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新疆库车坳陷克拉苏构造带异常高压及其成藏效应 总被引：16，自引：1，他引：16
异常高压在新疆库车坳陷克拉苏构造带是十分普遍的地质现象 ,它具有地层压力大、压力系数高、异常高压带上方广泛发育巨厚的塑性盐岩和膏泥岩封隔层以及异常高压体内的压力变化不规则的特征。克拉苏构造带的异常高压是由构造抬升和挤压引起的 ,明显具有压力封存箱的特征 ,对该地区油气藏的形成和保存起到十分重要的作用。由于异常高压和断层的影响 ,在克拉苏构造带上形成了上第三系它源、开放的静水压力油藏和白垩系—下第三系它源、半封闭的异常高压气藏两种油气成藏模式 相似文献
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中国东部逆断层及油气 总被引：1，自引：0，他引：1
传统上把我国的沉积盆地划分为东部拉张,中部过渡,西部挤压,这种观点曾经束缚了人们的地震解释思路,在中国东部的剖面上出现逆断层现象而不能予以确定。事实上,中国东部总体上以拉张构造为主,普遍发育正断层,但在勘探中也确实发现了逆断层,且对油气聚集具有重要的控制作用。从成因观点分析,这些逆断层主要可分为构造挤压型及重力滑动型两大类。构造挤压型逆断层按地质时代又可分为晚第三纪、白垩纪、古生代末等三个时期,它们分别对应于中国东部大地构造演化的三个“断陷—坳陷”旋回,断陷对应于构造拉张期,坳陷对应干构造挤压期,逆断层主要发育于坳陷发育时期。着重对两类逆断层的形成机制、演化规律及油气赋存状态进行了论述剖析。中国东部含油气盆地的构造运动不是一张到顶的;晚第三纪的构造挤压逆冲断层与重力滑动逆冲断层在形成机理上是有区别的;逆同生断层在晚期干上覆地层中形成的浅层构造,应是次生油气藏的良好场所。 相似文献
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关于断层在断陷盆地中对油气运聚作用的几点认识 总被引：3，自引：2，他引：1
断层是断陷盆地的一种普遍发育的构造,直接影响油气的运移和聚集．断层发育时间的确定和产状的恢复,可以保证油气运移研究的真实性．油气的生、运、聚发生在地质历史时期,恢复沉积埋藏史、生烃史、排烃史是排烃期与构造强烈活动期匹配断层研究的有效方法．“鱼骨状”油气富集群成藏模式揭示了陡坡带的油气富集规律． 相似文献
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辛也 《沉积与特提斯地质》2014,34(3):72-77
通过油源对比及储层特征、盖层特征、油气藏特征研究,将孤北地区沙四上亚段划分为自源自生自储油气成藏组合和混源旁生侧储油气成藏组合,解释了孤北地区沙四上亚段存在的3类油气成藏模式:自源侧向运聚模式、自源垂向运聚模式、混源混向运聚模式。构造圈闭、不整合面和断层发育是成藏组合油气成藏的关键因素。在异常高压的作用下,油气沿断层、不整合面和骨架砂体共同组成油气二次运移的立体网络,使陡坡、低隆起、缓坡各构造岩相带都能够成为油气运移的有利指向。 相似文献
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松辽盆地南部白垩纪-古近纪挤压构造的发现与盆地性质探讨 总被引：1，自引：0，他引：1
松辽盆地位于欧亚板块东部,毗邻太平洋板块,是叠置于华北板块和西伯利亚板块之间的晚古生代碰撞造山带之上规模最大的中-新生代陆相含油气盆地,具有断、坳双重结构。自白垩纪以来,松辽盆地南部主要经历两期挤压作用:NW-SE向挤压作用发生在下白垩统营城组碎屑岩段-上白垩统泉头组沉积时期,挤压作用持续了18Myr;近E-W向挤压作用发生在四方台组-古近系沉积时期,挤压作用至少持续了39.1Myr。两期挤压作用都表现出东强西弱的特点,第二期挤压作用的变形强度远大于第一期,并且在明水组沉积晚期变形强度最大,这期挤压作用奠定了松辽盆地现今的构造格局。下白垩统营城组上部碎屑岩段-上白垩统泉头组和四方台组-古近系的沉积作用分别记录了第一期、第二期挤压作用形成的反转构造和断层相关褶皱的变形过程。上述构造在不同时期隆升速率与沉积速率之间的关系,控制了盆地的沉积范围、沉积地层的厚度和接触关系在空间上的变化。松辽盆地在上述两个构造演化阶段都处于活动大陆边缘的陆内区域,盆地性质都应属于陆内挤压坳陷盆地。 相似文献
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渤海湾盆地南堡凹陷断层对油气运聚的控制作用 总被引：4，自引：1，他引：3
在对南堡凹陷断层类型划分的基础上,利用地质统计法和地化分析等技术手段,从宏观到微观多个方面阐述了南堡凹陷断层对油气运聚的控制作用。根据断层的发育历史,将南堡凹陷断层划分为3类：长期活动型(Ⅰ类)、早期活动型(Ⅱ类)和晚期活动型(Ⅲ类)。其中Ⅰ类断层大多沟通油源,是油气纵向运移的主要通道,由于其多期活动,形成了南堡凹陷多套含油层系纵向上相互叠置的局面。断层活动的时期和强度控制油气纵向上的分配,而且油气在平面上主要分布在油源断层附近的断块圈闭中。断层封闭性在时间上具有明显的差异性,在油气运聚过程中扮演输导和封堵双重角色。反向遮挡断层圈闭无论在油气藏数量还是在烃柱高度方面均明显好于顺向断层遮挡圈闭,是南堡凹陷油气勘探的有利目标。断层遮挡圈闭的储量规模受断层封闭性影响,准确评价遮挡断层的封闭能力对于提高钻探成功率具有重要意义。 相似文献
