共查询到20条相似文献，搜索用时 93 毫秒
1.
2.
采取伊通盆地鹿乡凹陷星27井、星10井、星3井等3口井双阳组岩芯砂岩样品,对与有机包裹体相伴生的盐水包裹体均一温度进行测试研究,并且对双阳组储层油气成藏期次进行了划分。研究结果表明:伊通盆地鹿乡断陷双阳组存在5~6期热液活动,可划分出4幕油气充注:第一幕次油气充注发生在永吉组沉积末期--万昌组沉积早期,时间为37.8 Ma±;第二幕次油气充注发生在万昌组沉积中期,时间为33.8~30.5 Ma±;第三幕次油气充注发生在齐家组沉积早期,时间为24.9 Ma±;第四幕油气充注发生在齐家组沉积末期--岔路河组沉积早期,时间为19.8~16.8 Ma±。 相似文献
3.
为了研究鄂尔多斯盆地南部延长组油气成藏期次和成藏模式,采取镜下观察、激光拉曼、显微测温等方法对盆地南部地区延长组储层成岩作用和包裹体的特征进行了研究,并结合烃源岩生烃史、盆地热演化史,综合分析研究区延长组成藏期次。研究结果表明:鄂尔多斯盆地南部地区延长组存在两期油气包裹体:第一期油气包裹体在荧光显微镜下呈蓝绿色或深绿色的液烃包裹体,丰度较低,伴生的盐水包裹体均一温度主峰为100~110 ℃;第二期油气包裹体以气液烃包裹体为主,包裹体在单偏光下为无色或淡黄色,荧光显微镜下为亮蓝色,丰度较高,伴生的盐水包裹体均一温度主峰为130~140 ℃。通过对油气包裹体的均一温度、盐度、密度研究明确了研究区为“一期两幕”成藏,结合盆地热演化史认为鄂尔多斯盆地南部地区延长组存在两次油气充注:第一次油气充注在早白垩世中期(距今115~125 Ma),第二次油气充注主要在早白垩世晚期(距今97~105 Ma)。两次油气充注表明鄂尔多斯盆地南部地区延长组油气成藏时期为早白垩世(距今97~125 Ma)。 相似文献
4.
基于圈闭形成时间法推测潜江凹陷潜江组油气藏形成的最早时间为上始新统潜二段沉积初期,利用烃源岩生排烃史法分析潜江凹陷潜江组油气成藏的最早时间为晚始新世,应用流体包裹体资料揭示潜江凹陷潜江组共经历了晚始新世-早渐新世(37~32 Ma)、早渐新世-中中新世(32~14 Ma)及中上新世-现今(3~0 Ma)共3期油气充注过程,并以第2期早渐新世-中中新世油气充注最为重要,且自蚌湖向斜带和潜北陡坡带至周矶向斜带再至斜坡带,油气充注时间有逐渐变晚的趋势。由此得出,综合应用流体包裹体法、圈闭形成时间法、烃源岩生排烃史法等多种方法可较为有效地确定具有复杂构造-沉积背景与演化历史的含油气盆地(凹陷)的油气成藏期次与时间。 相似文献
5.
渤海湾盆地潜山油气资源较丰富，近期黄骅坳陷古生界潜山油气勘探取得重大进展，但油气藏的形成时期及期次尚不明确.以黄骅坳陷北大港古生界潜山为例，综合利用储层沥青、流体包裹体观察、测温、拉曼光谱及红外光谱分析等地球化学分析手段，结合烃源岩生烃史，对其油气成藏期进行了系统研究.结果表明:研究区古生界发育碳质、胶质-沥青质、油质3种沥青，经历了生物降解和氧化作用等多种次生改造过程，结合研究区的构造演化及生烃史，推测早侏罗世中期之前存在油气充注；古生界潜山发育两期烃类包裹体，第一期包裹体发黄褐色荧光，主要分布于石英颗粒表面及方解石脉内，均一温度峰值区间为75~80℃，第二期包裹体包括黄色、蓝绿色荧光两类，分布在石英颗粒内裂缝、穿石英颗粒裂缝及方解石脉内，均一温度峰值范围分别为85~90℃和95~100℃；综合古生界潜山储层沥青及包裹体特征，结合烃源岩生烃史，确定古生界存在两期油气充注，分别为中三叠世（235~223 Ma）和新近纪-第四纪（22~0 Ma），且以晚期成藏为主. 相似文献
6.
