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经历了复杂构造演化历史的中国主要海相残留盆地具备了盆地油气成藏的最基本条件,诸如烃源岩、油源、输导系统、储集层、封盖层、圈闭等以及成藏动力学条件。海相残留盆地中,当有效烃源岩、有效储集体、有效封盖层系形成“三位一体”的有机配置时,即形成有效成藏组合。受盆地构造演化控制,中国主要海相残留盆地发育有加里东期风化壳上下组合、海西—印支期海陆交互相互层组合、中—古生界与陆相中—新生界“下生上储”组合等三类有效成藏组合。决定这些盆地成藏组合有效性的主要因素还包括油气成藏组合的封盖系统、成藏系统的构造分割性等。由此,不同海相残留盆地油气富集程度存在显著差异。 相似文献
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沉积盆地油气成藏期研究及成藏过程综合分析方法 总被引：24，自引：0，他引：24
从油气成藏研究的发展阶段入手讨论了油气成藏期研究方法的演变,早期主要从生、储、盖、运、聚、保各项参数的有效配置,根据构造演化史、圈闭形成史与烃源岩生排烃史来推断油成藏期次和过程;近年来随着科技的进步,油气成藏期的"正演"分析方法,如对构造演化史、圈闭发育史与烃源岩生排烃史的研究越来越深入、精细,相应地深化了油气成藏条件、期次和过程的认识;同时,依靠"成藏化石"记录方面的成藏期定量数据分析可以"示踪"油气成藏期次和过程,如具有封闭特征的记录了沉积盆地早期油气成藏条件和过程的流体包裹体研究,具有开放特征的反映油气充注、演化过程的油气分异特征、储层沥青分析及自生矿物年代学研究等。并以克拉 2气田成藏过程为例,提出了在油气分异特征、包裹体分析、储层沥青分析和成岩矿物年代学等研究的基础上,结合盆地构造演化史、沉积埋藏史、烃源岩热演化史以及各种成藏条件的有效匹配,综合分析油气成藏期次、过程的方法。 相似文献
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深水浊积砂岩油气藏是当今世界油气勘探的热点领域。基于地震、钻井、地球化学等资料,系统分析了西非北段科特迪瓦盆地深水浊积砂岩油气成藏的差异性。研究表明,科特迪瓦盆地经历了裂陷期（早白垩世）和漂移期（晚白垩世—现今）两大构造演化阶段,漂移期发育塞诺曼—土伦阶优质海相烃源岩,裂陷期发育阿普特—阿尔布阶湖相烃源岩。漂移期层系为盆地的主力勘探层系,发育两种类型的浊积砂岩油气藏。塞诺曼—土伦阶浊积砂岩油气藏为典型的“砂体运移、自生自储、源内成藏”的油气成藏模式,其油气主要来源于塞诺曼—土伦阶烃源岩,广泛分布的浊积砂岩是油气运移的主要路径,烃源岩的生、排烃期决定了油气成藏时期,是否发育有效烃源岩是该类油气藏成藏的主控因素。圣通—马斯特里赫特阶浊积砂岩油气藏为典型的“断裂运移、下生上储、源外成藏”的油气成藏模式,其油气主要来源于深部裂陷期阿普特—阿尔布阶湖相烃源岩,断裂是油气运移的主要路径,断裂的活动控制了油气的运移和成藏时期,是否发育油源断裂是该类油气藏成藏的主控因素。 相似文献
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黄骅坳陷歧古1井古生界烃源岩的二次生烃演化 总被引：10，自引：1，他引：10
黄骅坳陷歧古1井的古生界烃源岩自形成以来经历了复杂的构造—埋藏史,并发生多次生烃演化。基于详细的构造-埋藏史研究,并结合矿物包裹体分析,运用EASY％R_o数值模拟技术,深入研究了歧古1井的古生界烃源岩的埋藏史、受热史和生烃史,阐明了歧古1井古生界生烃作用发生的构造期次、生烃强度,揭示了歧古1井古生界烃源岩曾发生过多次重要的生烃作用过程,其主要发生在海西—印支期和喜马拉雅晚期,得出了主要二次生烃作用发生在喜马拉雅晚期的重要结论,并提出了歧口凹陷是有望实现黄骅坳陷深层古生界找油突破的有利地域。 相似文献
