一、陆相断陷盆地成烃与成藏组合关系研究——以胜坨油田为例（论文文献综述）
孙佳楠[1]（2021）在《东营凹陷页岩可动油评价及留烃机理》文中研究指明为了研究东营凹陷页岩中可动油情况以及页岩油生烃过程中形成的页岩油与烃源岩两者之间存在的关系,对东营凹陷沙三下段和沙四上段烃源岩进行了热解实验和留烃实验。分析了干酪根热解产物的组成,对产物进行了动力学软件模拟,结合东营凹陷实际的埋藏史和受热史,得到了东营凹陷沙三下段和沙四上段生烃史和留烃史。对东营凹陷烃源岩进行了无机矿物研究,研究了无机矿物对页岩油的滞留能力。结合东营凹陷生留烃史、烃源岩的基础地球化学和储层的基本参数信息,对东营凹陷页岩油的可动量进行了评价,并得到了页岩油可动量的评价模型。对生烃过后的残余干酪根进行了红外光谱实验,初步探讨了干酪根在生烃过程中,干酪根分子的结构变化。干酪根热解实验产物分析结果表明,对于比较王57和王161干酪根,总烃的产率都是随着热解温度的升高呈现先升高后下降的趋势,C1-C5气体的产率随着热解温度的升高而升高,C6-C14轻烃和C14+重烃的产率随着热解温度的升高,呈先升高后降低的趋势,这是因为,随着热解温度的升高,干酪根生成的重质组分分解形成轻质组分,导致气态烃和产率不断升高,C6-C14轻烃先升高后下降,并且产率拐点出现的重质烃晚。通过生烃动力学对王57和王161两个干酪根进行研究,研究表明,王57烃源岩现在正进入主要的生烃阶段,而王161烃源岩已经进入生烃后期。对王57和王161干酪根进行留烃实验,根据干酪根的溶解度参数范围,我们用五种不同溶剂溶解度参数在7-13（cal/cm3）0.5范围内来进行溶胀实验,得到溶胀曲线,用来模拟不同成熟度下页岩油在残余干酪根中的滞留量。实验结果表明:干酪根对有机溶剂的吸附能力会随着成熟度的增加而降低,并且吸附量会逐渐平衡,不会降低为0。这是由于随着干酪根热演化程度的增加,干酪根的结构也会趋渐于稳定,一部分页岩油很难从干酪根中排出。用樊页1井原油配制五种不同浓度的原油样品进行无机矿物的表面吸附实验,分别得到了粘土矿物、石英/长石、方解石矿物的最大吸附原油能力。结果表明:粘土矿物、石英/长石、方解石矿物的最大吸附原油量分别为18 mg/g、3 mg/g和1.8 mg/g。统计得到了东营凹陷沙三下段和沙四上段的总有机碳和矿物含量。通过公式计算得到了烃源岩中无机矿物表面吸附原油的质量。尽管在页岩油评价中不经常使用抽提氯仿沥青“A”作为评价指标,但是,抽提氯仿沥青“A”无论是在成分组成还是在化学性质上,与页岩油都更为接近。基于孔隙度、气油比、岩石吸附量和油层参数随着成熟度的变化情况,结合生留烃动力学,建立了页岩油可动量模型。这有助于确定潜在的页岩油层、评价可动量的页岩油资源。该模型显示,东营凹陷高质量的页岩油资源的成熟度范围0.7-1.0%Ro之间:成熟度小于0.7%Ro时,有少量运移来的油;成熟度大于1.0%Ro,从烃源岩中排出的原油量增加,但可能进入常规储层中。通过对残余干酪根的红外光谱实验结果分析表明,干酪根分子在生烃过程中,分子中脂肪族化合物的含量逐渐减少,芳化程度逐渐增高,干酪根分子的缩聚程度逐渐增大,含氧官能团含量减少。在没有过油窗前,干酪根的生烃潜力会随着干酪根的成熟度增加而升高,过油窗之后,干酪根虽然有生烃潜力,但生烃潜力会大大降低;生烃过程中,干酪根的热演化程度也逐渐增加。
宋明水[2]（2021）在《胜坨油田成藏条件及勘探开发关键技术》文中研究表明胜坨油田是渤海湾盆地乃至中国东部陆相断陷盆地最大的整装油田。自1963年勘探发现以来,经历了勘探初期的快速探明、快速建产;勘探中期的高速开发、高产稳产;勘探后期的理论技术创新拓展勘探领域、高含水油藏精细开发技术攻关提升采收率,保持油田产量缓慢递减等阶段,每个阶段均有储量增长。至2018年底,勘探开发历程已达50余年,累计探明石油地质储量5.12×108t,累计生产原油1.93×108t,2018年末仍稳产150.00×104t以上。丰富的油气源条件,紧靠油源的大型背斜构造背景,多种类型储层、圈闭及有利的油气运移通道构成了胜坨油田优越的成藏条件。早期注水开发,高含水期精细油藏描述、层系细分与井网油藏矢量调整、韵律层细分挖潜等精细开发技术以及高勘探程度阶段油田主体周缘砂砾岩、浊积岩油藏勘探技术的不断进步,为胜坨油田持续增储及长期高产、稳产提供了有效支撑。
贾洺乐[3]（2020）在《冀中北部地区天然气资源潜力分析》文中研究指明本文针对目前冀中凹陷北部煤系天然气勘探亟待解决的问题,在建立健全完整资料的基础上,应用新技术,采用新的找气理念,总结冀中北部地区天然气成藏规律,重点分析文安斜坡石炭-二叠系的地质特征和成藏条件。地质结构呈现出“东西分带、南北分区”的特征,不同区带的埋藏史表现为沉降-抬升-沉降、沉降-抬升等两种端元类型。该区可以识别出滨海潮坪-沼泽、三角洲和河流等三大沉积体系,造就了多种成因的砂体类型;沉积充填样式可归纳出缓慢沉降-陆表海海水侵入、缓慢抬升-海陆过渡和快速抬升-河流纵横等三种类型,纵向上形成了良好的生储盖组合。而砂岩储层在其埋藏成岩过程中,受其独特的地质结构和埋藏史影响,成岩特征与成岩演化序列也与众不同,特别是间断埋藏成岩序列所特有的表生淋滤作用对次生孔隙的形成至关重要,大气水的深部淋滤作用又进一步改善了断层发育区的储集性能,并由此造就了本区最为优质的储集层。文安斜坡石炭-二叠系有形成岩性油气藏的条件,建议加强对石炭-二叠系各个层位分层岩性油气藏研究。
张鑫[4]（2020）在《泌阳凹陷油气成藏过程及勘探潜力分析》文中研究表明泌阳凹陷处于河南泌阳县和唐河县之间,面积为1000 km2,作为南襄盆地中一个相对独立的断陷构造单元,属于叠加于东秦岭造山带之上的晚中生代-新生代“后造山期”断陷-拗陷型盆地,可划分为南部陡坡带、中央深凹带及北部斜坡带三个构造单元。论文在充分消化吸收前人对泌阳凹陷古近系构造演化、沉积体系、烃源岩及储层特征和分布以及油气成藏等研究成果基础上,通过岩心观察、稳定碳氧同位素分析、流体包裹体系统分析等研究,厘定了成岩类型及成岩序次或成岩序列,并依据不同岩相及不同产状包裹体荧光颜色和荧光光谱,确定成熟度及生排烃幕次,并初步确定充注幕次;根据盆地埋藏史及热史模拟结果分析,结合油包裹体及其所伴生的同期盐水包裹体均一温度及盐度,确定较为准确的油气充注年龄;通过现今地层压力刻画及古流体压力模拟,基本弄清了作为油气运移充注原动力的古今地层压力特点及分布;在不同成藏动力系统油源对比的基础上,根据生排烃过程、古流体压力演化及油气充注过程等特点,深入分析了泌阳凹陷油气动态成藏过程中的源汇耦合关系,建立了油气成藏模式,进而探讨了泌阳凹陷的勘探潜力,并对有利的勘探区域进行了预测。通过研究所取得的成果认识如下:通过烃源岩和砂岩储层样品透射光、荧光和冷阴极发光分析,并结合茜素红染色片观察、SEM+微区能谱元素分析及稳定O-C同位素组成分析,厘定了泌阳凹陷的成岩过程,认为核桃园组沉积时期为封闭性的咸化湖泊,经历了早成岩、埋藏A、B及C阶段Fe-方解石、方解石胶结、Fe-白云石胶结、石英次生加大边形成,以及长石局部溶蚀和石英颗粒及次生加大边碱性溶蚀等“酸-碱交替”溶蚀过程。在成岩分析的基础上,通过流体包裹体的岩相学和显微荧光观察,确定了不同成熟度的四幕生排烃及不同构造单元的“四幕油和一幕天然气”充注,其中第一幕充注低熟油,第二-第四幕充注成熟度相当。根据油包裹体及所伴生的同期盐水包裹体均一温度及盐度,并结合盆地模拟的埋藏史及热史结果,厘定了凹陷油气充注年龄,进而结合泌阳凹陷构造演化史,确定凹陷两期油气充注成藏过程,第一期发生于主裂陷期阶段,包括第一幕（36.1～23.5Ma）、第二幕（34.1～21.2Ma）和第三幕（30.9～16.2Ma）成藏,具有多阶连续性充注特点;第二期发生于拗陷期阶段,即第四幕油（7.9～0.2Ma）和一幕天然气成藏（3.0～0.8Ma）。利用钻井实测压力资料和重复地层压力测试等资料,以及二维地震速度谱资料对现今地层压力进行刻画,认为泌阳凹陷大仓房组及核桃园组发育中低超压,并且存在正常地层压力带、超压过渡带及三个超压带复杂的地层压力系统;运用盆地模拟法和古流体包裹体法对古压力进行模拟,结果表明泌阳凹陷大仓房组顶部在距今39.30Ma已经形成两个超压中心,至32.99Ma时期,基本已拓展形成一个超压体系,但下二门地区超压明显较周围强,直至距今10.5Ma,下二门地区较强超压区基本消失,形成单一超压中心。