一、塔里木盆地塔中低凸起奥陶系碳酸盐岩油气成藏（论文文献综述）
季天愚[1]（2021）在《塔里木盆地中-下寒武统台缘带分布、沉积相及有利区的地震解释研究》文中指出寒武系盐下白云岩是塔里木盆地天然气勘探的重大战略接替领域。中深1井于2013年在塔中隆起中-下寒武统白云岩中首次获得油气突破,2020年位于塔北隆起上的轮探1井在寒武系盐下吾松格尔组获得高产油流,同年,柯探1井在柯坪断隆寒武系盐下吾松格尔组获得油气突破。这一系列的突破都表明塔里木盆地在寒武系盐下白云岩领域具有油气规模成藏的地质条件,具备良好的勘探前景。虽然塔里木盆地寒武系盐下勘探在肖尔布拉克组和吾松格尔组相继获得突破,但关于寒武系盐下白云岩的勘探仍有许多难题,如其盐下规模古丘滩体储层的展布不清等。塔里木盆地中-下寒武统地层埋深大,当前揭示该地层的钻井较少,全盆地仅20余口,完全揭穿下寒武统的钻井则更少,因此,中-下寒武统的岩相古地理重建和有利储集相带的预测主要依赖于地震资料的解释。本论文以轮南工区三维和覆盖全盆的二维地震资料解释研究为主,综合野外露头、钻井、测井、岩心、薄片等资料,同时结合前人的研究成果,研究了塔里木盆地台盆区中-下寒武统地层的地震相特征、台缘带的形成演化、沉积特征与岩相古地理、下寒武统肖尔布拉克组和吾松格尔组储层特征及控制因素、中寒武统盖层的封盖能力和有利发育区,并基于地震波衰减异常的方法对轮南三维工区进行了有利含气区的预测。综合以上研究成果,对轮南三维工区和全盆地二维工区进行了不同尺度和精度的有利区带预测。通过钻井和野外露头作为约束对覆盖研究区内的二维、三维地震资料进行地震相的精细解释,分析了塔里木盆地中-下寒武统台缘带的特征并建立了其演化模式。研究认为塔里木盆地中-下寒武统可划分出9种具有沉积和储层意义的典型地震相,典型地震相包括斜坡的板状前积反射、镶边丘形前积反射、白云岩的空白-弱振幅反射、玉尔吐斯组的页岩强振幅平行反射、台内丘滩相的低幅丘形反射等。台缘-斜坡的前积反射指示了台地类型的演化和微相类型与储层展布的关系。根据钻井标定和各组段厚度以及地震相特征得出了中-下寒武统自下而上分别经历了玉尔吐斯组的连续强反射陆棚沉积、肖尔布拉克组板状前积缓坡无镶边台地边缘、吾松格尔组和沙依里克组丘状前积的弱镶边台地边缘、阿瓦塔格组丘状前积强镶边台地边缘等几个发育阶段,每一阶段的台缘带都会相对前一阶段向东迁移。阐明了寒武纪碳酸盐岩台地侧向增生与台缘类型的演化关系,以及其对丘滩相白云岩储层和泻湖蒸发岩盖层分布的控制规律。弱-强镶边台地边缘与台地内部的蒸发岩沉积相对应,台缘带和台内丘滩带是有利的白云岩储层发育区。塔里木盆地台盆区中-下寒武统的岩石类型主要以结晶白云岩、鲕粒白云岩、藻白云岩、膏岩、灰岩等为主。依据岩相类型、测井相和地震相解释,将塔里木盆地中-下寒武统沉积相划分为局限台地、开阔台地、台地边缘、斜坡以及盆地5种类型,这5种沉积相类型又可细分为泻湖、潮坪、台内洼地、洼地边缘、台内丘、台内滩、丘（滩）间海、台缘丘以及台缘滩等9种沉积亚相。同时追踪各地震相在测线上的分布和对应沉积相的范围,分析了塔里木盆地台盆区中-下寒武统的岩相古地理特征。玉尔吐斯组整体表现为陆棚的沉积模式;肖尔布拉克组表现为缓坡无镶边台地类型,发育台地-台地边缘-斜坡-盆地相沉积,其厚度最大处位于满西低凸起以及西北部的柯坪露头附近;吾松格尔组和沙依里克组以弱镶边台地边缘和较广泛发育的局限台地沉积为主;阿瓦塔格组以强镶边台地边缘和蒸发岩普遍发育的局限台地相为特征。研究区下寒武统储集空间类型主要包括孔、洞、缝三种类型,其原生孔隙包括晶间孔、藻格架孔以及残余粒间孔;次生孔隙包括晶间溶孔、粒间溶孔以及粒内溶孔;洞主要以次生溶洞为主,缝可分为构造裂缝、成岩裂缝以及溶蚀裂缝。储层可分为台内丘滩型、台内洼地边缘丘滩型以及台地边缘丘滩型三种,主要分布在台内洼地周缘、塔中-巴东地区、柯坪-巴楚地区以及轮南-塔中一线。塔里木盆地台盆区中寒武统具封盖能力的岩性以膏盐岩、膏质泥岩以及膏质云岩为主,其中膏盐岩封盖性最好,但地层内的构造裂缝以及地层内石膏的埋藏条件都对其封盖性有较大的影响。膏盐岩盖层以巴楚隆起北部为中心,膏盐岩厚度向四周递减并呈环绕状分布,且膏盐岩的分布具有良好的连续性与稳定性。同时,膏盐岩、膏质云岩以及膏质泥岩等在垂向上的互层式分布加强了盖层的封盖能力,使这种大面积分布的盖层能为塔里木盆地寒武系盐下油气的聚集提供良好的封盖条件。结合中寒武统岩相古地理特征,认为阿瓦提凹陷、满西低凸起西部和南部、塔中隆起北部和西部、柯坪断隆以及塔北隆起中部为盖层发育的有利区。在轮南三维工区应用S变换地震谱分解衰减含气检测法预测的含气有利区与轮探1钻井吻合良好,含气带的地震峰频降低至15Hz附近。除轮探1井所处区域外,轮南三维区吾松格尔组在北部斜坡带以及盆地相区也存在两个含气异常区,异常区均上覆较厚泥云岩或泥灰岩盖层,这些异常区均为轮南三维工区的含气有利区。根据古隆起控滩、古断裂控圈以及近源稳保的思路和上述研究成果,优选出塔中隆起北部地区、柯坪断隆南部及温宿低凸起周缘、轮台-沙雅地区南部以及轮南-塔中台缘带4个寒武系盐下有利区。
韩强[2]（2021）在《塔北隆起新和-三道桥地区古潜山构造演化及其控储、控藏作用研究》文中研究说明新和-三道桥地区位于塔里木盆地西北地区,雅克拉断凸和沙西凸起的结合部。雅克拉断凸目前表现为古生界隆起与中新生界前缘斜坡的叠加,其古生界是一个长期继承性的古隆起。该区已在前中生界潜山发现桥古1、桥古3及英买32等油气藏,是中石化西北油田增储上产的重点地区。目前该区勘探开发面临以下难题:（1）由于前中生界潜山历经多期构造活动,发育多套火成岩,残留地层时代古老且岩性复杂,致使我们对潜山地层格架和形成演化过程的认识不清;（2）研究区古潜山存在岩浆岩、变质岩及碳酸盐岩等多种类型储层,不同岩石类型储层的发育规律及优质储层的主控因素也不清楚;（3）研究区存在海相和陆相两种不同成因的油气来源,其油气运移路径、聚集成藏受潜山构造演化影响,存在显着差异,有必要理清构造演化对不同来源油气充注和分布的控制作用,明确油气成藏规律,以利于开展勘探开发目标评价。因此,本文以地层学、构造地质学理论为指导,利用U-Pb同位素年龄对前震旦系潜山地层进行时代限定,通过地震资料精细解释查清古潜山地层分布规律;在地层格架建立和断裂研究的基础上,对潜山形成演化进行分析,并结合油气地球化学资料讨论了构造演化对油气充注及聚集成藏的控制作用。论文主要成果认识如下:（1）利用6口钻井7个岩芯样品进行锆石U-Pb同位素测年,对该区前震旦系不同地层的时代进行限定,建立了前震旦系地层发育序列。研究区花岗岩形成于早元古代,在古元古代中晚期（1850～1791Ma）经历过变质作用,在新元古代早期（879±4Ma）经历了岩浆活动。桥古1井区碳酸盐岩地层是沉积在早元古代花岗岩的结晶之上,阿克苏群沉积之前的一套地层,3个碎屑锆石样品的最小谐和年龄为1522±16Ma,表明其沉积或成岩时代应不早于中元古代（1522±16Ma）。星火1井区的变质岩地层相当于阿克苏群,其沉积或成岩年龄不早于776Ma。（2）通过地层划分对比及三维地震综合解释,编制新和-三道桥地区前中生界潜山古地质图。结果表明研究区前中生界潜山是一个北东向抬升的不对称背斜,高部位为前震旦纪基底,向两侧地层依次变新,西南-东南方向震旦系-奥陶系环基底分布,北东方向主要残留震旦系-寒武系。西北部发育二叠系火成岩,星火3井霏细岩年龄为294±10Ma,代表该区二叠纪岩浆喷发的最晚年龄。（3）新和-三道桥地区古潜山经历了复杂的形成演化过程。震旦系-古生代碳酸盐岩沉积建造期为古潜山形成提供了物质基础;加里东晚期至海西早期东南向西北方向的挤压隆升是潜山构造初始格局的形成阶段;海西晚期南北向冲断挤压隆起是潜山格局的主要要形成阶段;印支期-喜马拉雅期,研究区再次沉降接受中新生界沉积,即古潜山埋藏阶段。（4）新和-三道桥地区古潜山存在岩浆岩、变质岩及碳酸盐岩等多种类型储层。碳酸盐岩储层基质孔隙度、渗透率低,优质储层主要受控于后期的岩溶作用,以孔隙、裂缝、溶蚀孔洞为主要储集空间类型,浅变质火成岩裂缝发育,优质储层受古地貌和断裂控制。（5）新和-三道桥地区油气分布受构造演化和地质结构控制,以潜山断凸“屋脊”核部为界,南部为海相油气,断凸脊部及其以北为陆相油气。研究区海、陆相原油在原油物理性质及地球化学与海相原油差异明显。海相原油含蜡量相对较低,含硫量相对较高,Pr/Ph比值相对较低,C19-C21三环萜烷丰度相对较高,以C23为主峰,富含硫芴,Pr/nC17和Ph/nC18相关图反映其形成于还原环境;陆相原油地化指标则相反。（6）受多旋回构造演化控制,新和-三道桥地区地区具有多期充注和晚期成藏的特点,前中生界潜山顶面的成藏期古构造图显示了不同时期油气充注和运聚有利区。对比不同期的古构造形态可以发现古潜山经历过多期构造调整演化,形成了油气充注聚集-破坏调整-晚期定型聚集的复杂过程,潜山古构造的多期调整,既控制了不同类型储层的发育,也对油气运移聚集有着显着的影响。
