一、油气差异泵吸作用机理探讨——以泌阳凹陷为例（论文文献综述）
张鑫,陈红汉,龙昭,刘强[1]（2020）在《泌阳凹陷北部缓坡带核桃园组油气运聚成藏过程》文中提出为了深入了解油气分布规律,利用流体包裹体显微荧光光谱和显微测温以及一维盆地模拟的埋藏热历史,结合地震构造属性和沉积相分析,对泌阳凹陷北部缓坡带核桃园组油气运聚成藏过程进行了研究。结果显示北部缓坡带核桃园组第三段储层检测到橙黄色、黄绿色和蓝绿色3种颜色荧光油包裹体,反映了3幕不同成熟度的原油捕获。油包裹体的丰度和伴生盐水包裹体均一温度和埋藏史曲线表明,北部储层共存在两期三幕充注事件:第一期规模小,发生于断陷末期的相对低成熟度发橙黄色荧光油,第二期发生在中新世构造抬升期的相对高成熟度的黄绿色和蓝绿色荧光油。流体包裹体古压力模拟显示第二期油气充注时储层是超压状态,推测与当时的构造挤压有关。超压持续作用以及北部地层抬升造成与深凹带源岩增加的流体势差为第二期油气提供了强有力的动力;频繁的断层活动,特别是走滑断裂使得单一的砂体顺层输导转变为砂体顺层输导+断裂垂直输导的复合立体运移输导体系,使得原油以高效率运移到凹陷北部缓坡带。这对精细理解构造抬升控制油气大规模运聚具有重要的意义。
张鑫[2]（2020）在《泌阳凹陷油气成藏过程及勘探潜力分析》文中认为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。
白云云[3]（2019）在《苏48区盒8段储层不同成岩相微观孔隙结构及生产动态响应特征研究》文中认为苏里格气田属于典型的岩性油气藏,其形成和分布具有明显“相控性”,微纳米孔隙发育、井筒积液严重,开发难度大,厘清差异成岩相微观孔渗特征以及生产动态响应特征的影响因素,具有重要的现实意义。本论文以苏里格气田苏48区盒8段为例,综合运用沉积岩石学、油气储层地质学和油层物理等学科理论,采用定性与定量的研究方法和图像与非图像显示手段,对不同成岩相微观孔喉结构特征和气水分布规律进行研究。首先对研究区盆地成藏背景、物源以及沉积微相进行阐述,其次对储层差异性成岩作用、成岩阶段及其特征进行了分析,实现了对成岩相命名及测井参数表征;综合利用X-衍射、阴极发光、扫描电镜、铸体薄片、高压压汞、恒速压汞、核磁共振、气水相渗等实验,对不同成岩相微纳米孔隙结构和渗流特征进行定性和定量表征,阐明了影响储层孔渗性能和气水分布微观赋存特征的主控因素;最后通过对不同成岩相的生产动态响应特征研究,为寻找有利区提供一定的地质依据。主要取得以下几点认识:（1）综合利用孔隙类型、自生粘土矿物和成岩强度系数,将研究区盒8段储层划分为四类成岩相,中等压实石英弱加大粒间孔溶蚀相测井响应特征为低GR、高AC、中等-低RLLD、低DEN;中等压实高岭石胶结晶间孔溶蚀相测井响应特征为低GR、中-高AC、中RLLD、低DEN;中等—强压实碳酸盐胶结微孔相测井响应特征为中-高GR、中-低AC、高RLLD、中等DEN和强压实中等胶结致密相测井响应特征为高GR、低AC、低RLLD,高DEN。（2）中等压实石英弱加大粒间孔溶蚀相属于优质成岩相,其特征参数主要为:面孔率为3.49%,孔隙组合类型主要为粒间孔--溶孔和溶孔--粒间孔,平均喉道半径1.607μm,排驱压力平均为0.34MPa,孔喉比为112.08;束缚水饱和度低,常规气相优势型,气水两相共渗区面积平均为2.8%。（3）中等压实高岭石胶结晶间孔溶蚀相属于有利成岩相,其特征参数主要为:面孔率为3.11%,孔隙组合类型主要为粒间孔--溶孔和溶孔--粒间孔,平均喉道半径0.9625μm,排驱压力平均为0.59MPa,孔喉比为168.762;束缚水饱和度中等,常规气相优势型,气水两相共渗区面积平均为2.12%。（4）中等—强压实碳酸盐胶结微孔相属于较好成岩相。其特征参数主要为:面孔率为1.44%,孔隙组合类型主要为晶间孔、溶孔和微孔—溶孔;平均喉道半径0.706μm,排驱压力平均为1.61MPa,孔喉比为215.66;束缚水饱和度高,常规水相优势型,气水两相共渗区面积平均为1.3%。（5）强压实中等胶结致密相成岩相品质最差。其特征参数为:面孔率为0.73%,孔隙类型主要为微孔,平均孔隙半径只有11μm;平均喉道半径0.512μm,排驱压力平均为3.01MPa,孔喉比为259.567;可动流体饱和度小于20%,束缚水饱和度最高,常规水相优势型,气水两相共渗区面积平均为0.5%。（6）成岩相品质与生产动态有很好的响应特征,成岩品质好的属于中—高产气井,稳产时间长;成岩品质较好的属于中产稳产气井,后期产水量上升;成岩品质一般属于低产气水井,稳产时间长;成岩品质差的气水干扰强,产能低,甚至无产能。
