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不整合是廊固凹陷奥陶系潜山油气运移的重要输导通道和聚集部位,研究不整合分布及其输导特征对明确该区油气优势运移方向以及寻找有利勘探目标具有重要意义.以廊固凹陷奥陶系潜山顶面不整合的类型及分布规律、纵向结构特征为基础,对潜山顶面不整合的输导性和有效性进行了分析;利用钻井、测井、岩芯等资料对半风化岩石层进行了精细解剖,明确了主力输导通道分布和渗滤空间类型;在明确不同类型不整合展布规律后结合数值模拟确定了油气优势运移方向和潜在有利勘探区.研究结果表明,河西务潜山带奥陶系顶面不整合具有4种接触关系、2种运移通道,组合形成4种油气运聚类型,其中石炭系—二叠系覆盖的褶皱区最有利于油气聚集成藏.不整合半风化岩石层的渗滤通道类型南北具有差异性,南部岩溶发育,以溶蚀缝洞为主,北部以晚期构造缝为主.纵向上,垂直渗流带和水平潜流带是不整合岩溶带中的优势运移通道.平面上,不整合输导脊是油气的优势运移路径,位于其上的构造高点是油气聚集的有利区,杨税务南潜山和中岔口潜山是下一步油气勘探的潜在目标. 相似文献
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本文从冀中坳陷束鹿凹陷潜山顶面不整合接触类型及分布规律、结构特征及输导类型出发，精细刻画了不整合面之下半风化岩石层的垂向岩溶分带特征。在此基础上对典型剖面烃源岩热演化、油气运移进行模拟，建立了研究区潜山油气的运聚模式。结果表明，束鹿凹陷潜山顶面不整合包括4种接触类型、5种结构模式，具有3种输导类型，其中斜坡区和洼槽区西部以侧向型为主，斜坡区局部构造高点与洼中隆为侧向+圈闭型，凸起区以侧向+垂向型为主。不整合面之下半风化岩石孔缝洞体系发育，垂向上可划分为表层岩溶带、垂直渗流带以及三个水平潜流带，具有多期岩溶旋回特征。潜山顶部发育的垂直渗流带是油气沿不整合面运移的主力输导层，而内幕发育的多期水平潜流带是油气向内幕运移的潜在通道。深、浅部烃源岩热演化的差异以及与薄层砾岩是否接触导致了斜坡区与洼中隆潜山油气充注的差异，形成了斜坡区晚期薄层砾岩高效中转、不整合侧向运移、水平潜流带向内幕输导、顺向断层向上输导、反向断层圈闭成藏的油气运聚模式。 相似文献
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胜利海上埕岛油田下古生界潜山高产因素分析 总被引：1，自引：0，他引：1
埕岛油田是我国浅海－极海海域发现的第一个大型整流油气田,四周环凹,油源条件十分优越,全区可划分为西排山,中排山,东排山三个潜山带构造单元,油气运移通道主要是断裂和风化壳不整合面,区域盖层发育良好,储集条件是油气富集高产控制因素,纵向上潜山带储层主要集中在潜山的风化壳;平面上主要沿断层分布,沿断层发育的奥陶系在潜山是本区古生办潜山勘探的最有利目标。 相似文献
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《现代地质》2016,(1)
束鹿凹陷位于冀中坳陷南部,为一典型的断陷湖盆。凹陷古近系发育多套生储盖组合,具有良好的勘探前景。为了寻求油气勘探的突破口,进一步明确勘探的主攻方向和区带,急需深化对研究区油气二次运移的认识。以束鹿凹陷西斜坡沙二段为例,基于Arcgis软件对目的层的油源区、输导体系、构造及流体势特征等多种地质信息进行处理,在大尺度条件下以流体势模型为油气二次运移动力模型模拟油气二次运移方向。模拟结果揭示,油气在砂体发育状况的约束下,鼻状构造控制油气相对运移方向,油气向其脊部运移汇聚。最后,依据油气二次运移方向模拟结果及对成藏条件的认识,优选出台家庄鼻状构造带、雷家庄南部鼻状构造带以及西曹固南、北鼻状构造带4个长期继承性的鼻状构造带为成藏有利区带。 相似文献
