一、鄂尔多斯中部奥陶系水溶烃的分子地球化学特征（论文文献综述）
李百强[1]（2020）在《低渗、特低渗白云岩储层成岩相特征及识别 ——以鄂尔多斯盆地中东部马五_5~马五_1亚段为例》文中研究指明鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系马家沟组天然气资源丰富,低渗、特低渗白云岩储层是天然气赋存的重要储集层类型,成岩相一定程度上控制低渗、特低渗储层分布,因此,低渗、特低渗白云岩储层成岩相特征研究与识别具有重要意义。马五-5～马五-1亚段低渗、特低渗白云岩储层发育,本论文研究工作以盆地中东部马五-5～马五-1亚段低渗、特低渗白云岩储层为研究对象,通过野外露头和钻井岩心观察、常规和铸体薄片鉴定、阴极发光和扫描电镜分析、X衍射实验、压汞实验并结合分形理论等方法,分析了区内主要的储集岩石和储集空间类型、储层微观孔隙结构特征、成岩环境和成岩作用,进一步明确了主要成岩相类型及岩石学识别标志;利用同位素、常、微量元素以及稀土元素测试方法明确了不同成岩相的地球化学识别特征;依据测井资料及Forward软件编程方法,研究了不同成岩相的测井定量识别技术;基于单井成岩相分析,通过测井技术预测了各成岩相的时空展布特征,并利用平面叠合图技术,分析了成岩相对储层分布的影响。研究认为:区内主要发育早期大气淡水溶蚀、表生期大气淡水溶蚀、浅埋藏活跃回流渗透云化以及浅埋藏隐伏回流渗透云化亚相4类成岩相,其岩石学识别标志依次为膏盐溶蚀泥—粉晶白云岩+膏盐模孔隙和示底孔隙+示底构造,岩溶角砾泥—粉晶白云岩+角砾间孔隙和溶蚀孔洞+角砾结构,残余砂屑粉—细晶白云岩+晶间孔隙+残余结构和雾心亮边结构,斑状细晶含灰白云岩+晶间孔隙和生物钻孔+豹斑构造和生物扰动构造。δ18O,δ13C、87Sr/86Sr,Fe、Mn、Al、Ti、Sc和Cs等常、微量元素以及∑REE、∑LREE、∑HREE、∑LREE/∑HREE、δCe和δEu以及稀土元素配分模式等分析方法是识别不同成岩相的有效地球化学途径。DEN—Pe、RLLD—Pe交会图（缺乏相关测井资料时可采用RLLD—AC交会）方法是定量识别不同成岩相的有效测井方法。马五-5亚段主要发育浅埋藏活跃回流渗透云化亚相,广泛分布于研究区北部、中部及东南部,其次为分布于西南部的浅埋藏隐伏回流渗透云化亚相;马五-4和马五-3亚段主要发育表生期大气淡水溶蚀亚相,前者仅分布于区内西南部,后者扩大至北部、东南部和西南部;马五-2亚段广泛分布早期大气淡水溶蚀亚相;马五-1亚段两种溶蚀亚相规模相当,表生期大气淡水溶蚀亚相在北部孤立发育,西南部、南部和东南部连片分布。优质储层发育的最有利成岩相为早期大气淡水溶蚀亚相,其次为浅埋藏活跃回流渗透云化亚相。
郑帅[2]（2020）在《大吉地区8号煤层煤层气成藏富集研究》文中指出大宁-吉县地区赋存有丰富的煤层气资源储量,区内煤层气含气量表现出强烈的非均质性分布特征。本文围绕煤层气赋存分异性的地质控制机理对研究区开展成藏演化模拟工作,同时结合水文地质条件和气体组分、同位素等地球化学指标共同分析研究区8号煤层煤层气富集特征,取得认识如下:（1）研究了区内煤层“三史”演化规律。围绕煤层气生成这一线索开展埋藏沉降史、热演化史、生烃史模拟,结果表明区内煤层埋藏沉降史、热演化史和生烃史可以划分为6个阶段:Ⅰ-晚石炭-二叠纪（306.5 Ma～251 Ma）:煤系地层与盖层沉积-未成熟-生物成因气阶段;Ⅱ-早、中三叠世（251 Ma～203.6 Ma）:快速沉降-深成热变质-初次热生气阶段;Ⅲ-晚三叠世-侏罗纪（203.6 Ma～145.5 Ma）:抬升之后上下波动-热演化停滞-生烃停滞阶段;Ⅳ-早白垩世（145.5 Ma～130 Ma）:二次沉降-区域热变质-二次热生气阶段;Ⅴ-晚白垩世（130 Ma～65.5 Ma）:快速抬升-热演化终止-生烃停止;Ⅵ-新生代（65.5 Ma～至今）:持续抬升-生烃停止。（2）揭示了区内煤层气成藏演化规律。结合构造演化史围绕煤层气生成、运移、聚集、逸散的动态过程进行模拟,认为研究区现今含气量差异性分布格局受到5次构造事件的影响:第一次构造事件发生在晚三叠世,受印支运动影响研究区整体抬升剥蚀导致深成变质作用停止并使前期保存的原生生物气和初次热成因气逸散;第二次构造事件发生于中、晚侏罗世,受燕山中期近北西向强烈挤压应力的影响形成了区内中部B3分区的褶皱和断裂带,强烈的构造活动导致断裂带附近煤层气的大量散失。第三次构造事件发生于早白垩世,受燕山中期异常热事件的影响煤层生成大量热成因气,之后发生的构造反转导致断裂体系开放使前期生成的气体大量散失,本阶段的大量生气与差异逸散对研究区气体成藏具有决定性作用。