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和田古隆起作为塔里木盆地三大古隆起之一,随着勘探程度的加大,古隆起演化及其对油气成藏控制作用的研究尤显不足.基于对构造、锆石定年、油气包裹体等资料分析,揭示和田古隆起经历了多期构造叠加改造阶段,并控制了寒武系烃源岩的生排烃、奥陶系储层的形成和油气的运聚.在加里东中期-海西早期,和田古隆起控制了奥陶系碳酸盐岩储层的发育;玉北1井于奥陶系鹰山组风化壳中油包裹体成熟度资料表明,鹰山组风化壳存在至少两次油气充注;在加里东晚期-海西早期,存在一期成藏,残留为沥青.烃类包裹体以及与其共生的气液两相盐水包裹体均一温度处于100~110 ℃,结合埋藏史判定包裹体捕获时间为海西晚期.海西晚期,和田古隆起进入埋藏阶段,下伏寒武系烃源岩此阶段达到生烃高峰,奥陶系圈闭定型,油气沿不整合及断裂运移充注,在和田古隆起高部位及岩溶斜坡区有利于油气聚集,构成了和田古隆起的主成藏阶段;在喜山期,和田古隆起发生反转,奥陶系古油藏调整、改造,油气向北运移,麦盖提斜坡奥陶系构造枢纽带是油气成藏的有利区带,玉北地区中西部成为油气的有利靶区. 相似文献
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本文利用塔里木盆地巴楚—麦盖提地区8口井53块样品开展了流体包裹体的荧光观察和显微测温、测盐系统分析,并结合埋藏史、热演化史确定了研究区古生界油气藏的主要成藏期次及成藏时间。研究结果表明,研究区古生界油气藏曾发生过2期4个幕次的油气运聚事件,即：海西晚期的早成藏阶段,其可进一步划分为晚石炭世—早二叠世（距今309.40~289.20 Ma）和晚二叠世—早三叠世（距今262.90~241.20 Ma）2个幕次;喜马拉雅晚期的晚成藏阶段,主要以高成熟油充注及天然气成藏为主,其可划分为新近纪晚期（距今6.31~4.17 Ma）和第四纪早期（距今2.31~1.62 Ma）2个幕次。结合盆地构造演化史认为,2期油气运聚事件分别受海西晚期和喜马拉雅晚期构造运动控制,印支—燕山期构造抬升中止了烃源岩演化,形成了海西晚期和喜马拉雅晚期2个重要的油气成藏时期。 相似文献
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伊通盆地梁家～五星构造带油气成藏规律 总被引：1，自引：0，他引：1
伊通盆地梁家～五星构造带存在有效烃源岩、优质储层、良好盖层及有利的圈闭和保存条件,因而具备优越的油气成藏条件。通过地层回剥技术恢复烃源岩的生烃史,可知双阳组、奢岭组和永吉组烃源岩进入生烃门限和大量排烃的时间不同,因此所产出的流体性质存在差异。利用盐水包裹体的均一温度,沉积埋藏史及热史综合研究,确定工区油气经历了二期的充注与成藏过程,建立了油气的成藏模式。油气成藏遵循:"切源断层控制油气的输导;储层质量控制油气的充注;构造和砂体控制油气的分布;烃源岩成熟度决定油气藏的类型"的规律。 相似文献
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综合油气地球化学、流体包裹体和构造演化资料,对塔里木盆地顺北地区奥陶系不同断裂带油气性质差异性、成藏期次及油气充注过程进行研究。地球化学分析表明,顺北地区不同断裂带油气物性和成熟度存在差异,由西向东从7号断裂带向1号断裂带原油密度变小,西部的7号带和5号带北段油气成熟度低,5号带南段和1号带油气成熟度高。包裹体分析结果表明,顺北地区奥陶系油气藏存在加里东晚期、海西晚期及喜马拉雅期多期油气充注过程。自西向东不同断裂带上主成藏期存在差异,西部的7号及5号断裂带油气成藏期为加里东晚期和海西晚期,东部的顺北1号断裂带多了一个晚期油气成藏即喜马拉雅期成藏。顺北地区多期油气充注成藏是导致该区油气成熟度变化的主要原因。研究区奥陶系成藏期古构造对断裂带的油气充注具有控制作用。加里东晚期,研究区走滑断裂带构造均处于充注有利区;海西晚期,顺北11号断裂带及其以西地区充注来自东部满加尔的油气概率较低。喜马拉雅期,仅顺北1号断裂带及其以东获得高熟油气充注。 相似文献
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海相碳酸盐岩烃源岩热解动力学研究:全岩和干酪根的对比 总被引：12，自引：3，他引：9