而核三下段古压力在距今39.30Ma前开始聚集,距今32.99Ma开始发育中-低幅异常超压（以压力系数1.2为界）,并且形成双超压中心,但下二门地区超强较弱,距今28.94开始两个超压中心向盆地中心扩展,形成一个统一的超压体系,至距今23.03Ma达到超压最大,随后无论发生泄压还是泄压-增压,地层压力始终保持超压直至现今。通过泌阳凹陷油源对比发现,泌阳凹陷深凹区核三段及核二段烃源岩为本区同层位油气提供油源,而南北斜坡核三上段及核二段原油来自深凹区同层位烃源岩,而核三下段原油来自本地同层位烃源岩;泌页1井生排烃过程分析表明,烃源岩在大约37Ma进入生烃门限,所发现的橙黄色荧光的油包裹体就是最好的例证;而在32Ma处进入中成熟阶段,23.03Ma达到生烃高峰,其中所发现两幕中成熟的油包裹体表明排烃过程的存在。从模拟剖面来看,深凹区核二段的下部地层已进入生烃门限,生成低熟油;而深凹区和陡坡区整个核三段进入生烃门限,核三上段处于低-中成熟阶段,核三下段处于中-高成熟阶段;仅在西部和北部表现为低成熟阶段。泌阳凹陷地层超压为油气运移充注连续性成藏持续提供原动力。凹陷所持续存在的地层超压所造成的剩余压力,以及浮力及毛细管力等的复合作用使得生烃深凹区流体势增强,油气能够持续从烃源区的高流体势区向凹陷斜坡区及凹陷低流体势区运移;而构造-沉积古地貌及其所控制的张厂及侯庄三角洲沉积体系砂体及“古城-赵凹”走滑断裂多种优势输导通道,以及砂体-断裂立体高效复合输导体系的存在及展布,保证油气高效输导多幕充注成藏。通过油源对比、烃源岩生排烃过程、运移输导充注过程及圈闭形成等综合分析,发现泌阳凹陷生排烃阶段（39.0～37.0Ma→23.03Ma→0.2Ma）与古流体压力演化过程中超压的形成与演化（39.30 Ma→32.99 Ma→23.03 Ma→0 Ma）较为一致,保证了油气的运移的原动力,并且地层超压及浮力和毛管压力所造成的流体势使得油气从深凹区的高流体势区向南北两侧的低流体势区运移;并且存在张厂及侯庄三角洲砂体及“古城-赵凹”走滑断裂优势输导多通道,以及砂体-断层立体复合输导体系,保证了油气的高效运移输导,并对前期或同期所形成的不同类型圈闭进行充注。由于以上过程的相互耦合,使得泌阳凹陷能够发生多期多幕连续成藏,即第一成藏期第一-第三幕（37.2～16.2Ma）三幕油充注成藏,以及第二成藏期第四幕油及一幕天然气（7.9～0.2Ma）充注成藏。通过动态成藏过程剖析,结合泌阳凹陷油气分布特征及地区性差异分析,探讨了泌阳凹陷勘探潜力,并预测了凹陷的有利油气勘探区域,认为泌阳凹陷深凹区及深层系为大仓房组及核三下段泥页岩油气有利潜力区,以及岩性油气藏及构造岩性油气藏潜力区;而凹陷北部的张厂及侯庄古低槽区域及其周缘地区为深层构造油气藏及构造-岩性油气藏有利潜力区,这些必将成为泌阳凹陷下一步重点勘探新领域区。
宋明水,李友强[5]（2020）在《济阳坳陷油气精细勘探评价及实践》文中研究表明济阳坳陷是中国陆相断陷盆地的典型代表,先后经历了大型背斜构造勘探阶段、复式油气聚集带勘探阶段和隐蔽油气藏勘探阶段。当前济阳坳陷勘探目标更加复杂、隐蔽,对勘探研究、部署及管理的精细程度提出了更高要求。胜利油田通过强化剩余资源潜力动态评价、持续深化地质规律认识及勘探配套技术攻关应用,开展勘探层单元精细评价,实现了济阳坳陷持续稳定增储。系统总结济阳坳陷勘探实践,提出"五精两创"精细勘探思路方法,对于中国东部同样处于高勘探程度阶段的陆相断陷盆地勘探与稳定发展,具有重要的理论和现实意义。
贾光华[6]（2019）在《东营凹陷南部超剥带地质结构及成藏规律研究》文中研究指明地层油气藏是含油气盆地中一种重要的油气藏类型,主要发育于盆地斜坡与周缘隆起之间的超剥带。东营凹陷南部地层超剥带位于我国东部渤海湾盆地济阳坳陷东南部,西起花沟-金家地区,东到草桥-八面河地区,南为鲁西隆起,向北通过东营南斜坡与博兴洼陷、牛庄洼陷相连,勘探面积约1800km2。本文以东营凹陷南部超剥带地层圈闭为研究对象,针对多年来制约勘探的关键问题,基于研究区地震、录井、测井及试油等各类分析化验资料,在构造地质学、石油地质学、层序地层学等理论指导下,充分融合地质、测井和地震等多种技术手段,首先攻关形成了针对超剥带残留地层精细划分对比的技术方法,明确了研究区地层不整合的发育层系、分布区域和样式类型;其次在对控制超剥带油气输导的主要断层发育演化分析的基础上,利用SGR、断面正应力与断裂带岩石抗压强度计算得到断层紧闭指数这一参数,定量评价断层的封闭与开启性质;同时叠合原油性质、地层水矿化度、流体势和地层压力,综合判识超剥带油气优势运移路径;最后,在精确描述地层不整合圈闭的基础上,对其保存条件进行评价,建立成藏模式,确定有利成藏区,指导生产部署。主要取得了以下成果认识:受盆缘多期构造活动和不稳定的水体震荡影响,超剥带地层缺失规律复杂,不同层系不整合界面准确识别和残留地层划分对比是研究不整合圈闭的基础和关键。本文从不同的测井曲线反应的不同地层性质出发,选取GR、SP、AC和COND等4条分别反映地层岩性、物性和流体性质的敏感曲线,对其进行重构和最优分割形成综合分层曲线,该曲线的极小值反映地层突变接触,即不整合界面,以此进行单井不整合的精细识别;利用地震高阶谱时频反映的地层旋回变化特征,以时频突变点指示地层突变面,通过时频剖面进行不整合及残留地层的横向对比二者结合实现了东营凹陷南部超剥带不同级别不整合界面的精细划分,明确了不整合的发育层系、级别、类型和样式,建立了研究区超剥复合型、连续截平型等2种地层结构模型和8种剖面组合类型。研究区油气主要来源于博兴洼陷和牛庄洼陷,发育博兴、石村、王家岗等主要油源断层,同一条断层不同位置封闭开启性质差异较大。断层封闭能力受断层活动速率、两侧岩性配置、断面正应力及断裂带物质抗压强度控制,为定量计算断面封闭和开启程度,本文提出了断层密闭指数（FCI）的概念,并定义其为断面正压力与断裂带物质抗压强度的比值,以此对各条油源断层不同位置的密闭指数进行计算。以博兴断层为例,该断层是博兴洼陷南部一条长期活动的二级断层,经计算,该断层深层西段封闭性较差,中段东段封闭性较好;中浅层中段封闭性差,西段和东段封闭性好,说明博兴断层深部西段输导性能好、中浅部中段输导性能好,油源断层封闭性的量化分析,指示了超剥带的有利成藏区域和层系。东营凹陷南部超剥带原油主要为重质油,平面上,原油密度具有“沿运移方向由低向高”的分布规律,距离生油洼陷较近的金家地区原油密度粘度均小于草桥地区;地层水深层以CaCl2型为主,中浅层以NaHCO3型为主,矿化度由深向浅、自洼陷向超剥带逐渐降低;东营凹陷南坡流体势整体呈环带状分布,洼陷为高势区,向金家、草桥等油气聚集区降低;洼陷内烃源岩异常高压有利与油气的排出输导和运移,超剥带则为常压,是油气运移的指向区;叠合四种因素综合判断东营南部超剥带发育博兴洼陷樊家—正理庄—金家西翼、博兴—草南和牛庄—王家岗—草北等三条主要油气运移路径。东营凹陷南部超剥带主要发育三种成藏模式:（1）断层-砂体-断层-不整合遮挡型;（2）断层-砂体-不整合遮挡型;（3）断层-砂体-断层-不整合-盖层遮挡型。位于优势运移路径上的圈闭有效性取决与地层圈闭遮挡层的质量,风化粘土层、泥岩和局部的火成岩是最有利的遮挡层。决定圈闭含油高度的是遮挡层的突破压力,为有效预测勘探目标区的遮挡层质量,建立了其突破压力与GR、AC值的量化关系,进而应用三维地震进行GR、AC测井约束反演,可以近似预测不同区块、层系的突破压力。最终叠合优势运移路径、有利圈闭、有效遮挡层三因素确定勘探目标。应用上述技术方法,2014年以来针对东营凹陷南部地层超剥带部署探井部署探井13口,完钻11口,其中8口井钻遇油层,成功率达73%。累计上报控制储量1134万吨、预测储量2057万吨,取得良好的勘探效益。
