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鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段泥岩作为中生界油藏的重要烃源岩,其成藏期古压力是油气运移的主要动力,而泥岩古孔隙度的变化代表了古压力演化的特征,因此基于成藏期到最大埋深期烃类流体排出,地层超压释放的机理,提出了由孔隙度增量-最大埋深的关系逆推成藏期泥岩古孔隙度的新方法。通过分析最大埋深时期泥岩压实剖面的特征,利用长7段烃源岩欠压实孔隙度增量(△Φ)与最大埋深之间存在的指数关系,逆推出成藏期泥岩古孔隙度增量,并结合成藏期正常压实趋势下孔隙度值,恢复长7段泥岩成藏期总孔隙度。结果表明,姬塬地区长7段泥岩成藏期古孔隙度偏高,普遍在23%～35%之间,说明成藏期泥岩欠压实作用强烈,异常高压是源岩排烃的主要动力。 相似文献
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烃源岩生烃过程中欠压实作用形成的异常高压是油气成藏的主要动力,而泥岩孔隙度演化记录了其地层压力的变化过程。根据现今泥岩压实剖面特征建立欠压实泥岩孔隙度计算模型,利用"回归反推"方法恢复成藏期沙三段欠压实泥岩古孔隙度增量,然后根据泥岩孔隙度压实模型恢复欠压实泥岩在成藏期的总古孔隙度,最后通过改进的Phillip-pone公式计算成藏期古地层压力并恢复其演化过程。研究表明,金县1-1低凸起东斜坡成藏期沙三段烃源岩普遍发育异常高压,古流体动力由南向北逐渐增强,压力系数分布呈现东南部低西北部高的特点,古流体压力的强弱变化规律对油气运移及有利目标的优选具有重要的意义。 相似文献
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陕北斜坡中部长7段泥岩现今欠压实幅度不是很大,因此长7段烃源岩生成的油气运移动力受到怀疑,但现今的压力特征并不能反映成藏期的压力。首先以鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部单井泥岩压实曲线为基础,对该区泥岩压实特征进行了综合研究,结果表明研究区内泥岩压实均由正常压实段和异常压实段构成,虽然欠压实幅度不大,但欠压实现象普遍存在;正常压实趋势具有较好的一致性,地表声波时差值集中在320 μs/m左右;现今压实剖面的异常压实段起始深度由东向西逐渐增大,最大古埋深期异常压实带起始深度则分布在2 250~2 400 m。然后恢复了长7段泥岩古孔隙度,并预测了主力烃源岩层(长7段)成藏期泥岩古地层压力。研究区长7段泥岩在成藏期普遍存在异常高压,南部超压明显,压力系数达1.56,反映了成藏期烃源岩具有较强的排烃动力;古压力值为17～28.5 MPa,古压力系数为1.12～1.56,两者在平面上的分布都呈现出西南部高东北部低的特征,很好地解释了研究区内现今油气的分布特征。该研究成果对下一步油气勘探具有重要的指导意义。 相似文献
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鄂尔多斯盆地西峰油田延长组长8段岩性油藏动态成藏过程 总被引：2，自引：0，他引：2
运用定量方法对西峰油田地层埋藏史、热史、生排烃史、成岩史、孔隙度演化史、油气充注期、圈闭形成史及成藏动力窗口演化史分别进行了模拟,并对成藏关键条件的时空匹配关系进行了综合分析。结果表明,从早白垩世开始,区域构造沉降及伴随的大规模盆地热事件引发了烃源岩的生排烃,为油气成藏创造了优越油源条件;成藏之前,有机酸的溶蚀作用极大地改善了长8段储层的物性,从而奠定了油气成藏所需的空间基础;随时空演化,源储压差的持续增大使油气充注进入储层成为了可能;从成藏期开始,成藏动力窗口和岩性圈闭窗口的持续发育,不但保障了油气的高效充注,而且使已形成的油藏能够很好地保存下来。成藏关键条件的时空匹配关系表明,西峰地区长8段储层油气成藏是一个自然的过程,成藏期储层物性良好,成藏后在压实和胶结作用下储层逐渐致密。 相似文献
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秦南凹陷经历了46年勘探，只发现了秦皇岛29-2油气田，尤其是近9年勘探无一油气田发现，勘探工作陷入困境。为了弄清秦南凹陷油气成藏主控因素，指明油气勘探方向，利用三维地震、钻井及化验资料，梳理基础石油地质条件，通过已钻井成败分析和类比研究，明确各储盖组合的成藏主控因素，并预测有利勘探方向。研究表明：(1)秦南凹陷沙三段、沙一段烃源岩发育，TOC为1.5%～4%，类型为Ⅰ—Ⅱ1型，资源潜力大，发育潜山、沙河街组-东营组、馆陶组-明下段三套储盖组合。(2)潜山下组合成藏主控因素为储层非均质性；沙河街-东营组中组合成藏主控因素为圈闭有效性；馆陶-明化镇组上组合成藏主控因素为油源断层的运移能力。(3)东洼与东南洼间低隆起、东洼西斜坡、东洼和东南洼大断层下降盘，分别是下、中、上组合今后的有利勘探区带。本研究成果为今后秦南凹陷油气勘探提供了依据，也为类似地区油气勘探工作提供可借鉴的思路。 相似文献
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