对鸡西盆地城子河组、穆棱组岩石薄片进行显微镜下观察,挑选包裹体发育的样品切制包裹体薄片,在冷热台上开展流体包裹体均一温度测试,结合鸡西盆地的埋藏史和热史,探讨研究区城子河组、穆棱组的油气运移期次以及成藏时间。研究结果表明,研究区发生过两期四个幕次的油气运移事件,可划分为80~77 Ma和45~38 Ma两个期次,其中,城子河组有过三幕油气运移,充注时间分别为80 Ma、45 Ma及38 Ma,穆棱组在77 Ma发生过一幕油气充注。本次研究结果与鸡西盆地经历的两次构造运动相吻合:即(1)库拉板块(活动期120~65 Ma)对中国大陆边缘作用影响;(2)始新世—渐新世,约40 Ma的喜山早期运动,每次构造运动都伴随着油气运聚事件。 相似文献
7.
泌阳凹陷深凹区蕴含可观的岩性油气藏，现今压力大多显示为常压-弱超压系统.利用盆地数值模拟和流体包裹体热动力学模拟相结合，揭示了深凹区古压力演化历史.生烃历史显示泌阳凹陷持续埋藏到廖庄组沉积末期达到最大埋藏深度（约23.03 Ma）时，达到生烃高峰期；随后地层抬升，生烃强度减弱并趋近于停止.深凹区砂岩储层中检测到两种不同成分油包裹体，即成熟度低的橙黄色荧光油包裹体和成熟度相对较高的蓝绿色荧光油包裹体.包裹体均一温度结合埋藏史显示深凹区油气充注时间分别为35.4~30.3 Ma和27.8~26.5 Ma.盆地数值模拟显示深凹区从39.3 Ma开始压力持续增加，到约23.03 Ma时，即埋藏最深时发育显著的超压，压力系数可达1.5左右，之后超压减弱，演化至现今的常压-弱超压系统.包裹体热动力学模拟恢复的古压力也显示相似的演化趋势.总体上，生烃期，充注期以及超压形成期三者在时间上的耦合表明深凹区是由生烃增压下驱动两期油气充注以至形成现今的岩性油气藏. 相似文献
8.
尽管流体包裹体均一温度-埋藏史投影法已被广泛地应用于油气成藏时期确定，但对于多旋回叠合盆地仍存在不确定性，即同一个均一温度可对应两个或者两个以上埋藏深度.为减少这种多解性，对研究区63件样品进行了岩石学观察、碳氧同位素测试和流体包裹体系统分析测试，运用成岩序列约束及流体包裹体均一温度和捕获压力双参数来约束确定油气成藏年龄.在确定油包裹体及其同期盐水包裹体的均一温度、油包裹体的气泡填充度和包裹体油组分基础之上，利用PVTsim热动力学模拟软件恢复油包裹体最小捕获压力.将油包裹体捕获压力和其同期盐水包裹体均一温度投影到埋藏史图上来求取油气充注年龄，再把充注年龄标注在同一时间轴上进行油气成藏期次划分和成藏时期确定.结果表明，塔里木盆地玉北地区奥陶系存在3期油充注:第一期发生在加里东晚期447.1~444.0 Ma；第二期发生在海西晚期295.0~274.7 Ma；第三期发生在喜山期14.7~8.8 Ma.第一期和第二期充注的油气在构造"跷跷板"运动过程中发生了破坏或调整，第三期充注油气才可能是勘探的现实目标. 相似文献
9.
10.