孟伟[7]（2018）在《东营凹陷古近系油气运移和聚集的流体和岩石的地球化学响应》文中认为经历复杂构造演化的盆地中的油气藏一般经历“多源多期”的充注过程及复杂的后期改造,使得有机地球化学的指标存在多解性,难以有效的恢复油气藏的成藏过程。地层水与油气共生,是油气运移和聚集的载体。在油气成藏过程中,地层水与油气和岩石发生一系列的有机-无机相互作用,导致地层水化学组成发生改变、形成特殊的成岩产物和成岩现象。因此通过研究地层水化学组成和成岩产物,结合有机地球化学研究,可以更好地追踪油气运移和聚集过程,从而更准确认识油气成藏过程和成藏机理。本论文以东营凹陷油气富集和油气成藏条件比较复杂的中央隆起带及其周缘牛庄洼陷和利津洼陷为典型研究区,首先研究了地层水的化学组成,探讨了地层水化学成因,分析了油层、油水层和水层的地层水化学组成和地层水成因的差别,在此基础上,确定了油气运聚对地层水化学的响应特征。研究表明:东营凹陷存在三类地层水,其中,第二类地层水为Es3x来源的原油运聚的载体,第三类地层水为Es4s来源的原油运聚的载体。浅部储层（Ed-Es2）油层及含油水层较同层位水层具有矿化度偏高、离子含量偏高、钠氯系数偏低等特征;深部储层（Es3-Es4）单一指标指示变化不明显,需要利用统计学软件进行判别。本论文首先针对研究区成岩产物类型、形态学特征及地球化学特征进行分析,探讨了研究区成岩产物的成因及成岩序次,分析了油层、油水层和水层的成岩产物类型、产状及其成因的差别,在此基础上油气运聚对成岩产物的响应特征。研究表明:中央隆起带主要发育四类碳酸盐胶结物及两类自生高岭石,其中,第四类碳酸盐胶结物及第二类自生高岭石仅发育于油层及含油水层中,是含烃流体作用的产物;第三类碳酸盐胶结物及第一类自生高岭石部分发育于油层及含油水层中,与沥青质共生,是含烃流体的产物,部分发育于水层中,与沥青质无关,是不含烃类的流体作用的产物。其他成岩产物的形成过程与油气无关,不具有示烃能力。牛庄洼陷发育两类碳酸盐胶结物,其中第二类碳酸盐胶结物及第三类自生高岭石仅发育于油层及含油水层中,油气浸染严重并与沥青质共生,具有示烃能力。其他成岩产物同时产出于油层、油水同层及水层中,与沥青质无关并不含油气包裹体,不具有示烃能力。利津洼陷发育三类碳酸盐胶结物及一类自生高岭石,其中,第三类碳酸盐胶结物及自生高岭石仅发育于油层中,含有油气包裹体,具有示烃能力;其他成岩产物形成过程与烃类流体无关,不具有示烃能力。利用铸体薄片、扫描电镜、包裹体观察等手段,对比沙三中储层内沙三下油气来源、沙四上油气来源及混合油气来源的油藏内成岩产物类型、产状及含量的差异性,探讨成岩产物对油气来源的指示意义;研究表明:沙三下亚段来源的含烃流体形成的碳酸盐胶结物为方解石及铁方解石,并且伴随有早期碳酸盐胶结物的溶蚀;沙四上来源的含烃流体形成的碳酸盐胶结物为白云石及铁白云石,对碳酸盐胶结物溶蚀能力弱。利用铸体薄片、扫描电镜、包裹体观察等手段,针对油气运移路径上,距离充注点距离不同的样品成岩产物的观察,发现:随着距离充注点距离的增大,成岩产物由长石蚀溶蚀及石英次生加大发育逐渐演变为长石溶蚀不发育、自生高岭石发育,随着距离的继续增加逐渐变为碳酸盐胶结物。总的来说,油气运聚过程发生一系列的有机-无机相互作用,地层水及成岩产物等无机产物可以用来反演油气运聚的全过程。
王俊[8]（2018）在《乾安油田高台子油层砂体构型及剩余油分布规律》文中指出浅水三角洲储层是松辽盆地南部重要开发目标之一,复杂的砂体空间叠置关系造成了该类储层剩余油分布复杂的现状,深化储层内部结构的认识,是该类储层亟待解决的问题。目前对陆相沉积储层的构型研究成果主要集中于曲流河砂体和三角洲前缘河口坝砂体,关于水下分流河道储层的认识主要集中于水下分流河道复合河道层次,对其砂体内部构型的相关认识尚不清晰,极大的制约了此类储层的进一步开发和剩余油挖潜工作。本文以松辽盆地南部乾安地区白垩系上统高台子油层为例,综合利用岩心、地震、测井和开发动态资料,在高分辨率层序地层格架建立和沉积微相类型确定的基础上,基于地震沉积学和正演模拟方法对水下分流河道砂体构型进行了表征,最终建立了水下分流河道砂体内部的构型模式。基于重矿物组合特征的分析,对区内高台子油层沉积时期背景进行了分析,明确该沉积期物源供给主要来自于盆地西南部保康水系。通过细致的岩心观察描述,结合测井曲线响应特征,综合识别各类相标志,并进一步展开单井相和剖面相研究,详细论述了研究区上白垩统高台子油层发育的沉积微相类型。在地震资料进行相位调整后,建立地震同相轴与岩相的相互对应关系;在典型地层切片上识别出3类主要水下分流复合河道砂体,各类砂体具有不同的地震相特征。复合道内单一河道砂体空间叠置关系可分为3类,分别与6类测井-地质识别标志相对应;根据密井网区测井资料建立6类识别标志的实际地质模型,并进一步基于单一河道组合砂体连接部位的独特地震响应特征,通过正演模拟建立6种单一河道组合正演模型。在密井网区划分结果拟合得到研究区单一水下分流河道砂体宽/厚比经验公式的指导下,通过寻找与已建立正演模型特征相符的井间地震响应,完成了非密井网区水下分流复合河道内单一河道砂体的识别。利用对子井资料对单一水下分流河道砂体内部增生体进行了表征,研究区主要发育侧积和垂积2种类型增生体,其中侧积增生体界面产状为6°10°,垂积增生体界面产状为0°4°。最终建立了研究区水下分流河道砂体ⅢⅤ级构型模式。从剩余油宏观分布的影响因素和控制因素出发,结合研究区目前的剩余油赋存状态,探讨了水下分流河道砂体内不同级次构型要素控制下的剩余油分布规律和特征。
李飞[9]（2018）在《陆相断陷盆地典型凹陷流体活动差异性及其对油气成藏影响研究》文中进行了进一步梳理渤海湾盆地冀中和济阳坳陷为典型新生代陆相断陷盆地,其不同凹陷新生代沉积构造存在较大的差异,这种差异必然导致流体活动的差异,而油气是在饱含地层水的环境中生成、运移和聚集的,因此不同凹陷流体活动的差异必然导致油气成藏存在差异。本文首先对研究区的凹陷类型进行划分,选取典型凹陷并对比不同类型凹陷沉积构造的差异,其次研究各类型凹陷水化学场、压力场、温度场以及流体动力场等流体活动特征的差异,然后结合不同类型凹陷油气成藏条件和油气分布特征差异,综合分析不同类型凹陷流体活动差异性对油气成藏的影响,建立成藏模式。根据Ek-Es4、Es3-Ed、N-Q厚度百分比,把凹陷分为4类:早期型、早-中期型、中期型和中-晚期型凹陷。不同类型凹陷沉积和构造存在较大差异:由早期型到早-中期型、中期型和中-晚期型凹陷,N-Q厚度及其百分比具有增大趋势,Ek-Es4具有减小趋势;Es4沉积水体具有逐渐变浅的趋势,而Es2、Es1和Ed具有逐渐变深的趋势;Ed末期的风化剥蚀厚度具有减小的趋势,而Es4末期的风化剥蚀厚度具有增加的趋势;N-Q的沉积速率和控凹断层活动性具有增加趋势,而Ek-Es4的沉积速率和控凹断层活动性具有逐渐减小的趋势。由早期型到早-中期型、中期型和中-晚期型凹陷,不同类型凹陷整体水化学和古近系水化学特征变化规律相似,即矿化度、CaCl2型水比例和变质系数具有先增大后减小的趋势,NaHCO3型水比例和钠氯系数具有先减小后增大的趋势。其中早期型凹陷以大气水为主,早-中期型和中期型凹陷以沉积水为主,中-晚期型凹陷以混合水为主。由Ng原始沉积水到受Es1影响、受Es3和Es1影响、受Es4和Es3影响的Ng地层水,矿化度、变质系数和CaCl2型水比例具有逐渐增大的趋势,钠氯系数和NaHCO3型水比例具有逐渐减小的趋势,即大气水的影响减小,而沉积水的影响增大。由早期到早-中期、中期和晚期埋藏型潜山,地层水矿化度、变质系数和CaCl2型水比例具有逐渐减小特征,钠氯系数和NaHCO3型水比例具有逐渐增大的特征,即沉积水影响减少,大气水影响增大。由早期型到早-中期型、中期型和中-晚期型凹陷,超压发育层系具有逐渐变浅变多、超压开始发育深度以及温压系统分界深度具有逐渐变深、压力结构具有从单超压向双超压过渡的特征。中期型霸县和中-晚期型饶阳凹陷发育低水头带,早期型廊固凹陷发育中-低水头带,早-中期型东营和中-晚期型沾化凹陷发育中-高水头带;不同类型凹陷垂向水动力系统均可以划分为浅部水交替强烈带、中部水交替缓慢带和深部水交替阻滞带,但由早期型到早-中型、中期型和中-晚期型凹陷,不同水动力系统分界深度具有逐渐变深的特征。不同类型凹陷成藏条件存在差异,由早期型到早-中期型、中期型和中-晚期型凹陷,烃源岩发育层系具有逐渐变多变浅,并且浅层Es1烃源岩生烃贡献逐渐加大的特征;储层和区域盖层发育层系逐渐变浅变新;生储盖组合由自生自储向下生上储组合过渡;主要油气成藏时间具有依次变晚的特征。不同类型凹陷流体活动差异性对油气分布具有重要的影响。其中早期型和中-晚期型凹陷油气储量主要分在中-低或低矿化度地层中,中期型凹陷主要分在中矿化度地层中,早-中期型凹陷主要分布在中-高矿化度地层中;除早期型廊固凹陷油气储量主要分布在弱超压和中水头带地层中,其它类型凹陷主要分布在常压和低水头带地层中;早期型和中-晚期型凹陷油气储量主要分布在浅部水交替强烈带,早-中型凹陷油气主要分布在中部水交替缓慢带和深部水交替阻滞带,中期型凹陷油气主要分布在中部水交替缓慢带。