李士祥[4]（2017）在《鄂尔多斯盆地中生界异常低压成因及对成藏的影响》文中提出鄂尔多斯盆地普遍发育“低渗、低压、低丰度”的“三低”油气藏,异常地层压力广泛发育。地层压力的演化对油气成藏具有重要的作用,与油气的聚集和保存有着十分密切的关系。论文以鄂尔多斯盆地中生界油藏为研究对象,综合运用石油地质学、沉积岩石学、成藏动力学、物理学及化学等学科理论,以大量的钻井、分析测试和测井资料为基础,对盆地中生界延长组和延安组地层异常低压分布特征、储层古压力恢复、异常低压控制因素的定量分析、地层压力演化及对成藏的影响等方面进行了详细的研究,加上对延长组地层压力的重建和异常地层压力演化特征的刻画,有助于深入理解油气的整个生、运、聚等动力学过程,从而揭示了中生界地层低压形成的机制及成藏机理,取得的主要成果如下:（1）鄂尔多斯盆地中生界地层具有明显的异常低压特征,通过对中生界904个实测地层压力数据的统计分析,其地层压力分布在622MPa,地层压力系数主要分布在0.60.9之间,平均为0.76。其中,地层压力系数分布在0.750.9的约占38.9%,小于0.75的占44.6%。纵向上,延长组各层系平均压力系数变化不大,主要分布在0.700.77,侏罗系压力系数稍高,平均为0.84,中生界地层压力以超低压和异常低压为主,常压及异常高压较少。延长组地层压力系数相近,主要含油层段长8油层组平均压力系数为0.75,长6油层组平均压力系数为0.73,长4+5油层组平均压力系数为0.74。（2）中生界延长组和延安组地层压力、压力系数均呈西高东低的分布趋势,呈现出异常低压和超低压相间分布的特点,陇东、姬塬、华庆和陕北等4个地区的压力系数主要分布范围分别为0.551.13、0.461.17、0.520.99和0.441.16,其平均压力系数分别为0.86、0.76、0.76和0.71,陇东、姬塬和华庆地区的地层压力系数明显高于陕北地区。侏罗系以异常低压、超低压为主,地层压力、压力系数分布特点继承了延长组的分布格局,呈西高东低的趋势。（3）在鄂尔多斯盆地中生界低压分布特征研究的基础上,从构造抬升引起的孔隙反弹、温度降低、溶蚀增孔作用等方面定量剖析了异常低压的成因机制,盆地中生界地层压力演化主要经历了晚三叠世到早白垩世期间的压力增大并达到最大,之后早白垩世末以来的压力降低直至现今的异常低压这两个阶段。自早白垩世末以来,构造抬升引起孔隙反弹造成长6和长8油层组地层压力下降了2.327.45MPa,下降幅度达6.91%26.65%,其中,陕北地区由于剥蚀厚度最大,压力降低幅度也最大,长6油层组压力降低了约26.65%,长8油层组压力降低了约22.83%;姬塬地区长6和长8油层组压力降低幅度最小,降低了7%左右;华庆地区长6和长8油层组压力降低了15%左右;陇东地区长6和长8油层组压力降低了10%左右。构造抬升引起的孔隙增大为形成异常低压的较主要因素。地层温度降低造成鄂尔多斯盆地不同地区压力下降了7.7812.86MPa,降幅在23.18%45.99%,其中陕北地区长6油层组由于温度下降幅度最大,压力下降幅度也最大,降幅达45.99%,其次为陇东长6和长8油层组,压力分别降低了约34.44%和32.42%,姬塬地区由于构造抬升幅度小,温度降低幅度低,压力降低幅度最小。温度降低是形成异常低压的最主要控制因素。溶蚀作用造成孔隙空间增加引起的压力降低值为0.751.28MPa,降低比例2.23%4.90%,溶蚀增孔作用对异常低压的形成影响较小。构造抬升引起的孔隙反弹、地层温度降低等共同造成的压力降低幅度达10.1020.31MPa,下降幅度为30.10%72.64%,其中,陕北地区由于此两者的共同作用,压力下降幅度最大,长6和长8油层组压力分别下降了20.31MPa和18.00MPa,下降幅度高达72.64%和55.16%,其次为华庆和陇东地区,长6和长8油层组压力下降了11.9013.68MPa,降幅为39.27%45.54%,姬塬地区压力降低最小,降幅为30%35%,构造抬升引起的孔隙反弹和温度降低是形成异常低压的最主要影响因素。构造抬升引起的孔隙反弹、地层温度降低、溶蚀增孔作用与其他多种因素共同作用,使得地层压力逐渐降低,最终形成了延长组现今地层压力为1018MPa的异常低压分布格局。（4）通过对鄂尔多斯盆地中生界延长组地层最大埋深期古压力的恢复,在构造抬升、温度降低等方面定量剖析异常低压成因的基础上,分析了地层压力由异常高压演化为异常低压的过程。成藏过程中,油气总是沿阻力最小的路径向低剩余压力区运移,延长组现今已发现的油藏主要分布在成藏期及现今压力系数相对低值区。根据对延长组长6油层组压力演化的定量分析,姬塬、陕北、华庆和陇东等4个地区地层压力由最大埋深期演化至今,平均地层压力分别降低了16.01MPa、18.10MPa、15.62MPa和14.13MPa。陕北地区地层压力降低幅度最大,并在压力降低的演化过程中,陕北地区长6油层组的地层压力始终较其他地区地层压力下降幅度大,使得陕北地区和邻近地区存在一定的压力差,从而形成了泵吸力,促使油藏进行二次运移调整,是距离烃源岩较远的陕北地区在长6油层组形成大规模油藏富集的主要因素。