第四次和第五次构造事件分别发生在燕山晚期和喜山期,两期的构造抬升控制区域性煤层气的差异性逸散过程。（3）剖析了区内水文地质条件对煤层气富集的影响。通过水化学分析和地下水动力场研究,认为研究区8号煤层含气量受地下水活动影响较强,以断裂带为界将研究区分为两个独立的地下水动力系统。在断裂带以东地下水整体由东向西径流,煤层含气量沿地下水流动方向上逐渐增高;在断裂带以西区整体处于滞留的地下水环境,对煤层气形成水力封闭作用。地下水矿化度和含气量呈现出良好的正相关关系。（4）分析了区内煤层气富集的控制因素。研究区8号煤层煤层气主要为热成因气,并在后期普遍经历了运移扩散,煤层气δ13C1值具有普遍偏轻的特点,δ13C1值与反射率虽表现出一定的正相关关系但并不明显,解吸-运移-扩散作用以及在其基础上的次生生物气混入和水溶作用共同控制了现今煤层气δ13C1值的分布特征。结合构造演化、现今构造形态、气体同位素指标和水文地质条件认为研究区8号煤层煤层气存在“热成因-水力运移-断层封堵型”和“斜坡-水力封闭-断层封堵型”两种煤层气富集模式。
张文[3]（2019）在《关中和柴北缘地区战略性氦气资源成藏机理研究》文中研究表明氦气是一种战略性资源,因其化学惰性、低沸点、低密度的特性,不仅广泛应用在低温超导、工业生产和科学研究等领域,而且在核工业和航天方面有不可替代的应用。我国是贫氦国家,氦气主要依赖进口,受制于人,氦气资源安全形势严峻。本论文综合运用稀有气体地球化学、油气地球化学、油气地质学和矿物学等学科知识,使用稀有气体同位素质谱仪、激光荧光仪、紫外可见分光光度计、电感耦合等离子体发射光谱仪、电感耦合等离子体质谱仪和电子探针,以关中盆地地热田和柴北缘油气田为研究区,在明确研究区氦气富集情况和成因类型的基础上,分别从氦气的生成、释放和运聚三个方面系统研究了氦气成藏机理,总结出氦气成藏模式和富集条件。分析井口气氦气含量及同位素,明确研究区氦气富集情况和成因类型。关中盆地本次采集的地热伴生气中He含量为0.05-2.94%,高于其工业标准0.05-0.1%。柴北缘地区马北气田He含量（0.06-0.20%）高于工业标准,牛东气田（0.01-0.02%）低于标准,东坪气田氦含量变化较大（0.02-0.48%）,部分区域达到标准。两个区域He同位素值均显示壳源氦气特征。调研世界富氦气藏的地质背景,揭示壳源氦气藏与花岗岩的关系,讨论花岗岩中氦气生成特征。关中盆地南缘露头花岗岩和银额盆地井下花岗岩均富铀钍,铀钍平均含量高于克拉克值,但各岩体中铀钍非均质性强,电子探针显示以铀钍独立矿物和铀钍类质同象矿物两种形态赋存。花岗岩可生成大量氦气,与关中盆地有关的花岗岩氦气生成量为142.76亿方,远高于根据地热流体估算的盆地内氦气资源量（21.30 亿方）。研究花岗岩中氦气释放机理,总结出花岗岩中氦气释放模式。采用真空破碎、加热熔融和分段加热三种方法提取稀有气体,结果表明:①花岗岩中仅部分氦气可保存在岩石中（1.5-17.4%）,结合前人研究,认为花岗岩中氦气的释放比率高达80%。氩气相对于氦气更难从岩石中释放出去。②温度是影响花岗岩中氦气释放的首要因素。250℃下,花岗岩对4He无封闭能力,丢失90%4He仅需6.4天。铌钛铀矿中4He封闭温度为125℃,该温度下丢失90%的4He需要2.5百万年。结合其他副矿物的封闭温度,认为27-250℃（400-7800m）为He部分封存区,低于27℃（400m以浅）为He完全封闭区,高于250℃（>7800m）为He不封存区。③断裂可进一步将不受温度封存的He运移至地壳浅部的流体系统中成藏。分析关中盆地稀有气体分馏过程,建立地热田地下水运移和氦气运聚成藏模式。空气来源的稀有气体（ADGs,e.g.,20Ne,36Ar,84Kr,130Xe）模拟结果表明,该地区经历过开放系统中重油-水瑞利分馏,且Kr和Xe富集°华县2井附近存在游离气藏,4He通量高。关中盆地氦气成藏模式如下:①地下水补给,ADGs随之运移至地下;②壳源气体（4He,40Ar*等）从地壳岩石中释放出来并溶解到地下水中,该过程持续0.30-1.98Ma。③地下水经历油-水分馏阶段;④主要气体组分（N2和CH4）生成并加入到地下流体系统中。随着甲烷补给量的增大,依次形成高氦弱气水溶气藏、低氦强气水溶气藏和高氦游离气藏。讨论柴北缘地区稀有气体分馏模型,建立油气田油气充注和氦气运聚成藏模式。柴北缘地区经历了油水-气水的多阶段相分馏过程,马北地区多油少气,东坪地区变化大,总体少油多气,牛东地区的油气特征介于马北和东坪之间。根据分馏模型,明确了氦气随地下水进行运移,计算了分馏前地下水中的4He含量,建立了柴达木盆地的氦气成藏模式:①地下水补给;②氦气初次运移。