乌尔逊—贝尔凹陷油气成藏模式及其主控因素

doi:10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.002

岩性油气藏 ›› 2015, Vol. 27 ›› Issue (1): 14–20.doi: 10.3969/j.issn.1673-8926.2015.01.002

乌尔逊—贝尔凹陷油气成藏模式及其主控因素

付广，吴伟

东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆 163318

出版日期:2015-02-03 发布日期:2015-02-03
第一作者:付广（ 1962- ），男，博士，教授，主要从事油气藏形成与保存方面的教学与科研工作。地址：（ 163318 ）黑龙江省大庆市高新技术开发区发展路 199 号东北石油大学地球科学学院。电话：（ 0459 ） 6504024 。 E-mail ： fuguang2008@126.com 。
基金资助:
国家自然科学基金项目"油源断裂转换带优势输导运移油气条件研究"（编号： 41372153 ）资助

Oil-gas accumulation models and their main controlling factors in Wuerxun-Beier Depression

FU Guang， WU Wei

College of Earth Sciences ， Northeast Petroleum University ， Daqing 163318 ， Heilongjiang ， China

Online:2015-02-03 Published:2015-02-03

摘要/Abstract

摘要： 在油气藏类型及分布特征研究的基础上，通过油气分布与成藏条件空间配置关系分析，对乌尔逊-贝尔凹陷油气成藏模式及其主控因素进行了研究。结果表明：乌尔逊-贝尔凹陷主要存在 4 种油气成藏模式： ① 源内断层圈闭油气成藏模式，主要分布于次凹南一段地层中，油气成藏主控因素为南一段烃源岩内发育扇三角洲前缘砂体； ② 源外侧断层圈闭油气成藏模式，主要分布于斜坡带上南屯组地层中，油气成藏主控因素为发育连接斜坡带上的断层圈闭与次凹南一段烃源岩的砂体输导体系； ③ 源外侧基岩裂缝圈闭油气成藏模式，主要分布于与次凹南一段油源区侧接的古潜山基岩中，油气成藏主控因素为发育与次凹油源区侧接的基岩潜山； ④ 源上断层圈闭油气成藏模式，主要分布于次凹南一段油源区之上的大磨拐河组和部分南二段地层中，油气成藏主控因素为次凹南一段油源区长期发育与大磨拐河组及部分南二段地层连接的断裂。

关键词: 芦草沟组, 致密油, 覆压孔隙度, 覆压渗透率, 准噶尔盆地

Abstract: Based on the research of reservoir types and their distribution characteristics, oil-gas accumulation models and their main controlling factors in Wuerxun-Beier Depression were studied by analyzing the space allocation relation between oil-gas distribution and their accumulation conditions. The result shows that there are four kinds of oil-gas accumulation models in Wuerxun-Beier Depression: ①oil-gas accumulation model of fault trap in source area，mainly distributed in K₁n¹ of subdepression, and the main controlling factor of oil-gas accumulation is the development of fan delta front sand bodies K₁n¹ of the source area in subdepression; ②oil-gas accumulation model of fault trap out of source area，mainly distributed in K₁n¹of slope belt, and the main controlling factor of oil-gas accumulation is the development of sandstone pathway system connecting fault traps in slope belt and K₁n¹ source area in subdepression; ③oil gas accumulation model of bedrock cracks trap out of source area，mainly distributed in bedrock of paleo-buried hill flanking with K₁n¹ oil sources, and the main controlling factor of oil-gas accumulation is the development of bedrock of buried hill flanking with subdepression; ④oil-gas accumulation model of fault trap above source area，mainly distributed in K₁d and part of K₁n² above K₁n¹ source area in subdepression, and the main controlling factor of oil-gas accumulation is the development of long-term development fault connecting fault traps in K₁d and part of K₁n² with underlying K₁n¹ source area in subdepression.

Key words: Lucaogou Formation, tight oil , overburden pressure porosity, overburden pressure permeability , Junggar Basin

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