低压的发育机制和低压演化过程在很大程度上控制了地层流体的流动,低压泵吸成藏是陕北地区长6油层组主要的成藏机理,异常低压的演化使得陕北地区长6油层组形成了与负压有关的亿吨级规模油藏。（5）在明确了烃源岩的热演化特征、生排烃过程、成藏期次和压力演化阶段的基础上,提出中生界油藏经历了2个压力演化成藏阶段。第一个阶段为生烃增压异常高压驱动成藏阶段:盆地持续沉降,烃源岩大量生烃,源岩层压力持续增大,产生裂缝突破封堵,在异常高压作用下持续聚集成藏,以姬塬、华庆和陇东地区的油藏为代表。第二个阶段为源储压差增大低压泵吸成藏阶段:盆地抬升阶段,烃源岩停止生烃,由于烃源岩和储集岩压力降低的不均衡性,源储压差进一步增大,砂岩中的低压对相对压力较高的烃源岩形成一股巨大的抽吸力,使源岩中的残留烃在泵吸的作用下产生排烃作用,低压成为石油进行二次调整并远距离聚集成藏的主要动力,以安塞、靖安油田及侏罗系油藏为代表。
刘栋[5]（2016）在《杭锦旗地区上古生界天然气富集规律与成藏机理研究》文中认为杭锦旗地区位于鄂尔多斯盆地北部,以泊尔江海子断裂为界,北部构造上隶属于伊盟隆起,南部属于伊陕斜坡。杭锦旗地区资源潜力大,勘探程度低,近年来在勘探上取得了一定的突破,是鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探开发重要接替区。在勘探过程中,发现几乎每口井都产水、断裂南北不同区域主力产层不同等现象,对上古生界气水分布控制因素、天然气富集规律及成藏机理认识不清,制约了进一步勘探开发的开展。论文在总结前人已有研究成果的基础上,运用石油地质学、成藏动力学等相关理论技术,对研究区天然气富集规律及控制因素、异常压力与天然气成藏关系、成藏机理等进行了研究。取得的主要成果如下:（1）通过对全区各小层圈闭类型研究,以泊尔江海子断裂为界,断裂以北发育多种圈闭类型,包含岩性圈闭、岩性-断层圈闭、背斜圈闭、不整合圈闭等,以岩性圈闭为主;断裂以南鼻状构造、断裂不发育,除H1-3层出现构造-岩性圈闭外,基本均为侧向致密层或岩性尖灭形成的岩性圈闭。（2）研究区欠压实整体发育,纵向上,自上而下欠压实从石千峰组开始发育,至上石盒子组达到最大,下石盒子组开始依次逐渐降低,向下到山西组、太原组消失,部分井盒1段消失;整体上从西南往北东,欠压实发育的起始层位有降低的趋势（从石千峰组顶部发育到石千峰组中下部才开始发育）,欠压实向下消失的层位逐渐抬升（从太原组开始消失到山西组顶部消失）;平面上,各层位自西南向东北欠压实程度逐渐减弱,泊尔江海子断裂带区域为欠压实弱发育区。（3）异常压力的发育主要受沉积、构造、断裂等因素的影响,沉积（砂地比、沉积速率）控制着欠压实不同程度发育与平面展布;宏观上构造抬升对全区异常压力有一定泄压作用,尤其是研究区东北部,泄压最严重;断裂对异常压力的泄压主要体现在泊尔江海子断裂上盘,影响范围约在200-300m。（4）在总结全区气水层特征基础上,利用电阻率差异法、交汇图版法、多元判别分析等方法对气水层进行有效识别,识别率较高,建立适合本区的气水识别标准,气水识别效果较好;利用产水特征与地层水化学参数,将本区地层水分为窜层水、凝析水、透镜体水、边底水、气层滞留水等5种类型,并建立了不同地层水的判识标准与分布模式。（5）杭锦旗地区不同区域、层位的气水分布规律有所差异:断裂以南上部地层水多,气主要分布在下部地层,且多分布在侧向、上倾方向存在岩性或物性变化遮挡的区域;断裂以北气主要分布在上部地层,下部地层主要为水层,气层主要分布在构造脊、局部背斜高点等高点发育为背景的圈闭;泊尔江海子断裂整体含气性不好,气水伴生普遍,气往往分布在圈闭的顶部小范围内。（6）断裂南北气层的输导体系、运移动力、圈闭类型、保存条件及主控因素均存在明显差异。通过断裂南北天然气富集规律分析,发现断裂以北盒2、3段为富集层段,构造脊与局部构造高点背景下的有效圈闭为天然气有利富集区,低砂地比及垂向过剩压力高值区是天然气得以富集成藏的保证;断裂以南盒1段为富集层段,河道边部、低砂地比及侧向、上倾方向存在致密层、岩性尖灭遮挡的区域为天然气富集区,盒2、3段在下伏砂地叠置且发育微裂缝的区域为天然气富集区;断裂带气柱高度小,整体含气性较差,仅在小范围封闭性相对好的区域富集。（7）由于圈闭有效性、运移动力与输导体系、封盖条件的差异性等,本区天然气具有分区、分层差异性成藏机理:断裂以北,天然气大部分来自南部,少量来自北部自源型气源供给,输导体系以砂岩—断裂—不整合面型输导为主,经南部砂体、泊尔江海子断裂、不整合面向盒1段优势输导砂岩运移,再经砂岩—断裂输导体系进入上覆盒2、3段聚集成藏,断裂以北构造抬升强烈区（北东向）封盖能力弱,天然气向浅层的石千峰组、刘家沟组逸散明显;断裂带,天然气来自断裂以南,运移通道主要为砂体—断裂型,由南部砂岩经断层运移至断裂带附近各层位砂体内,在断裂带构造、构造‐岩性气藏内成藏,垂向封闭条件差,能封闭的气柱高度有限,天然气向上部石千峰组、刘家沟组逸散明显;断裂以南,天然气来自下伏山西组、太原组,输导体系以砂岩型为主,西南角存在砂岩—断裂输导,运移动力以源储压差为主,浮力作用次之,垂向保存条件好,天然气向上逸散较少。（8）依据不同区域、不同层位天然气富集规律、成藏主控因素、成藏机理建立了本区断裂南北差异性成藏模式;考虑圈闭类型、富集规律、成藏主控因素等进行了不同小层有利勘探区预测。