曹彦清,张友,沈安江,郑兴平,齐井顺,朱可丹,邵冠铭,朱茂,冯子辉,张君龙,孙海航[3]（2020）在《塔里木盆地古城地区奥陶系碳酸盐岩成储与油气成藏》文中研究指明塔里木盆地古城地区奥陶系碳酸盐岩近年来展现出良好的勘探潜力。通过对古城地区钻遇奥陶系10余口探井的岩心、岩石薄片观察和阴极发光、包裹体、沥青反射率分析以及地震资料解释,并结合区域研究成果,系统分析了古城地区奥陶系碳酸盐岩的成储、成藏条件。研究表明:①古构造-流体作用是控制下奥陶统鹰山组下段—蓬莱坝组滩相白云岩储层发育及油气聚集成藏的重要因素;②二叠纪后的构造热事件对油气成藏起到关键的调整改造作用,受岩浆热液活动的影响,加里东期—早海西期原生油藏发生大规模裂解,形成原油裂解气藏及残留古油藏;③奥陶系油气藏的形成与演化经历了3个阶段,包括原生油气藏形成,古油藏破坏裂解生气,以及气藏调整、破坏、再形成阶段,并具有多期演化的油气成藏模式。指出古城低凸起西部、北部的生储盖组合条件良好,断裂和岩浆侵入影响较小,是有利油气勘探区。
汪文洋[4]（2020）在《叠合盆地深层碳酸盐岩储层孔渗演化及油藏赋存下限》文中研究表明中国油气短缺促使油气勘探不断向深层拓展,塔里木每年90%以上新增储量来自平均埋深超6000 m深层,已经发现的油气藏平均深度超过6043 m,在深层碳酸盐岩地层钻探了中国最深探井和发现了埋深最深油藏,分别超过8882 m和8408 m。国内外学者对于碎屑岩油气赋存下限研究比较深入,碳酸盐岩油气藏赋存下限研究相对薄弱。塔里木深层碳酸盐岩油气勘探实践显示,即便大于8000 m的探井仍然见到有较好的储层和较好的液态烃油藏,当物性很低时又会全部钻遇干层。碳酸盐岩油藏是否存在赋存下限?假如存在,其临界条件是什么?如何表征?成因机理是什么?这些问题困扰着石油勘探家们。在我国大力提升国内油气勘探开发力度并不断向盆地深层拓展时,解决这些问题对于预测碳酸盐岩深层石油有利勘探领域,科学指引深层石油钻探具有重要意义。塔里木盆地是中国特征明显的叠合盆地,深层油气勘探走在世界前列,油气勘探主要为碳酸盐岩储层,因此,本文以塔里木盆地为例来展开深入研究。本文收集到了 IHS（IHS Markit,2020）数据库包括全球6373个碳酸盐岩储层、俄罗斯Volga-Urals盆地2778个碳酸盐岩储层、中国西部叠合盆地四川盆地、塔里木盆地5708个深层碳酸盐岩储层钻探资料。选取355块碳酸盐岩储层岩心做了压汞实验、600份烃源岩样品做了岩石热解实验。综合采用地质分析、统计分析、实验分析以及数值模拟来研究塔里木盆地深层碳酸盐储层孔渗演化特征及其油藏赋存下限。论文主要取得了以下三方面的认识:第一,根据IHS（IHS Markit,2020）资料对比分析并总结了国内外碳酸盐岩储层孔渗特征。本文分析了世界碳酸盐岩盆地的储层孔渗资料,发现其具有如下特征:整体上,随着储层的埋藏深度加大,其孔隙度和渗透率值变小。储层的孔隙度、渗透率值（P90、P50、P10和Max）均表现出相似的随着埋深增大而减小的趋势,显示碳酸盐岩储层也存在油气赋存的下限。国内外碳酸盐岩储层对比结果显示,国外的碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率值比较大,高孔和高渗储层具有比较好对应关系,而中国叠合盆地碳酸盐岩储层整体致密,储层的孔隙度和渗透率值比较小,储层孔隙度和渗透率表现出较差的相关性。第二,建立了针对中国叠合盆地碳酸盐岩储层特殊性的数值表征方法并提出了塔里木盆地塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层油藏赋存下限临界条件。本文建立了碳酸盐岩储层物理特性随埋深变化的数学模型,并通过Matlab软件模拟了本论文的研究区塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层孔隙度和密度随埋深变化规律。结果显示,下奥陶统碳酸盐岩储层的孔隙度随埋深增大时其值变小,其密度随埋深增大时变大。数值模拟的结果与实际测量的储层孔隙度及密度资料比较吻合。碳酸盐岩储层物性地质影响因素主要包括储层埋深、储层温度、储层形成的地质年代、储层所经历的构造旋回次数以及均质性等五个。当储层埋深越大、经历的构造旋回次数越多、地层年代越老、所处含油气盆地的地温梯度越高、均质性越好,储层的孔隙度值越小。综合含油层比例法、最小流动孔喉半径法、钻探结果判断法等,确定了塔里木盆地塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层石油赋存下限临界条件:孔隙度为1.8%,渗透率为0.07 mD,孔喉半径为0.01 μm。第三,探讨了碳酸盐储层油藏赋存下限成因机理。碳酸盐储层油藏赋存下限成因机理主要有两方面:储层内外毛细管力差随埋深增大而减小导致石油成藏过程结束;储层之外油气来源随埋深增大而枯竭导致石油成藏过程结束,成藏过程的结束代表着油藏赋存下限的出现。据此,确定了塔里木盆地塔中地区下奥陶统深层碳酸盐岩油藏赋存下限深度为9000 m～9200 m。油藏赋存下限临界孔隙度和深度下限具有相关性,与9000 m深度相对应。地质年代、构造旋回次数、地层温度以及均质性等四个地质因素影响盆地中油藏赋存下限深度的变化,当储层经历的构造旋回次数越多、年代越老、所处盆地地温梯度越高、储层均质性越好,油藏赋存下限深度越浅,反之越深。当前塔里木盆地塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层最大埋深不超过8000 m,说明当前在这套地层中开展深层碳酸盐岩油藏勘探是可行的,也是有前景的。
周肖肖[5]（2020）在《塔里木盆地塔中地区奥陶系碳酸盐盐岩油气成藏模式研究》文中提出塔中-古城地区奥陶系海相碳酸盐岩含油气丰富,经历了多期构造运动和油气充注及调整改造,油气成藏较为复杂。本文利用最新的地震、测井、地质和地化等资料分析塔中-古城地区奥陶系不同相态烃类分布特征、地化特征、成因及来源、油气藏遭受的次生化学作用。在分析油气藏主控因素及成藏过程的基础上结合前面的分析,总结了塔中和古城地区奥陶系不同相态烃类成藏模式。（1）塔中-古城地区奥陶系油气可划分为古城地区的干气和塔中地区的凝析油、挥发油、正常油。塔中地区平面上“西部富油,东部富气”:西部为“断裂带富气,斜坡区距通源走滑断裂近处富气,远处富油”;东部为“断裂处富气,靠近内带处富油”。纵向上,塔中地区不同层系“深部富气,浅部富油”;同一层系“高部位富气,低部位富油”;沿不整合面分布的特征。古城地区天然气分布于构造斜坡或高部位的断裂发育区,纵向上分布于云化滩储层内。（2）塔中-古城地区奥陶系天然气为成熟-过熟干气,由深部储层寒武系成因的古油藏裂解形成。塔中东部天然气干燥系数、成熟度和气油比明显大于西部;南北向上断裂带处干燥系数较大,北部斜坡区较小。