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通过总结前人研究结果,利用测井、钻井地质和地化等资料,对冀中坳陷潜山油气藏类型和油气输导体系特征进行研究,并结合已发现的潜山油气藏,建立了不同油气输导体系与潜山油气藏类型的匹配关系。结果表明：根据不同的圈闭遮挡条件,可将冀中坳陷潜山油气藏分为潜山顶、潜山坡和潜山内幕油气藏等3种类型;潜山油气输导体系发育断裂、不整合、内幕溶蚀层和复合型输导体系等4种类型;受碳酸盐岩地层、断层活动性影响以及与油气生成时间的匹配,断裂型输导体系具有高效性和时效性的特征,有利于形成潜山顶和内幕油气藏;不整合型输导体系由不整合上部底砾岩和下部淋浴带组成,具有＂双层＂输导的特点,有利于形成潜山顶和潜山坡油气藏;内幕溶蚀层型输导体系由潜山内部的溶蚀孔-洞-缝系统组成,其发育程度受内部地层泥质含量控制,有利于形成潜山内幕油气藏;复合型输导体系由单一型输导体系复合形成,具有＂多样式＂的特点,可以形成潜山顶、潜山坡和潜山内幕油气藏。 相似文献
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塔里木盆地阿克库勒凸起油气输导体系类型与演化 总被引：11，自引：8，他引：11
阿克库勒凸起受多期构造叠加影响,具有长期生烃、多期供烃的烃源特征,油气输导体系复杂。在分析输导路径、输导能力及作用的基础上,将输导系统分成断裂型、不整合型、输导层型及复合型4类。利用地震和钻井资料恢复古构造格局,分析输导体系的演化及配置关系,认识油气运移的动态过程,指出区域性深大断裂是油气垂向运移的主要通道,而输导层和不整合面(中-下奥陶统顶面、奥陶系顶面和志留系顶面)的叠置是油气侧向运移的关键因素,并且油气成藏关键时刻输导体顶面的几何形态,尤其是古构造脊线的展布特征,决定了油气优势运移的方向和路径。由断层—不整合面—岩溶网络组成的"层—面—网"复式输导系统相互匹配,沿构造脊线呈立体网状阶梯式运移是研究区油气输导体系最鲜明的特点。 相似文献
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以琼东南盆地古近系陵水组为例,针对海相断陷盆地钻井资料少、地震资料复杂、断裂体系发育、地层破碎、有利勘探目标预测难度大等问题。在Vail经典的层序地层学理论指导下,基于浅水区钻井资料和深水区地震资料,井震资料紧密结合建立研究区目的层三维等时地层格架,将目的层划分为层序Ⅰ、层序Ⅱ、层序Ⅲ和层序Ⅳ4个三级层序。岩石类型、沉积构造、自生矿物和生物化石4方面证据表明,研究区目的层为海相沉积。在等时地层格架内,通过沉积学分析、断裂体系解释和不整合面刻画等工作,对每一种地质成因输导体开展单要素分析。从成因角度将研究区目的层输导体系划分为储集体、断裂和不整合面3种主要类型,并对不同类型输导体系在空间上的发育特征进行精细刻画。低位体系域的斜坡扇、盆底扇,海侵体系域的扇三角洲、滩坝和滨岸砂,高位体系域的扇三角洲和辫状河三角洲等是储集体输导体系的主要对应沉积相类型。北东向展布的控凹大断裂可以成为油气运移输导的有利通道。根据成因和输导效果将不整合划分为平行不整合、超覆不整合、削蚀不整合和超覆-削蚀不整合共4大类。层序界面上广泛发育的不整合面可以成为油气运移输导的有利通道,在油气运移输导过程中承担重要的角色。分析不同输导体系在空间上的组合特征,将研究区目的层输导体系模式总结为断层+不整合面(储集体)“T”型输导、断层+不整合面(储集体)梳状型输导、断层+储集体网格型输导、断层+不整合面阶梯型输导、裂隙型输导(裂缝+层理面+孔隙)5种类型,指出不同输导体系模式在盆地内分布的位置和分布规律,并建立了油气疏导体系模型。结合盆地温度场、压力场、流体势等石油地质特征及烃源岩、盖层等成藏要素分析,预测有利的油气勘探区带。区域上有利的勘探区带主要包括崖南凹陷北缘、松西凹陷、松南凹陷北缘、北礁凹陷周缘、陵水南斜坡、长昌凹陷北缘和南缘。4个层序中,层序Ⅰ最有利,层序Ⅲ和层序Ⅳ次之,层序Ⅱ最差。 相似文献
