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鄂尔多斯盆地上古生界天然气运移特征及成藏过程分析 总被引：14，自引：1，他引：13
运用石油地质动态分析及综合研究方法,以鄂尔多斯盆地上古生界砂泥岩压实特征、古压力恢复、包裹体、成岩作用资料为基础,对上古生界天然气运移的地质背景、天然气运移特征进行详细分析,对储层致密化、古高压异常对天然气运移、成藏的影响等方面进行研究,认为上古生界砂岩致密化发生于中三叠世一晚三叠世,早于大规模油气运移时期,天然气呈连续相运移需要的临界气柱高度远大于砂岩的单层厚度,受压力封存箱的封闭以及封存箱内不均匀分布的高压泥质岩阻隔,天然气难以沿构造上倾方向作大规模运移,主要为就近垂向运移聚集成藏;成藏特征研究显示,只有毛管中值压力平均值小于6.21 MPa、厚度大于4 m以上的优质储层段能够允许天然气成藏,而且气水分布主要受构造部位、储层非均质控制.故此,上古生界气藏主要为致密储层条件下的岩性和构造-岩性气藏类型;根据各时期、各地区、各层段不同的天然气运移、成藏特征,将上古生界压力封存箱划分为非烃源岩和烃源岩两个成藏子系统,前者具自生自储、短距离运移、早期(J2-K1)源内成藏特点,形成原生气藏,而后者属近-远距离运移、晚期(K1-K2,K2末-Q)源外成藏特点. 相似文献
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苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部,属于典型的低渗砂岩大气田.苏里格气田上古生界天然气组分和碳同位素组成特征变化较小,反映其来源和成藏过程的一致性.基于对成藏地质背景、储层物性、天然气地球化学特征、烃源岩成熟度、甲烷碳同位素动力学的综合分析,认为苏里格气田天然气主要为近源充注、近距离运移和聚集,为石炭系一二叠系煤系烃源岩生成的累积聚气.天然气运移输导体系主要包括砂体一孔隙、微裂缝及小断层等,由孔隙和裂缝构成的网状输导体系在成藏过程中起了重要作用,表现为动力圈闭成藏.苏里格气田形成过程经历了早侏罗世末期、晚侏罗世至早白垩世末期、早白垩世末期至今3个演化阶段,存在下生上储和自生自储两种成藏方式. 相似文献
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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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鄂尔多斯盆地上古生界气藏与深盆气藏成藏机理之辩析 总被引：3，自引：0，他引：3
通过对鄂尔多斯盆地上古生界气藏形成基本条件、气水分布规律和成藏动力学特征研究分析.并与北美典型深盆气进行对比发现,如果仅从气源丰富、储层致密、异常压力、大面积舍气等气藏表现特征观察,上古生界气藏与典型深盆气藏极为相似.但从各区气藏形成条件来看,上古生界烃源岩生气速率慢,持续地供气条件较差;气藏上倾方向多因物性或岩性封挡,主要表现为非均质储层条件下的岩性和构造一岩性气藏类型;舍气范围内的同一气层连通性较差,气水分布受区域构造控制,局部明显存在边底水,也没有整体活塞式气驱水作用形成的区域性气水界面.成藏动力学机理反映,上古生界储层毛细管阻力过大,天然气二次运移的浮力不够,主要是就近运移聚集成藏,没有大规模运移的迹象,难以实现整体活塞式气驱水运移.所以用深盆气藏成藏机理还不能合理解释鄂尔多斯盆地上古生界气藏成因.综合分析认为,持续供气能力不够、储层连通性差是造成上古生界气藏有别于深盆气藏的主要原因. 相似文献
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莺歌海盆地天然气成藏动力学 总被引：5，自引：1，他引：4
采用地质与地球化学、宏观与微观相结合的研究方法, 探讨莺歌海盆地的成藏动力学过程, 具体表现在: 通过成藏流体非均质性剖析揭示了底辟浅层气田多源混合-幕式充注的成藏特点, 流体活动的地球物理特征和地球化学资料显示底辟断裂为深成天然气向上运移提供了良好的通道, 而异常高压是流体压裂运移的关键动力, 并驱使梅山-三亚组烃源岩生成的天然气向上运移、聚集和散失.由于中央坳陷带气源丰富, 存在供大于散的物质基础, 尤其是“幕式”集中运移具有高的排烃效率, 因此, 莺歌海盆地底辟带浅层构造在距今1.2~ 0.1Ma如此短暂的时间里天然气依然能够聚集成藏. 相似文献