吴志远[10]（2017）在《十三间房及周围地区煤系烃源岩评价及油气成藏机制研究》文中指出吐哈盆地台北凹陷十三间房地区是潜在的油气勘探接替区域,由于勘探程度较低,目前对该地区烃源岩发育情况的研究较少,尚未进行过系统的分析,烃源岩特征及分布发育情况不确定。研究区生储盖条件分析较为粗浅,油气与源岩特征的相关性分析不足,对油气藏成藏条件及规律研究缺乏研究。由于以上原因,严重制约了十三间房地区油气勘探的进程。本文充分利用地球化学、层序地层学、石油地质学、地震地层学等理论结合测井技术、井-震联合反演技术、盆地模拟技术对十三间房地区层序地层特征、煤系烃源岩特征及油气成藏、运移机制进行了系统研究,并总结形成了一套煤系烃源岩评价及成藏、运移机制研究的方法,以期为十三间房油气勘探提供科学的依据。论文主要取得以下认识及成果:（1）十三间房及周缘地区烃源岩条件较好,研究区TOC值发育层段主要集中在SQ2层序内。研究区内生储盖条件较为发育,具有一定的生烃潜力。十三间房及周围地区侏罗系煤岩有机显微组分均以镜质组为主,壳质组和腐泥组含量较大,惰质组含量较少。烃源岩的有机质丰度较高,其中煤样综合评价为好生油气源岩;炭质泥岩评价为好生油气源岩;暗色泥岩评价为差-中等生油气源岩。有机质成熟度处于低成熟-成熟阶段,有机质类型主要以III型为主。利用井-震联合反演方法确定了研究区TOC的含量和分布特征,研究区主要生烃地层分布在西山窑组,层序地层主要为SQ2,SQ2层序内源岩厚度分布在0-350m之间,平均为124m,源岩厚度最大区域位于山前带和南斜坡西北角,源岩TOC值最大约为3.6%,分布在南斜坡西北部,源岩TOC值大于1%的地区主要分布在研究区南斜坡内和了墩隆起中间部位。十三间房地区中侏罗统西山窑组储层发育、三间房和七克台组不发育。研究区主要发育次生孔隙,储集空间主要有粒间孔、粒间溶孔、晶间孔、粒内溶孔等,但以原生粒间孔和粒内溶孔最为普遍。在垂直方向上,600m以上地层孔隙主要为受压实作用控制的压余原生孔隙,600-1500m地层孔隙类型主要为受压实、压溶作用产生的残留的原生孔隙,1500-2200m溶蚀作用加强,主要发育受压实、压溶作用产生的次生孔隙和残留的原生孔隙组成的混合孔隙,2200m以下孔隙类型主要为溶蚀作用产生的次生孔隙。十三间房地区主要存在两套盖层,第一套盖层为七克台组中上部大段泥岩,连同上覆齐古组大套泥岩,这套盖层厚度大,分布稳定,封盖性能较好。第二套盖层为三间房组下部以泥岩为主的地层。这套盖层具有一种厚度稍薄,但横向变化小,成岩性好,具有一定的封盖能力。研究区发育山前大步断褶构造带和十三间房构造带。山前带圈闭以断背斜为主。南斜坡圈闭相对分散,成带性差,但多数仍是断背斜和背斜。研究区主要发育断层、砂体及断层-砂体复合型输导体系,具备构造-岩性复合型油气藏的形成条件。（2）研究区地层温度及烃源岩成熟度均表现为北高南低,西高东低,这与烃源岩的埋藏深度有较大关系。研究区侏罗系中晚期及白垩系早期是研究区油气生成及聚集成藏的关键时期。研究区原油母质主要来自植物蜡、孢粉等高碳数。天然气主要以为煤成气为主。对研究区一维、二维及三维埋藏史、热史及成熟度史进行了分析。埋藏史模拟结果显示研究区总共有两个地层沉降时期,分别为中、上侏罗统时期及三叠系中后期,这两个地层沉积时期内研究区地层快速沉积,地层沉降速率普遍较大。温度史模拟显示研究区地层温度从侏罗系开始不断降低,地层埋深越大,温度越高。西山窑组地层温度分布在70℃-150℃之间,地层温度较小区域位于研究区南部和东部,南北向地层约在1750m处温度达到90℃,东西向剖面约在1800m处达到90℃。研究区地层温度整体上呈现为北高南低,西高东低,其中温度最高区域位于研究区西北部。成熟度史模拟结果显示研究区镜质组反射率范围分布在0.2%-1.5%之间。中、下侏罗统烃源岩大约侏罗系晚期开始进入生烃门限,对应的门限深度大约为1500m,温度大约为90°C。二维成熟度史模拟结果显示在研究区相同层位,北部地区的成熟度要远高于南部地区,西部地区源岩成熟度大于东部地区。西北部地区西山窑组处于中等成熟阶段,其下部烃源岩已达到生烃高峰;整体上,除了研究区南半部和东部仍处于未成熟阶段之外,其他地区地层单元均已成熟,成熟度总体上也是西高东低,北高南低。研究区油气生成均从侏罗系中晚期开始,油气生成后迅速进入排烃阶段,并在白垩系早期进入生烃高峰期。烃源岩生气量大于生油量,两者比值介于2-5之间,埋深越大,生烃量越高。烃源岩生排烃时间与研究区构造形成时间相匹配,侏罗系中晚期及白垩系早期是研究区油气生成及聚集成藏的关键时期。对研究区油气成因类型、油气资源类型及油气资源量分析研究表明,研究区样品有机质主要来源于低等水生生物,源岩演化程度较低,原油母质主要来自植物蜡、孢粉等高碳数。天然气主要以为煤成气为主。研究区油气成两期成藏,成藏期分别为早白垩世和上新世。研究区主要存在天然气和石油2种油气资源,石油总量约为194.2Mm3,天然气总量约为557.29Mm3。（3）十三间房地区研究区源岩在侏罗系沉积末期开始生气,白垩系早期具备一定生烃规模。研究区油气运移路径主要受盆地的构造特征控制,油气藏多聚集在构造高位。油气多储存于西山窑组四段（J2x4）和三间房组二段（J2s2）,油气藏多为“自生自储”。预测研究区存在背斜油气藏、断鼻型油气藏和构造-岩性油气藏。研究区油气运移显示层位主要集中在三间房组、西山窑组、三工河组和八道湾组,各个地层内含油气层较多,其中气显示占绝对优势,这表明该地区可能存在气藏。研究区源岩在侏罗系沉积末期（145Ma）开始生气,白垩系早期（136Ma）具备一定生烃规模,油气开始进行二次运移。地层沉积与断层活动和盖层发育形成相互作用,断裂的形成和开启促进了源岩生成的天然气运移至储集层中聚集成藏,侏罗系中-晚期沉积时期是研究区天然气成藏关键时期。研究区油气运移路径主要受盆地的构造特征控制,油气藏多聚集在构造高位。在侧向上,油气延砂体沿两侧运聚,在构造高部位聚集成藏。在垂向上,II类断裂是油气向上运移的通道,油气多储存于西山窑组四段（J2x4）和三间房组二段（J2s2）,油气藏多为“自生自储”。从油气运聚成藏演化过程结果可以看出,研究区的油气运聚成藏与构造特征相匹配,也即油气藏形成于构造发育及定性时期。三维油气运移模拟结果表明,在侏罗系中期西山窑组（J2x）源岩基本没有油气生成。进入侏罗系晚期（154Ma）,源岩油气逐渐生成,此时油气运聚特点运移距离较短,且就近运聚。在146Ma,西山窑组油气大量生成并开始运聚,油气运移路径主要指向构造高部位,油气主要聚集分布在山前带和研究区的南部。随着构造运动的进行,研究区进入大量生烃及排烃阶段,在白垩世早期（136Ma）,油气大量运移聚集,此时油气形成二次运移,油气二次运聚方向主要为低势区。从油气现今运聚情况可以看出,油气主要集中在研究区西北低洼区,油气运聚主要受研究区构造特征控制。预测研究区主要存在背斜油气藏、断鼻型油气藏和构造-岩性油气藏3个类型的油气藏,油气成藏类型主要受控于古构造背景,断层及岩性三个主要因素。通过以上研究对十三间房地区源岩条件及油气成藏规律有了新的认识。利用井-震联合反演方法克服了研究区钻井稀少难以对源岩进行评价的困难,对源岩的质量及分布特征进行了精细的刻画。同时在实测数据的基础上,利用盆地模拟技术对源岩特征、生排烃特征、油气成藏规律及运移规律进行了系统分析,对研究区的油气成藏主控因素进行了分析和总结。研究表明十三间房地区具有一定的油气资源潜力。
二、陆相断陷盆地成烃与成藏组合关系研究——以胜坨油田为例（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、陆相断陷盆地成烃与成藏组合关系研究——以胜坨油田为例（论文提纲范文）
（1）东营凹陷页岩可动油评价及留烃机理（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 选题依据 |
| 1.1.1 国内外研究概况 |
| 1.1.2 课题来源及意义 |
| 1.2 研究方案 |
| 1.2.1 研究方法及主要研究内容 |
| 1.2.2 研究方案与技术路线 |
| 1.2.3 主要工作量 |
| 第二章 渤海湾盆地东营凹陷区域地质背景 |
| 2.1 东营凹陷区域构造背景 |
| 2.2 东营凹陷形成与演化特征 |
| 2.3 东营凹陷构造特征 |
| 2.4 东营凹陷地层特征 |
| 2.5 东营凹陷烃源岩特征 |
| 2.5.1 有机质丰度 |
| 2.5.2 有机质类型 |
| 2.5.3 有机质成熟度 |
| 第三章 生烃动力学理论与实验技术 |
| 3.1 化学动力学基础 |
| 3.1.1 基元反应、简单反应和复杂反应 |
| 3.1.2 化学反应速度方程式 |
| 3.1.3 温度对反应速度的影响 |
| 3.1.4 活化能及其对应反应速度的影响 |
| 3.2 生烃动力学模型 |
| 3.2.1 总包反应动力学模型 |
| 3.2.2 串联反应模型 |