这主要由天然气成因差异和次生作用造成:古城地区过熟干气沿着塔中Ⅰ号断裂向西充注到塔中东部发生混合作用,使得塔中东部天然气干燥系数和成熟度明显高于西部;北部斜坡区的西部分布有相对低熟源岩,生成的干酪根裂解气与深部原油裂解气共存,断裂带以深部原油裂解气为主。H2S为CIP离子驱动的TSR作用启动阶段的产物。西部地区地层水Mg2+和矿化度较东部高,TSR反应更易发生,H2S含量较东部偏高。塔中-古城地区CO2和N2均为源岩有机质热降解成因。（3）基于黄金管热模拟实验重新厘定了油源对比指标:芳基类化合物、碳和硫同位素。对比分析认为寒武系烃源岩为主力源岩。塔中东部地区原油密度、粘度、含蜡量等明显大于西部,全油碳同位素以及成熟度则小于西部。断裂带处原油密度、粘度较低,斜坡区稍大。原油性质差异主要由寒武系源岩在塔中东西部成熟度差异造成,西部源岩埋深超东部近千米,造成西部原油成熟度偏高,密度和粘度偏低。断裂带处原油物性除了与高熟源岩有关外,气侵等作用也会造成原油密度、粘度等减小。（4）塔中地区奥陶系烃类相态受源岩成熟度、次生作用和多期油气充注的影响:源岩成熟度和多期充注对斜坡区油气相态影响大;奥陶系顶部构造高部位生物降解相对强烈;TSR作用能降低油裂解门限温度且加速热裂解作用的进行;奥陶系储层温度相对较低,原油热裂解程度有限,寒武系原油裂解程度明显大于奥陶系原油。气侵作用在塔中地区较为重要,断裂区强度较大。塔中西部以深部原油裂解气垂向气侵为主,东部以古城地区过熟天然气侧向气侵为主。（5）晚加里东期,来自寒武系的原油运移至塔中-古城等成藏。海西早期,构造运动导致塔中地区古油藏遭受破坏;位于斜坡部位的古城地区油气藏遭受较低程度破坏。海西晚期,塔中地区源岩再次深埋生油,油气经断裂垂向运移至目的层,通过不整合等输导体系侧向运移至优质储层内,在致密盖层和隔夹层的封盖作用下,多层系成藏;古城地区源岩处于过熟阶段,聚集少量的油气。喜山期,塔中地区寒武系油裂解气沿断层向上充注到目的层形成凝析气等,古城地区原油裂解气也沿着Ⅰ号断裂运移至塔中东部形成凝析气藏;古城地区深部裂解气或保存至寒武系或运移至目的层形成干气藏。塔中地区分为油藏（正常油和挥发油）与气侵改造型凝析气藏2类成藏模式。油藏分布于西部斜坡区、中部远离通源断裂处、东部内带区;凝析气藏分布于通源断裂处,根据气侵方式差异分为西部垂向气侵改造和东部侧向气侵改造2种成藏模式。古城地区为原油裂解气在走滑断裂和盖层作用下聚集成藏模式。
周家全[6]（2019）在《塔中地区奥陶系油气地球化学特征及成藏模式》文中提出盆地深层油气藏在地质历史时期中普遍经历了多期次的油气充注和改造,如何追踪油气运移和成藏的过程是当前石油地质学的前沿性研究方向,也是深层油气勘探中亟待解决的重要难题。论文以塔里木盆地塔中地区奥陶系碳酸盐岩油气藏为研究对象,在全面收集和总结公开烃源岩生物标志物测试数据的基础上,开展了代表性原油样品的饱和烃和芳烃色谱-质谱、碳同位素测试,借助于聚类分析方法进行原油成因类型划分,同时结合断裂系统发育特征及与油气成藏时期匹配关系的解剖,尝试利用有效的地球化学指标示踪油气沿着断裂系统和碳酸盐岩缝洞系统发生运移和聚集的动态过程,主要取得了以下认识:塔中地区奥陶系原油普遍是混源油,主要分为两类:Ⅰ类原油生标具有C21/C23TT、C28/(C27+C29)ααα20R规则甾烷和γ蜡烷/C31R升藿烷较高,C24Te T/C26TT、C31R升藿烷/C30藿烷、重排/规则甾烷和升藿烷/C30藿烷较低等特征,可能源自于寒武系-下奥陶统烃源岩;Ⅱ类原油的生标与Ⅰ类原油呈现出相反的特征,可能是中-上奥陶统成熟油与晚期寒武系-下奥陶统高-过成熟油的混合原油,高热成熟作用造成原油甾萜类化合物丰度降低,导致混合油表现为与中-上奥陶统烃源岩相似的特征。针对塔中地区深层油气藏“多源多期”油气混合叠加的特殊性,尝试提出了深层复杂地质条件下示踪油气运移过程的可操作方案:（1）通过有效生源参数判断原油来源和成因类型;（2）利用稳定的成熟度生标参数判断油气充注期次;（3）利用原油物性和气油比参数判断晚期气侵作用;（4）最后结合输导体的地质特征,示踪油气运移过程。塔中地区主要存在三期油气成藏:（1）晚加里东-早海西期来源于寒武系-下奥陶统烃源岩的早期低熟油经断裂的垂向运移,聚集在寒武系顶部和蓬莱坝组下部的缝洞体内,少量油气沿活动较强的断裂垂向运移到鹰山组和良里塔格组储层中聚集成藏,后期多被破坏。（2）晚海西期源自于中-上奥陶统烃源岩的成熟原油沿断裂输导体运移至奥陶系储层内,并与早期油气藏中的原油混合,形成了混源油气藏。（3）喜山期来自寒武系-下奥陶统的高-过成熟原油和裂解气沿断裂运移至古油藏发生气侵改造,形成凝析气藏,随后凝析气可能继续向上运移,重新聚集成藏或导致早期古油藏的进一步混合改造。
贾京坤[7]（2019）在《塔里木盆地顺托果勒低隆起奥陶系地层压力演化研究》文中研究说明塔里木盆地海相碳酸盐岩层系是目前深层-超深层资源勘探的热点和难点。沉积盆地中压力场的研究是探明油气成藏机理的核心问题,但针对演化复杂的古老海相地层,地层压力的研究往往缺乏有效手段。本论文以奥陶系现今地层压力为约束条件,利用孔隙度-垂直有效应力关系图版（鲍尔斯图版）与原油裂解生气-天然气充注双因素增压模型分析超压成因机制,并探索应用差异应力法恢复盆地构造挤压变形时期地层古压力,辅以包裹体热动力学模拟法和盆地模拟法,重建顺托果勒低隆起中上奥陶统地层压力的演化过程。通过对比分析,简要探讨了研究区不同二级构造单元间压力演化及成因机制差异的影响因素。塔里木盆地顺托果勒低隆起现今地层压力在纵向上可划分为5个压力系统,奥陶系超压横向上受构造单元控制,断层附近或裂缝发育地层区压力系统封隔层遭到破坏而呈现为常压-弱超压,远离断层区则发育超压-强超压。根据鲍尔斯图版和测井组合综合分析,流体膨胀和构造挤压是研究区超压形成的主要成因。针对流体膨胀,本论文基于天然气成因分析建立了双因素增压模型,以原油裂解生气动力学实验为基础,计算原油裂解生气和天然气充注对地层压力的贡献,研究结果显示天然气充注是中上奥陶统在喜山晚期超压形成的主要因素,贡献率最高可达94%。针对构造挤压成因,本论文以方解石双晶的显微变形特征为突破口,探索应用差异应力法恢复顺南缓坡地区构造挤压变形过程中的孔隙流体压力,该地区中上奥陶统在加里东期和海西期地层压力系数分别为1.15～1.19和1.35～1.41。以现今地层压力和超压成因分析为约束,辅以包裹体热动力学模拟法和盆地模拟法重建顺托果勒低隆起奥陶系地层压力演化。不同二级构造单元间演化趋势类似,但超压成因与增压幅度存在明显差异。研究表明,中上奥陶统地层压力整体上经历了常压-弱增压-泄压-增压-泄压-增压/常压的演化历史。顺北缓坡目的层早期受烃类充注与地层温度等因素曾形成超压,现今则因低地温梯度与后期构造断裂活动而处于常压-弱超压环境;顺托低凸起超压综合了油气充注、流体相态变化及构造挤压等多种因素;而顺南缓坡地层超压主要受早期构造挤压与晚期天然气充注等因素的影响;喜山期顺托-顺南地区地层稳定沉降,剩余压力得以保存,导致现今该区域仍多表现为超压环境。造成超压成因机制差异的原因主要与不同地区间的热机制与构造运动差异有关,相对应地促使不同地区的油气成藏时期、类型与强度也存在显着差异。