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《地质科技情报》2020,(3)
西湖凹陷中央反转带中北部大型气田成藏因素及动态匹配关系至今不明。通过针对烃源岩、储层、输导体系及成藏期等成藏关键因素进行系统分析,建立"源-储-圈-输"的动态成藏过程分析中央反转带中北部大气田的成藏主控因素。研究表明始新统宝石组与平湖组煤系烃源岩不仅生气强度大,而且中新世晚期以来的快速生、排气为中央反转带中北部的大中型天然气藏提供了充足油气源;花港组小于4 000 m地层的酸性地层水是形成有利储层的关键;中新世晚期发生的龙井运动强烈挤压作用使中央反转带发生了构造变形和断层开启活动,为圈闭和油气输导通道的形成创造了条件。综合"源-储-圈-输"分析认为成藏主控因素在生烃期的有机耦合造就了始新统煤系烃源岩高效生气及天然气的有效运移聚集成藏的全过程。本次研究为研究区大气田的勘探提供了借鉴。 相似文献
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马朗凹陷的原油类型可以划分为3大类,Ⅰ类原油来自二叠系芦草沟组,Ⅱ类原油来自石炭系哈尔加乌组,Ⅲ类原油为Ⅰ与Ⅱ类原油的混源油。通过断裂活动强度、垂向输导断裂与烃源岩的匹配关系的研究,结合原油含氮化合物的分析资料,分析了马朗凹陷油气的垂向运移特征。研究表明,断层的断裂活动强度控制着油气的垂向运移能力,垂向输导断裂与烃源岩相匹配时,烃源岩生成的油气才能向上运移至上覆地层聚集成藏。二叠系芦草沟组烃源岩厚度中心附近的垂向输导断裂断穿侏罗系,所以,芦草沟组烃源岩生成的Ⅰ类原油可以运移至侏罗系聚集成藏,而石炭系哈尔加乌组烃源岩附近的断裂大都未断至二叠系和侏罗系,所以哈尔加乌组烃源岩生成的Ⅱ类原油未能运移到侏罗系聚集成藏,而主要在石炭系成藏。与断裂输导分析相配合,含氮化合物可以很好示踪油气的垂向运移方向,沿断裂从深层到浅层,原油含氮化合物总浓度逐渐降低,1,8DMC/1,3 DMC或1,8DMC/2,4 DMC值增大。 相似文献
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济阳坳陷新构造运动的构造形迹主要表现为断裂和背斜构造,特别是复活性大断裂及其裂缝,在济阳坳陷油气成藏过程中起着关键性作用。经研究认为,新构造运动诱发和推动油气以断裂系统模式从烃源岩中排出,提高了烃源岩的排烃效率和排烃动力,影响油气运移取向,控制主要油气藏呈北东—南西向展布;输导或封挡油气,洼陷内小断裂和微裂缝等隐蔽输导体系可输导油气形成砂岩透镜体油气藏;控制油气幕式充注成藏;多种输导体系沟通新近系大型披覆背斜圈闭和丰富的烃源岩,形成了如孤岛、埕东等大中型油气田。笔者将新构造运动在油气成藏过程中所起的作用总称为成藏效应,其研究成果有助于重新认识盆地油气资源,并揭示油气成藏机理、成藏模式和成藏规律。 相似文献
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本文以鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界致密砂岩气成藏机理与成藏模式为研究目标,通过测井资料解释、流体包裹体测定和古流体压力恢复等方法,总结了气藏类型与分布特征,分析了其成藏期次、运移动力和输导体系,阐明了形成机理与成藏模式。研究表明,临兴地区上古生界主要含气层位为太原组、山西组和下石盒子组,气藏分布受生储盖组合、构造部位和储层物性控制。临兴地区上古生界主要有2期成藏,中侏罗世为第1期,天然气以CO2为主、含少量气态烃,储层中流体剩余压力较低,裂缝多未切穿石英颗粒,天然气运移速率较低,汇聚成藏规模小;早白垩世为第2期成藏,天然气以甲烷为主、含少量重烃和液态烃,储层中剩余压力较高,裂缝普遍发育并切穿石英颗粒,与断层结合形成了三维网状输导空间网络,流体运移速率大,运移距离长,汇聚面积大,形成了一系列大型气藏,是临兴地区上古生界最主要的成藏期。靠近紫金山岩体的地层,在晚侏罗世到早白垩世期间遭受高压流体的侵入,形成一个以岩体为中心向外逐渐减弱的成藏作用带。临兴地区致密砂岩天然气成藏模式可总结为:“两期成藏、晚期为主;早期非烃,晚期甲烷;超压为主、浮力次之;孔缝为主、断裂为辅;岩性占优、构造偏少”。 相似文献