王忠楠,柳广弟,陈婉,杨雨然,郭飞飞,唐惠[6]（2014）在《利用声波速度计算南阳凹陷古近纪末地层抬升量》文中提出南阳凹陷廖庄组和核一段异常压力均不发育,声波速度主要受最大历史埋深影响。选取凹陷中心和凹陷边缘的典型井,利用廖庄组和核一段泥岩声波速度资料建立正常泥岩声波速度与深度的相关关系,并计算南阳凹陷古近纪末地层抬升量。结果表明:古近纪末地层抬升量为4001 000 m;凹陷西部和南部地层抬升量较小,向凹陷北东方向地层抬升量逐渐增大,最大可达1 000 m。通过对抬升量平面分布的分析,认为魏岗—北马庄构造带地层的大规模抬升导致了异常低压的形成,地层抬升引起的减压增容效应和油气泵吸作用均可增大储层内油气的储存空间,形成低势区,从而促进油气在该区成藏。
胡宝群,孙占学,李满根,白丽红[7]（2013）在《水相变控油气初论》文中认为油气的有机成因论和无机成因论都有各自的立论依据,但都存在一些不能圆满解释的现象,应用热液矿床水相变控藏（矿）理论来分析油气成因,可能能够给出较好的解释,至少可以提供一些新的思路。水相变控油气论认为油气生成和运移是与水混合在一起进行的,可把油气当作一种特殊的热液矿产;当地壳局部区域为封闭体系时,按上地壳地温线,油、气、水组成的热液为液相,而当遇到断裂或褶皱等造成局部降压后,含油气水的热液体系就会发生水与油气的相变分离,从而形成油气藏。由此分析了油气成因中与热液成矿作用相关的现象,并用岩石圈中水的相变规律,初步解释了油气、低速高导层、热液金属矿床、地球排气和地震等成因的统一性。
邓已寻[8]（2013）在《二连盆地白音查干凹陷成烃机理及其对成藏控制作用的研究》文中指出二连盆地白音查干凹陷为陆相砂砾岩沉积湖盆，钻探发现三套烃源岩和多种成因类型的原油，已建成两个新的油田。但是该凹陷的成烃机理不清，导致对凹陷的油气资源潜力认识不清，制约了该凹陷下一步勘探方向的选择。论文应用成盆成烃成藏理论新思维，本着实验模拟与数值计算模拟相结合、样品实测分析与反演相结合的原则，将成盆成烃成藏作为一个统一体来研究凹陷的成烃机理，特别通过有限空间生排烃模拟实验和凹陷升降过程的物理场特征分析，研究凹陷的成烃过程，定量计算生排烃量，再认识凹陷的油气资源潜力，明确了成烃特征对油藏分布的控制作用，进一步指出有利的勘探方向。针对资源量和成藏研究中存在的主要问题，首先利用地层孔隙热压生排烃模拟仪，系统地开展模拟白音查干凹陷烃源岩在地质条件下的生烃与初次排烃实验，研究烃源岩在有限空间加水条件下的生排烃特征。结合盆地模拟技术，建立烃源岩在盆地尺度上的动态生烃量计算模版和生排烃效率的定量评价模式，建立了成熟度与孔隙度、油产率、孔隙空间含油饱和度的关系模版，首次确定了白音查干凹陷有限空间烃源岩生排烃量定量计算模型。凹陷存在多期不整合，剥蚀量计算一直是沉积盆地研究的难点和关键。为了探讨地层剥蚀对成烃成藏的影响作用，首次在该地区应用天文地层年龄研究方法计算了地层的剥蚀量。采用测井和地层分层数据标定凹陷约40万年的时间和年龄，并与沉积速率、剥蚀量计算方法结合起来，确定凹陷整体上升时期的剥蚀时间、剥蚀速率与剥蚀量，以赛汉塔拉组沉积末的剥蚀时间最长，约5.89Ma，南北两带剥蚀量一般为220-310m。并利用砂岩回弹模拟实验与理论计算，确定砂岩回弹定量计算模型，通过不同深度段砂岩的回弹体积增加量与有效上覆压力降低量之间的定量关系图版研究，恢复凹陷整体抬升期前后的古压力状态。赛汉塔拉剥蚀期卸载所产生的砂岩回弹量为0.5-12m，其前后古压力差在0.2-3.5MPa之间。应用有限空间烃源岩生排烃量定量计算模型，计算三套烃源岩的总生油量为61.505×108t、排油量为10.315×108t，提高了凹陷的油气资源潜力。凹陷赛汉塔拉组沉积期剥蚀前后的古压力差是油气运聚的源动力，目前已发现的油藏均处在古压力差相对高值带。本文的研究，可为类似盆地（凹陷）的成盆成烃成藏的定量研究提供借鉴，以加深盆地（凹陷）的基础地质研究，为勘探决策和部署提供依据。
彭国力,刘鹏,李朝勇,李讴[9]（2012）在《梯级堤坝与斜坡带复杂断块油藏勘探——以泌阳凹陷北部斜坡带王集鼻状构造为例》文中研究指明王集鼻状构造位于泌阳凹陷北部斜坡带中段,主要油藏类型为断鼻断块油藏和断层加岩性油藏,古斜坡背景上的鼻状构造是油气主要聚集区,断层是油气成藏主要控制因素,"梯级堤坝"是油气运聚主要模式,精细解释断层,落实断块圈闭是主要勘探方法和手段。