| 3.2.3 平行一级反应动力学模型 |
| 3.3 生烃动力学模型的适用性及存在问题 |
| 3.3.1 生烃动力学模型的局限性 |
| 3.3.2 生烃动力学模型存在问题 |
| 3.4 生烃动力学热模拟系统 |
| 3.4.1 开放系统 |
| 3.4.2 半封闭系统 |
| 3.4.3 封闭系统 |
| 第四章 黄金管高压釜封闭体系生烃动力学研究 |
| 4.1 实验装置 |
| 4.2 实验方法 |
| 4.2.1 提取干酪根 |
| 4.2.2 黄金管封闭体系热模拟实验 |
| 4.2.3 产物提取 |
| 4.3 样品地球化学特征 |
| 4.4 产物产率特征 |
| 4.4.1 总烃产率特征 |
| 4.4.2 热解C_1-C_5气态烃和C_6-C_(14)轻烃产率特征 |
| 4.5 干酪根生烃动力学参数 |
| 第五章 原油组分分离及组分生成动力学 |
| 5.1 原油族组分分离方法简介 |
| 5.1.1 柱色谱法(Column Chromatography,CC) |
| 5.1.2 薄层色谱法(Thin Layer Chromatography,TLC) |
| 5.1.3 高压液相色谱法 |
| 5.1.4 微型柱色谱 |
| 5.2 实验结果与讨论 |
| 5.3 本章小结 |
| 第六章 烃源岩留烃实验及留烃机理 |
| 6.1 留烃实验发展 |
| 6.1.1 油气初次运移的研究状况 |
| 6.1.2 有机质留烃实验发展现状 |
| 6.1.3 有机质溶胀实验方法简介 |
| 6.2 有机质溶胀实验方法及实验过程 |
| 6.2.1 质量法 |
| 6.2.2 溶剂的选择 |
| 6.2.3 溶胀实验及原油在残余干酪根的滞留量 |
| 6.3 岩石中有机质组成及性质 |
| 6.3.1 岩石中粘土矿物与有机质 |
| 6.3.2 泥岩中有机质特征 |
| 6.3.3 有机质的物理化学特征 |
| 6.4 无机矿物吸附有机质能力 |
| 6.4.1 东营凹陷矿物含量 |
| 6.4.2 矿物特征 |
| 6.4.3 矿物分离 |
| 6.4.4 矿物表面吸附 |
| 6.5 生烃过程中干酪根结构变化—红外光谱分析 |
| 6.5.1 红外光谱的基本概念 |
| 6.5.2 实验方法 |
| 6.5.3 红外光谱图谱解析 |
| 6.5.4 干酪根红外光谱分析 |
| 6.5.5 结果讨论 |
| 6.6 留烃机理 |
| 6.7 本章小结 |
| 第七章 东营凹陷页岩可动油评价 |
| 7.1 东营凹陷埋藏史 |
| 7.2 东营凹陷烃源岩生留烃史评价 |
| 7.2.1 留烃曲线及动力学参数 |
| 7.2.2 封闭体系下烃源岩留烃史评价 |
| 7.3 东营凹陷页岩油可动油评价 |
| 7.3.1 影响储层原油滞留量参数 |
| 7.3.2 页岩可动油评价模型 |
| 7.4 本章小结 |
| 第八章 结论 |
| 8.1 结论 |
| 8.2 论文创新点 |
| 8.3 本文的不足之处及今后工作建议 |
| 8.3.1 不足之处 |
| 8.3.2 今后的工作建议 |
| 参考文献 |
| 作者简历及攻读学位期间发表的学术论文与研究成果 |
| 致谢 |
（2）胜坨油田成藏条件及勘探开发关键技术（论文提纲范文）
| 1 胜坨油田地质概况 |
| 1.1 区域构造位置 |
| 1.2 构造特征 |
| 1.3 地层、沉积、岩性特征 |
| (1) 沙四段(Es4) |
| (2) 沙三段(Es3) |
| (3) 沙二段(Es2) |
| (4) 沙一段(Es1) |
| (5) 东营组(Ed) |
| (6) 馆陶组(Ng) |
| (7) 明化镇组(Nm) |
| 1.4 含油气特征 |
| 2 胜坨油田勘探开发历程 |
| 2.1 勘探历程 |
| (1) 第1阶段(1963—1965年) |
| (2) 第2阶段(1965.05—1982年) |
| (3) 第3阶段(1983—1996年) |
| (4) 第4阶段(1996—2012年) |
| (5) 第5阶段(2013年至今) |
| 2.2 开发历程 |
| (1) 开发准备阶段(1963年10月—1966年5月) |
| (2) 初建产能阶段(1966年6月—1969年12月) |
| (3) 调整扩建阶段(1970年1月—1974年12月) |
| (4) 高速开发阶段(1975年1月—1979年12月) |
| (5) 稳产开发阶段(1980年1月—1993年12月) |
| (6) 精细开发阶段(1994年1月至今) |
| 3 胜坨油田成藏条件 |
| 3.1 具备丰富的油气源条件 |
| 3.2 发育多类型储层 |
| 3.2.1 近岸水下扇体 |
| 3.2.2 浊积岩体 |
| 3.2.3 三角洲相砂体 |
| 3.2.4 河流相砂体 |
| 3.2.5 碳酸盐岩 |
| 3.3 发育多类型圈闭 |
| 3.3.1 背斜及断块圈闭 |
| 3.3.2 岩性圈闭 |
| 3.3.3 成岩圈闭 |
| 3.4 发育多套生-储-盖组合 |
| (1) 第1套生-储-盖组合 |
| (2) 第2套生-储-盖组合 |
| (3) 第3套生-储-盖组合 |
| (4) 第4套生-储-盖组合 |
| (5) 第5套生-储-盖组合 |
| 3.5 发育有利的油气运移通道 |
| 3.6 油气成藏模式 |
| 4 勘探开发关键技术 |
| 4.1 精细勘探关键技术 |
| 4.1.1 砂砾岩扇体精细勘探技术 |
| 4.1.2 浊积岩储层精细描述技术 |
| 4.2 高含水期提高采收率关键技术 |
| 4.2.1 早期注水开发技术 |
| 4.2.2 层系细分调整技术 |
| 4.2.3 精细油藏描述技术 |
| 4.2.4 多层砂岩油藏层系井网重组技术 |
| 4.2.5 反韵律厚油层韵律层细分挖潜技术 |
| 4.2.6 层系井网油藏矢量调整技术 |
| 5 结 论 |
（3）冀中北部地区天然气资源潜力分析（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 前言 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 研究区勘探现状 |
| 1.2.2 天然气勘探现状分析 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究方法和技术路线 |
| 1.5 完成工作量 |
| 1.6 主要成果及其认识 |
| 2 区域地质背景 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.1.1 区域构造背景 |
| 2.1.2 区域构造特征 |
| 2.2 构造演化构成 |
| 3 沉积特征 |
| 3.1 沉积体系 |
| 3.1.1 滨海潮坪-沼泽体系 |
| 3.1.2 三角洲体系 |
| 3.1.3 河流体系 |
| 3.2 沉积充填样式 |
| 3.2.1 缓慢沉降-陆表海海水侵入充填样式 |
| 3.2.2 缓慢抬升-海陆过渡沉积充填样式 |
| 3.2.3 快速抬升-河流纵横充填样式 |
| 3.3 储层成岩作用及成岩序列 |
| 3.3.1 复杂间断成岩序列 |
| 3.3.2 简单间断成岩序列 |
| 3.4 储集空间及优质储层形成机制 |
| 3.4.1 储集空间及储集性能 |
| 3.4.2 优质储层形成机制 |
| 4 烃源岩特征及生烃潜力 |
| 4.1 文安斜坡气源岩 |
| 4.1.1 气源岩分布 |
| 4.1.2 有机质丰度 |
| 4.1.3 有机质类型 |
| 4.1.4 有机质热演化 |
| 4.2 文安斜坡石炭-二叠系二次成烃史 |
| 4.2.1 海西期烃源岩连续沉积阶段 |
| 4.2.2 印支期烃源岩持续埋深阶段 |
| 4.2.3 燕山期抬升,烃源岩停止演化阶段 |
| 4.2.4 喜山期烃源岩二次成烃阶段 |
| 5 天然气成藏综合评价 |
| 5.1 勘探风险评价 |
| 5.2 天然气成藏条件评价 |
| 5.3 综合评价 |
| 6 有利勘探方向 |
| 7 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（4）泌阳凹陷油气成藏过程及勘探潜力分析（论文提纲范文）
| 作者简历 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题的来源、目的和意义 |