主要对陇东地区延长组流体包裹体特征进行了研究,结合烃源岩生烃史、原油成熟度,综合分析研究区的成藏期次。流体包裹体镜下观察与荧光特征显示陇东地区延长组存在两期油气包裹体：第一期油气包裹体在单偏光下呈灰褐色或深褐色的液烃包裹体,丰度较低,盐水包裹体均一温度主峰为75~95 ℃;第二期油气包裹体以气液烃包裹体为主,液烃表现为无色或淡黄色的单偏光特征与浅黄色至蓝绿色的荧光特征,丰度较高,盐水包裹体均一温度主峰为75~95 ℃与100~120 ℃。结合烃源岩生烃史与原油成熟度认为,陇东地区延长组存在三期成藏：距今约为140~130 Ma的早期低熟油小规模充注时期;发生于120~100 Ma,与烃源岩生烃高峰期相对应的中期成熟度大规模成藏期;距今约为100~40 Ma的晚白垩世构造抬升调整成藏时期。 相似文献
11.
根据地层分层数据和古热流分析,运用PetroMod-1D软件对四川盆地的51口探井进行模拟,得到了盆地内上三叠统的埋藏史、成熟度演化史及烃源岩受热史,初步划分了上三叠统烃源岩的成熟阶段和生烃期次。结果表明,川北、川中地区须家河组烃源岩分别在中晚侏罗世进入生烃门限;川南地区大约在早白垩世达到生烃门限,此后地层不断埋深,热演化持续进行,在晚白垩世达到最大埋深,之后由于燕山末期及喜山期构造运动,地层发生整体抬升,干酪根的热演化也因此受到了遏制． 相似文献
12.
13.
Hydrocarbon maturation modeling of Paleocene to Lower Miocene source rocks in the Niger Delta Basin: implications for hydrocarbon generation 总被引：1，自引：0，他引：1
This study evaluates the hydrocarbon generation potentials and time of generation for Paleocene to Lower Miocene source rock horizons from A-1, B-1, B-2, and C-1 wells in the Niger Delta Basin using 1D Petromod modeling software. Wells A-1, B-1 and B-2, and C-1 are located within the Central Swamp, the Coastal Swamp, and the Shallow Offshore depobelts, respectively. The thermal history was derived from the rifting–subsidence heat flow model. Maturity modeling were carried out by using Easy%Ro kinetic model and a heat flow history predicting present-day heat flow which were calibrated with measured temperature data. Results of the study suggest that these potential source rocks have attained maturity status to generate hydrocarbons, with vast differences existing in the timing of the onset of oil generation. Basin modeling suggests that Paleocene source rocks entered the oil generative window from the Oligocene to Miocene times with thermal maturity window that varies from gas generation to early-mature phase. The Eocene source rocks have also attained maturity from Miocene to Pliocene times, and their thermal maturity ranges from gas generation to early maturity stage. The Oligocene source rocks also began to generate oil during the Miocene and are currently within the early-mature to mid-mature stage. The thermal maturity window for the Lower Miocene source rocks ranges from immature to early-mature stage. The present modeling results reveals that higher levels of thermal maturity are attained in areas with high geothermal gradients and heat flow values while the cooler areas exhibits lower levels of maturation. The onset of the oil window lies at 2859 m at A-1 (Central Swamp), 3240 m at B-2 (Coastal Swamp), 4732 m at B-1 (Coastal Swamp), and 4344 m at C-1 (Shallow Offshore). The depth to the onset of oil window is found deeper in the Shallow Offshore and western parts of the study area than in the eastern and northwestern parts. The result of this study suggest that the Paleocene, Eocene, Oligocene, and Lower Miocene source rocks are the principal source rocks for oil and gas generation in the Niger Delta Basin. 相似文献
14.