康德江,张斌迟[10]（2009）在《潜山构造运动与油气的运聚成藏——以海拉尔盆地贝尔凹陷为例》文中指出以布达特群潜山为例,对构造运动的强度、期次、泵吸作用以及时空演化进行了研究。利用分形理论,统计、计算得到研究区构造活动强度,其以中部苏德尔特地区构造运动强度最大,指数为1.51.8,向周边地区变弱,导致该区裂缝极其发育,很大程度上改善了潜山储集空间,有利于形成各种次生隐蔽油气藏。通过平衡剖面和断层生长指数的计算以及盆地埋藏史的研究,表明南屯组时期断裂活动最强,其与油气成藏具有良好的时空匹配关系,为油气运聚成藏提供了良好的输导通道和有利的储集空间,由此而形成的泵吸作用是油气运移的一个重要输导力量。贝尔凹陷潜山的大量断裂经历了不封闭—封闭—重新开启等3个阶段,有利地配合了烃源岩的生排烃过程,最终导致布达特群潜山油气藏的大规模形成。
二、油气差异泵吸作用机理探讨——以泌阳凹陷为例（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、油气差异泵吸作用机理探讨——以泌阳凹陷为例（论文提纲范文）
（1）泌阳凹陷北部缓坡带核桃园组油气运聚成藏过程（论文提纲范文）
| 1 地质背景 |
| 2 流体包裹体分析 |
| 2.1 流体包裹体类型和荧光特征 |
| 2.2 流体包裹体显微测温 |
| 3 流体包裹体古压力重构 |
| 4 成藏期次及成藏时期划分 |
| 4.1 埋藏历史模拟 |
| 4.2 油气充注期次和时间 |
| 5 北部缓坡带油气运聚模式 |
| 6 结 论 |
（2）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 |
（3）苏48区盒8段储层不同成岩相微观孔隙结构及生产动态响应特征研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状及发展动态 |
| 1.2.1 成岩相国内外研究现状 |
| 1.2.2 孔隙表征技术研究现状 |
| 1.2.3 孔隙渗流特征研究现状 |
| 1.3 研究思路及技术方案 |
| 1.4 研究内容及创新点 |
| 第二章 区域地质背景 |
| 2.1 地质概况 |
| 2.2 小层划分 |
| 2.3 沉积特征 |
| 2.4 物源分析 |
| 2.5 成藏特征 |
| 第三章 成岩作用研究 |
| 3.1 成岩作用类型 |
| 3.1.1 压实作用 |
| 3.1.2 胶结作用 |
| 3.1.3 交代作用 |
| 3.1.4 溶蚀作用 |
| 3.1.5 微裂隙作用 |
| 3.2 成岩阶段及特征 |
| 3.2.1 成岩阶段划分 |
| 3.2.2 成岩阶段演化特征 |
| 3.3 成岩作用影响因素 |
| 3.4 成岩过程孔隙定量演化 |
| 3.5 成岩相分类及测井识别 |
| 3.5.1 成岩相分类及特征 |
| 3.5.2 不同成岩相测井响应特征 |
| 第四章 不同成岩相储层岩石及物性特征 |
| 4.1 储层学特征 |
| 4.1.1 储层岩石学特征 |
| 4.1.2 不同成岩相岩石学特征 |
| 4.2 储层物性特征研究 |
| 4.2.1 储层物性分布特征 |
| 4.2.2 不同成岩相物性相关性 |
| 4.3 储层非均质性特征研究 |
| 4.3.1 宏观非均质性 |
| 4.3.2 不同成岩相宏观非均质性 |
| 第五章 不同成岩相微观孔隙特征 |
| 5.1 储层孔喉特征研究 |
| 5.1.1 孔隙及喉道特征 |
| 5.1.2 不同成岩相孔隙和喉道特征 |
| 5.2高压压汞实验 |
| 5.2.1 实验原理及孔隙分类 |
| 5.2.2 不同成岩相毛管压力曲线特征 |
| 5.2.3 不同类型成岩相孔隙结构参数特征 |
| 5.3恒速压汞实验 |
| 5.3.1 实验原理 |
| 5.3.2 不同成岩相孔喉进汞特征 |
| 5.3.3 不同成岩相孔隙结构特征 |
| 第六章 不同成岩相渗流特征及影响因素 |
| 6.1 核磁共振测试 |
| 6.1.1 实验原理及结果 |
| 6.1.2 不同成岩相可动流体赋存特征 |
| 6.1.3 可动流体饱和度影响因素分析 |
| 6.2 气水相渗实验 |
| 6.2.1 相渗曲线形态特征 |
| 6.2.2 典型成岩相相对渗透率曲线特征 |
| 6.2.3 束缚水饱和度影响因素分析 |
| 第七章 不同成岩相气水分布及生产特征研究 |
| 7.1 研究区地层水赋存特征 |
| 7.1.1 研究区地层水赋存状态 |
| 7.1.2 含水对气田开发的影响 |
| 7.2 不同成岩相气水赋存特征 |
| 7.2.1 物性对气水分布影响 |
| 7.2.2 毛细管力对气水分布影响 |
| 7.3 不同成岩相生产动态分析 |