我国海相碳酸盐岩地层分布广泛,厚度巨大,经历的地质历史较长,特点是有机质丰度低,多处于高过成熟阶段.碳酸盐岩烃源岩评价对我国的油气资源评价与勘探至关重要.用生烃动力学方法来研究碳酸盐岩生油气过程是一个值得探索的研究方向.本文通过生烃动力学热模拟实验,求取了碳酸盐岩全岩和其干酪根不同烃类组分(甲烷、 C2～ C5气态烃)的生成动力学参数并进行对比.结果表明,在生烃动力学热解实验中,全岩和其干酪根具有相似的动力学参数,采用烃源岩应该比干酪根更符合实际,但是干酪根样品可以测得更为详细的实验数据,因此可以根据样品的情况,选择合理且易行的实验条件.在此基础上,以本文得到的参数作为参照指标,用动力学方法外推到地质实际中,可准确地提出适合我国的碳酸盐岩生烃定量模型,能为碳酸盐岩的资源评估等方面给出定量数值,从而为有效烃源岩的定量评价提供一种新的方法和途径. 相似文献
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塔中隆起海相碳酸盐岩大型凝析气田成藏特征与勘探 总被引：3，自引：0，他引：3
多次资评与勘探实践表明塔中隆起成藏条件优越,海相碳酸盐岩油气资源丰富,奥陶系油气藏集中赋存于上奥陶统礁滩体与下奥陶统风化壳储层中,缝洞系统控制了大型凝析气藏纵向多套叠置-横向准层状分布规律。多学科、动静态一体化研究表明,形成塔中海相碳酸盐岩大型凝析气田主力烃源岩为寒武-奥陶系两套碳酸盐岩,原油具有明显的混源特征,天然气主要来源于中-下寒武统高成熟度原油裂解气。奥陶系海相碳酸盐岩凝析气藏是古油藏在喜山期被寒武系来源的原油裂解气气侵的结果,经历了三期成藏过程,即中晚加里东期、晚海西期原油充注,喜山期注气。两套烃源岩长期供烃是形成塔中奥陶系海相碳酸盐岩大型凝析气田的物质基础,构造作用、岩溶作用是形成了塔中奥陶系多套优质碳酸盐岩储集体的主控因素,断裂、不整合面、缝洞发育带构建的网状油气输导体系是塔中海相碳酸盐岩复式聚集混源成藏的重要保障。塔中奥陶系海相碳酸盐岩具备10亿吨当量的油气资源潜力。 相似文献
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中国海相碳酸盐岩层系油气勘探特殊性问题 总被引：87，自引：4，他引：83
中国至少有3 0 0×1 08t的海相碳酸盐岩油气资源量,是十分重要的勘探领域。在近5 0年的勘探历程中虽有塔河、普光等碳酸盐岩大油气田的发现,但探明储量仍然很低,这与勘探投入低有关,但更主要的原因在于中国海相碳酸盐岩油气地质的特殊性。经研究其特性可概括为7个方面:(1)碳酸盐岩层系形成于多旋回的叠合盆地;(2)碳酸盐岩层系时代老,埋藏深;(3)烃源岩具有多元、多期生烃;(4)储集层类型多、非均质性强;(5)圈闭类型多样,以隐蔽圈闭和复合圈闭为主;(6)油气藏改造、破坏严重,保存条件复杂;(7)油气藏分布复杂,预测难。要尽快实现碳酸盐岩油气探明储量的快速增长,缓解国内油气资源供需矛盾,必须加强碳酸盐岩油气富集与分布规律的理论研究和勘探技术攻关。文中将中国海相碳酸盐岩油气富集理论的研究凝练为三个方面的科学问题:(1)海相碳酸盐岩层系发育环境、构造演化及其对有效烃源岩的控制作用;(2)海相碳酸盐岩介质油气运聚机理;(3)海相碳酸盐岩层系油气多期成藏与保存机理;同时指出要加大碳酸盐岩地区的地震、钻井和测井等系列技术的攻关力度,以提高勘探的成功率。 相似文献
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碳酸盐岩烃源岩判识与实践——以四川盆地为例 总被引：1，自引：0，他引：1
碳酸盐岩可以成为烃源岩,并为油气藏提供丰富的烃源,但不是所有碳酸盐岩都可以视为烃源岩。碳酸盐岩在成藏进程中,往往作为输导层或储集层,并常有外源有机质的干扰。碳酸盐岩烃源岩应该是有机质原生赋存(与矿物结合成为沉积的一部分),具有一定丰度值,在适宜的热成熟阶段,同样可以形成液态烃和气态烃。碳酸盐岩烃源岩发育于低能环境的沉积相——开阔海台地相、局限海台地相、生物泥丘相、斜坡相,等等。泥质泥晶灰岩,生物泥—粒泥岩—泥粒岩微相,应该是碳酸盐岩烃源岩的主要岩类。碳酸盐岩烃源岩与油系泥质烃源岩比较,具有油窗凸显且高峰期前移、气态烃峰期不明显且有后延、液态烃产率高的特点。据对碳酸盐岩烃源潜量的评估,它在四川盆地烃源中占20%～25%,为油气成藏作出了重要贡献。 相似文献
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塔里木盆地海相碳酸盐岩与油气 总被引：1，自引：0，他引：1
