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1.
苏浙皖地区海相油气地质特征及勘探目标的选择   总被引:1,自引:0,他引:1  
从晚震旦世开始至中三叠世,苏浙皖(下扬子)地区沉积了三套巨厚的海相烃源岩系,即:上震旦统一上奥陶统,石炭系-二叠系,下三叠统海相烃源岩,三套烃源岩热演化特点不同,下古生界烃源岩经历了加里东、印支-燕山期构造阶段的热演化,已达过成熟干气阶段,上古生界烃源岩基本处于生油阶段晚期;大部分三叠系烃源岩处于成熟生油阶段,少数处于未成熟阶段,区内下古生界烃源岩经历了两次成油过程,第一次发生在加里东运动前的盆地沉降阶段,第二次发生在加里东运动后晚古生代陆表海代积阶段,全区海相油气储盖条件发育,配置有利,经多年油气勘探证实,下古生界油气勘探应立足于苏北地区,上古生界油气勘探除苏北地区外,尚有皖南与浙西地区,中生界海相油气勘探应集中在区内几个发育较好的中生代盆地,如常州、句容,无为,望江盆地等。  相似文献   

2.
马来盆地烃源岩包括湖相页岩和河流三角洲相煤、页岩.湖相烃源岩为盆地主力烃源岩,K组页岩是盆地中生烃潜力最好的烃源岩.盆地中部源岩通常都是过成熟,边缘大多处于生油窗或未成熟.中-晚中新世马来盆地发生构造反转,反转主要集中在盆地的东南部和中部,构造反转与油气成藏关系密切.盆地中央的反转强度比侧翼大,东南方向反转强度增加.马来盆地大致划分为4个成藏组合带:基底成藏组合带、下部成藏组合带、中部成藏组合带和上部成藏组合带.晚渐新世-中中新世构造成藏组合带为马来盆地内最重要的一个成藏组合带,其石油储量占整个盆地的85%,天然气占48%.盆地烃源岩经历多期生烃和混合生烃的过程,在盆地南部烃源岩生烃受到抑制.油气运移以横向运移为主,垂向运移为辅.油气藏分布主要受烃源岩成熟度和盆地形态的控制,呈现东南部和中部为油藏、北部为气藏的分布格局.将马来盆地划分为6个大勘探区域,其中东南挤压背斜区是马来盆地主力油气产区,石油储量占整个马来盆地的69%,天然气储量占62%.提出9个潜在有利目标区,其中3个为潜在勘探有利区,6个为新兴勘探区.  相似文献   

3.
马来盆地烃源岩包括湖相页岩和河流三角洲相煤、页岩.湖相烃源岩为盆地主力烃源岩,K组页岩是盆地中生烃潜力最好的烃源岩.盆地中部源岩通常都是过成熟,边缘大多处于生油窗或未成熟.中-晚中新世马来盆地发生构造反转,反转主要集中在盆地的东南部和中部,构造反转与油气成藏关系密切.盆地中央的反转强度比侧翼大,东南方向反转强度增加.马来盆地大致划分为4个成藏组合带:基底成藏组合带、下部成藏组合带、中部成藏组合带和上部成藏组合带.晚渐新世-中中新世构造成藏组合带为马来盆地内最重要的一个成藏组合带,其石油储量占整个盆地的85%,天然气占48%.盆地烃源岩经历多期生烃和混合生烃的过程,在盆地南部烃源岩生烃受到抑制.油气运移以横向运移为主,垂向运移为辅.油气藏分布主要受烃源岩成熟度和盆地形态的控制,呈现东南部和中部为油藏、北部为气藏的分布格局.将马来盆地划分为6个大勘探区域,其中东南挤压背斜区是马来盆地主力油气产区,石油储量占整个马来盆地的69%,天然气储量占62%.提出9个潜在有利目标区,其中3个为潜在勘探有利区,6个为新兴勘探区.  相似文献   