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断层在油气藏的形成中起着重要的作用,评价断层密封性能是油气勘探、开发和储层管理的一个重要问题。然而,断层是易于封堵油气,还是易于输导油气,一直是一个悬而未决的问题。断层封堵大致有两种情形：一种是由于断层上下盘砂泥并置引起封堵,另一种是由于断裂作用造成断层岩具有很高的孔渗压力。对由于并置作用引起的封堵,可以建立一个模式,模式的基本思想是断层既不是输导层也不是阻挡层。基于该模式可以得到一系列断层面剖面图,从而进行并置封堵定量评价。粘土涂抹造成断层某些部分有较高的孔渗压力,从而造成断层封堵。我们可以定义一些能够方便测得的系数,通过分析这些参数在断层各部分的分布,就可以得到相关的断层封堵性定量预测。笔者在胜利油田孤东地区断层与油气圈闭分析中应用上述定量评价方法,结果很令人满意。特别以Ａｌｌａｎ模式为基础,将断层面剖面图和构造图结合起来去预测断层圈闭非常成功。 相似文献
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松辽盆地伏龙泉断陷构造特征及演化 总被引：1，自引：0，他引：1
伏龙泉断陷是松辽盆地一级构造单元东南部隆起之上的二级构造单元,构造特征比较复杂。地震剖面解释表明,伏龙泉断陷自白垩纪以来主要经历了4个构造演化阶段:在火石岭组营城组下部沉积时期为近EW向伸展作用阶段,形成以大型犁式正断层为控陷断层的近NS向箕状半地堑和滚动背斜;在营城组上部泉头组中段沉积时期为近EW向挤压作用阶段,使早期控陷正断层发生反转作用而转化为逆断层,靠近控陷断层的西部边界由于断层上盘的逆冲而隆升,在凹陷中部形成NS向断层传播褶皱,在控陷断层下盘形成双重构造;在泉头组上段嫩江组沉积时期为近NS向离散型走滑作用阶段,形成具有倾向滑移分量的走滑断层组合和负花状构造;在四方台组新生界下部沉积时期为近EW向挤压作用阶段,使在早期控陷断层再次表现为上盘逆冲的特征,在断层上盘形成一大型反转背斜。松辽盆地伸展、挤压、走滑应力场的变化可能与太平洋板块的俯冲角度、方向和速率的变化有关。 相似文献
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《矿物岩石》2017,(1)
敖古拉-他拉哈断裂带油气藏类型多样,成藏机制复杂,断裂在成藏过程中起着重要作用。通过对敖古拉-他拉哈断裂带的断层进行分期研究,探讨了各期断层对该地区中浅层油气成藏的控制作用,认为该地区中浅层的油气成藏过程中有两期断层对油气成藏起到至关重要的作用:一是青一段末形成在姚家组末又重新活动的断层,二是明水组沉积末形成的断层。这两期断层在扶余、高台子油层油气成藏过程中,断裂在横向上实现青一段油源岩与储层的侧列配置,为油气的侧向运移创造条件,在有利的断层侧向封堵或岩性圈闭中聚集成藏,形成上倾方向被断层遮挡的断层油藏、断层-岩性油藏,断层主要是通道和遮挡成藏作用。在黑萨葡油层油气成藏过程中,这两期断层主要发挥油气运输通道作用,遮挡成藏作用较弱,油气藏类型以岩性油藏为主,断层油藏较少。 相似文献
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为了研究正断层在油气成藏与分布中的作用,通过分析正断层输导与不同运移方向所形成的油气分布之间关系,对正断层输导油气运移输导模式及其对油气分布的控制作用进行了研究,结果表明：正断层输导油气运移模式主要有输导油气垂向运移和输导油气侧向运移2种模式。正断层输导油气垂向运移模式又可分为输导油气以垂向运移为主模式和输导油气先垂后侧运移模式;正断层输导油气侧向运移模式又可分为输导油气侧向连接运移模式和输导油气先侧后垂运移模式。正断层输导油气垂向运移模式对油气分布的控制作用主要表现在2个方面：①正断层输导油气垂向运移模式控制着油气剖面分布特征,输导油气以垂向运移为主模式形成的油气可以在盖层上下分布,输导油气先垂后侧运移模式形成的油气只能在盖层之下分布。②正断层上盘高砂地比地层是其垂向输导油气运移模式形成油气平面分布的主要部位。正断层输导油气侧向运移模式对油气分布的控制作用主要表现在2个方面：①正断层输导油气侧向运移模式控制着油气剖面分布特征,输导油气先侧后垂运移模式形成的油气可以在盖层上下分布,输导油气侧向连接运移模式形成的油气只能在盖层之下分布。②反向正断层下盘是其侧向输导运移模式形成油气平面分布的主要部位。 相似文献
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在超压盆地中,当断层活动断开超压烃源岩时,油气会沿断层面发生涌流式垂向运移,这一瞬态涌流过程为油气大规模运聚成藏提供了重要的油气来源。然而,对于油气沿断层垂向运移距离问题的研究,停留在定性分析阶段,较少考虑到断层开启时造成的泄压作用,也很少区分地层水和油气运移距离的差异。本文认为,油气顺断层向上运移的距离主要由源岩超压带内超压幅度决定,油气垂向运移理论高度可由超压幅度折算,因而超压幅度越大,油气垂向运移距离越远,油气上涌顶界面埋深越浅。油气初次上涌的起始位置不是地表面,而是有效烃源岩顶面。另外,由于油气的大量上涌,超压带快速泄压,大部分油气上涌实际距离不能达到理论上涌的最大距离。同时,考虑到沿断层运移时受到阻力作用,油气实际上垂向运移高度远远小于理论运移高度。 相似文献
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ZENG Jianhui WANG Chen GUO Shuai YU Yixin ZHANG Zhongtao YANG Haizhang ZHAO Zhao SUN Rui 《《地质学报》英文版》2021,95(1):208-231