渤海盆地辽东湾地区古近系烃源岩成熟演化模拟 总被引：4，自引：1，他引：3
古近系是辽东湾地区的主力烃源岩层系, 包括孔店组(Ek)-沙河街组四段(Es4)、沙河街组三段(Es3)、沙河街组一、二段(Es1-2)、东营组三段(Ed3)4套烃源岩, 它们主要分布在该地区的3个凹陷(辽西、辽中和辽东)的各个次洼中。在沉积和构造发育史的基础上, 结合烃源岩地球化学和热史等参数对烃源岩成熟演化进行模拟。对辽中凹陷各洼陷典型井区的烃源岩演化模拟表明辽中凹陷不同洼陷内各烃源岩层系的成熟演化历史存在明显差异:在东营组沉积末期,Es4-Ek烃源岩普遍进入生油门限,现今,基本上处于高-过成熟阶段;在馆陶组沉积末期,Es3和Es-2烃源岩普遍进入生油门限,Ed3烃源岩部分进入生油门限,现今,Es3和Es-2烃源岩在辽中凹陷的部分地区达到生油高峰期。同时, 利用Basinview软件模拟了辽东湾地区古近系4套烃源岩的成熟演化历史, 表明在盆地演化过程中同一套烃源岩在辽东湾地区不同凹陷进入生油门限和达到生油高峰及生气阶段的时间存在差异。研究成果可以为该地区深凹区的烃源岩预测与评价和计算烃源岩体积、生、排烃量等提供重要参数,这对指导该地区的油气资源勘探具有重要意义。
相似文献
15.
塔里木盆地塔中地区下古生界二次生烃的类型及其特征 总被引：10，自引：0，他引：10
塔中地区下古生界碳酸盐岩烃源岩中的干酪根、吸附有机质、包裹体有机质和晶包有机质,可以成为二次生烃的物质来源。该地区存在两类二次生烃——构造运动二次生烃和碳酸盐岩深埋二次生烃,二者所形成的包裹体在类型、数量、大小、气液比、荧光颜色及强度等方面均有明显不同。通过对塔中地区多口探井和人工井的埋藏史和生烃史研究,表明塔中北斜坡下古生界碳酸盐岩可以二次生烃,面积约9000km^2,生烃时代主要为中新生代。此外,还利用逐级升温爆破—气相色谱方法,测定了高过成熟碳酸盐岩烃源岩中吸附有机质、包裹体有机质以及晶包有机质的数量和释放过程,以评价高过成熟碳酸盐岩烃源岩的生烃能力。研究塔中地区的二次生烃,对深部油气勘探有着重要的现实意义。 相似文献
16.
近海盆地烃源岩评价是海上油气勘探成败的关键,也是亟待解决的关键科学问题。珠江口盆地阳江凹陷近期实现了油气勘探的重大突破,并展示了该区广阔的勘探前景。但在海上探井井位不足的情况下,仅靠地震资料难以客观地评价烃源岩的生烃潜力。为了进一步明确该区主要生烃层文昌组的生烃潜力,本文首先利用最新的四维层序地层模拟(Bandlands软件)技术,恢复了阳江凹陷古近系沉积期间的古地貌。古地貌恢复预测的古环境特征较好地揭示了文昌组古地貌与沉积体系的对应关系,说明文昌组古地貌背景对烃源岩沉积发育的影响较大。结合沉积体系的研究结果,分析总结了该区文昌组沉积时的源-汇特征,表明该凹陷文昌组早期是烃源岩发育的最有利时期。再结合洼陷古地貌特征、烃源岩的发育程度(主要依据半深湖相的厚度和面积)、与油源断裂的沟通及浅部圈闭的匹配等将各洼陷烃源岩综合划分为优质烃源岩、较好烃源岩和一般烃源岩3个级别:恩平20洼、恩平21洼为优质烃源岩;恩平27洼为较好烃源岩;恩平19洼、阳江24洼等为一般烃源岩。在对烃源岩分布预测的基础上,根据已钻井烃源岩样品的分析化验资料,将实验分析、地质分析与模拟结果相结合,分别对文昌组上段和文昌组下段两套烃源岩的沉积埋藏史、热演化史及生烃史进行综合分析。最后利用Petromod盆地模拟技术模拟了文昌组烃源岩的生烃潜力。模拟结果表明:恩平20、21洼和恩平27洼文昌组下段烃源岩生烃强度大于文昌组上段烃源岩生烃强度,说明文昌组下段烃源岩为生烃潜力最好的层段,且凹陷中东部的恩平20、21洼和南部的恩平27洼为生烃潜力最好的洼陷,具有较好的勘探潜力。这种基于古地貌和源-汇特征分析的烃源岩评价,对近海油气勘探具有重要的指导作用。 相似文献
17.