4.
苏里格西部上古生界天然气成藏主控因素分析   总被引:1,自引:0,他引:1  
通过对苏里格西部地区上古生界烃源条件、储盖组合及成藏过程、成藏控制因素分析表明:气水分布受烃源岩厚度、生烃强度、运移动力和通道、异常压力等条件的控制。源储剩余压力差是天然气从烃源岩通过输导通道进入圈闭最主要的动力,砂体-孔隙型、微裂缝等为天然气的运移提供了有利的输导通道,异常压力封闭对整个研究区上古生界的天然气聚集和保存起着重要的作用。  相似文献   

5.
下扬子地区海相盆地演化及油气勘探选区评价   总被引:2,自引:0,他引:2  
从晚震旦世开始至中三叠世,下扬子地区沉积了三套巨厚的海相烃源岩系(Z2-O3、C-P、T1).三套烃源岩热演化特点不同,下古生界烃源岩经历了加里东、印支-燕山期构造阶段的热演化(已达过成熟干气阶段);上古生界烃源岩基本处于生油阶段晚期;三叠系大部烃源岩处于成熟生油阶段,少数处于未成熟阶段.区内下古生界烃源岩经历了两次成油过程,即加里东运动前的盆地沉降阶段和加里东运动后晚古生代陆表海沉积阶段.海相油气储盖条件发育,配置有利,经多年油气勘探证实,下古生界油气勘探应立足于苏北地区;上古生界油气勘探除苏北地区外,尚有皖南与浙西地区.中生界海相油气勘探应集中在几个发育较好的中生代盆地,如常州、句容、无为、望江等盆地.  相似文献   

6.
门限控烃作用及其在有效烃源岩判别研究中的应用   总被引:14,自引:2,他引:14  
油气在生排运聚成藏过程中需经历生烃门限、排烃门限、成藏门限和资源门限。某一确定的油气运聚成藏系统进入任一门限都将损耗一部分烃量,实际地质条件下源岩生成的烃量只有超过进入各个门限时损耗烃量之和后才能大规模聚集成藏,构成油气勘探的远景区;只有提供的油气满足成藏过程中各种油气损耗形成工业油气聚集的源岩才称为有效烃源岩。阐明了各门限地质含义、判别标准和控油气作用机理,并将门限控烃作用在塔里木盆地台盆区古生界碳酸盐岩源岩评价中进行了应用。研究表明,不存在一个放之四海而皆准的最小有机质丰度下限,最小有机质丰度下限受源岩自身条件及成藏地质条件的共同影响。  相似文献   

7.
渤海湾盆地潜山油气资源量丰富,深化潜山油气成藏研究,定量评价潜山油气充注能力,对该盆地潜山油气勘探具有重要意义.以大量统计资料为基础,对渤海湾盆地冀中坳陷潜山油气成藏模式及充注能力开展了系统研究.研究表明:潜山油气成藏受烃源岩及供烃方式、储集特征、储盖组合等多种因素的控制,与烃源岩大面积直接接触的、长期风化淋滤的潜山储集体,最有利于油气成藏.研究区潜山油气藏分为高位潜山型、中位潜山型和低位潜山型大类;以任丘、苏桥、牛东1这3个典型潜山油气藏为代表,建立了高位、中位、低位3类潜山油气成藏模式.高位模式多分布于中央隆起带,具有“双向油源、源储对接”的特点;中位模式多分布于斜坡带,具有“侧向油源、复合输导”的特点;低位模式多分布于洼陷带,具有“顶部油源、不整合输导”的特点.综合考虑烃源岩生烃强度、潜山储层物性、供烃方式、储盖组合类型以及供烃窗口等多种潜山成藏主控因素,建立了潜山油气充注能力定量评价公式并对9个典型潜山油气藏进行了评价,3类潜山油气藏的油气充注能力明显不同,其中高位潜山油气充注能力最强,低位潜山次之,中位潜山最弱.   相似文献   