| 1.1.1 选题的来源 |
| 1.1.2 选题目的 |
| 1.1.3 选题意义 |
| 1.2 国内外研究现状和发展趋势 |
| 1.2.1 异常超压研究 |
| 1.2.2 成藏过程分析 |
| 1.2.3 研究区研究现状 |
| 1.3 研究内容和技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究方法及技术路线 |
| 1.4 完成工作量及创新点 |
| 1.4.1 完成工作量 |
| 1.4.2 创新点 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 泌阳凹陷概况 |
| 2.2 构造特征及构造演化 |
| 2.2.1 构造特征 |
| 2.2.2 构造演化 |
| 2.3 地层特征及沉积充填演化 |
| 2.3.1 地层特征 |
| 2.3.2 沉积充填演化 |
| 2.4 石油地质特征 |
| 2.4.1 烃源岩 |
| 2.4.2 储集层 |
| 2.4.3 圈闭(油气藏)及油气分布 |
| 第三章 流体包裹体系统分析 |
| 3.1 基本原理 |
| 3.2 成岩作用及成岩序次 |
| 3.2.1 成岩作用环境条件 |
| 3.2.2 成岩作用过程 |
| 3.3 烃源岩包裹体分析 |
| 3.4 砂岩储层包裹体分析 |
| 3.4.1 流体包裹体岩相学特征 |
| 3.4.2 单个油包裹体显微荧光光谱分析 |
| 3.4.3 流体包裹体均一温度及盐度特征 |
| 第四章 成藏期次及成藏时期划分 |
| 4.1 单井埋藏史和热史模拟 |
| 4.1.1 模型及参数选择 |
| 4.1.2 埋藏史和热史模拟结果分析 |
| 4.2 油气充注年龄确定 |
| 4.2.1 流体包裹体均一温度及盐度 |
| 4.2.2 油气充注年龄确定 |
| 第五章 油气成藏动力分析 |
| 5.1 现今地层压力刻画 |
| 5.2 古流体压力模拟 |
| 5.2.1 盆地模拟法 |
| 5.2.2 流体包裹体法 |
| 第六章 油气成藏过程及成藏模式 |
| 6.1 不同成藏动力系统油源对比 |
| 6.1.1 南部陡坡带油源对比 |
| 6.1.2 中央深凹区油源对比 |
| 6.1.3 北部缓坡带油源对比 |
| 6.1.4 大仓房组油源分析 |
| 6.2 烃源岩生烃过程分析 |
| 6.2.1 埋藏史及热史分析 |
| 6.2.2 有机质成熟及生烃分析 |
| 6.3 古流体压力演化分析 |
| 6.3.1 现今地层压力特征 |
| 6.3.2 古流体压力演化过程 |
| 6.4 油气充注过程分析 |
| 6.4.1 不同构造单元原油特点及输导关系 |
| 6.4.2 油气充注过程 |
| 6.5 源-汇耦合关系 |
| 6.5.1 烃源岩条件 |
| 6.5.2 储层条件 |
| 6.5.3 圈闭条件 |
| 6.5.4 运移输导体系 |
| 6.5.5 充注成藏分析 |
| 6.5.6 成藏要素耦合联动演化 |
| 6.5.7 成藏模式 |
| 6.6 勘探潜力分析 |
| 6.6.1 泌阳凹陷油气分布特点 |
| 6.6.2 有利潜力区分析 |
| 第七章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（5）济阳坳陷油气精细勘探评价及实践（论文提纲范文）
| 0引言 |
| 1济阳坳陷勘探概况 |
| 2“五精两创”精细勘探评价 |
| 2.1精细剩余资源再认识 |
| 2.1.1重新认识烃源岩生排烃机制 |
| 2.1.2系统梳理“出油点”“油层井”,盘活油气资源 |
| 2.2精细油气成藏规律再研究 |
| 2.2.1精细富油凹陷油气成藏机制 |
| 2.2.2精细前古近系潜山成山—成储—成藏研究 |
| 2.3精细区带优选再评价 |
| 2.3.1提出了勘探层单元概念及划分方法 |
| 2.3.2“五维一体”优选评价,优选高效勘探层单元 |
| 2.4精细勘探配套技术攻关 |
| 2.4.1攻关形成了高密度三维地震勘探技术 |
| 2.4.2隐蔽油气藏勘探配套技术 |
| 2.5精细勘探工作规范 |
| 2.6创新勘探思维模式 |
| 2.6.1正确认识短期效益与长期可持续发展关系,及时调整勘探策略 |
| 2.6.2正确认识资料与井位的关系,把准勘探节奏 |
| 2.6.3正确认识理论创新与生产实践的关系,立足探区实际开展科研及生产部署 |
| 2.7创新勘探管理模式 |
| 2.7.1创新探井部署组织模式 |
| 2.7.2创新探井运行实施模式 |
| 2.7.3创新勘探生产考核方式 |
| 3勘探启示 |
（6）东营凹陷南部超剥带地质结构及成藏规律研究（论文提纲范文）
| 作者简历 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题的目的和意义 |
| 1.2 选题的国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 选题的国内外研究现状 |
| 1.2.2 发展趋势与存在问题 |
| 1.3 主要研究内容、技术路线和方法思路 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线和方法思路 |
| 1.4 完成工作量与主要创新点 |
| 第二章 基本地质特征及勘探概况 |
| 2.1 区域概况 |
| 2.2 区域构造特征 |
| 2.2.1 构造格架 |
| 2.2.2 构造演化 |
| 2.3 地层发育特征 |
| 2.3.1 古近系 |
| 2.3.2 新近系 |
| 第三章 超剥带地层精细划分对比技术研究 |
| 3.1 不整合的测井识别 |
| 3.1.1 不整合的测井响应特征 |
| 3.1.2 测井综合分层曲线重构与计算方法 |
| 3.1.3 地层不整合界面划分 |
| 3.1.4 综合分层曲线对不整合类型的判识 |
| 3.2 不整合界面的地震识别新方法 |
| 3.2.1 高阶谱时频分析方法的原理与流程 |
| 3.2.2 高阶时频分析识别不整合界面 |
| 3.3 超剥带地层精细对比 |
| 第四章 超剥带地质结构特征及不整合发育分布规律研究 |
| 4.1 多级序不整合发育期次级其特征 |
| 4.1.1 一级不整合面 |
| 4.1.2 二级不整合面 |
| 4.1.3 三级不整合面 |
| 4.2 不整合结构类型及分布规律 |
| 4.2.1 不整合结构类型划分 |
| 4.2.2 不整合类别发育分布规律 |
| 4.3 不整合剖面样式及分布规律 |
| 4.3.1 不整合剖面样式 |
| 4.3.2 不同样式不整合的平面分布特征 |
| 第五章 超剥带油气运移特征研究 |
| 5.1 断层对油气运移的控制作用 |
| 5.1.1 东营南坡断层几何特征 |
| 5.1.2 东营南坡断层发育演化特征 |
| 5.1.3 东营南坡断层封闭开启性能研究 |
| 5.2 影响油气运移的单因素分析 |
| 5.2.1 地层压力分布特征 |
| 5.2.2 流体势特征 |
| 5.2.3 油性特征 |
| 5.2.4 地层水矿化度特征 |
| 5.3 多因素叠合分析油气优势运移方向 |
| 5.4 超剥带油气运聚成藏模式 |
| 5.4.1 缓斜坡近源油气运聚成藏模式 |
| 5.4.2 缓斜坡远源油气运聚成藏模式 |
| 5.4.3 陡斜坡远源油气运聚成藏模式 |
| 第六章 地层圈闭精细描述与评价预测 |
| 6.1 地层圈闭的精细描述 |
| 6.1.1 不整合地震响应特征分析 |
| 6.1.2 一级不整合圈闭的描述 |
| 6.1.3 低级序不整合圈闭的描述 |
| 6.2 地层圈闭有效性评价预测 |
| 6.2.1 典型油藏解剖 |
| 6.2.2 遮挡层突破压力计算及其预测 |
| 6.2.3 不整合圈闭勘探实践 |
| 第七章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（7）东营凹陷古近系油气运移和聚集的流体和岩石的地球化学响应（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 前言 |
| 1.1 题目来源 |
| 1.2 选题目的和意义 |
| 1.3 国内外研究现状 |
| 1.3.1 含油气盆地流体类型及来源 |
| 1.3.2 油气运聚的流体与岩石地球化学响应 |