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通过对新场侏罗系天然气藏天然气组分特征,超压形成机制,储盖层物性综合分析,结合成藏地质环境,提出了以烃源岩生成增压动力,形成天然气自下而上幕式运移,指出燕山期隆起带国天然气侧向运移富集区,认为具有较高突破压力的泥质岩层可阻滞天然气向上渗流,使天然气聚集成藏。在长期深埋过程中,侏罗系储集层普遍致密化,喜马拉雅构造运动虽改变了前期的造样式,而天然气并未因此发生再运移,故形成了远离烃源岩的侏罗系多产层构 相似文献
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鄂尔多斯盆地延长组长8油层组在不同地区其勘探成果和油藏规模存在明显的差异,为了分析其原因,对长8油层组油藏的油源、成藏期古物性特征、毛细管力、浮力和过剩压力等进行了研究,得出了过剩压力远大于毛细管力、源储压差能够克服相应储层的毛细管力从而运移成藏的认识。在此基础上,根据姬塬、陇东和陕北三个地区烃源岩和储层发育特征、物性及运移通道的特征,构建了三种不同的成藏模式。具体表现为,姬塬地区的双向排烃、复合成藏模式:即长7段优质烃源岩异常发育,生烃增压作用强烈,使得生成的烃类流体在过剩压力的驱动下向上覆的长6-长4+5地层和下伏的长8地层中双向排烃,在多层系富集成藏;陇东地区的上生下储、下部成藏模式:长7烃源岩发育,存在较高过剩压力,下伏的长8油层组储层物性明显的要优于上覆的长6油层组储层物性,利于烃类大规模向下运移,在长8聚集成藏;陕北地区的侧向运移、上部成藏模式:长7段烃源岩在该区不发育,且上覆长6储层物性远优于下伏长8储层物性,烃类优先在长6成藏,长8油藏规模有限。这三种成藏模式代表了以长7为主要烃源岩的油藏的主要成藏机理,三者在油气分布规律上存在明显的差异。 相似文献
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本文通过油气成藏期油源断裂不同部位古活动速率相对大小分布,确定其油气输导的优势通道。并基于优势输导通道的断裂古活动速率、古倾角、目的层古埋深和源岩古剩余地层压力等指标,建立了一套油源断裂在油气成藏期优势通道输导能力的综合评判方法。以渤海湾盆地冀中坳陷廊固凹陷为靶区,对大柳泉区块旧州油源断裂带在成藏期沙三中下亚段内的优势通道进行了厘定和油气输导能力综合评判。评判结果表明：旧州油源断裂6条分支断裂油气成藏期——沙二段沉积时期发育了10个优势通道,其油气输导能力以F1和F2分支断裂的6个优势通道输导油气能力相对较强,有利于油气运移,F3、F4、F5和F6分支断裂发育4个优势通道,其输导油气能力相对较弱,不利于油气运移。此评判结果与目前旧州断裂带附近沙三中下亚段内的油气分布现状相吻合,表明用此方法进行油源断裂成藏期优势通道的输导能力综合评判是可行性的。 相似文献
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准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系源上砂砾岩扇—断—压三控大面积成藏模式 总被引：1，自引：0，他引：1
准噶尔盆地玛湖富烃凹陷下三叠统百口泉组新近发现了我国首个源上大面积连续型砂砾岩油藏群,是对全球"连续型"油气藏研究的新补充,但其成藏机理和模式并不很清楚。为加强对其的理论认识,并为下步勘探提供参考,基于油气生、储、盖、圈、运、保等基础石油地质条件,并结合油气藏特征,进行了成藏条件与成藏模式的综合研究。结果表明,优质充足的下二叠统风城组碱湖油气来源、规模有效的扇三角洲前缘砂砾岩储层、多重组合的扇三角洲平原致密砾岩、泥岩和断裂封盖保存、沟通良好的高角度断裂输导体系、平缓连续的构造背景奠定了大面积连续成藏的地质基础。在此背景下,高成熟的风城组所生成油气,在切穿烃源灶和储层的高角度压扭性断裂沟通下,优先充注物性相对好的扇三角洲前缘水下河道砂岩和砂质细砾岩,并且在地层异常高压促进下,控制着油气富集程度,使得油气成藏表现为大型缓坡浅水扇三角洲沉积控制下的源上扇-断-压三控大面积"连续型"。百口泉组油气藏具有的油质轻且含气、微裂缝广泛发育,以及异常高压等,决定了砾岩储层虽总体低孔低渗,但依旧能够高产。在油源断裂沟通的斜坡区上倾方向,叠合地层异常高压以及扇三角洲前缘水下河道砂砾岩的区域是下步有利勘探方向。 相似文献
