克拉2气田成藏方式初探

根据对克拉 2气田成藏特点、烃源岩生排烃过程、地热异常、储集层流体包裹体及克依构造带中、新生代构造活动等综合分析 ,幕式充注是克拉 2气田的主要成藏方式 ,并初步推断克依构造带多期间歇性的构造活动是造成克拉 2气田多期不连续充注的主要原因。图 1参

准噶尔盆地陆梁隆起不整合面与油气运聚关系

准噶尔盆地陆梁隆起不整合面十分发育 ,且与油气运聚关系非常密切 :二叠系、三叠系底不整合面是该区侏罗纪末成藏的主控因素 ,侏罗系底不整合面是深部油气进入该系的有利通道 ,而白垩系底不整合面又是油气顺利从侏罗系进入白垩系的必要条件。研究区的不整合面有褶皱、断褶、超覆、削截、平行 5种类型 ,各种类型的不整合面对研究区油气运聚作用也有着差异 ,其中断褶不整合面对油气的垂向运移与聚集作用最大 ,是研究区最为典型的油气成藏方式。不整合面的分布具有差异性、继承性、迁移性 ,三性对油气的演化和分配有着影响作用。

建南气田天然气成因、保存与成藏

结合四川盆地地质与构造演化特征,利用天然气组分、稳定碳氢同位素组成和气田地层水地球化学指标,探讨了建南气田天然气成因类型、母质来源、油气保存条件以及不同类型气藏的成藏方式。建南气田天然气以烃类气体为主,CH4含量占87.26%~98.63%,平均为95.31%,干燥系数均大于95%,属于典型的干气。非烃气体除含有一定量的CO2和N2外,天然气中普遍含有H2S,含量占0~4.34%,平均为0.75%,属于低含H2S天然气。天然气δ13 C1值介于-37.4‰^-30.8‰之间,δ13C2值介于-41.8‰^-33.7‰之间,δ13 C3值介于-27.6‰^-40.8‰之间。石炭系天然气主要来自志留系烃源岩,而上二叠统天然气主要来自二叠系烃源岩,下三叠统飞仙关组和嘉陵江组天然气为后期气藏调整过程中上二叠统天然气调整运移形成。建南气田烷烃气碳同位素普遍存在δ13C1≥δ13C2<δ13C3的特征,可能与TSR改造有关,不存在志留系与二叠系生成天然气的混合。建南气田地下水化学特征表明飞三段、长兴组、石炭系储层中,地层水矿化度普遍大于35g/L,且以CaCl2型为主,指示油气藏保存条件良好,可能与嘉陵江组膏岩有效地阻止了地表水向下交替有关。嘉陵江组因局部地区受断层影响,膏岩遭受地表的淡水淋滤,水型以Na2SO4为主,矿化度低,油气封存能力变差。