8.
烃源岩作为油气成藏要素的首要条件,其品质的好坏和分布直接制约着油气藏的形成和展布。四川盆地海相碳酸盐岩勘探实践及地质研究充分证明,海相油气藏源控性特征依然十分显著,规模烃源是基础,规模性分布的优质烃源岩是大中气田形成的重要基础,大中型气田都具有近源(生烃中心)分布的特征:乐山-龙女寺古隆起已获得勘探发现的震旦系-下古生界安岳气田、威远气田及资阳含气构造位于德阳-安岳台内裂陷槽两侧,紧邻裂陷槽内下寒武统优质烃源岩发育区,近源成藏有利;川东石炭系气藏直接覆盖于志留系广覆式分布的优质烃源岩之上,成藏条件优越;二、三叠系礁滩气藏位于开江-梁平海槽上二叠统优质烃源岩发育区两侧,近源成藏有利。  相似文献   

9.
构造、储层和烃源条件研究表明,东濮凹陷潜山主要为断裂控制的后成潜山,储层条件以下古生界峰峰组风化壳和上马家沟组相对较好,油气源为下第三系源岩和上古生界煤系地层,通过原油生标物对比发现,下第三系源岩对潜山油气藏有一定的贡献  相似文献   

10.
下扬子区海相油气成藏特征   总被引:3,自引:0,他引:3  
下扬子区从晚震旦世开始至中三叠世沉积了三套巨厚的海相烃源岩系,即上震旦统一上奥陶统、石炭系一二叠系、下三叠统海相烃源岩。三套烃源岩热演化特点不同,下古生界烃源岩经历了加里东、印支——燕山期构造阶段的热演化,已达过成熟干气阶段;上古生界烃源岩基本处于生油阶段晚期;大部分三叠系烃源岩处于成熟生油阶段,少数处于未成熟阶段。全区海相油气储盖条件发育,配置有利,具有良好的找油气前景。  相似文献   

11.
鄂尔多斯盆地海相碳酸盐岩层系天然气成藏研究   总被引:7,自引:0,他引:7  
鄂尔多斯盆地两套优质烃源岩,即上奥陶统背锅山组泥灰岩和中奥陶统平凉组中下部页岩,是海相碳酸盐岩层系古油藏原油和现今靖边气田油型气的主要来源。两套优质烃源岩主要分布在盆地的西部和西南部,呈"L"型展布,盆地内部缺失;它们累计厚度约50~350m。平凉泥岩TOC介于0.5%~1.2%,平均0.9%,厚度20~50m,而灰岩TOC主要分布在0.2%~0.4%区间,平均0.3%。背锅山组泥岩有机碳相对较高,TOC介于0.22%~3.3%,平均为0.93%。三叠纪末期,两套优质烃源岩生成的大量液态烃类进入中央古隆起控制的斜坡部位,形成古油藏;侏罗纪-早白垩世,地层持续加深和地温梯度升高,烃源岩热演化程度达到高-过成熟阶段,古油藏温度超过180℃,原油开始热裂解生成天然气。油气的热裂解导致气藏压力不断增大,驱使部分气体进一步扩散运移。晚白垩世燕山运动IV幕,盆地东部大规模持续挤压抬升导致了原有油气藏经历了西高东低转变为东高西低的构造反转,形成构造枢纽。中央隆起带聚集油气的优势被改造,裂解形成的天然气向东或东北方向运移。但是运移过程中,东部盐岩、膏盐、致密碳酸盐岩侧向封堵。在靖边气田中心部位,由于奥陶系顶部缺失石炭系铁铝土岩封盖,使得部分石炭-二叠系生成的天然气沿着不整合面进入风化壳,形成从奥陶系来源的原油裂解气与石炭-二叠系生成的煤型气相混合。  相似文献   