生烃动力学、同位素动力学常用于烃源岩评价、油气源对比研究中.生烃动力学参数结合盆地热史,可恢复烃源岩在任一时代的生烃史,对构造复杂盆地的二次生烃研究具有独特的优势.利用生烃动力学方法可以实现有机质总量的恢复,在此基础上对高-过成熟样品原始有机质丰度是否有必要恢复进行了讨论;而基于生烃动力学的油气源对比综合考虑热史、成藏期次、成藏过程等各种地质参数对烃源岩生烃的影响,是一种动态的研究方法. 相似文献
18.
19.
Mohamed Ragab Shalaby Mohammed Hail Hakimi Wan Hasiah Abdullah 《International Journal of Earth Sciences》2013,102(1):319-332
The Shoushan Basin is an important hydrocarbon province in the northern Western Desert, Egypt, but the burial/thermal histories for most of the source rocks in the basin have not been assigned yet. In this study, subsurface samples from selected wells were collected to characterize the source rocks of Alam El-Bueib Formation and to study thermal history in the Shoushan Basin. The Lower Cretaceous Alam El-Bueib Formation is widespread in the Shoushan Basin, which is composed mainly of shales and sandstones with minor carbonate rocks deposited in a marine environment. The gas generative potential of the Lower Cretaceous Alam El-Bueib Formation in the Shoushan Basin was evaluated by Rock–Eval pyrolysis. Most samples contain sufficient type III organic matter to be considered gas prone. Vitrinite reflectance was measured at eight stratigraphic levels (Jurassic–Cretaceous). Vitrinite reflectance profiles show a general increase of vitrinite reflectance with depth. Vitrinite reflectance values of Alam El-Bueib Formation range between 0.70 and 0.87 VRr %, indicating a thermal maturity level sufficient for hydrocarbon generation. Thermal maturity and burial histories models predict that the Alam El-Bueib source rock entered the mid-mature stage for hydrocarbon generation in the Tertiary. These models indicate that the onset of gas generation from the Alam El-Bueib source rock began in the Paleocene (60 Ma), and the maximum volume of gas generation occurred during the Pliocene (3–2 Ma). 相似文献
20.
呼和湖凹陷下白垩统烃源岩生油条件好，油气资源潜力大.利用研究区7口钻井270个热解资料和125个镜质体反射率数据，分析了下白垩统烃源岩地球化学特征及热演化史.下白垩统烃源岩有机质类型主要为Ⅲ-Ⅱ2型干酪根，现今热演化程度具有中间高、四周低的特点.主力烃源岩层南屯组属于中等-好烃源岩，在约128 Ma进入生烃门限，现今处于高成熟-生气阶段.大磨拐河组属于差-中等烃源岩，在约124 Ma进入生烃门限，现今处于中等-低成熟阶段，大磨拐河组二段烃源岩至今未进入生烃高峰.热史模拟表明呼和湖凹陷在伊敏组沉积晚期达到最大古地温，地温演化具有先升高后降低的特点.从南屯组沉积至今，地温梯度先升高到50~55℃/km，后逐渐降低为现今的35.4℃/km.早白垩世以来较高的地温场对油气生成、成藏起控制作用.包裹体均一温度结合热演化史结果表明126~87 Ma（伊敏组沉积时期）应是呼和湖凹陷油气主成藏期.晚白垩世以来盆地发生抬升，温度降低，烃源岩生烃强度减弱. 相似文献