地壳岩石中衰变产生氦气释放并保存在（微）孔隙或（微）裂隙中的地下水中,在马北、东坪和牛东分别持续1.84-2.78,1.07-2.11和0.31-0.49Ma。③氦气二次运移。当油气集中生成而大规模运移时,地下水先后与油相和气相接触,导致溶解度极低的氦气从地下水中脱溶进入气相,随烃类一起运移至气藏。④油气藏形成后氦气补给可忽略不计。提出氦气富集的三大有利条件:①富铀钍的花岗岩区及古老地台的新构造活动区可为氦气藏提供丰富的来源;②地下流体系统中存在游离天然气藏,气-水平衡使溶解度极低的氦气,不断脱溶进入气藏,而非随地下水运移而散失,因此水溶气脱溶形成的气藏极有可能富集氦气;③气藏中主要组分的补给量适中,减小对前期形成的高氦气相的稀释作用,所以“低品位”气藏更容易发现较高氦气含量,对该类气田可进行天然气和氦气的综合利用。
王成,王万春,王建丰,樊海龙[4]（2017）在《鄂尔多斯盆地奥陶系烃源岩支链烷烃特征及其地质意义》文中认为通过对鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组6口井烃源岩岩芯样品饱和烃的GC/MS分析,系统论述了烃源岩中支链烷烃的鉴定方法和依据,检测到碳数分布范围为C15C21的中等链长的支链烷烃,主要包括2-甲基（异构）、3-甲基（反异构）、高位取代单甲基支链烷烃、双甲基支链烷烃和无环类异戊二烯烷烃;其中异构烷烃和反异构烷烃碳数分布范围较广且短、中、长链都有分布。结合研究区的沉积特征及其他有机地球化学指标,认为鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组中等链长的单甲基支链烷烃来源于一些特殊细菌和藻类,其中蓝细菌为最可能直接输入母质;其次一些异养细菌对原始沉积物的改造也是中等链长支链烷烃富集的重要原因之一;长链的2-甲基异构和3-甲基反异构烷烃可能与热催化重排有很大的关系。
李军,赵靖舟,王大兴,孙六一,任军峰,武春英,吴伟涛,赵子龙,曲付涛[5]（2016）在《鄂尔多斯盆地中央古隆起东侧奥陶系中组合天然气成因与来源》文中研究指明随着鄂尔多斯盆地奥陶系天然气勘探工作的不断深入,中央古隆起东侧奥陶系马家沟组五段5亚段—马家沟组五段10亚段中组合天然气勘探取得了重要进展,但目前有关天然气成因与来源的研究还很薄弱。根据天然气地球化学特征、古油藏发育特征等分析结果,并结合天然气成藏地质背景,厘定了鄂尔多斯盆地中央古隆起东侧奥陶系中组合天然气的成因与来源。研究表明,鄂尔多斯盆地奥陶系中组合天然气为上古生界煤系烃源岩生成的煤型气与下古生界碳酸盐岩烃源岩生成的油型气的混合气,并以上古生界煤型气为主。现今气藏天然气组分中甲烷主要来自上古生界煤系烃源岩,上组合以及中组合少部分天然气的乙烷较多来自下古生界油型气,中组合大部分天然气乙烷及重烃仍来自上古生界煤系烃源岩。
陈义才,杨知敏,王思航,郑海桥,童小俊,胡润,任军峰,包洪平[6]（2014）在《鄂尔多斯盆地马家沟组烃源岩有效排烃有机质丰度下限探讨——以龙探1井为例》文中认为烃源岩残余有机碳含量下限值是划分有效烃源岩的重要指标之一。目前关于碳酸盐岩有效烃源岩有机碳含量下限值主要由经验分析来确定,取值高低存在比较大的分歧。鄂尔多斯盆地马家沟组碳酸盐岩热演化程度高、有机质类型好。笔者针对马家沟组烃源岩生成油气具有近距离运聚的成藏特征,从烃源岩吸附气定量分析出发,结合典型井不同有机碳含量的烃源岩排烃史模拟计算,综合分析认为以0.25%作为高成熟—过成熟碳酸盐岩有效排烃的烃源岩残余有机碳含量下限值。
庞雄奇,周新源,姜振学,王招明,李素梅,田军,向才富,杨海军,陈冬霞,杨文静,庞宏[7]（2012）在《叠合盆地油气藏形成、演化与预测评价》文中研究表明中国西部叠合盆地经历了多期构造变动和多旋回的油气成藏作用,油气成藏之后经历了后期构造变动的调整、改造和破坏,分布规律十分复杂。研究叠合盆地油气藏的形成、演化和分布对于提高叠合盆地油气勘探成效具有重要的指导意义。叠合盆地系指不同时期形成的不同类型的沉积盆地或沉积地层在同一地理位置上的叠加和复合。它们具有地层沉积不连续、地层构造不连续和地层应力应变作用不连续等三大判别标志。依据构造剖面上沉积地层年代的关联性将叠合盆地分为连续沉积型、中晚叠合型、早晚叠合型、早中叠合型和长期暴露型等五种类型。叠合盆地复杂的构造过程产生了多种类型的复杂油气藏。三种地质作用（剥蚀、断裂和褶皱）使区域盖层受到破坏,六种微观机制（渗漏、扩散、溢散、氧化、降解和裂解）导致了油气损耗。它们的联合作用形成了原成型、圈闭调整型、组份变异型、相态转换型和规模改造型等五种类型的复杂油气藏。