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地层流体受两大流体系统的控制：压实流和重力流。利用流体势分析系统(简称FPAS)研究地下流体势及压力分布可克服井资料不系统的局限性，有效地进行油气资源的预测评价。由于琼东南盆地地质务件极其复杂，海洋油气勘探程度很低，勘探成本高，石油地质研究水平也比较低，分析认为区内有巨大的油气资源前景，但油气运移方向和路程均不清楚。用地下流体力场和势分析的方法可以统一处理和定量解释油气的运移和聚集规律，明确预测油气运移的主通道，确定有利的油气勘探靶区，显著提高钻探成功率。综合本区剖面、平面流体势及压力特征，结合其他有关地质资料，找出最有利的勘探目的层位。该方法在琼东南盆地松东地区的应用，取得了良好的效果。 相似文献
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英买力—牙哈地区碳酸盐岩潜山成藏条件优越,其南北两侧存在满加尔凹陷海相和库车坳陷陆相两套油气源,发育中上奥陶统泥岩和卡普沙良群泥岩两套区域性盖层。碳酸盐岩储集空间主要为溶蚀孔洞和裂缝,储层发育控制着潜山油气分布,缝洞体的横向展布特征决定着油气成藏模式。与轮南地区潜山储层相比,研究区潜山储层横向非均质性相对更强,溶蚀孔洞级别相对较小,潜山成藏模式更为复杂。英买力—牙哈地区潜山油气藏表现为底水块状特征,缝洞储集体内部不同部位可因“连通管效应”或者油气驱替过程受缝洞系统大小影响,致使潜山油气水界面高低不统一。 相似文献
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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
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地质结构研究是开展盆地分析与油气勘探的重要基础。渤海湾盆地冀中坳陷以古潜山油气田著称于世,潜山地质结构的精细研究是深化油气勘探、进一步获得油气发现的关键。本文基于对覆盖整个冀中坳陷的2D 和3D 高精度地震资料的系统解释及对钻达潜山的数百口探井资料的综合整理与分析,开展了潜山地层与断裂系统的精细解析,整体揭示了潜山的三维地质结构。研究表明,冀中坳陷内发育长城系底、寒武系底、石炭系底、中生界底、古近系底和新近系底6个区域性不整合面,据此,在纵向上划分出7个构造层。冀中坳陷内切穿潜山顶面的断裂按其走向可以分为NE、NW 和近EW 向3 组。其中,NE 向断层最为发育,NW向断层多发育于坳陷中部偏东。以近EW 向的徐水-安新断层和衡水断层为界,将冀中坳陷分为北、中、南3 段,各段的构造样式存在明显的差异。从潜山成因类型的角度出发,根据潜山的地层组成、构造演化、控山断层及潜山本身几何学特征等因素,在坳陷内划分出42个潜山构造带,并详细总结了重点潜山带的发育特征。前中生代的构造-沉积演化为潜山的发育奠定了良好的物质基础,印支运动和燕山运动早期的挤压事件对潜山地层有着明显的改造作用,晚侏罗世以来的多期伸展控制了坳陷内不同成因类型潜山的形成-调整-定型过程。 相似文献