12.
鄂尔多斯盆地中生界低渗透岩性油藏形成规律综述   总被引:15,自引:0,他引:15  
刘显阳  惠潇  李士祥 《沉积学报》2012,30(5):964-974
鄂尔多斯盆地中生代为典型的大型内陆坳陷湖盆,含油层系主要为三叠系延长组和侏罗系延安组。长7优质烃源岩为中生界油藏的主要源岩,异常高压为中生界低渗透储层油气大规模运移的主要动力,孔隙性砂体和裂缝系统是中生界石油运移的主要通道,多种输导体系和异常压力的有效组合控制了油藏的展布特征。利用储层成岩流体包裹体、自生伊利石测年和沥青期次等多种方法对成藏期次进行了分析,认为中生界油藏的形成为连续充注一期成藏的特点,成藏期可分为早、中、晚三个阶段,分别对应于早白垩世早期、中期和晚期,主成藏期为早白垩世中期的中期成藏阶段。总结出鄂尔多斯盆地延长组低渗透岩性油藏的形成规律,在长7优质烃源岩欠压实作用和生烃增压共同产生异常高压生的作用下,原油通过互相叠置的相对高渗砂体向上、向下运移,在长4+5、长6、长8形成大规模岩性油藏,并通过微裂缝和前侏罗纪古河输导体系,在长2及侏罗系形成了构造-岩性油藏。  相似文献   

13.
深盆气藏地质特征与研究意义——以鄂尔多斯盆地为例   总被引:4,自引:1,他引:4  
深盆气藏位于构造下倾部位或盆地中央,上部含水,是具有特殊成藏地质条件的非常规气藏,深盆气藏具以下特征;气在水在上的气水倒置,气藏流体压力低于静水压力,烃源岩与气藏紧密伴生,源岩生气量大供气充足,油气热演化程度高,储层具低孔隙度低渗透率,单井产量低但地质储量大等,本以我国鄂尔多斯盆地为例进一步阐明深盆气藏的特征,国外对深盆气藏研究极为重视,天然气的产量也占有很大比重,在我国研究程度较低,深盆气的深入研究对我国天然气的勘探开发有重要意义。  相似文献   

14.
四川盆地作为中国六大气区之一,为中国天然气快速发展作出了突出贡献。其海相克拉通沉积厚度达4000~7000 m,天然气富集层系以海相碳酸盐岩为主。为了指导该盆地海相碳酸盐岩下一步天然气勘探的方向和目标,本文结合前人研究成果和多年来的勘探经验,从控制油气成藏的关键地质要素出发,系统总结了四川盆地海相碳酸盐岩天然气富集规律,认为:"源控性"——烃源岩在空间上的互补性分布总体控制了天然气的纵横向展布,纵向上距离烃源岩较近的储集层含气性普遍较好,平面上油气藏围绕优质烃源岩发育区(生气或油中心)呈环带状分布;"相控性"——有利的沉积相带对储层发育、天然气富集控制作用明显,即"相控储、储控藏";岩溶作用改善了碳酸盐岩气藏储集层的储渗条件;古隆起继承性的发展控制了油气的早期运聚成藏;现今构造对天然气藏再调整、再分配的重要控制作用。综合应用天然气富集规律认识,四川盆地获得多个重大突破和发现,提交探明储量超万亿m3,极大地促进了中国天然气的快速发展。  相似文献   

15.
杨光  赵占银  王建强 《世界地质》2010,29(4):622-627
松辽盆地长岭断陷烃类气藏的分布主要受烃源岩分布和断裂发育特征两种因素控制。早期气藏的形成主要受控于烃源岩的分布,形成的是原生气藏;晚期气藏的形成主要是因为有沟通气源(沙河子组和营城组烃源岩)和圈闭的断裂作为油气运移的通道,形成的是次生气藏。目前已发现的主要含气构造(哈尔金、大老爷府及双坨子构造)在营城组末期已见雏形,大多数构造定型于嫩江末期,含气构造形成时间早于主生烃时间。伏龙泉构造形成于嫩江时期,定型于古近纪末期。烃类气藏主要形成于青山口—嫩江时期。营城组火山岩和登娄库—泉头组一、二段的碎屑岩储集层是未来烃类气勘探的主要目标。  相似文献   