刘长磊[8]（2018）在《塔中低凸起的地质结构与形成演化》文中认为古隆起是油气勘探的重要领域,塔中低凸起作为继承、稳定型的古隆起,是塔里木盆地古生界重要的油气勘探区,也是台盆区海相碳酸盐岩油气勘探开发的重要领域。本论文针对塔中低凸起的地质结构与形成演化展开研究,以断层相关褶皱理论、石油地质综合研究方法、平衡剖面复原技术为指导,结合地震、测井、钻井、岩心等资料,建立塔中低凸起的综合地层系统,识别出区域不整合面和生长地层,划分构造-地层层序,系统分析塔中低凸起的地质结构与构造演化特征,厘定关键构造变革期次,揭示古隆起形成演化过程,结合周缘构造背景和塔中低凸起形成过程,探讨塔中低凸起的成因机制,提出合理的成因演化模型,并剖析了构造运动对储层的改造和对油气成藏的控制作用。本论文主要得出以下几点认识:（1）塔中地区主要存在∈/Z、O3/O1、S/O3、D3/S、C/D3、P/C、K/T、E/K等8个区域不整合面,从下到上可以划分为基底构造层、寒武系-下奥陶统构造层、上奥陶统-中泥盆统构造层、上泥盆统-三叠系构造层、白垩系-新生界构造层等5个构造层。（2）塔中低凸起断裂活动时期集中在加里东中晚期-海西早期,断裂体系主要发育在早古生代地层中,中生代和新生代地层中断裂系统不发育,整体上具有“上下分层”的发育特征;平面上断裂系统向东收敛,向西发散。（3）塔中Ⅰ号构造带是塔中低凸起基底断层转折褶皱前翼向前传播过程中因冲断作用形成的背斜构造带,因基底断层的多期活动,沿塔中Ⅰ号构造带发育了多条次级断裂,并影响了上奥陶统坡折带的形成。（4）上奥陶统、志留系发育的生长地层表明,加里东中晚期是塔中Ⅰ号构造带活动的主要时期,也是塔中低凸起形成的主要时期。与中西部相比,塔中低凸起东部构造活动强烈,东部整体隆升幅度大,地层剥蚀严重,不整合面发育。（5）塔中低凸起的形成与演化受控于基底发育的断层转折褶皱。早奥陶世末—晚奥陶世,是塔中低凸起形成的主要时期,塔中地区以构造抬升为主。晚奥陶世以后,塔中低凸起进入构造拓宽期,不再向上隆升。早海西期,基底断裂活动基本停止活动,塔中低凸起基本定型。
伍建军[9]（2018）在《塔中Ⅰ区碳酸盐岩储层油气产能主要控制因素分析》文中研究指明自塔中地区进入勘探以来,塔中Ⅰ号气田碳酸盐岩已经成为塔里木碳酸盐岩勘探开发的重点地区。但该研究区从开发前期产量稳步上升,到逐渐产能快速下降,后期稳产压力较大。本文基于塔中Ⅰ区油气特征、烃源岩生排烃特征、储层特征为基础,深入分析塔中Ⅰ区油气产能的主要控制因素,提出塔中地区碳酸盐岩油气开发技术对策。结果表明,塔中地区奥陶系原油总体处于高-过熟阶段,原油成熟度总体具有从西往东逐渐降低的趋势。鹰山组天然气甲烷含量相对较富集,天然气干燥系数分布范围变化较大,其地球化学特征非均质性表现明显。平面上塔中Ⅰ号断裂带中东部地区天然气干燥系数明显高于西部地区及内带,纵向上,上奥陶统良里塔格组天然气比奥陶统鹰山组（O1y）天然气偏湿。塔中Ⅰ区的奥陶系主要发育上奥陶统良里塔格组礁滩复合体和下奥陶统鹰山组层间岩溶两套碳酸盐岩储层。储层储集空间主要包括孔隙、裂缝和裂缝-孔隙三类。裂缝-孔隙为I类储层,裂缝型为II类储层,孔隙型为Ⅲ类储层。储层平均孔隙度1.51%,平均渗透率1.1902×10-3μm2。白云岩化作用及其伴随的储层物性的大幅度改善。静态物性分析、测井解释、地震预测及完井测试结果等均证实了储层非均质性,进一步研究表明,该非均质性主要是由储层微观孔喉结构造成。塔中Ⅰ区奥陶系油气分布受构造特征的控制,其中高效井集中分布于沿台缘展布的背斜带局部构造高部位。此外,储层是油气产能的重要控制因素。具体而言,I类储层（裂缝-孔隙型储层）中气井日产气量较高,井底供给能力比较强;II类储层（裂缝型储层）气井油压初期下降较快,表现为地层能量不足。注入介质、注入时机、注入量以及关井焖井时间等参数对凝析气藏油气采收率影响较大。通过提高高效井和有效井的数量比例、控制相变提高油气采收率和采用合理的注水注气方案,补充地层能量,可以提高油气藏产量。
张纪智[10]（2017）在《塔里木盆地台盆区奥陶系碳酸盐岩油气成藏地球化学研究》文中研究指明论文以油气成藏地球化学理论为指导,以塔里木盆地台盆区奥陶系天然气、原油为研究主体,在天然气组分、碳同位素,原油物性、轻烃、甾烷萜烷生物标志化合物、碳同位素、芳构化类异戊二烯烃、中分子量烃等地球化学分析的基础上,分析研究区天然气和原油的基本地球化学特征;结合成藏地质条件,研究了天然气和原油的成因及来源,建立了适用于台盆区奥陶系的油～源、油～油对比指标;分析了油气的成藏期次,研究了油气成藏过程;总结了研究区油气的分布特征、主控因素以及成藏模式。取得了以下认识:（1）研究区奥陶系天然气为成熟的油藏伴生气,以及高～过成熟的原油裂解气和干酪根裂解气,均为寒武系～下奥陶统烃源岩来源。（2）研究区原油及凝析油均为腐泥型母质来源的成熟～高成熟油;轻烃普遍存在散失,说明成藏时间较早;轻烃配对参数均具有很好的相似性,与中～上奥陶统烃源岩不具有很好的相似性;原油及凝析油和寒武系～下奥陶统烃源岩的质量色谱检测均发现了指示强还原、厌氧沉积环境的芳构化类异戊二烯烃,中～上奥陶统烃源没有检测出芳构化类异戊二烯烃;原油及凝析油的中分子量烃配对参数均具有很好的相似性;为寒武系～下奥陶统烃源岩来源。（3）通过对台盆区奥陶系各区块原油及凝析油的油～源、油～油对比,以原油的轻烃配对参数、芳构化类异戊二烯烃、中分子量烃配对参数这三项油～源、油～油对比方法,建立了适用于塔里木盆地台盆区奥陶系的油～源、油～油对比指标。（4）通过对台盆区奥陶系各研究区块储层包裹体分析,储层薄片观察,地球化学分析,明确了研究区各区块油气的成藏过程。哈拉哈塘奥陶系存在三期成藏过程,分别为:①晚加里东～早海西期的油气聚集和破坏;②晚海西期油气的补充;③喜山期天然气的充注。轮南地区奥陶系存在四期成藏过程,分别为:①晚加里东～早海西期奥陶系油气的聚集和破坏;②晚海西期奥陶系油气的补充和破坏;③印支～燕山期油气的补充;④喜山期天然气的充注。塔中Ⅰ号断裂带上奥陶统存在三期成藏过程,分别为:①晚加里东～早海西期的油气聚集和破坏;②晚海西期油藏的调整转移和油气的补充;③喜山期天然气的充注。和田河奥陶系存在三期的成藏过程,分别为:①晚加里东～早海西期油气的聚集及破坏;②晚海西期天然气的补充与散失;③喜山期次生气藏的形成。（5）通过绘制台盆区奥陶系原油密度、原油含蜡量,天然气干燥系数等值线图,总结了台盆区奥陶系油气的分布特征。塔北隆起带原油密度由南至北总体呈逐渐增大的趋势;原油含蜡量在轮南断垒带、桑塔木断垒带和哈拉哈塘南部深埋区相对较高;天然气干燥系数总体由南至北呈现逐渐降低的趋势。塔中隆起带靠近Ⅰ号断裂带Ⅰ区域的原油密度相对较低;原油含蜡量较高部位主要分布在Ⅰ号断裂带与走滑断裂共同作用的交互带;天然气干燥系数总体呈远离Ⅰ号断裂带逐渐变小的趋势。（6）分析了研究区油气成藏主控因素。主要有:①优质烃源岩的分布及热演化史对油气分布的控制;②古隆起及其构造演化对油气分布的控制;③断裂～裂缝体系对油气分布的控制;④储层（缝洞体）分布对油气分布的控制。（7）总结了研究区各区块的成藏模式。分别为:①哈拉哈塘地区奥陶系油气藏早期成藏并遭受一定程度的破坏～中期补充～后期轻微调整的成藏模式;②轮南地区奥陶系油气藏早期聚集并破坏～中期补充～晚期调整的成藏模式;③塔中Ⅰ号断裂带上奥陶统油气藏早期聚集并遭受一定程度的破坏～中期补充～晚期调整的成藏模式;④和田河地区奥陶系气藏早期聚集并破坏～中期补充与散失～晚期成藏的成藏模式。
二、塔里木盆地塔中低凸起奥陶系碳酸盐岩油气成藏（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、塔里木盆地塔中低凸起奥陶系碳酸盐岩油气成藏（论文提纲范文）
（1）塔里木盆地中-下寒武统台缘带分布、沉积相及有利区的地震解释研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景及研究意义 |
| 1.2 研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 塔里木盆地中-下寒武统岩相古地理特征及台缘带模式 |
| 1.2.2 塔里木盆地下寒武统储层特征及地震地质识别 |
| 1.2.3 塔里木盆地中寒武统盖层封盖性 |
| 1.3 研究内容及思路 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究思路、资料情况及技术路线 |
| 1.4 完成工作量 |
| 1.5 创新点 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 塔里木盆地构造单元划分 |
| 2.2 塔里木盆地寒武系地层发育及油气地质特征 |