This paper investigates the origin and migration characteristics of petroleum in the northeastern part of the Baiyun Depression,Pearl River Mouth Basin(PRMB).The discovered petroleum in the study area is mainly located in the Lower Zhujiang Member(N1z2)and mainly originated from the Enping Formation source rocks in the eastern sag.Active faults(vertical migration)and N1z2sandstones(lateral migration)acted as the petroleum migration systems.The fault activities in the Dongsha event controlled the episodic petroleum migration.Fractures in the fault zones provided effective conduits,and overpressure was the driving force.The vertical migration could not cross the fault zones laterally.The petroleum injection areas in the carrier beds were the contact zones of petroleum-migration faults and carrier beds.The lateral migration was steady-state migration,and buoyancy was the driving force.The migration pathways in the carrier beds were controlled by the structural morphology.Secondary petroleum migration in the study area could be divided into two parts:vertical migration along the fractures in the fault zones and lateral migration through preferential petroleum migration pathways(PPMPs)in the carrier beds.The petroleum migration behaviors,including migrating direction,driving force,and migration pattern,in the faults and sandstone carrier beds were quite different.This study provides a typical example for comprehending secondary migration processes and has great importance for determining future exploration targets in the deep-water area of the PRMB. 相似文献
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位于辽东湾西部低凸起北端的JZ20-2超压凝析气田,离供烃中心较远,压力系数却达到1.56~1.7,这在我国东部裂谷盆地比较少见。经过综合分析,作者认为JZ20-2凝析气田异常高压的形成与其所处的特殊地质背景紧密相关,辽中凹陷沙河街组三段超压凝析油气沿不整合面、砂体输导通道向辽东湾西部低凸起的运移、充注和能量的侧向传递是JZ20-2凝析气田异常高压形成的根本原因,而上覆东营组二段下亚段-东营组三段巨厚的强超压泥岩封盖和辽西3号边界断层侧向遮挡共同构成的优越封闭环境是超压保存的必要条件。本文分析了该气田超压特征及其远距离超压侧向传递的成因机制,不仅有助于揭示辽东湾西部低凸起超压流体运移聚集的规律和成藏作用,而且可能提供了一个超压远距离侧向传递的典型实例。 相似文献
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为研究断裂在油气成藏与分布中的作用,在断裂输导油气运移形式划分的基础上,对断裂输导油气运移形式所需条件和分布区预测方法进行了研究,结果表明:断裂输导油气运移形式不同,所需条件也不同,断裂垂向向上输导油气运移形式所需的条件主要是断裂位于成熟源岩区内,断裂垂向向下输导油气运移形式所需条件是断裂位于具有供油气能力的超压成熟源岩区内,断裂侧向连接输导油气运移形式所需条件是断裂位于盖层断接厚度大于和等于其油气侧向运移所需的最小断接厚度区内,断裂侧向变径输导油气运移形式所需条件是断裂位于盖层断接厚度小于其油气侧向运移所需的最小断接厚度区内。通过断裂分布区成熟烃源岩区或具有供油气能力的超压成熟源岩区叠合和油气侧向运移区、油气非侧向运移区及断裂分布区叠合,分别建立了断裂垂向向上、垂向向下和侧向连接、变径输导油气运移形式分布区的预测方法,并将其分别应用于渤海湾盆地冀中坳陷留楚地区东二、三段、松辽盆地三肇凹陷扶杨油层和渤海湾盆地冀中坳陷文安斜坡沙二段断裂输导油气运移不同形式分布区预测中,其预测结果与目前留楚地区东二、三段、三肇凹陷扶杨油层和文安斜坡沙一段和沙二段已发现油气分布相吻合,表明该方法用于断裂输导油气运移形式分布区预测是可行的。 相似文献