塔里木盆地碳酸盐岩主要分布于台盆区寒武系—奥陶系,它既可以作为油气的储层和源岩,也可以作为油气的盖层或遮挡体。碳酸盐岩主要发育于碳酸盐岩台地相和斜坡相之中,其中开阔台地及台地边缘坡折带的生物碎屑滩和砂屑滩、局限台地的白云岩坪是主要的储集相带。潜山溶孔溶洞型白云岩、石灰岩及礁滩复合体中的生物碎屑灰岩、砂屑灰岩、鲕粒灰岩、礁灰岩以及潮坪白云岩是主要的储集岩。寒武系—下奥陶统、中—上奥陶统都发育有较好的碳酸盐岩烃源岩。根据油气的分布与聚集特点,对碳酸盐岩油气藏作了分类。论述了塔里木盆地碳酸盐岩油气勘探的前景和重要目标。 相似文献
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从滨里海盆地上古生界油气探讨中国海相碳酸盐岩油气勘探的科学思路 总被引：6，自引：0，他引：6
中国海相碳酸盐岩油气勘探“久攻不克”,其中碳酸盐岩有机质丰度和油气运移是两大难题。滨里海盆地上古生界油气储量的地质成藏条件分析提供了一种碳酸盐岩油气成藏模式,即碳酸盐岩油气生成与地幔流体以及与中地壳的低速、高导层有关。原油、沥青、干酪根的 Pb、Sr、Nd 同位素组成、碳酸盐岩矿物与含水矿物的高温、高压实验、热液条件下 HCO_3~-与 H_2的实验均证实了上述认识,油气可以通过无机反应生成。根据这一油气生成模式,应该重新审视中国油气勘探的方针。近期可在西部三大克拉通盆地(塔里木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地)及南方海相碳酸盐岩地区以“碳酸盐岩—生物礁(白云岩化)—膏盐”的岩性结构为模式有望找到大型、超大型油气田,关键是对生物礁的勘探及识别技术的突破、白云岩孔洞、裂缝储层的识别、预测及膏盐层钻井技术的改进。 相似文献
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古生界海相碳酸盐岩油气对中国能源安全具有重要意义。以全球古生界海相碳酸盐岩大油气田的最新资料为基础,系统统计分析了古生界海相碳酸盐岩大油气田的地质特征及其分布规律。截至2013年底,全球15个含油气盆地中共发现了89个古生界海相碳酸盐岩大油气田,油气可采储量达495.9×108,t油当量,占全球海相碳酸盐岩层系油气总储量的20.9%。研究表明,大油气田分布在中东、前苏联、北美和亚太地区,其中,大油田主要分布于前苏联和北美,大气田则主要位于中东和亚太,20世纪70年代是大气田发现的高峰期。大油气田的油气主要来自古生界烃源岩,以志留系、石炭系、二叠系和泥盆系(按重要性排序)为主;烃源岩岩性主要为泥页岩、沥青质泥页岩和沥青质碳酸盐岩。盖层以蒸发岩和碎屑岩为主。层系上,油气主要富集于二叠系、石炭系和奥陶系,白云岩和生物礁储集层占重要地位。埋深上,储量分布相对集中的埋深为2500~3000,m、3500~4000,m和4000~4500,m,分别占总储量的52.6%、15.9%和9.5%。油气藏类型上,以构造圈闭为主,不过近年来发现的大油气田的非构造圈闭比例有所增大。建议中国古生界海相油气勘探应重视白云岩储集层,更重要的是,应加强深层海相碳酸盐岩层系油气成藏机理和分布主控因素的研究。 相似文献
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塔里木盆地寒武系-奥陶系泥质烃源岩发育的构造和沉积背景控制 总被引：5，自引：5，他引：0
塔里木盆地寒武系-奥陶系是主力烃源岩发育层段,而泥质岩烃源岩则是此时满加尔坳陷及其周边地区的主要烃源岩类型。通过露头和钻井资料,结合盆地区域构造演化分析可知,塔里木盆地寒武系-奥陶系泥质烃源岩主要沉积在具上升洋流的陆棚、滞流的海湾陆棚、正常陆棚、深海盆地以及淹没台地陆棚等不同的环境中。它们分别属于伸展的被动大陆边缘、伸展的裂陷槽盆和稳定的克拉通构造背景。这些沉积在不同构造和沉积背景中的泥质烃源岩,其有机质含量具有较大的差异,具上升洋流的陆棚环境中形成的泥质烃源岩中有机质含量最高,其次是滞流的海湾陆棚环境中形成的泥质烃源岩,正常陆棚环境中形成的泥质烃源岩的有机质含量相对较低,而真正深海洋盆环境中沉积的泥质沉积物中的有机质含量远不如陆棚环境中的泥质沉积物。淹没台地陆棚环境中沉积的泥质岩中有机质含量最低。这说明塔里木盆地构造和沉积背景对海相泥质烃源岩发育具有重要的控制作用。 相似文献