| 1.3.3 东营凹陷地层流体及油气成藏研究现状 |
| 1.3.4 存在的问题 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 研究思路及技术路线 |
| 1.6 完成的主要工作量 |
| 1.7 取得的主要成果与认识 |
| 第2章 区域地质背景 |
| 2.1 研究区基本地质概况 |
| 2.1.1 东营凹陷构造位置 |
| 2.1.2 东营凹陷地层发育特征 |
| 2.1.3 东营凹陷构造演化过程 |
| 2.2 研究区石油地质特征 |
| 2.2.1 烃源岩条件 |
| 2.2.2 储集层条件 |
| 2.2.3 盖层条件 |
| 第3章 地层水化学特征及其对油气运聚的地球化学响应 |
| 3.1 东营凹陷地层水化学特征 |
| 3.1.1 东营凹陷中央隆起带地层水化学特征 |
| 3.1.2 东营凹陷牛庄洼陷地层水化学特征 |
| 3.1.3 东营凹陷利津洼陷地层水化学特征 |
| 3.2 东营凹陷地层水化学成因分析分析 |
| 3.2.1 东营凹陷地层水分类 |
| 3.2.2 不同类型地层水的来源 |
| 3.2.3 不同类型地层水中主要离子的关系特征及来源分析 |
| 3.2.4 埋藏过程中地层水的演化过程 |
| 3.3 东营凹陷地层水化学对油气运聚的响应 |
| 3.3.1 中央隆起带油、水层地层水化学差异性 |
| 3.3.2 牛庄洼陷油、水层地层水化学差异性 |
| 3.3.3 利津洼陷油、水层地层水化学差异性 |
| 3.4 东营凹陷不同构造带地层水对油气运聚响应的特征 |
| 3.4.1 中央隆起带地层水对油气运聚响应的特征 |
| 3.4.2 牛庄洼陷地层水对油气运聚响应的特征 |
| 3.4.3 利津洼陷地层水对油气运聚响应的特征 |
| 第4章 东营凹陷古近系成岩产物特征及其对油气运聚的响应 |
| 4.1 东营凹陷古近系砂岩成岩产物特征 |
| 4.1.1 岩石学特征 |
| 4.1.2 东营凹陷中央隆起带古近系成岩产物特征 |
| 4.1.3 东营凹陷牛庄洼陷主要成岩作用及成岩产物的地球化学特征 |
| 4.1.4 东营凹陷利津洼陷主要成岩作用及成岩产物的地球化学特征 |
| 4.2 东营凹陷不同构造带成岩产物成因分析 |
| 4.2.1 东营凹陷中央隆起带不同成岩产物成因 |
| 4.2.2 东营凹陷牛庄洼陷不同成岩产物成因 |
| 4.2.3 东营凹陷利津洼陷不同成岩产物成因 |
| 4.3 东营凹陷古近系成岩产物对油气运聚的响应 |
| 4.3.1 东营凹陷不同构造带不同含油性储层成岩产物特征 |
| 4.3.2 东营凹陷不同构造带成岩产物对油气运聚响应的特征 |
| 第5章 东营凹陷古近系流体及成岩产物对油气运聚的示踪 |
| 5.1 流体与成岩产物的示烃作用 |
| 5.1.1 流体的示烃作用 |
| 5.1.2 成岩产物的示烃作用 |
| 5.2 地层水和成岩产物对油气来源的指示作用(示源作用) |
| 5.2.1 地层水的示源作用 |
| 5.2.2 成岩产物的示源作用 |
| 5.3 成岩产物对油气运移的指示作用(示运作用) |
| 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 |
（8）乾安油田高台子油层砂体构型及剩余油分布规律（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题背景及研究意义 |
| 1.1.1 课题来源 |
| 1.1.2 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 高分辨率层序地层学研究现状 |
| 1.2.2 地震沉积学研究现状 |
| 1.2.3 储层构型研究现状 |
| 1.2.4 剩余油分布规律研究现状 |
| 1.3 区域地质概况 |
| 1.3.1 盆地构造演化特征 |
| 1.3.2 盆地沉积特征 |
| 1.3.3 研究区地质概况 |
| 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 |
| 1.5 主要研究工作量 |
| 1.5.1 主要工作量 |
| 1.5.2 主要成果及认识 |
| 第2章 高分辨率层序地层格架的建立 |
| 2.1 高分辨率层序地层界面识别 |
| 2.1.1 长期基准面旋回界面 |
| 2.1.2 中-短期基准面旋回界面 |
| 2.2 高分辨率层序地层格架建立 |
| 2.3 层序地层格架内地层划分与对比 |
| 2.3.1 闭合骨架 |
| 2.3.2 对比原则 |
| 2.3.3 对比结果 |
| 2.4 微构造解释 |
| 2.4.1 断层解释 |
| 2.4.2 微构造解释成果 |
| 第3章 沉积微相类型 |
| 3.1 物源分析 |
| 3.1.1 重矿物类型及组合 |
| 3.1.2 物源方向 |
| 3.2 岩石学特征 |
| 3.2.1 岩石类型 |
| 3.2.2 岩石成分成熟度 |
| 3.2.3 岩石结构成熟度 |
| 3.2.4 泥岩颜色 |
| 3.3 粒度分析 |
| 3.3.1 概率累积曲线 |
| 3.3.2 C-M图 |
| 3.4 沉积构造 |
| 3.5 化石特征 |
| 3.6 沉积微相类型 |
| 3.6.1 测井相类型 |
| 3.6.2 单井相分析 |
| 3.6.3 剖面相分析 |
| 第4章 水下分流河道复合河道砂体表征 |
| 4.1 水下分流复合河道砂体构型分级 |
| 4.2 地震沉积学研究 |
| 4.2.1 地震资料分析 |
| 4.2.2 地震岩性学 |
| 4.2.3 地层切片 |
| 4.3 复合河道平面展布及演化 |
| 4.3.1 研究思路 |
| 4.3.2 平面展布特征 |
| 4.3.3 沉积模式 |
| 第5章 单一水下分流河道砂体表征 |
| 5.1 复合河道内单一河道砂体表征 |
| 5.1.1 单一水下分流河道垂向识别标志 |
| 5.1.2 单一水下分流河道平面测井识别标志 |
| 5.1.3 密井网区单一水下分流河道正演模型建立 |
| 5.1.4 密井网区单一水下分流河道参数定量研究 |
| 5.1.5 基于正演模拟的常规稀疏井网区单一水下分流河道划分 |
| 5.2 单一河道内增生体表征 |
| 5.3 水下分流河道砂体构型模式 |
| 第6章 水下分流河道砂体构型对宏观剩余油分布的控制 |
| 6.1 构型控制的剩余油分布规律 |
| 6.1.1 水下分流复合河道级次剩余油分布规律 |
| 6.1.2 单一水下分流河道级次剩余油分布规律 |
| 6.1.3 单一水下分流河道内增生体级次剩余油分布规律 |
| 6.2 剩余油宏观分布特征 |
| 6.2.1 剩余油垂向分布特征 |
| 6.2.2 剩余油平面分布特征 |
| 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 |
（9）陆相断陷盆地典型凹陷流体活动差异性及其对油气成藏影响研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 前言 |
| 1.1 题目来源 |
| 1.2 选题目的及研究意义 |
| 1.3 研究现状 |
| 1.3.1 地质流体的研究 |
| 1.3.2 地层水化学特征及成因研究 |
| 1.3.3 地层水动力特征研究 |
| 1.3.4 研究区研究现状 |
| 1.4 主要存在问题 |
| 1.5 主要研究内容 |
| 1.6 主要的研究思路 |
| 1.7 完成的主要工作量 |
| 1.8 取得的主要成果与认识 |
| 第2章 典型凹陷新生代沉积构造特征差异 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.1.1 研究区位置 |
| 2.1.2 地层发育特征 |
| 2.1.3 构造特征 |
| 2.2 凹陷类型划分 |
| 2.3 不同类型凹陷沉积特征差异性 |
| 2.3.1 不同类型凹陷新生代地层厚度差异 |
| 2.3.2 不同类型凹陷新近系-第四系(N-Q)地层厚度差异 |
| 2.3.3 不同类型凹陷孔店组-沙四段(Ek-Es4)地层厚度差异 |
| 2.3.4 不同类型凹陷沙三段-东营组(Es3-Ed)地层厚度差异 |
| 2.3.5 不同类型凹陷沉积相差异 |
| 2.3.6 不同类型凹陷沉积速率差异 |
| 2.4 不同类型凹陷构造活动及演化差异 |