叠合盆地功能要素组合控制着油气藏的形成和分布,主要的功能要素包括有烃源灶（S）、古隆起（M）、沉积相（D）、区域盖层（C）、断裂带（F）和低势区（P）等,它们在纵向上的有序组合（C/D/M/S）控制着有利的成藏层位;在平面上的叠加复合（C∩D∩M∩S）控制着有利的成藏范围;在时间上的同时联合（TC=TD=TM=TS）控制着有利的成藏期次（T）。叠合盆地后期构造过程的叠加复合导致了早期油气藏的调整、改造和破坏。构造过程叠加改造油气藏的基本地质模式是:强强叠加破坏、强弱叠加改造、弱弱叠加保护。构造变动破坏烃量受构造变动强度、构造变动次数、构造变动次序、区域盖层封油气能力和原始聚油气量等五方面因素的控制,建立了构造变动破坏烃量和剩余资源潜力与各主控因素之间的定量关系模式,为叠合盆地构造变动破坏烃量评价提供了新的方法和技术。叠合盆地晚期相-势-源复合决定着圈闭的含油气性。叠合盆地发生过多期成藏作用,但最后一期成藏作用的勘探意义最大;叠合盆地油气藏发生过多期调整和改造,但晚期条件的制约作用最为关键。叠合盆地多期复合成藏区和弱弱叠加保护区最有利开展当前油气藏勘探;在这一地区的油源通道上发育的圈闭、优相储层区中发育的圈闭、低势场中分布的圈闭的成藏概率高;依据近源-优相-低势复合控油气富集模式可以预测和评价最有利勘探目标的含油气性,优选钻探目标。叠合盆地的油气勘探需分四个层次展开。首先基于地质门限联合控油气作用搞清每一运聚单元内的油气生成量和损耗量,根据物质平衡原理预测有利的资源领域;其次在有利资源领域展开油气成藏功能要素的识别、演化历史恢复和控油气作用研究,基于功能要素组合控油气分布模式预测出多期复合成藏的边界、范围和概率;然后开展盆地演化历史与油气藏调整、改造和破坏作用的研究,基于构造过程叠合改造油气藏模式在有利成藏区带内预测出剩余资源较大的有利勘探区;最后在有利勘探区带内展开油气富集作用的研究,基于近源-优相-低势复合控油气富集模式预测出最有利的钻探目标。应用新理论新技术,预测了塔里木盆地和准噶尔盆地主要目的层最有利的资源领域、最有利的成藏领域和最有利的勘探目标区。研究结果表明:塔里木盆地台盆区和准噶尔盆地已发现的油气藏100%分布在理论预测的最有利成藏领域中得最有利勘探区带内;截止到2009年底,上列两个盆地已钻567口探井中得316口成功井100%分布在理论预测出来的最有利勘探目标中,其中日产油气量超过18t的高产井中得95%的相-势-源复合指数（FPSI）大于0.6。215口无油气的探井中,有24%～68%是功能要素不好,有5%～19%是构造变动破坏所致,有27%～57%是相-势-源复合不好。叠合盆地"要素组合控藏-过程叠加改造-晚期相势定位"的理论成果在塔里木盆地和准噶尔盆地的油气勘探实践中得到了较好的应用,就塔中隆起一地预测和评价出来的21个最有利的勘探目标中,经钻探证实100%获得了工业油气流。它们为近年来塔里木油田公司年均发现2.85亿吨油气储量和每年保持18%的储量增长提供了理论和技术支撑。
李荣西,刘建朝,魏刚峰,赵法锁[8]（2009）在《渭河盆地地热水水溶烃类天然气成因与来源研究》文中提出渭河盆地地热水富含烃类天然气,甲烷含量一般在10%左右,最高可达82.44%。碳同位素分析结果表明,烃类天然气具有正碳同位素系列特征,其中位于户县—西安新生代沉积凹陷的地热水伴生天然气δ13C1值小于-55‰,具有生物成因气的特征,而其他地区地热水伴生烃类天然气δ13C1值在-38.7‰～-27.2‰之间,为热解成因天然气。天然气源岩分析显示,渭河盆地古近系张家坡组深水湖相沉积岩系,是渭河盆地生物气的重要源岩。分布于渭河断裂之北、构成渭河盆地基底的古生界,与出露于鄂尔多斯盆地南缘铜川—韩城（即渭北隆起）一带的古生界相当,是渭河盆地热解天然气的主要气源岩。
孙玮[9]（2008）在《四川盆地元古宇—下古生界天然气藏形成过程和机理研究》文中指出四川盆地元古宇-下古生界（简称下组合）已进行油气勘探50多年,累计钻探井五十多口（威远气田以1口井计）,并主要分布于乐山-龙女寺古隆起范围和周边造山带地区。下组合在四川盆地内获气田1个（威远气田）,震旦系探明储量408.6×108m3（2000年）,寒武系威远气田已获气井五口（威42、威52、威78、威92井和水2井）;含气地区1个（资阳含气区）,控制储量102x108m3;其它地区见气显示井6口（Z-4口,O-2口）。目前,除威远气田外,完钻层位在震旦系-志留系的几十口探井中,仅有五口井（资3井、东深1井、河深1井、五科1井和太13井）是工业气井,成功率不超过10%,勘探效果不够理想。论文首先通过对四川盆地隆升过程分析,研究下组合能量场的演变历史和烃态变化进程。四川盆地及周缘地区在喜马拉雅期发生了强烈的隆升运动。隆升速率超过100m/Ma,隆升幅度超过4200m。