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在陆相断陷盆地中,断裂与砂体是构成油气运移输导网络的主要要素。为了探究断砂组合输导条件控制下的油气运聚规律,本文对歧口凹陷埕北断阶区的断砂组合样式进行了划分,并通过断裂、砂体输导性的定量评价分析了不同样式断砂组合对油气运移成藏的控制作用。结果表明：依据断裂在油气成藏过程中的主要作用不同,划分了油源断裂与多套砂体上下叠置组合、输导断裂与砂体顺向或反向阶梯式组合、调节断裂与砂体"Y"字型组合,共3类4种断砂组合样式,在空间上形成了"接力式"的成藏模式。断砂组合对油气富集的控制作用主要体现在3个方面：①控制了油气藏的类型;油源断裂与多套砂体上下叠置组合主要控制形成岩性-构造、断块类油气藏,输导断裂与砂体顺向或反向阶梯式组合控制形成断块、断鼻和复合类油气藏,调节断裂与砂体"Y"字型组合控制形成断块类油气藏。②控制了油气的运移过程;油源断裂根部与大面积砂体组合沟通深层烃源,在油源断裂活动时,油气先沿断裂运移至浅层,并远距离运移至断阶区高部位富集,输导断裂与砂体顺向或反向阶梯式组合为油气提供阶梯式垂向-侧向运移通道,调节断裂与砂体组合则对油气富集起再调节分配作用。③控制了油气的聚集部位;当断裂输导概率f >50%,砂地比>0.50时,断砂组合起完全输导作用。在中浅层,油气沿输导断裂运移,输导断裂封堵性控制成藏;在中深层,油气富集程度则与砂地比值成正相关。 相似文献
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油气运移聚集定量化模拟 总被引：3，自引：3，他引：0
动态再现油气运移聚集过程的难点在于运移聚集模型的建立.传统的基于达西定律的油气运聚模拟有其局限性, 而采用流线模拟模型, 基于浮力驱动, 跟踪计算油气运移轨迹流线, 并将关于油气运聚的一些公认的地质模型转化成定量化的数学模型, 体现在模拟中, 实现了油气在非均匀介质中的充注动态过程模拟.基于此模拟结果, 可进行区带资源评价, 同时为地质家解释油气运移主通道提供一个可视化的直观的分析工具.实际模拟计算表明, 该定量化模型合理可靠, 能够满足实际地质分析需要. 相似文献
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基于对Ucayali盆地油气成藏要素的系统解剖,预测盆地内除已发现的逆冲背斜/断背斜外,还可能发育伸展断块、潜山、生物礁、地层尖灭、河道砂及逆冲断层下盘构造等多种圈闭类型,自西向东前展式推覆的逆冲背斜/断背斜为最主要的圈闭类型。前陆运动前盆地构造圈闭发育程度低,现今原油聚集多属前陆运动后二次调整成藏,淡水侵入使浅部油藏普遍遭受轻度降解。由于Shira隆起的分隔作用,西部次盆现今生成的烃类很难运移至东部圈闭中。而东部次盆烃源岩埋深小,Ene组展布面积有限,Ambo群趋于生气,在生油窗内生成的液态烃类相对有限,加之圈闭不断生长,圈闭充满度较低。同时,活动性断层对烃类侧向运移不利,其东侧的背斜圈闭往往无法得到有效充注,形成大规模原油聚集的潜力较小。南部和西部次盆成藏条件配置好,逆冲褶皱发育,圈闭可得到烃类持续充注,主要以天然气为主;南部次盆逆冲断层下盘构造圈闭为重要潜在勘探目标;Ene次盆勘探程度低,烃源岩品质好,仍有发现大型构造圈闭的潜力。 相似文献
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基于地层测试数据,利用声波时差的等效深度法以及数值模拟方法对辽中北洼地区超压的分布和演化进行了研究。结果表明本区超压普遍发育,储层超压主要发育于古近系及潜山,最大压力系数193;东二下亚段及以下地层泥岩段中普遍发育欠压实,计算压力系数可达到19以上。不均衡压实和生烃作用是泥岩层超压发育的主要成因,它源传导型是储层超压发育的主要机制。沙河街组沉积以来,烃源岩中超压开始发育并逐渐增加,东营组沉积末期达到高峰,随后开始泄放降低,明下段沉积期开始,超压再次积累增大直至现今。JZ20 2凝析气田的储层流体包裹体及温压方面的证据、油气成熟度和烃源岩生烃史方面的证据以及原油物性方面的证据表明其油气成藏为晚期幕式快速充注成藏。同时研究区断裂发育少,活动性弱,油气沿断层垂向运移受限,充注期主力烃源岩发育强超压,产生水力破裂微裂缝成为油气幕式排放的通道,同时为油气长距离的侧向运移提供了充足的动力,属于超压主导型油气晚期幕式快速成藏。 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