| 2.4.1 不同类型凹陷二级构造单元及差异 |
| 2.4.2 不同类型凹陷控凹断层活动差异 |
| 2.4.3 不同类型凹陷地层抬升和剥蚀厚度差异 |
| 2.4.4 不同类型凹陷埋藏史差异 |
| 第3章 典型凹陷地层水地球化学特征及其差异 |
| 3.1 典型凹陷地层水地球化学总体特征及其差异性 |
| 3.1.1 地层水矿化度及其差异性 |
| 3.1.2 地层水化学类型及其差异性 |
| 3.1.3 地层水离子比值特征及其差异性 |
| 3.1.4 地层水特征差异性原因 |
| 3.2 主要层系地层水地球化学特征及其差异性 |
| 3.2.1 古近系地层水化学特征及其差异性(以Es4 为例) |
| 3.2.2 新近系地层水化学特征及其差异性(以Ng为例) |
| 3.2.3 潜山地层水特征及其差异 |
| 3.3 地层水化学成因及其差异性 |
| 3.3.1 地层水化学成因类型划分 |
| 3.3.2 地层水化学成因研究 |
| 3.3.3 不同类型凹陷地层水成因差异分析 |
| 第4章 典型凹陷流体动力特征及其差异性 |
| 4.1 地层压力特征及其差异性 |
| 4.1.1 储层压力分布特征及差异 |
| 4.1.2 烃源岩压力分布特征及其差异 |
| 4.1.3 不同类型凹陷压力结构特征及其差异 |
| 4.1.4 不同类型凹陷压力特征差异原因 |
| 4.2 不同类型凹陷温压耦合特征及其差异 |
| 4.2.1 温度场特征及其差异 |
| 4.2.2 温压耦合特征 |
| 4.2.3 温压耦合特征差异原因 |
| 4.3 不同类型流体动力特征及其差异性 |
| 4.3.1 水头分布特征及差异 |
| 4.3.2 流动动力系统划分及其特征 |
| 第5章 不同类型凹陷流体活动差异对油气成藏的影响 |
| 5.1 不同类型凹陷油气成藏条件差异 |
| 5.1.1 烃源岩特征差异 |
| 5.1.2 储层层位和岩相差异 |
| 5.1.3 区域盖层层位差异 |
| 5.1.4 生储盖组合差异 |
| 5.1.5 主要成藏时期差异 |
| 5.2 流体活动差异对油气分布的影响 |
| 5.2.1 不同类型凹陷油气分布特征及其差异 |
| 5.2.2 水化学场特征差异对油气储量分布影响 |
| 5.2.3 压力特征差异对油气储量分布影响 |
| 5.2.4 温压耦合特征差异对油气储量分布影响 |
| 5.2.5 水头特征差异对油气储量分布影响 |
| 5.2.6 水动力系统特征差异对油气储量分布影响 |
| 5.3 流体活动差异对油气运移和成藏的影响 |
| 5.3.1 流体活动差异对油气运移的影响 |
| 5.3.2 流体活动差异对油气成藏的影响 |
| 5.3.3 典型凹陷流体动力作用下的成藏模式 |
| 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 |
| 攻读博士学位期间发表学术论文 |
| 攻读博士学位期间参加的科研项目 |
| 学位论文数据集 |
（10）十三间房及周围地区煤系烃源岩评价及油气成藏机制研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 煤系烃源岩评价研究现状 |
| 1.2.2 油气成藏理论研究现状 |
| 1.2.3 吐哈盆地煤系烃源岩研究现状 |
| 1.2.4 论文研究领域研究现状 |
| 1.2.5 研究区研究现状 |
| 1.3 主要研究内容及研究思路 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及技术路线 |
| 1.4 主要完成工作量 |
| 2 构造背景及沉积特征 |
| 2.1 区域地质背景 |
| 2.1.1 吐哈盆地构造及油气发育特征 |
| 2.1.2 吐哈盆地残余地层分布特征 |
| 2.1.3 台北凹陷地层特征 |
| 2.2 十三间房地区地层特征 |
| 2.3 十三间房地区构造格架 |
| 2.4 十三间房地区构造演化特征 |
| 2.5 十三间房地区沉积相特征 |
| 2.5.1 层序地层格架 |
| 2.5.2 沉积相特征 |
| 2.6 煤岩有机相 |
| 2.7 小结 |
| 3 煤系烃源岩特征及评价 |
| 3.1 烃源岩单井发育特征 |
| 3.2 实测烃源岩地球化学特征 |
| 3.2.1 有机质显微组分 |
| 3.2.2 有机质丰度 |
| 3.2.3 有机质类型 |
| 3.2.4 有机质成熟度 |
| 3.3 井-震联合预测烃源岩有机碳 |
| 3.3.1 测井预测烃源岩有机碳 |
| 3.3.2 井-震联合反演预测 |
| 3.3.3 测井预测TOC结果 |
| 3.3.4 井-震联合预测烃源岩分布特征 |
| 3.3.5 烃源岩TOC平面分布特征 |
| 3.4 小结 |
| 4 油气成藏地质条件 |
| 4.1 储集层特征 |
| 4.1.1 储集层发育特征 |
| 4.1.2 储集层空间类型及成因 |
| 4.2 盖层特征 |
| 4.3 生储盖条件 |
| 4.4 输导体系 |
| 4.4.1 断层 |
| 4.4.2 砂体 |
| 4.4.3 输导体系组合 |
| 4.5 圈闭及保存条件 |
| 4.5.1 圈闭特征 |
| 4.5.2 油气保存条件 |
| 4.6 小结 |
| 5 油气成藏机制 |
| 5.1 烃源岩埋藏史模拟 |
| 5.1.1 地史模拟参数及剥蚀厚度恢复 |
| 5.1.2 研究区地层埋藏史模拟结果 |
| 5.2 烃源岩热史模拟 |
| 5.2.1 热史模拟参数选取 |
| 5.2.2 研究区热史模拟结果 |
| 5.3 烃源岩成熟度史模拟 |
| 5.3.1 成熟度史模拟原理及参数确定 |
| 5.3.2 研究区成熟度史模拟结果 |
| 5.4 烃源岩生、排烃史特征 |
| 5.4.1 生排烃模拟参数确定及模型选取 |
| 5.4.2 烃源岩生、排烃特征模拟结果 |
| 5.5 油气成因类型及油气源对比 |
| 5.5.1 原油性质 |
| 5.5.2 天然气性质 |
| 5.5.3 油源对比分析 |
| 5.5.4 气源对比分析 |
| 5.6 油气成藏期 |
| 5.7 油气资源评价 |
| 5.7.1 油气资源类型 |
| 5.7.2 油气资源量 |
| 5.8 小结 |
| 6 油气运聚机制 |
| 6.1 油气运移显示 |
| 6.2 油气运聚模拟分析 |
| 6.2.1 运移模拟方法选取 |
| 6.2.2 二维剖面油气运移模拟 |
| 6.2.3 油气三维运聚演化史 |
| 6.3 油气成藏过程分析 |
| 6.3.1 盆地模拟结果可靠性分析 |
| 6.3.2 油气成藏过程 |
| 6.4 成藏模式及主控因素 |
| 6.4.1 十三间房油气藏类型 |
| 6.4.2 油气成藏主控因素 |
| 6.5 小结 |
| 7 结论与展望 |
| 7.1 论文主要结论 |
| 7.2 论文主要创新点 |
| 7.3 论文存在的问题及展望 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
四、陆相断陷盆地成烃与成藏组合关系研究——以胜坨油田为例（论文参考文献）
- [1]东营凹陷页岩可动油评价及留烃机理[D]. 孙佳楠. 中国科学院大学(中国科学院广州地球化学研究所), 2021(01)
- [2]胜坨油田成藏条件及勘探开发关键技术[J]. 宋明水. 石油学报, 2021(01)
- [3]冀中北部地区天然气资源潜力分析[D]. 贾洺乐. 中国地质大学(北京), 2020(09)
- [4]泌阳凹陷油气成藏过程及勘探潜力分析[D]. 张鑫. 中国地质大学, 2020(03)
- [5]济阳坳陷油气精细勘探评价及实践[J]. 宋明水,李友强. 中国石油勘探, 2020(01)
- [6]东营凹陷南部超剥带地质结构及成藏规律研究[D]. 贾光华. 中国地质大学, 2019(02)
- [7]东营凹陷古近系油气运移和聚集的流体和岩石的地球化学响应[D]. 孟伟. 中国石油大学(北京), 2018
- [8]乾安油田高台子油层砂体构型及剩余油分布规律[D]. 王俊. 中国石油大学(北京), 2018(01)
- [9]陆相断陷盆地典型凹陷流体活动差异性及其对油气成藏影响研究[D]. 李飞. 中国石油大学(北京), 2018
- [10]十三间房及周围地区煤系烃源岩评价及油气成藏机制研究[D]. 吴志远. 中国矿业大学(北京), 2017(02)