其隆升过程可分成三阶段。第一阶段:晚白垩世-古近纪,差异隆升阶段,大部份地区处于隆升状态,但隆升的速率有差异;第二阶段:整体隆升阶段,全盆地都处于隆升状态,整体隆升幅度大,速率一般大于40m/Ma,隆升幅度超过1000m:第三阶段:快速隆升阶段,全盆地的隆升速率除川西外均大于100m/Ma,隆升幅度超过1500m。晚白垩世以来,总体隆升幅度大,一般大于3000m。喜马拉雅期如此大规模的隆升作用,时间短,速率快,一方面控制了现今构造的形成,另一方面引起能量场调整（压力和温度效应）,促使地层势能的转换,油气的再运聚,对油气最终运聚起重要作用。隆升前四川盆地下组合存在深埋作用,由于深埋致使高地温,四川盆地下组合天然气均为油裂解气,烃类经历古油藏→古气藏的演化过程;由于原油裂解天然气产生异常高压,致使天然气（甲烷）在较高的压力和温度下至少有一部分天然气曾以水溶气的形式存在。第二,论文通过威远-资阳地区构造和丁山构造两个地区详细剖析了四川盆地下组合天然气成藏特征和机理。资阳含气区的成藏过程为:（资阳--威远）古油藏→原油裂解→气顶天然气→隆升调整→现今（残留）含气区,其天然气藏是隆升调整成藏,是在原古气藏的基础上改造残留而成。威远地区的成藏过程则是:（资阳--威远）古油藏→原油裂解→天然气大量溶于水中→隆升使得带有大量天然气的水向威远运移和天然气脱溶→现今（新生）气藏,属天然气的脱溶成藏。丁山构造的成藏破坏过程是:古油藏→古油藏破坏→二期古油藏→古油藏裂解形成古气藏→隆升、断裂活动破坏保存条件,使得天然气逸散。最后,论文概括与总结了四川盆地下组合油气成藏的特点。四川盆地下组合是老的储层+老的烃源岩+多期成藏,演化时间长,因此也决定了油气成藏条件的苛刻性,成藏过程的复杂性和成藏模式的多样性。油气早期成藏过程中最显着的特征是,以液态烃为主,成烃高峰期参差不齐,供烃时间长,供烃中心具迁移性;乐山--龙女寺古隆起对油气的运移、聚集和分布具有明显的控制作用;三叠纪末是早期成藏的主要时期。发生于中侏罗世及以前的原油热裂解产生天然气、沥青和异常高压过程,导致天然气中期成藏,其主要特征是深埋高温、油气转化。晚白垩世喜马拉雅期开始的隆升过程,造成了圈闭的改造、隆升脱气、天然气的重新分配等一系列效应,致使天然气晚期成藏或破坏,其主要特征是隆升剥蚀、晚期调整成藏。这决定了叠合盆地深层天然气成藏的苛刻性。
袁海锋[10]（2008）在《四川盆地震旦系—下古生界油气成藏机理 ——以川东南丁山构造和川中安平店—高石梯构造为例》文中认为本论文为国家重点基础研究发展计划（973）课题《中国海相碳酸盐岩层系油气富集机理与分布预测》（课题编号:2005CB422100）06子课题—中国海相碳酸盐岩层系深层油气成藏机理（课题编号:2005CB422106）的部分研究成果。论文主要研究了川东南丁山构造及川中地区安平店-高石梯构造震旦系储层的成岩作用及其控制因素,刻画了孔隙演化过程。利用现今震旦系储层沥青生物标志物地球化学确定了震旦系储层沥青的主要源岩。利用磷灰石裂变径迹技术和Easy%Ro化学动力学模型模拟计算了震旦系—下古生界的地温场演变,利用包裹体分析及PVTX热动力学模拟技术恢复了包裹体被捕获时的古压力,指出在特定的温度和压力背景下,震旦系古气藏中的天然气主要为水溶气。根据震旦系-下古生界储层孔、洞、缝充填物的相对关系,结合流体包裹体特征及锶、碳、氧稳定同位素特征确定了流体充注序列及充注期次。重点研究了震旦系气藏的成藏机理,揭示了油气生成、运移、聚集、散失、储层孔隙演化、圈闭形成（改造）过程在时间上和空间上的动态匹配关系,建立了油气的多期成藏及其演化模式,系统的总结了四川盆地震旦系成藏机理和成藏特征,论文取得的主要成果如下。（1）震旦系储层的成岩作用主要为白云岩化、重结晶作用、硅化、膏化及溶蚀充填作用等,可以识别出34种成岩作用。白云岩化作用对灯影组储集物性影响有限,晚期硅化胶结作用对孔隙度影响较大。震旦纪末的桐湾运动使灯影组受岩溶改造强烈;构造岩溶与有机酸深埋岩溶可使储层的孔隙度增加,与之相伴生的重结晶作用可抵制成岩阶段的部分胶结作用所导致的孔隙减少,是震旦系储层孔隙保持的主要原因。由于震旦系储层埋藏历史长,众多的成岩作用改造致使其孔隙演化过程复杂,成岩作用与流体充注的相似性使不同构造带孔隙演化过程具有一定相似性。（2）震旦系主要发育有三期破裂作用:第一期为大、中低角度裂缝,形成于中—深埋藏环境;第二期形成于深埋藏过程,区域有机质成熟后—喜马拉雅期前;第三期为构造松弛形成的张裂缝,形成于干气阶段或更早的构造阶段。破裂作用在早期溶蚀孔洞基本被充填的情况上,可增加储层的“孔隙度”,并极大地改善储层的渗透性。