| 2.3 塔里木盆地台盆区寒武系油气勘探概况 |
| 第三章 中-下寒武统地震相解释与台缘带的形成演化 |
| 3.1 寒武系地震层位解释 |
| 3.2 典型地震相的类型及特征 |
| 3.3 中-下寒武统台缘带演化模式 |
| 3.3.1 台地边缘地震相解释 |
| 3.3.2 东部台地边缘分布特征 |
| 3.3.3 北部台地边缘分布特征 |
| 3.3.4 中-下寒武统台缘带演化模式 |
| 3.4 台地内部地震相的解释与平面分布特征 |
| 3.4.1 台地内部地震相的解释 |
| 3.4.2 台地内部地震相平面分布特征 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 中-下寒武统沉积特征与岩相古地理 |
| 4.1 典型岩相类型及特征 |
| 4.2 典型测井相类型及特征 |
| 4.3 沉积相类型及特征 |
| 4.3.1 局限台地相 |
| 4.3.2 开阔台地相 |
| 4.3.3 台地边缘相 |
| 4.3.4 斜坡相 |
| 4.3.5 盆地相 |
| 4.4 玉尔吐斯组沉积模式及岩相古地理特征 |
| 4.5 肖尔布拉克组沉积模式及岩相古地理特征 |
| 4.6 吾松格尔组沉积模式及岩相古地理特征 |
| 4.7 中寒武统沉积模式及岩相古地理特征 |
| 4.8 沉积演化的控制因素 |
| 4.8.1 古裂陷 |
| 4.8.2 古气候 |
| 4.8.3 海平面变化 |
| 4.9 本章小结 |
| 第五章 下寒武统储层特征及控制因素 |
| 5.1 储层特征 |
| 5.1.1 储层岩石学特征 |
| 5.1.2 储层空间类型及特征 |
| 5.2 储层物性统计与评价 |
| 5.3 储层类型及分布 |
| 5.4 储层发育控制因素 |
| 5.4.1 沉积环境 |
| 5.4.2 白云石化作用 |
| 5.4.3 溶蚀作用 |
| 5.4.4 构造作用 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 中寒武统膏盐岩盖层评价 |
| 6.1 盖层封盖能力微观评价 |
| 6.2 盖层宏观发育特征 |
| 6.2.1 盖层厚度 |
| 6.2.2 盖层平面展布 |
| 6.3 盖层封盖能力综合评价 |
| 6.4 盖层发育有利区 |
| 6.5 本章小结 |
| 第七章 中-下寒武统有利区带预测 |
| 7.1 主要控藏因素 |
| 7.2 钻井失利原因分析 |
| 7.2.1 烃源岩不发育或品质较差 |
| 7.2.2 储层不发育 |
| 7.2.3 保存条件差 |
| 7.3 基于地震波衰减异常的含气检测 |
| 7.3.1 原理与方法 |
| 7.3.2 轮南三维工区下寒武统吾松格尔组含气性检测 |
| 7.4 有利区带预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 作者简介 |
| 致谢 |
（2）塔北隆起新和-三道桥地区古潜山构造演化及其控储、控藏作用研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题基础、研究目的与意义 |
| 1.1.1 课题基础 |
| 1.1.2 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 古潜山研究现状及发展趋势 |
| 1.2.2 叠合盆地油气成藏研究现状 |
| 1.3 研究内容及思路 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及技术路线 |
| 1.4 主要研究成果和工作量及创新点 |
| 1.4.1 主要研究成果 |
| 1.4.2 主要工作量 |
| 1.4.3 主要创新点 |
| 第二章 区域地质背景 |
| 2.1 研究区构造位置及勘探现状 |
| 2.2 区域构造背景和构造区划 |
| 2.2.1 南天山造山带 |
| 2.2.2 库车坳陷 |
| 2.2.3 沙雅隆起 |
| 2.3 地层发育特征 |
| 2.3.1 前震旦系基底组成 |
| 2.3.2 沉积盖层地层特征 |
| 2.3.3 不整合与构造运动特征 |
| 2.4 烃源条件 |
| 2.4.1 库车陆相烃源岩 |
| 2.4.2 南部海相源岩烃源岩 |
| 第三章 潜山地层特征与划分对比 |
| 3.1 基底地层特征与时代限定 |
| 3.1.1 岩浆岩特征 |
| 3.1.2 沉积岩特征 |
| 3.1.3 变质岩特征 |
| 3.1.4 锆石U-Pb年代学分析 |
| 3.2 震旦系地层特征与对比 |
| 3.3 寒武系地层特征及对比 |
| 3.4 二叠纪火成岩特征与锆石年龄 |
| 3.5 前中生界潜山结构与地层展布特征 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 古潜山构造特征及形成演化 |
| 4.1 构造层划分及地质结构 |
| 4.2 断裂构造特征 |
| 4.2.1 断裂剖面组合样式 |
| 4.2.2 断裂平面展布 |
| 4.2.3 断裂级别与期次 |
| 4.2.4 断裂形成机制 |
| 4.3 古潜山形成演化过程 |
| 4.3.1 埋藏-沉降史分析 |
| 4.3.2 平衡剖面恢复 |
| 4.3.3 构造形成演化过程 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 潜山储层与盖层特征研究 |
| 5.1 碳酸盐岩储层特征 |
| 5.1.1 震旦系储层 |
| 5.1.2 下寒武统储层 |
| 5.1.3 上寒武统储层 |
| 5.1.4 碳酸盐岩优质储层主控因素 |
| 5.2 前震旦系岩浆岩储层特征 |
| 5.3 有利储层发育带 |
| 5.4 潜山盖层条件 |
| 5.4.1 盖层分布特征 |
| 5.4.2 盖层评价 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 潜山成藏特征与有利聚集区带 |
| 6.1 早期构造演化控制了潜山圈闭类型与分布 |
| 6.2 下构造层构造格架控制了油气藏类型 |
| 6.2.1 原油地球化学特征 |
| 6.2.2 天然气地球化学特征 |
| 6.2.3 海、陆相油气平面分布 |
| 6.3 构造幕式演化造成潜山多期油气充注与聚集 |
| 6.3.1 海相油气成藏期次 |
| 6.3.2 陆相油气成藏期次 |
| 6.3.3 潜山成藏期古构造分析与油气运聚有利区带 |
| 6.4 有利区评价与目标建议 |
| 6.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 作者简介 |
（3）塔里木盆地古城地区奥陶系碳酸盐岩成储与油气成藏（论文提纲范文）
| 0前言 |
| 1 地质概况 |
| 2 古构造-流体作用控储与控藏 |
| 2.1 古构造-流体作用控储机理 |
| 2.2 古构造-流体作用对油气成藏的调整改造 |
| 2.2.1 储层沥青的分布及成因 |
| 2.2.2 流体包裹体特征 |
| 2.2.3 古构造-热流体作用的非均一性 |
| 3 油气成藏模式与有利区带预测 |
| 3.1 油气成藏模式 |
| 3.2 有利勘探领域及方向 |
| 4 结论与建议 |
（4）叠合盆地深层碳酸盐岩储层孔渗演化及油藏赋存下限（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 题目来源 |
| 1.2 选题目的与意义 |
| 1.3 研究现状与存在的主要问题 |
| 1.3.1 研究现状 |
| 1.3.2 存在的科学问题 |
| 1.4 主要研究内容与技术路线 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 论文主要工作量及主要成果 |