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辽河滩海地区是典型的中—新生代陆相断陷盆地,构造上具有东西分带、南北分区的特点,不同构造带油气运聚成藏及分布都与温压场特征密切相关。运用整体、耦合的观点和地温-地压系统理论,在详细分析对比东部凹陷和西部凹陷温压场分布特征的基础上,发现辽河滩海地区主要发育单一型、低压型和高压型3种地温-地压系统。其中:西部凹陷西部斜坡带发育单一型地温-地压系统,笔架岭构造带发育低压型地温-地压系统;东部凹陷海南月东地区和太葵地区则普遍发育高压型复式地温-地压系统。同时,对比分析东、西部各构造带油气藏的形成与分布特征,不同类型地温-地压系统与断裂配置表明辽河滩海地区为明显的断压控藏特征:西部斜坡带主要为单一型和低压型断压控藏;东部斜坡带则主要为高压型断压控藏。 相似文献
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为了研究含油气盆地中断裂对油气成藏与分布的控制作用,在断层侧向封闭机理及影响因素研究的基础上,对反向断裂下盘较顺向断裂上盘更易富集油气的机理进行了定量解释。结果表明,无论是反向断裂还是顺向断裂,均源于断层岩封闭油气,断层岩油气运移方向排替压力是影响其侧向封闭油气能力的主要因素。在断裂埋深、断裂倾角和地层岩性、地层倾角相同的条件下,理论上反向断裂断层岩泥质体积分数大于顺向断裂断层岩泥质体积分数,即反向断裂断层岩油气运移方向排替压力大于顺向断裂断层岩油气运移方向排替压力,反向断裂侧向封闭能力强于顺向断裂侧向封闭能力,造成反向断裂下盘较顺向断裂上盘更易富集油气。歧口凹陷板桥断裂下盘沙一段下部断层岩在反向条件和顺向条件下油气运移方向排替压力的实例研究结果表明,反向条件下较顺向条件下在油气运移方向有更高的排替压力,侧向封闭能力更强,更有利于油气在板桥断裂下盘沙一段储层中富集。 相似文献
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断盖配置对沿断裂运移油气的封闭作用: 以南堡凹陷中浅层为例 总被引：2，自引：0，他引：2
为了研究南堡凹陷中浅层油气成藏规律, 采用区域性盖层厚度与断裂断距大小比较和与油气分布关系分析的研究方法, 对断盖配置对沿断裂运移油气的封闭作用进行了研究.结果表明: 断盖配置对沿断裂运移油气有3级封闭作用: (1)当盖层厚度大于断裂断距, 且断接厚度大于一定值时, 盖层与断裂配置对沿断裂运移油气可起完全封闭作用; (2)当盖层厚度大于断裂断距, 但断接厚度小于一定值时, 断盖配置对沿断裂运移油气可起部分封闭作用; (3)当盖层厚度小于断距, 断接厚度小于零时, 断盖配置对沿断裂运移油气无封闭作用.南堡凹陷3套区域性盖层中东二段泥岩和馆三段火山岩2套区域性盖层与断裂配置对沿断裂运移油气均具有完全、部分和无封闭三级作用, 明下段泥岩区域性盖层与断裂配置仅具完全封闭作用.3套区域性盖层与断裂配置的封闭作用之间, 空间不同配置对南堡凹陷中浅层油气聚集分布层位和区域的控制作用主要表现在以下3个方面: (1)南堡2号地区东二段区域性盖层与断裂配置为完全封闭, 油气主要分布在其下; (2)南堡1~5区块东二段区域性盖层与断裂配置为部分或无封闭, 馆三段区域性盖层与断裂配置为完全封闭, 油气主要分布在东一段和馆四段; (3)南堡1号和4号局部地区东二段和馆三段区域性盖层与断裂配置为部分或无封闭, 明下段区域性盖层与断裂配置为完全封闭, 油气从下至上皆有分布. 相似文献
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西昆仑山前柯深—柯东地区断裂构造活动剧烈,在浅部地层中存在压力系数高达2.1的极高超压,对于这种超压分布特征和形成机制的研究和认识对钻井工程和油气运移研究具有十分重要的意义。综合储层实测压力、间接估算的泥岩地层压力以及超压地层岩石力学与物性的关系等资料,并结合研究区断裂发育条件和油气运移史,分析了地层压力分布特征和主控机制。结果表明,西昆仑山前柯深和柯东两地区在古近系—白垩系储层中各自形成了相对统一的异常压力系统,系统内地层压力向深部以静水压力梯度增加,储层压力大于附近泥岩压力。研究区储层压力分布特征与深部流体沿开启性断裂的向上传递密切相关。在此基础上,估算了压力传递量,并探讨了影响压力传递量的地质因素。柯深和柯东地区断裂传递增压量分别为15.0～34.0 MPa和8.1～16.5 MPa,与实测总剩余压力的比值分别为24.2%～67.2%和23.4%～53.7%。两个地区断裂传递增压量的差异主要受断裂发育及其与地层的空间配置关系的影响。 相似文献