（3）震旦系—下古生界储层沥青及源岩的生物标志物研究表明,川中地区安平店—高石梯构造带寒武系源岩的沉积环境为具有一定盐度的还原环境,生物主要来自于低等水生生物的菌藻类;奥陶系、寒武系及震旦系储层沥青的各种生标指纹均可以与寒武系泥岩对比,他们主要来自寒武系泥质烃源岩。合川12井二叠系储层沥青的源岩应可能主要为志留系泥岩,寒武系洗象池群储层沥青的源岩应主要为寒武系泥岩。川东南地区丁山构造震旦系储层沥青均来自寒武系泥岩。寒武系石冷水组岩屑中软沥青样品的源岩与寒武系泥岩不具明显的亲缘关系,可能主要来自上覆志留系龙马溪组烃源岩,因此,寒武系储层沥青表现出混源的特征。（4）对于过、高成熟阶段的沥青样品,甾烷异构化参数发生了“倒转”,已经失去了表征成熟度的意义。经研究发现,Ts/（Ts+Tm）或Ts/Tm生标参数能够区分不同成熟度及沉积环境所形成的沥青;该比值所反应的相对的成熟度的大小与Pr/nC17-Ph/nC18关系所反应的成熟度及所测定的沥青反射率基本一致,能够反应样品的相对成熟度的高低。（5）利用磷灰石裂变径迹技术和Easy%Ro化学动力学模型计算了川东南丁山1井和川中地区安平1井的古地温演变,震旦系和寒武系古地温梯度是变化的,大致都经历了降低—升高—降低的过程。恢复了川东南与川中地区地层埋藏史与烃源岩热演化史。经川东南丁山1井寒武系和川中安平1井震旦系储层中的流体包裹体激光拉曼分析表明,储层中的甲烷有一部分为溶解态甲烷,它们以水溶气的形式赋存于盐水流体中。利用包裹体的均一温度和模拟的包裹体压力,确定了水对甲烷的溶解能力。结合地层隆升—沉降史及地温场、古压力的变化,根据岩心孔洞缝中矿物的充填顺序,刻画了水溶气的形成及捕获过程。（6）根据储层孔、洞、缝中的矿物充填顺序及锶、碳、氧稳定同位素地球化学研究,川中地区和川东南地区震旦系—下古生界储层至少存在6期流体充注。从第一世代的矿物到第四世代的矿物,记录的是岩层被逐渐深埋的过程,第五世代矿物→第六世代矿物,则记录了隆升过程中溶解于水中的天然气发生气水分离→盐水流体与沥青分离沉淀的过程。这一系列的流体充注序列上代表了从深埋到隆升过程中,流体充注的全过程。（7）震旦系—下古生界围岩和孔、洞、缝充填物的锶、碳、氧稳定同位素地球化学揭示,所充注的盐水流体不是来自于围岩自身,均是外源的。震旦系储层中具有多期油气充注,上覆寒武系、奥陶系储层中可能只有一期石油充注。不同层位均有相同来源的油藏流体和盐水流体充注,暗示着断裂和裂缝可能是导致流体穿层运移的主要垂向输导体系。（8）川东南丁山构造震旦系天然气藏的演化主要经历了以下几个阶段:①志留纪末期古油藏的形成阶段;②加里东运动造成的地层抬升剥蚀期的古油藏破坏阶段;③早二叠纪—早中三叠纪寒武系源岩二次生烃油气再充注阶段;③中、晚三叠纪—中、晚侏罗纪,油裂解气及水溶气形成阶段;④晚白垩纪末,天然气脱溶,古气藏的破坏阶段。川中安平店—高石梯构造带震旦系油气成藏的演化与丁山构造震旦系相似,与丁山构造所不同的是晚白垩纪以来的地层隆升主要为天然气出水脱溶和古气藏的调整阶段,仅仅是天然气的散失、转移和再分配过程,致使安平店—高石梯构造带震旦系气藏形成现今的残留气藏。（9）四川盆地震旦系-下古生界天然气的成藏过程是一个古油藏→古气藏→现今（调整改造型）气藏的演化过程,其主要特征有:①源岩的早期生排烃,为古油藏形成和破坏阶段;②源岩的二次生烃,发生于二叠纪—三叠纪的有机质成熟生烃和排烃过程,油气早期多期成藏,表现为生排烃差异、多期油气运聚;③发生于中侏罗世及以前的原油热裂解产生天然气和沥青的过程,导致天然气中期成藏,表现为深埋高温、油气转化;④发生于喜马拉雅期构造圈闭的形成和隆升剥蚀过程,致使天然气晚期成藏,表现为隆升剥蚀、能量场调整、天然气出水脱溶、晚期破坏或重新分配成藏。
二、鄂尔多斯中部奥陶系水溶烃的分子地球化学特征（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、鄂尔多斯中部奥陶系水溶烃的分子地球化学特征（论文提纲范文）
（1）低渗、特低渗白云岩储层成岩相特征及识别 ——以鄂尔多斯盆地中东部马五_5~马五_1亚段为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 选题的来源、依据及意义 |
| 1.1.1 选题来源 |
| 1.1.2 选题依据及意义 |
| 1.2 研究现状及进展 |
| 1.2.1 岩溶型碳酸盐岩储层研究 |
| 1.2.2 白云岩成因研究 |
| 1.2.3 碳酸盐岩成岩相研究 |
| 1.2.4 鄂尔多斯盆地马家沟组成岩相研究 |
| 1.2.5 存在的科学问题及未来研究方向 |
| 1.3 主要研究思路及内容 |