| 1.5.1 资料收集与整理 |
| 1.5.2 样品采集与分析测试 |
| 1.5.3 图件编制与文章发表 |
| 1.5.4 论文取得的主要认识 |
| 第2章 全球碳酸盐岩储层孔渗特征 |
| 2.1 全球碳酸盐岩储层孔渗随深度变化特征 |
| 2.1.1 孔隙度-深度 |
| 2.1.2 渗透率-深度 |
| 2.1.3 孔隙度-渗透率 |
| 2.2 俄罗斯Volga-Urals盆地碳酸盐岩储层孔渗随深度变化特征 |
| 2.2.1 孔隙度-深度 |
| 2.2.2 渗透率-深度 |
| 2.2.3 孔隙度-渗透率 |
| 2.3 中国四川盆地下古生界碳酸盐储层孔渗随深度变化特征 |
| 2.3.1 孔隙度-深度 |
| 2.3.2 渗透率-深度 |
| 2.3.3 孔隙度-渗透率 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 塔里木盆地区域地质概况及深层碳酸盐岩油气地质特征 |
| 3.1 区域地质概况 |
| 3.1.1 区域地理位置 |
| 3.1.2 区域构造演化 |
| 3.1.3 区域地层特征 |
| 3.1.4 油气分布特征 |
| 3.2 塔里木盆地深层碳酸盐岩油气地质特征 |
| 3.2.1 盆地经历多旋回构造运动 |
| 3.2.2 烃源岩热演化程度相对较高 |
| 3.2.3 储层类型多样且非均质性强 |
| 3.2.4 油气藏储层年代老且埋深大 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 塔里木盆地深层碳酸盐岩储层孔渗演化及油藏赋存下限 |
| 4.1 塔中下奥陶统深层碳酸盐岩储层物性随埋深变化特征 |
| 4.1.1 碳酸盐岩储层物性随埋深变化数值模拟模型 |
| 4.1.2 塔中下奥陶统深层碳酸盐岩储层物性随埋深变化模拟 |
| 4.1.3 模拟结果验证 |
| 4.1.4 碳酸盐岩储层物性变化影响因素 |
| 4.2 塔中深层碳酸盐岩储层控油特征及油藏赋存下限临界条件 |
| 4.2.1 塔中下奥陶统储层控油特征 |
| 4.2.2 塔中下奥陶统储层油藏赋存下限临界条件 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 塔里木盆地碳酸盐岩油藏赋存下限成因机理及深度下限 |
| 5.1 塔里木盆地碳酸盐岩油藏赋存下限成因机理 |
| 5.1.1 储层内外毛细管力差随埋深增大而减小 |
| 5.1.2 储层之外油气来源随埋深增大而枯竭 |
| 5.2 塔中下奥陶统碳酸盐岩油藏赋存下限临界条件与深度下限 |
| 5.2.1 油藏赋存下限临界条件与深度下限关系 |
| 5.2.2 塔中下奥陶统碳酸盐岩油藏赋存下限综合表征 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（5）塔里木盆地塔中地区奥陶系碳酸盐盐岩油气成藏模式研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题的来源、目的及意义 |
| 1.1.1 选题的来源 |
| 1.1.2 选题的目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 油气相态研究及控制因素 |
| 1.2.2 油气源对比 |
| 1.2.3 油气成藏主控因素 |
| 1.2.4 存在的问题 |
| 1.3 研究内容、方法及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及技术路线 |
| 1.4 完成的工作量及创新点 |
| 1.4.1 资料收集与整理 |
| 1.4.2 取样及实验 |
| 1.4.3 图件编制与文章发表 |
| 1.4.4 主要成果及认识 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 研究区分布 |
| 2.1.1 研究区概况 |
| 2.1.2 地层特征 |
| 2.1.3 构造演化特征 |
| 2.1.4 断裂特征 |
| 2.2 油气地质特征 |
| 2.2.1 烃源岩特征 |
| 2.2.2 储盖组合特征 |
| 2.2.3 油气藏分布 |
| 第3章 烃类相态分类及特征 |
| 3.1 烃类相态分类 |
| 3.2 不同相态烃类分布特征 |
| 3.2.1 平面分布特征 |
| 3.2.2 纵向分布特征 |
| 3.3 原油物性特征 |
| 3.3.1 原油族组分及物性分布特征 |
| 3.3.2 原油碳同位素分布特征 |
| 3.3.3 原油轻烃及气相色谱特征 |
| 3.3.4 原油饱和烃色谱-质谱特征 |
| 3.3.5 原油芳烃色谱-质谱特征 |
| 3.4 天然气物性特征 |
| 3.4.1 不同区域天然气组分特征 |
| 3.4.2 不同层位天然气组分特征 |
| 3.4.3 天然气碳同位素特征 |
| 3.5 地层水物性特征 |
| 3.5.1 地层水组成特征 |
| 3.5.2 地层水分布特征 |
| 第4章 油气成因及来源 |
| 4.1 古城地区天然气成因及来源 |
| 4.1.1 天然气组分特征 |
| 4.1.2 天然气碳同位素特征 |
| 4.1.3 基于地化分析天然气成因与来源 |
| 4.1.4 基于地质特征分析天然气成因与来源 |
| 4.2 塔中地区原油来源 |
| 4.2.1 模拟实验 |
| 4.2.2 重新厘定油源对比指标 |
| 4.3 塔中地区天然气成因及来源 |
| 4.3.1 烃类气体来源 |
| 4.3.2 非烃气体来源 |
| 第5章 油气相态影响因素 |
| 5.1 烃源岩类型及热演化 |
| 5.2 气侵作用 |
| 5.2.1 气侵作用的识别及定量 |
| 5.2.2 油气性质对气侵作用的响应 |
| 5.2.3 东西部气侵作用差异 |
| 5.2.4 气侵来源 |
| 5.3 生物降解作用 |
| 5.4 原油裂解和TSR作用 |
| 5.5 油气充注期次 |
| 5.5.1 塔中地区油气充注期次 |
| 5.5.2 古城地区油气充注期次 |
| 第6章 油气分布主控因素 |
| 6.1 油气垂向运移影响因素 |
| 6.1.1 塔中地区断裂 |
| 6.1.2 古城地区断裂 |
| 6.1.3 盖层 |
| 6.2 油气侧向运移影响因素 |
| 6.2.1 塔中地区油气侧向运移 |
| 6.2.2 古城地区油气侧向运移 |
| 6.3 储层对油气分布影响 |
| 6.3.1 塔中地区储层 |
| 6.3.2 古城地区储层 |
| 6.4 油气成藏过程 |
| 6.5 油气成藏模式 |
| 6.5.1 塔中地区油气成藏模式 |
| 6.5.2 古城地区油气成藏模式 |
| 第7章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（6）塔中地区奥陶系油气地球化学特征及成藏模式（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 选题背景 |
| 1.2 研究的目的及意义 |
| 1.3 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.3.1 塔中地区油气勘探现状 |
| 1.3.2 塔中地区油气地球化学特征研究现状 |
| 1.3.3 油气二次运移示踪研究现状 |
| 1.3.4 主要存在的问题 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 研究方法及技术路线 |
| 1.6 完成工作量及主要认识 |
| 1.6.1 完成工作量 |
| 1.6.2 取得的主要认识 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 地理位置 |