16.
The exploration targets in the Kuqa Depression at present are mainly structure traps in Cretaceous-Tertiary. Due to the complexity of mountain distribution and reservoir forming conditions, the exploration of Jurassic in the eastern Kuqa Depression has been in a state of semi-stagnation since the discovery of the Yinan-2 gas reservoir. According to the concept and theory of “continuous petroleum reservoirs” and the re-analysis of the forming conditions of the Yinan-2 gas reservoir and regional natural gas in the eastern Kuqa Depression, it is believed that the deep Jurassic has good natural gas accumulation conditions as well as geological conditions for forming continuous tight gas reservoirs. The boundary of the Yinan-2 gas reservoir is not controlled by a structural spillpoint. The downdip part of the structure is dominated by gas, while the hanging wall of the fault is filled by water and forming obvious inverted gas and water. The gas reservoir has the normal temperature and ultra-high pressure which formed in the near source or inner-source. All of these characteristics indicate that the Yinan-2 gas reservoir is different from conventional gas reservoirs. The deep Jurassic in the eastern Kuqa Depression has multisets of source-reservoir-cap assemblages, which comprise interbedded sandstones and mudstones. These assemblages are characterized by a self-generation, self-preserving and self-coverage model. Reservoir sandstones and coal measure mudstones are interbedded with each other at a large scale. As the source rocks, Triassic-Jurassic coal measure mudstones distribute continuously at a large scale and can generate and expel hydrocarbon. Source rocks contact intimately with the overlying sandstone reservoirs. During the late stage of hydrocarbon expulsion, natural gas charged continuously and directly into the neighboring reservoirs. Petroleum migrated mainly in a vertical direction over short distances. With ultra-high pressure and strong charging intensity, natural gas accumulated continuously. Reservoirs are dominated by sandstones of braided delta facies. The sand bodies distribute continuously horizontal. With low porosity and low permeability, the reservoirs are featured by strong heterogeneity. It is hypothesized that the sandstones of the interior depression tend to be relatively tight with increasing depth and structure stress weakness. Thus, it is predicted that continuous tight gas reservoirs of ultra-high pressure may exist in the deep formations of the eastern and even the whole Kuqa Depression. So, it is worth evaluating the exploration potential.  相似文献   

17.
The Lower Triassic Jialingjiang Formation reservoirs are distributed widely in the East Sichuan Basin, which are composed mainly of fractured reservoirs. However, natural gas with high concentration of H2S, ranging from 4% to 7%, was discovered in the Wolonghe Gas pool consisting primarily of porous reservoirs, while the other over 20 fractured gas reservoirs have comparatively low, tiny and even no H2S within natural gases. Researches have proved the H2S of the above reservoirs are all from the TSR origin. Most of the Jialingjiang Formation natural gases are mainly generated from Lower Permian carbonate rocks, the Wolonghe gas pool's natural gases are from the Upper Permian Longtan Formation, and the natural gases of the Huangcaoxia and Fuchengzhai gas pools are all from Lower Silurian mudstone. The formation of H2S is controlled by the characteristics and temperature of reservoirs, and is not necessarily related with gas sources. The Jialingjiang Formation in East Sichuan is buried deeply and its reservoir temperature has ever attained the condition of the TSR reaction. Due to poor reservoir potential, most of the gas pools do not have enough room for hydrocarbon reaction except for the Wolonghe gas pool, and thus natural gases with high H2S concentration are difficult to be generated abundantly. The south part of East Sichuan did not generate natural gases with high H2S concentration because the reservoir was buried relatively shallow, and did not suffer high temperature. Hence, while predicting the distribution of H2S, the characteristics and temperature of reservoirs are the necessary factors to be considerd besides the existence of anhydrite.  相似文献   