| 1.3.1 研究思路及技术路线 |
| 1.3.2 主要研究内容 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 1.5 主要创新认识 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 研究区位置 |
| 2.2 沉积及构造演化特征 |
| 2.2.1 区域沉积特征及演化 |
| 2.2.2 区域构造特征及演化 |
| 2.3 地层划分与对比 |
| 2.3.1 奥陶系地层划分 |
| 2.3.2 马五段地层划分与对比 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 白云岩储层特征 |
| 3.1 岩石学特征 |
| 3.1.1 岩石分类标准 |
| 3.1.2 研究区岩石类型及主要岩相特征 |
| 3.2 储集空间类型 |
| 3.2.1 碳酸盐岩储集空间类型的划分 |
| 3.2.2 研究区储层主要储集空间类型及特征 |
| 3.3 储层物性特征 |
| 3.4 储层微观孔隙结构特征 |
| 3.4.1 微观孔隙结构类型 |
| 3.4.2 孔隙结构的分形特征 |
| 3.5 储层岩石物理相类型及特征 |
| 3.6 小结 |
| 第四章 成岩相特征与岩石学识别方法 |
| 4.1 成岩环境 |
| 4.1.1 近地表早期淡水环境 |
| 4.1.2 近地表—浅埋藏超咸水环境 |
| 4.1.3 近地表—浅埋藏变盐度海水环境 |
| 4.1.4 近地表表生期淡水环境 |
| 4.2 成岩作用类型及特征 |
| 4.2.1 早期淡水溶蚀作用 |
| 4.2.2 表生期风化岩溶作用 |
| 4.2.3 白云岩化作用 |
| 4.3 成岩相类型及其岩石学识别 |
| 4.3.1 成岩相划分依据以及划分结果 |
| 4.3.2 不同类型的成岩相特征及其岩石学识别 |
| 4.4 小结 |
| 第五章 成岩相地球化学识别方法 |
| 5.1 常、微量元素测试技术 |
| 5.1.1 对应分析基本原理及计算过程 |
| 5.1.2 样品采集与分析测试 |
| 5.1.3 常、微量元素测试 |
| 5.2 同位素测试技术 |
| 5.2.1 样品采集与分析测试 |
| 5.2.2 氧、碳稳定同位素测试 |
| 5.2.3 锶同位素测试 |
| 5.3 稀土元素测试技术 |
| 5.3.1 样品采集及实验分析 |
| 5.3.2 稀土元素测试结果 |
| 5.3.3 数据处理及稀土元素的配分模式 |
| 5.3.4 稀土元素含量分析及铈、铕异常 |
| 5.3.5 稀土元素对不同成岩相类型的指示 |
| 5.4 小结 |
| 第六章 成岩相测井识别方法 |
| 6.1 不同成岩相测井响应特征 |
| 6.1.1 早期大气淡水溶蚀亚相 |
| 6.1.2 表生期大气淡水溶蚀亚相 |
| 6.1.3 浅埋藏活跃回流渗透云化亚相 |
| 6.1.4 浅埋藏隐伏回流渗透云化亚相 |
| 6.2 成岩相定量表征与识别 |
| 6.2.1 测井曲线交会图分析及定量识别 |
| 6.2.2 测井定量识别成岩相方法及步骤 |
| 6.3 关键取芯井成岩相解释结果符合率验证 |
| 6.4 成岩相单井解释 |
| 6.5 小结 |
| 第七章 成岩相展布特征及其对储层的影响 |
| 7.1 成岩相展布特征 |
| 7.1.1 成岩相剖面展布 |
| 7.1.2 成岩相平面展布 |
| 7.2 成岩相对储层分布的影响 |
| 7.2.1 成岩相对储层微观储集空间的影响 |
| 7.2.2 成岩相对储层平面分布的影响 |
| 7.3 小结 |
| 主要认识与结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
（2）大吉地区8号煤层煤层气成藏富集研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 埋藏沉降史 |
| 1.2.2 热演化史与生烃史 |
| 1.2.3 构造对煤层气富集成藏的影响 |
| 1.2.4 地下水动力场 |
| 1.2.5 煤层气地球化学研究 |
| 1.2.6 大宁-吉县地区研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 主要创新性研究成果 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 区域地层 |
| 2.2 煤系地层 |
| 2.3 构造格架 |
| 2.3.1 区域平面构造特征 |
| 2.3.2 构造分区 |