| 2.2 构造演化 |
| 2.3 沉积地层特征 |
| 2.4 油气地质条件 |
| 2.4.1 烃源岩特征 |
| 2.4.2 储层特征 |
| 2.4.3 盖层特征及储盖组合 |
| 第三章 塔中地区烃源岩地质地化特征 |
| 3.1 烃源岩基本地质特征 |
| 3.1.1 寒武系-下奥陶统烃源岩 |
| 3.1.2 中-上奥陶统烃源岩 |
| 3.2 烃源岩地球化学特征 |
| 3.2.1 饱和烃地化特征 |
| 3.2.2 芳烃地化特征 |
| 3.2.3 碳同位素特征 |
| 3.2.4 烃源岩特征生标参数系列 |
| 第四章 塔中地区原油地球化学特征分析 |
| 4.1 原油物性特征 |
| 4.2 原油类型的划分 |
| 4.2.1 样品采集与测试方法 |
| 4.2.2 聚类分析原理 |
| 4.2.3 聚类分析参数的选择和聚类结果 |
| 4.3 不同类型原油的地球化学特征 |
| 4.3.1 原油饱和烃特征 |
| 4.3.2 原油芳烃特征 |
| 4.3.3 全油及原油族组分碳同位素特征 |
| 4.4 不同类型原油成因的讨论 |
| 第五章 断裂发育特征及油气成藏期的匹配关系 |
| 5.1 断裂发育特征及与油气分布的关系 |
| 5.1.1 断层的性质 |
| 5.1.2 断裂分级特征 |
| 5.1.3 断裂与油气分布的关系 |
| 5.2 断裂演化特征与油气充注期次的匹配关系 |
| 5.2.1 断裂活动期次 |
| 5.2.2 油气充注期次 |
| 5.2.3 油气成藏关键时刻的断裂活动性 |
| 第六章 油气运移地球化学示踪及运聚模式 |
| 6.1 油气物性特征对油气运移的指示 |
| 6.2 油气运聚过程的地化示踪 |
| 6.2.1 有机地化示踪的方法 |
| 6.2.2 代表性剖面的油气运移示踪 |
| 6.3 油气成藏模式分析 |
| 6.3.1 输导模型的建立 |
| 6.3.2 油气成藏模式 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（7）塔里木盆地顺托果勒低隆起奥陶系地层压力演化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 题目来源 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.3 研究现状与存在的主要问题 |
| 1.3.1 古压力恢复方法研究现状 |
| 1.3.2 研究区压力场研究现状 |
| 1.3.3 存在的主要问题 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 研究思路与技术路线 |
| 1.6 完成的主要工作量 |
| 1.7 主要认识与成果 |
| 第2章 研究区地质概况 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.2 地层沉积特征 |
| 2.3 石油地质特征 |
| 第3章 现今压力场特征和超压成因分析 |
| 3.1 现今压力系统 |
| 3.1.1 现场测压数据 |
| 3.1.2 泥浆密度 |
| 3.1.3 测井数据 |
| 3.1.4 封隔层分布及压力系统划分 |
| 3.2 超压成因判别 |
| 3.3 奥陶系原油裂解生气-天然气充注增压定量模拟 |
| 3.3.1 原油裂解生气-天然气充注双因素增压模型建立 |
| 3.3.2 原油裂解生气动力学实验结果 |
| 3.3.3 模型计算结果分析 |
| 3.4 现今压力分布特征 |
| 第4章 流体包裹体恢复古压力 |
| 4.1 流体包裹体岩相特征 |
| 4.1.1 顺北缓坡 |
| 4.1.2 顺托低凸起及顺南缓坡北部 |
| 4.1.3 顺南缓坡北部 |
| 4.2 流体包裹体相关分析测试 |
| 4.2.1 激光拉曼测试 |
| 4.2.2 储层定量荧光技术(QGF/QGF-E) |
| 4.2.3 流体包裹体显微测温 |
| 4.3 利用流体包裹体恢复古压力 |
| 4.3.1 包裹体热动力学模拟法 |
| 4.3.2 古压力恢复结果 |
| 第5章 差异应力法恢复古压力探索 |
| 5.1 方法和原理 |
| 5.2 主应力方向确定 |
| 5.2.1 样品采集 |
| 5.2.2 实验方法 |
| 5.2.3 数据处理 |
| 5.2.4 结果分析 |
| 5.3 构造挤压变形时期剩余流体压力估算 |
| 5.3.1 岩石力学实验 |
| 5.3.2 剩余流体压力估算 |
| 第6章 顺托果勒低隆起奥陶系压力演化 |
| 6.1 典型单井压力演化恢复 |
| 6.2 典型剖面剩余压力演化史 |
| 6.3 研究区奥陶系成藏关键时期压力分布特征 |
| 第7章 讨论与结论 |
| 7.1 讨论 |
| 7.1.1 热机制差异 |
| 7.1.2 构造活动差异 |
| 7.1.3 油气成藏差异 |
| 7.2 结论 |
| 参考文献 |
| 图版 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（8）塔中低凸起的地质结构与形成演化（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 选题背景与项目依托 |
| 1.2 研究现状与存在问题 |
| 1.2.1 塔中低凸起构造研究现状 |
| 1.2.2 存在问题 |
| 1.3 研究目的与研究意义 |
| 1.4 研究内容与技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 完成的工作量 |
| 1.6 主要成果与认识 |
| 2 区域地质背景 |
| 2.1 大地构造位置 |
| 2.2 构造单元与断裂带特征 |
| 2.3 地层发育特征 |
| 2.3.1 前震旦系基底 |
| 2.3.2 震旦系 |
| 2.3.3 古生界 |
| 2.3.4 中生界 |
| 2.3.5 新生界 |
| 3 区域不整合面与构造-地层层序 |
| 3.1 地震地质层位 |
| 3.2 地层展布特征 |
| 3.3 不整合面发育特征 |
| 3.4 生长地层特征 |
| 3.5 年代地层格架 |
| 3.6 构造-地层层序划分 |
| 4 断裂系统特征 |
| 4.1 北西向逆冲断裂带 |
| 4.1.1 塔中I号构造带几何学特征 |
| 4.1.2 中央主垒带几何学特征 |
| 4.1.3 塔中南缘断裂带几何学特征 |
| 4.2 北东向走滑断裂带 |
| 4.3 主干断裂三维几何学特征 |
| 4.3.1 塔中I号构造带 |
| 4.3.2 塔中2号断裂带 |
| 4.3.3 塔中10号断裂带 |
| 4.3.4 主干断裂三维几何学特征对比 |
| 4.4 断裂带构造样式 |
| 4.5 不同时期主干断裂系统特征 |
| 4.5.1 加里东中期断裂系统特征 |
| 4.5.2 加里东晚期-海西早期断裂系统特征 |
| 4.5.3 海西晚期断裂系统特征 |
| 5 地质结构特征 |
| 5.1 西部构造地质剖面特征 |
| 5.2 中部构造地质剖面特征 |
| 5.3 东部构造地质剖面特征 |
| 5.4 塔中低凸起地质结构特征 |
| 5.4.1 平面地质结构特征 |
| 5.4.2 剖面地质结构特征 |
| 6 构造演化与成因机制 |
| 6.1 构造演化特征 |
| 6.1.1 西部构造演化特征 |
| 6.1.2 中部构造演化特征 |
| 6.1.3 东部构造演化特征 |
| 6.2 构造演化差异性分析 |
| 6.3 成因机制分析 |
| 6.3.1 盆地周缘洋盆闭合与造山作用 |
| 6.3.2 基底断裂的控制作用 |
| 7 构造对油气的控制作用 |
| 7.1 塔中低凸起油气地质条件 |
| 7.2 塔中油气成藏特征 |