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The Qiongdongnan Basin is a strongly overpressured basin with the maximum pressure coefficient over 2.2. Two types of vertical overpressure configuration can be identified by electronic logs and mud pressure, based on the calibration with the test pressure. The first is a double overpressure configuration, in which the middle low overpressure zone divides the entire overpressure zone into two zones. The double overpressure configuration lies primarily in the western part of the basin. The second is a single overpressure configuration, in which overpressure increases with depth. The single overpressure configuration lies primarily in the eastern part of the basin. Distribution maps of the overpressure top and overpressure horizons show three important characteristics: (1) The distribution of the pressure coefficient is not uniform. There are many low overpressure zones against a background of high overpressure. (2) The pressure coefficient in the western area is greater than in the eastern area. The maximum pressure coefficient in the western area is greater than 2.2. (3) There is a low overpressure interval between the high overpressure zones in the western area. Based on the overpressure distribution, some important implications for hydrocarbon exploration can be drawn. In the Qiongdongnan Basin, it has been shown that normal pressure zones are favorable for hydrocarbon accumulation, and strongly overpressured zones (pressure coefficient greater than 1.8) are unfavorable for hydrocarbon accumulation. Accordingly, the NW low overpressure belt around wells R, Q and S should be beneficial for hydrocarbon accumulations, and should be considered as the next exploration play in the Qiongdongnan Basin. Theoretical hydrofracture calculation and interpretation of the sand injectites indicate the presence of widespread hydrofractures in the basin. Comparison between the sealing capacities of the double overpressure and single overpressure configurations shows that the former is superior for hydrocarbon accumulation and preservation. Because of the strong sealing capacity provided by the displacement pressure and pore pressure difference between the seal rock and reservoir in the double overpressure configuration zone, hydrocarbons barely penetrate the seal rock in the middle low overpressure zone. Therefore, the exploration interval should be within and below the middle low overpressure zone in the western basin. 相似文献