| 结论与建议 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得科研成果 |
| 致谢 |
（4）鄂尔多斯盆地中生界异常低压成因及对成藏的影响（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 选题依据及目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 地层压力分类及低压油气藏特征 |
| 1.2.2 异常低压的形成机理 |
| 1.2.3 鄂尔多斯盆地低压油气藏研究现状 |
| 1.2.4 低压油气藏研究存在的问题及发展趋势 |
| 1.3 存在的主要问题 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 研究思路及技术路线 |
| 1.6 主要完成工作量 |
| 1.7 主要成果及认识 |
| 1.8 创新点 |
| 第2章 概况 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.1.1 构造区划与地层简况 |
| 2.1.2 烃源岩条件 |
| 2.1.3 主力油层组储层特征 |
| 2.2 油藏封闭性 |
| 2.2.1 物性封闭 |
| 2.2.2 压力封闭 |
| 2.2.3 油层封闭性的地层水证据 |
| 第3章 异常低压分布特征 |
| 3.1 地层压力测试 |
| 3.1.1 地层压力的有关概念 |
| 3.1.2 地层压力测试方法 |
| 3.1.3 盆地压力测试数据 |
| 3.2 地层压力及压力系数分布特征 |
| 3.2.1 分类特征 |
| 3.2.2 垂向分布特征 |
| 3.2.3 平面分布特征 |
| 第4章 异常低压控制因素定量分析 |
| 4.1 储层古压力恢复 |
| 4.1.1 声波时差法恢复古压力原理 |
| 4.1.2 最大埋深期古压力恢复 |
| 4.2 孔隙反弹对地层压力的影响 |
| 4.3 温度降低对地层压力的影响 |
| 4.3.1 温度降低值的确定 |
| 4.3.2 温度降低对地层压力影响的定量计算 |
| 4.4 溶蚀作用对地层压力的影响 |
| 4.4.1 长石溶蚀体积变化率 |
| 4.4.2 溶蚀作用对地层压力影响的定量计算 |
| 4.5 压差排烃对地层压力的影响 |
| 4.6 其他因素对地层压力的影响 |
| 4.6.1 物性差异引起的非均匀流 |
| 4.6.2 压力释放 |
| 4.6.3 轻烃扩散作用 |
| 4.6.4 承压面低于地表 |
| 4.7 各单因素造成压力降低的综合分析 |
| 第5章 地层压力演化及对成藏的影响 |
| 5.1 成藏期次研究 |
| 5.2 石油的生成和运移 |
| 5.3 地层压力演化过程 |
| 5.3.1 压力演化 |
| 5.3.2 主要油层段压力演化模拟 |
| 5.4 低压与成藏的关系 |
| 5.4.1 压力与油藏的关系 |
| 5.4.2 异常低压对油藏的影响与调整 |
| 5.4.3 压力演化成藏阶段及低压成藏机理 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（5）杭锦旗地区上古生界天然气富集规律与成藏机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 选题依据及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 地层水与油气藏的关系 |
| 1.2.2 异常压力的研究进展 |
| 1.2.3 成藏机理研究进展 |
| 1.2.4 杭锦旗地区研究现状及存在问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.5 完成的主要工作量 |
| 1.6 主要成果与认识 |
| 1.7 主要创新点 |
| 第2章 研究区基本地质概况 |
| 2.1 区域地质特征 |
| 2.1.1 构造背景 |
| 2.1.2 地层划分及发育特征 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.2.1 构造顶面特征 |
| 2.2.2 断层发育特征 |
| 2.3 沉积相展布 |
| 2.4 上古生界成藏基本地质特征 |
| 2.4.1 烃源岩特征 |
| 2.4.2 储层基本特征 |
| 2.4.3 盖层特征 |
| 2.4.4 圈闭类型 |
| 第3章 异常压力特征及影响因素 |
| 3.1 泥岩压实特征 |
| 3.2 异常压力分布特征 |
| 3.2.1 现今压力分布特征 |
| 3.2.2 过剩压力剖面分布特征 |
| 3.2.3 过剩压力平面分布特征 |