| 7.3 构造对储层的改造 |
| 8 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（9）塔中Ⅰ区碳酸盐岩储层油气产能主要控制因素分析（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题目的及研究意义 |
| 1.2 研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 研究现状 |
| 1.2.2 存在问题 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 技术路线图 |
| 1.5 论文工作量 |
| 1.5.1 文献调研、资料收集与整理 |
| 1.5.2 取样和实验 |
| 1.5.3 图件编制与文章发表 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 塔中I区构造特征 |
| 2.2 塔中I区地层发育特征 |
| 2.3 塔中Ⅰ区碳酸盐岩油气勘探和开发现状 |
| 2.3.1 勘探开发概况 |
| 2.3.2 勘探开发历程 |
| 2.3.3 开发现状与形势 |
| 第3章 塔中I区油气分布特征 |
| 3.1 油气显示与分布特征 |
| 3.2 原油特征与分布 |
| 3.3 天然气特征与分布 |
| 3.4 地层水特征与分布 |
| 第4章 塔中I区碳酸盐岩油气藏特征 |
| 4.1 烃源岩生排烃特征 |
| 4.1.1 烃源岩地化特征 |
| 4.2 储层特征 |
| 4.2.1 储层物性特征 |
| 4.2.2 储层成岩作用 |
| 4.2.3 储层非均质性 |
| 第5章 油气产能主控因素分析 |
| 5.1 油气产能描述 |
| 5.1.1 产能建设概要 |
| 5.1.2 产能方案实施 |
| 5.1.3 油气产能评价 |
| 5.2 生产动态特征 |
| 5.2.1 生产动态变化 |
| 5.2.2 气油比特征和相态变化 |
| 5.2.3 含水变化特征 |
| 5.3 产能主控因素分析 |
| 5.3.1 构造特征 |
| 5.3.2 储层特征 |
| 5.3.3 采油工艺 |
| 5.4 开发技术对策 |
| 5.4.1 存在的问题 |
| 5.4.2 技术对策 |
| 第6章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（10）塔里木盆地台盆区奥陶系碳酸盐岩油气成藏地球化学研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 论文研究目的及意义 |
| 1.2 油气成因与油气成藏研究现状 |
| 1.2.1 油气成因研究现状 |
| 1.2.2 油气成藏研究现状 |
| 1.2.3 油气源对比研究现状 |
| 1.2.4 油气成藏时期研究现状 |
| 1.2.5 研究区研究现状 |
| 1.3 研究内容、思路及关键技术 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及技术路线 |
| 1.3.3 关键技术 |
| 1.4 论文投入的主要工作量 |
| 1.5 论文主要成果与创新点 |
| 第2章 区域地质特征 |
| 2.1 研究区位置 |
| 2.2 构造分区及特征 |
| 2.2.1 构造分区 |
| 2.2.2 构造演化 |
| 2.3 地层发育与分布 |
| 2.4 各研究区块油气勘探现状 |
| 第3章 烃源岩特征 |
| 3.1 烃源岩分布与热演化史 |
| 3.1.1 寒武系～下奥陶统烃源岩分布 |
| 3.1.2 中～上奥陶统烃源岩分布 |
| 3.1.3 烃源岩热演化史 |
| 3.1.4 烃源岩地球化学生物标志化合物特征 |
| 第4章 储层特征 |
| 4.1 塔北地区储层特征 |
| 4.1.1 储层岩性 |
| 4.1.2 储集空间类型 |
| 4.1.3 物性特征 |
| 4.2 塔中地区储层特征 |
| 4.2.1 储层岩性 |
| 4.2.2 储集空间类型 |
| 4.2.3 储层物性特征 |
| 4.3 和田河气田储层特征 |
| 4.3.1 储层岩性 |
| 4.3.2 储集空间类型 |
| 4.3.3 物性特征 |
| 第5章 台盆区奥陶系油气地球化学研究 |
| 5.1 台盆区奥陶系天然气地球化学特征 |
| 5.1.1 天然气组成特征 |
| 5.1.2 天然气碳同位素特征 |
| 5.2 台盆区奥陶系原油地球化学特征 |
| 5.2.1 原油物性特征 |
| 5.2.2 原油轻烃特征 |
| 5.2.3 甾、萜烷生物标志化合物特征 |
| 5.2.4 原油碳同位素 |
| 第6章 台盆区奥陶系油～源、油～油对比及对比指标的建立 |
| 6.1 台盆区奥陶系油～源、油～油对比 |
| 6.1.1 甾、萜烷生物标志化合物 |
| 6.1.2 原油碳同位素 |
| 6.1.3 轻烃特征 |
| 6.1.4 芳构化类异戊二烯烃 |
| 6.1.5 中分子量烃配对参数 |
| 6.2 台盆区奥陶系油～源、油～油对比指标的建立 |
| 6.2.1 台盆区奥陶系油～源、油～油对比方法适用性论述 |
| 6.2.2 台盆区奥陶系油～源、油～油对比指标 |
| 第7章 台盆区奥陶系油气成藏研究 |
| 7.1 台盆区奥陶系油气成藏基本特征 |
| 7.2 台盆区奥陶系油气成藏期次及成藏过程过程分析 |
| 7.2.1 哈拉哈塘地区奥陶系油气藏 |
| 7.2.2 轮南奥陶系油气藏 |
| 7.2.3 塔中Ⅰ号断裂带上奥陶统油气藏 |
| 7.2.4 和田河地区奥陶系气藏 |
| 7.3 台盆区奥陶系油气分布特征及控制因素总结 |
| 7.3.1 油气分布特征 |
| 7.3.2 油气成藏控制因素分析 |
| 7.4 台盆区奥陶系油气藏成藏模式 |
| 7.4.1 哈拉哈塘、轮南奥陶系油气藏成藏模式 |
| 7.4.2 塔中Ⅰ号断裂带上奥陶统油气藏成藏模式 |
| 7.4.3 和田河奥陶系气藏成藏模式 |
| 7.4.4 总结 |
| 第8章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 攻读博士学位期间发表的论文及科研成果 |
| 索引 |
四、塔里木盆地塔中低凸起奥陶系碳酸盐岩油气成藏（论文参考文献）
- [1]塔里木盆地中-下寒武统台缘带分布、沉积相及有利区的地震解释研究[D]. 季天愚. 西北大学, 2021(10)
- [2]塔北隆起新和-三道桥地区古潜山构造演化及其控储、控藏作用研究[D]. 韩强. 西北大学, 2021(10)
- [3]塔里木盆地古城地区奥陶系碳酸盐岩成储与油气成藏[J]. 曹彦清,张友,沈安江,郑兴平,齐井顺,朱可丹,邵冠铭,朱茂,冯子辉,张君龙,孙海航. 海相油气地质, 2020(04)
- [4]叠合盆地深层碳酸盐岩储层孔渗演化及油藏赋存下限[D]. 汪文洋. 中国石油大学(北京), 2020
- [5]塔里木盆地塔中地区奥陶系碳酸盐盐岩油气成藏模式研究[D]. 周肖肖. 中国石油大学(北京), 2020
- [6]塔中地区奥陶系油气地球化学特征及成藏模式[D]. 周家全. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [7]塔里木盆地顺托果勒低隆起奥陶系地层压力演化研究[D]. 贾京坤. 中国石油大学(北京), 2019
- [8]塔中低凸起的地质结构与形成演化[D]. 刘长磊. 中国地质大学(北京), 2018(08)
- [9]塔中Ⅰ区碳酸盐岩储层油气产能主要控制因素分析[D]. 伍建军. 中国石油大学(北京), 2018(04)
- [10]塔里木盆地台盆区奥陶系碳酸盐岩油气成藏地球化学研究[D]. 张纪智. 西南石油大学, 2017(04)