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松辽盆地滨北地区具有一定的油气资源潜力,但勘探方向和目标不明,亟需开展油气运移方向的研究。通过对滨北地区影响油气运移方向的地质因素的分析,确定了盖层底面构造形态、砂体、断裂及水动力4种主控因素。通过对每种主控因素与油气运移方向相互关系的系统分析,采用单因素叠加和多信息叠合的方法分别定性和定量地预测了滨北地区扶杨储层的油气优势运移通道。结果表明,滨北地区扶杨储层主要发育两个优势通道方向,分别为自三肇凹陷北端沿绥棱背斜带向东北方向和自克山-依龙背斜带南部向其东北方向。这两个优势运移通道方向所指示的区域是油气勘探的有利区域,而通道上的圈闭则是有利的勘探目标。 相似文献
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渤海湾盆地奥陶系潜山内幕油气成藏主控因素研究 总被引：6，自引：2，他引：4
本文的渤海湾盆地奥陶系潜山内幕是指有石炭系—二叠系覆盖的奥陶系潜山。潜山内幕多为单斜平行结构,储层基本为非均质"似块状结构"。古近系为主的烃源岩,通过控山断层的断面输油,形成"新生古储"的成藏模式。奥陶系潜山内幕成藏有四项主控因素,按重要程度依次为生烃灶供烃潜能、有效输烃窗口、优势输导通道以及储层裂缝发育。同时具备四项有利主控因素的潜山,油气富集规模较大。在生烃灶供烃潜能有利的前提下,其他三项主控因素之一为不利时,仍有成藏的可能,但规模一般较小。潜山内幕的储集空间以裂缝为主,裂缝的发育程度受构造和控山断层形态的影响,背斜构造、弧形断层、多向交切断层有利于裂缝的发育,而受直线型断层控制的潜山裂缝欠发育。 相似文献
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辽河坳陷西部凹陷西斜坡古潜山的油气运移条件 总被引：23，自引：7，他引：16
在对辽河坳陷西部凹陷西斜坡潜山油气藏的成藏条件进行解剖基础上,重点开展了古潜山油气运移条件的研究,认为西斜坡古潜山油气藏的油气来源有4种运移路径,论述了不同运移路径的特点,并讨论了影响油气运移的主要因素。在潜山油气藏的多种供油方式中,有效生油岩直接覆盖潜山的多向供油方式最为有利,这种供油方式与规模较大的潜山相配置可以形成大型的潜山油气藏;其次为潜山与有效生油岩通过不整合面或断面接触的单向供油方式,这种供油方式也能形成比较富集的潜山油气藏。这一认识对西斜坡乃至辽河坳陷潜山油气藏的勘探都具有一定的指导意义。 相似文献
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冀中坳陷潜山是增储上产的重要领域,奥陶系潜山由于储层非均质性强、控藏因素复杂,因此一直制约着油气勘探的新发现。基于大量岩心、薄片、测井、地震及地球化学数据和地质分析的基础上,对其成藏条件及成藏模式进行了系统分析,指导杨税务潜山、文安斜坡潜山勘探取得重要突破。研究表明：冀中坳陷发育古近系沙三段和沙四段以及上古生界石炭—二叠系3套烃源岩,为潜山油气藏的形成提供了充足的物质基础;明确了碳酸盐岩“云化-岩溶-断裂”三主因叠合控储机理,建立了岩溶孔洞型、断裂孔缝型和云岩孔隙型3种储层模式,拓展了勘探空间;受印支期、燕山期、喜山期多期构造作用叠加控制,形成了先隆后凹型和先凹后隆型两种成因潜山圈闭类型。通过奥陶系潜山成藏要素分析,总结出3种潜山油气成藏模式：低位构造-岩性复合准层状潜山成藏模式、中位古储古堵块状潜山成藏模式和高位古储新堵块状潜山成藏模式。综合评价,目前冀中坳陷北部低位构造-岩性复合准层状潜山成藏条件最为有利,泗村店潜山和新镇潜山是下一步勘探的有利方向。 相似文献