18.
在一定条件下,构造圈闭只有达到一定的闭合高度,气水才能有效地分离,当达到一定含气饱和度和储量规模后便形成天然气藏,因而,必然有一个成藏闭合度的下限值。该值受储层物性、盖层条件、储盖配置情况、圈闭形态和规模、水动力强度和方向等多种因素的影响,故因地而异。柴达木盆地东部三湖地区的研究表明:1)根据储层毛细管压力曲线计算天然气成藏的最小气柱高度可间接得到最小成藏幅度,不同的储层对应不同的闭合度下限,从1m至上百米不等;2)根据盖层的封闭能力计算盖层封闭的最大气柱高度可从几十米到上百米,每种类型的储层成藏的闭合度下限始终小于盖层所能封闭的最大气柱高度,因此盖层不是制约闭合度下限的因素;3)在特有的水动力条件下,如果不考虑其它因素,成藏的闭合度下限与圈闭短轴半径的关系可以涩北气田为例,与其圈闭面积相当的构造圈闭,闭合度必须大于25m才能构成气藏。据此认为储层条件和圈闭规模是该区天然气成藏下限的主要制约因素。确定低幅度构造圈闭天然气成藏的闭合度下限对今后寻找低幅度构造圈闭具有重要意义。  相似文献   

19.
吴起-志丹地区延长组下组合包括长8、长9和长10三个油层组。在研究区中、西部,下组合油气主要来源于长73烃源岩;在研究区东部,下组合油气主要来源于长91烃源岩。624个储层样品的X衍射和薄片镜下观察表明,研究区下组合储层中普遍发育浊沸石胶结物,其体积分数在纵向上具有明显的规律性:研究区中、西部浊沸石体积分数在长8段最低,向下逐渐增高,在长10段普遍发育浊沸石胶结物;研究区东部浊沸石体积分数则在长91段最低,向上部长8段逐渐增高,向下部也有所增高,在长10段达到最大值。浊沸石的这种变化规律与烃源岩成熟和流体释放密切相关。浊沸石属于早成岩阶段形成的碱性低温铝硅酸盐矿物,在有机质成熟释放出的有机酸和CO2作用下,由近及远会发生不同程度的溶蚀作用,造成纵向上距离烃源岩越近,浊沸石残留得越少,距离烃源岩越远,浊沸石保留得越多。该分布规律可以指示烃源岩成熟后释放流体运移的距离和范围。  相似文献   

20.
鄂尔多斯盆地上古生界低压异常研究中应注意的几个问题   总被引:1,自引:3,他引:1  
通过对鄂尔多斯盆地上古生界砂泥岩压实特征、压力成因的研究,结合上古生界不同岩性的组合关系分析,认为上古生界非烃源岩与烃源岩、砂岩和泥岩的地层压力成因有明显区别。非烃源岩系统泥岩的异常高压主要由“非均衡压实”作用产生;而生气作用是烃源岩增压的关键因素,同时也是上古生界天然气运移、成藏的主要动力源;砂岩与泥岩弹塑性有明显差别,构造抬升剥蚀成为砂岩降压的主要机理,而对泥岩影响有限,石千峰-上石盒子组非烃源岩目前仍具明显非均衡压实特征,多处于高压异常,而储层表现为低—正常压力,目前上古生界为一个高低压相间共存的复杂压力系统。上古生界压力的形成与演化历史表明,对于上古生界用流体势的高低来研究互不连通砂体之间的区域运移可能并不适宜。利用Berg临界烃类柱高度的公式计算,上古生界储层能引起天然气运移需要的最小连续气柱高度在22.07 m~67.36 m,远大于砂岩的单层厚度(5 m~15 m)。从天然气的生产能力、天然气聚集、成藏角度分析,山2段毛管中值压力平均值小于6.21MPa、砂岩厚度大于4 m以上的优质储层,才具有聚集、成藏和产出天然气能力,而排驱压力大、孔隙结构差、厚度小的砂岩,由于成藏动力小于成藏阻力,难于形成具规模的气层。  相似文献   

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