| 3.3 异常压力发育的影响因素 |
| 3.3.1 沉积对异常压力形成的影响 |
| 3.3.2 构造作用对异常压力的影响 |
| 3.3.3 断层对异常压力的影响 |
| 第4章 气水分布及富集规律分析 |
| 4.1 气水层识别 |
| 4.1.1 气水层识别方法 |
| 4.1.2 气水层的判别标准 |
| 4.2 气水分布规律 |
| 4.2.1 气水层剖面特征 |
| 4.2.2 气水层平面展布特征 |
| 4.3 气水分布的控制因素 |
| 4.3.1 构造脊与背斜等局部高点对气水分布的影响 |
| 4.3.2 断裂对气水分布的控制 |
| 4.3.3 砂体展布的影响 |
| 4.3.4 异常高压带对天然气的封存作用 |
| 4.3.5 物性对气层发育的影响 |
| 4.4 上古生界天然气富集规律 |
| 4.4.1 断裂以南天然气富集规律 |
| 4.4.2 断裂以北天然气富集规律 |
| 第5章 地层水特征 |
| 5.1 地层水的识别 |
| 5.2 地层水地化特征 |
| 5.3 地层水的成因及意义 |
| 5.4 产水机理及地层水分布模式 |
| 5.4.1 产水机理及判识标准 |
| 5.4.2 地层水分布模式 |
| 第6章 上古生界天然气成藏机理研究 |
| 6.1 天然气输导体系、运移动力及示踪分析 |
| 6.1.1 天然气输导体系 |
| 6.1.2 天然气示踪分析 |
| 6.1.3 断裂南北天然气运移动力 |
| 6.2 天然气成藏期次 |
| 6.3 上古生界天然气成藏机理 |
| 6.3.1 泊尔江海子断裂以北天然气成藏机理 |
| 6.3.2 泊尔江海子断裂以南天然气成藏机理 |
| 6.3.3 泊尔江海子断裂带天然气成藏机理 |
| 6.4 上古生界天然气成藏主控因素及成藏模式 |
| 6.4.1 天然气成藏主控因素 |
| 6.4.2 上古生界天然气差异性成藏模式 |
| 6.5 天然气有利区带预测 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（6）利用声波速度计算南阳凹陷古近纪末地层抬升量（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 地质背景 |
| 2 声波速度影响因素分析 |
| 3 正常泥岩声波速度与深度的相关关系 |
| 3.1 核一段声波速度与深度的相关关系 |
| 3.2 廖庄组声波速度与深度的相关关系 |
| 4 计算结果 |
| 4.1 地层埋藏深度异常值计算 |
| 4.2 抬升量计算 |
| 5 讨论 |
| 5.1 声波速度与深度相关关系分析 |
| 5.2 抬升量结果分析 |
| 5.3 地层抬升对成藏的控制作用 |
| 6 结论 |
（7）水相变控油气初论（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 水相变控藏(矿)理论的要点 |
| 2 依据水相变控藏(矿)理论分析油气成因时的几个基本点 |
| 3 用水相变控藏(矿)理论可解释与油气相关的一些现象 |
| 3.1 在水中有机成分具有一定的溶解度是形成油气藏的前提 |
| 3.2 断裂等降压条件是油气形成过程中不可或缺的因素 |
| 3.3 油气田分布于深大断裂附近 |
| 3.4 油气形成及保存时的温度范围 |
| 3.5 部分与油气有关的碳酸盐及膏盐的成因 |
| 3.6 玄武岩、花岗岩及变质岩对油气形成的影响 |
| 4 油气找矿方向的思考 |
| 5 油气藏和热液金属矿床、地震、地球排气、低速高导层等成因的统一性讨论 |
| 6 结束语 |
（8）二连盆地白音查干凹陷成烃机理及其对成藏控制作用的研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 前言 |
| 1.1 选题依据与研究意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究目的和意义 |
| 1.1.3 研究技术现状 |
| 1.1.4 研究内容与方法 |
| 1.1.5 主要成果和创新点 |
| 2 白音查干凹陷石油地质特征及勘探现状 |
| 2.1 白音查干凹陷石油地质特征 |
| 2.1.1 地理、构造位置 |
| 2.1.2 区域地质背景 |
| 2.1.3 地层及沉积特征 |
| 2.1.4 地质结构与构造演化 |
| 2.1.5 烃源岩特征 |
| 2.1.6 储集岩特征 |
| 2.2 勘探开发现状 |
| 3 白音查干凹陷有限空间生排烃实验及模型 |
| 3.1 有限空间生排烃基本思维 |
| 3.2 白音查干凹陷烃源岩样品有限空间生排烃实验 |
| 3.2.1 仪器、样品 |
| 3.2.2 实验过程 |
| 3.2.3 实验结果 |
