桩海古潜山压力场模拟与油气成藏

摘要

自石油工业产生以来，油气的成藏机理研究一直是石油地质学研究的核心内容。由于古潜山油气藏具有地质结构复杂，非均质性严重，成藏要素复杂等特点，对其成藏机理的研究更是目前普遍关注的难题。桩海古潜山位于埕岛潜山、桩西潜山和长堤潜山的结合部，深埋于下第三系之下，四周被黄河口凹陷、渤中凹陷、埕北凹陷、五号桩洼陷所包围，油源条件十分优越，潜山埋深为3000-5000m左右，其主要的储集层位为太古界花岗片麻岩和古生界碳酸盐岩，储集空间主要为孔、洞、缝三种类型，主要发育有风化壳型、断块型、潜山内幕裂缝型及地层不整合等四种油气藏。本区所处的特殊的构造位置、复杂的地质条件和成藏条件以及储层的严重非均质性，导致潜山油藏的分布极其复杂。论文以胜利油田桩海地区太古界、古生界潜山油气藏为研究对象，应用现有的三维地震速度谱资料和实际的测试资料，以Fillippone法为基础，对桩海地区的压力场进行了模拟，在此基础上采用Hubbert提出的流体势计算模型进行了流体势模拟，最后结合古潜山油气成藏的静态要素和动态成藏条件对有利勘探区块进行了预测。压力场的模拟结果表明，压力系数高值与构造高部位相对应，且油气高产区块的压力系数较高，究其原因一方面是因为这些区块位于潜山的高部位，静水压力较低，另一方面由于后期油气的充注，导致孔隙流体压力增大，因此压力系数变大。流体势模拟结果反映出凹陷区是高势区，潜山带是低势区。本区油气运移的主要通道包括连通砂体、断层、不整合面及有效储层等。根据输导体系的分析，结合桩海地区流体势分布特征将本区分成四大优势运移体系即渤中凹陷一埕北30西侧断裂优势运移体系：黄河口凹陷一埕北30东及埕北302南断裂优势运移体系：五号桩洼陷一桩西北断层、长堤断层优势运移体系；埕北凹陷一埕北断裂优势运移体系。渤中凹陷向桩海潜山供油的优势方向为CB30→CB303，黄河口凹陷向桩海潜山供油的优势方向CB307→CB306、CB302→CB303、ZH10、ZH102→ZH104、ZHG1、1686潜山，五号桩凹陷向北的优势供油方向为ZH104、ZH102、ZG47→ZGX471。最后，综合已有的分析结果并结合本区的圈闭、封盖等多种控制成藏条件，将桩海古潜山划分出三个有利区带I类：CB30-CB302井区、CB306-CB307井区、ZH10-ZHl02井区、1686潜山；Ⅱ类：CB302东南块、ZG47-ZGX471井区、ZHG1东块、ZH102东块、CB304-CB305井区：Ⅲ类：ZH103东块、Z130、CB331。关键词：压力场 流体势 输导体系 油气成藏 桩海古潜山

目录

文摘

英文文摘

声明

第一章绪论

1.1研究目的及意义

1.2国内外研究现状及进展

1.2.1相关领域的研究现状

1.2.2研究区概况

1.3主要研究方法及技术路线

1.4工作量

第二章区域地质背景

2.1地层特征

2.1.1太古界(Art)

2.1.2下古生界(Pz1)

2.1.3中生界(Mz)

2.1.4新生界(Kz)

2.2构造特征及演化

2.2.1主要断裂及特征

2.2.2构造演化特征

2.3油气成藏要素

2.3.1潜山成藏静态条件分析

2.3.2潜山油藏分布特征及类型

第三章压力场模拟

3.1异常压力

3.1.1地层压力分类

3.1.2异常压力的地质及地球物理特征

3.1.3异常高压形成机制探讨

3.1.4异常压力与油气成藏的关系

3.2模拟的原理及方法

3.3模拟的主要步骤

3.3.1基础数据

3.3.2参数的补全

3.3.3计算

3.3.4数值校正

3.3.5提高预测精度的关键

3.3.6提高预测精度的途径

3.4压力场模拟结果及讨论

第四章流体势模拟

4.1流体势分析原理

4.2流体势计算模型

4.3流体势定量模拟

4.4流体势模拟及结果分析

第五章压力场和流体势约束的油气成藏规律

5.1应力场条件

5.2古潜山顶面油气运聚特征

5.3桩海地区油气运聚成藏模式

5.4关键成藏期

5.5输导体系分析

5.5.1砂岩输导体系

5.5.2断层输导体系

5.5.3不整合输导体系

5.5.4.有效储层输导

5.6有利区带综合评价

第六章结论及建议

6.1结论

6.2建议

致谢

参考文献

个人简历 在读期间发表的学术论文与研究成果