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By analyzing the characteristics of development, structural evolution and reservoir beds of the residual carbonate strata, this study shows that the residual carbonate strata in the Yingmaili low uplift are favorable oil and gas accumulation series in the Tabei （northern Tarim uplift） uplift. There are different patterns of hydrocarbon accumulation on the northern and southern slopes of the Yingmaili low uplift. The north-south differentiation of oil reservoirs were caused by different lithologies of the residual carbonate strata and the key constraints on the development of the reservoir beds. The Mesozoic terrestrial organic matter in the Kuqa depression and the Palaeozoic marine organic matter in the Manjiaer sag of the Northern depression are the major hydrocarbon source rocks for the northern slope and southern slope respectively. The hydrocarbon accumulation on the northern and southern slopes is controlled by differences in maturity and thermal evolution history of these two kinds of organic matter. On the southern slope, the oil accumulation formed in the early stage was destroyed completely, and the period from the late Hercynian to the Himalayian is the most important time for hydrocarbon accumulation. However, the time of hydrocarbon accumulation on the northern slope began 5 Ma B.P. Carbonate inner buried anticlines reservoirs are present on the southern slope, while weathered crust and paleo-buried hill karst carbonate reservoirs are present on the northern slope. The northern and southern slopes had different controlling factors of hydrocarbon accumulation respectively. Fracture growth in the reservoir beds is the most important controlling factor on the southern slope; while hydrocarbon accumulation on the northern slope is controlled by weathered crust and cap rock. 相似文献