| 3.3 白音查干凹陷有限空间生排烃定量计算模型 |
| 3.3.1 成熟度与孔隙度模型 |
| 3.3.2 成熟度与油产率模型 |
| 3.3.3 成熟度与孔隙空间含油饱和度模型 |
| 3.3.4 烃源岩生油量与排油量定量计算模型 |
| 4 白音查干凹陷成烃动态定量研究 |
| 4.1 白音查干凹陷整体上升阶段剥蚀量及压力场研究 |
| 4.1.1 白音查干凹陷天文地层研究 |
| 4.1.2 白音查干凹陷整体上升阶段剥蚀量研究 |
| 4.1.3 白音查干凹陷整体上升阶段储集层砂岩回弹量与古压力场特征 |
| 4.2 生排油计算流程及参数数据研究 |
| 4.2.1 生排油计算流程 |
| 4.2.2 参数数据研究选用 |
| 4.3 白音查干凹陷主要烃源岩演化特征及石油生成量 |
| 4.3.1 白音查干凹陷赛汉塔拉组沉积末烃源岩演化特征及石油生成量 |
| 4.3.2 白音查干凹陷石油总生成量 |
| 4.4 白音查干凹陷不同时期烃源岩排油量分析 |
| 4.4.1 白音查干凹陷赛汉塔拉剥蚀期末主要烃源岩排油量 |
| 4.4.2 白音查干凹陷总排油量分析 |
| 4.5 白音查干凹陷各区带排油量分析 |
| 4.6 与以前石油资源评结果的对比 |
| 5 白音查干凹陷成烃特征对成藏的控制作用 |
| 5.1 白音查干凹陷油藏分布特征 |
| 5.1.1 陡岸带油藏类型及分布 |
| 5.1.2 洼陷带油藏类型及分布 |
| 5.1.3 斜坡带油藏类型及分布 |
| 5.2 白音查干凹陷成烃特征对成藏的控制作用 |
| 5.3 白音查干凹陷石油资源潜力及有利勘探方向 |
| 5.3.1 勘探潜力分析 |
| 5.3.2 有利勘探方向预测 |
| 6 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（9）梯级堤坝与斜坡带复杂断块油藏勘探——以泌阳凹陷北部斜坡带王集鼻状构造为例（论文提纲范文）
| 1 古斜坡带具有优越的石油地质条件 |
| 1.1 邻近生油中心, 烃源岩丰厚 |
| 1.2 物源众多、砂体发育, 运聚条件良好 |
| 1.3 正向构造发育, 与砂体耦合并被断层切割, 为油气提供良好的聚集场所 |
| 1.4 相对稳定的单旋回闭塞凹陷, 具有较好的油气保存条件 |
| 1.5 成藏要素和成藏作用的时空耦合关系良好 |
| 2 构造背景上的断层为成藏主控因素 |
| 2.1 断层控制圈闭的发生、发展、类型与展布 |
| 2.2 断层控制油气富集成藏 |
| 3 梯级堤坝运聚是主要成藏模式 |
| 3.1 北东向断层起“河堤”作用, 限制油气运移方向 |
| 3.2 北西向或近东西向断层起“拦河坝”截流作用, 控制油气聚集成藏 |
| 3.3 断层的封堵性决定油藏含油高度 |
| 4 结论 |
（10）潜山构造运动与油气的运聚成藏——以海拉尔盆地贝尔凹陷为例（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 地质背景 |
| 2 构造活动对油气运聚成藏的影响 |
| 2.1 构造运动强度对油气成藏的影响 |
| 2.2 构造运动期次与油气成藏的匹配 |
| 2.3 泵吸作用对油气成藏的促进 |
| 3 构造运动的时空演化对油气藏的影响 |
| 4 结论 |
四、油气差异泵吸作用机理探讨——以泌阳凹陷为例（论文参考文献）
- [1]泌阳凹陷北部缓坡带核桃园组油气运聚成藏过程[J]. 张鑫,陈红汉,龙昭,刘强. 地质科技通报, 2020(03)
- [2]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)
- [3]苏48区盒8段储层不同成岩相微观孔隙结构及生产动态响应特征研究[D]. 白云云. 西北大学, 2019(04)
- [4]鄂尔多斯盆地中生界异常低压成因及对成藏的影响[D]. 李士祥. 成都理工大学, 2017(01)
- [5]杭锦旗地区上古生界天然气富集规律与成藏机理研究[D]. 刘栋. 成都理工大学, 2016(01)
- [6]利用声波速度计算南阳凹陷古近纪末地层抬升量[J]. 王忠楠,柳广弟,陈婉,杨雨然,郭飞飞,唐惠. 岩性油气藏, 2014(06)
- [7]水相变控油气初论[J]. 胡宝群,孙占学,李满根,白丽红. 岩性油气藏, 2013(05)
- [8]二连盆地白音查干凹陷成烃机理及其对成藏控制作用的研究[D]. 邓已寻. 中国地质大学（北京）, 2013(10)
- [9]梯级堤坝与斜坡带复杂断块油藏勘探——以泌阳凹陷北部斜坡带王集鼻状构造为例[J]. 彭国力,刘鹏,李朝勇,李讴. 石油地质与工程, 2012(03)
- [10]潜山构造运动与油气的运聚成藏——以海拉尔盆地贝尔凹陷为例[J]. 康德江,张斌迟. 吉林大学学报(地球科学版), 2009(05)