| 2.3.3 构造事件 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 沉降史、热史、生烃史模拟 |
| 3.1 模拟参数设置 |
| 3.1.1 区域剥蚀厚度恢复 |
| 3.1.2 边界条件设置 |
| 3.1.3 模拟结果检验 |
| 3.2 沉降史模拟结果 |
| 3.3 热演化史和生烃史 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 研究区煤层气成藏演化 |
| 4.1 模拟过程 |
| 4.2 模拟结果 |
| 4.3 成藏演化构造事件对含气性的控制 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 水文地质控气作用 |
| 5.1 研究区含水层和补径排特征 |
| 5.2 产出水化学特征及水文地质单元划分 |
| 5.2.1 地下水水型特征 |
| 5.2.2 含煤地层地下水成因 |
| 5.2.3 矿化度分布特征 |
| 5.2.4 地下水水文地质单元划分 |
| 5.3 水文地质条件影响下的含气量分布 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 煤层气富集控制作用 |
| 6.1 研究区煤层气成因 |
| 6.1.1 气体组分特征 |
| 6.1.2 甲烷碳同位素特征 |
| 6.2 甲烷碳同位素分馏的讨论 |
| 6.2.1 甲烷碳同位素值与热演化程度的关系 |
| 6.2.2 甲烷碳同位素分馏原因 |
| 6.3 煤层气成藏富集模式 |
| 6.4 本章小结 |
| 第七章 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
（3）关中和柴北缘地区战略性氦气资源成藏机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究意义 |
| 1.2 国内外含氦气藏 |
| 1.2.1 世界含氦气藏 |
| 1.2.2 中国含氦气藏 |
| 1.3 氦气成藏国内外研究现状 |
| 1.3.1 氦气生成研究现状 |
| 1.3.2 氦气释放研究现状 |
| 1.3.3 氦气运聚研究现状 |
| 1.3.4 氦气保存研究现状 |
| 1.3.5 研究区氦气研究现状 |
| 1.3.6 存在的问题 |
| 1.4 研究内容、研究方法及技术路线 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 研究方法及技术路线 |
| 1.5 主要工作量及创新点 |
| 1.5.1 创新点 |
| 1.5.2 主要工作量 |
| 1.6 小结 |
| 2 研究区地质背景 |
| 2.1 关中盆地地质背景 |
| 2.1.1 大地构造位置 |
| 2.1.2 区域地层 |
| 2.1.3 构造演化 |
| 2.1.4 岩浆岩 |
| 2.2 柴北缘地区地质背景 |
| 2.2.1 大地构造位置 |
| 2.2.2 区域地层 |
| 2.2.3 构造演化 |
| 2.2.4 岩浆岩 |
| 2.3 小结 |
| 3 研究区富氦特征与氦气生成 |
| 3.1 实验样品及测试方法 |
| 3.2 研究区富氦特征 |
| 3.2.1 研究区氦气含量 |
| 3.2.2 研究区氦气成因类型 |
| 3.3 氦气生成特征 |
| 3.3.1 壳源氦气藏与花岗岩的关系 |
| 3.3.2 花岗岩中氦源元素地球化学特征 |
| 3.3.3 花岗岩中氦源元素赋存状态特征 |
| 3.3.4 花岗岩的氦气生成量 |
| 3.4 小结 |
| 4 花岗岩中氦气释放 |
| 4.1 实验样品及测试方法 |
| 4.2 花岗岩中稀有气体地球化学特征 |
| 4.3 花岗岩中氦氩赋存状态特征 |
| 4.4 花岗岩中氦氩释放特征 |
| 4.5 温度对花岗岩中氦气释放的影响 |
| 4.5.1 花岗岩中氦气的扩散行为 |
| 4.5.2 富铀钍矿物中氦气的扩散行为 |
| 4.6 花岗岩中氦气释放模式 |
| 4.7 小结 |
| 5 关中盆地(地热田)氦气运聚成藏 |
| 5.1 实验样品及测试方法 |
| 5.1.0 实验样品 |
| 5.1.1 与主要组分及碳同位素测试方法 |
| 5.1.2 稀有气体含量及同位素测试方法 |
| 5.2 关中盆地主要组分及稀有气体特征 |
| 5.2.1 关中盆地主要组分及碳同位素特征 |
| 5.2.2 关中盆地稀有气体地球化学特征 |
| 5.3 关中盆地地下流体运移过程 |
| 5.3.1 模拟条件 |
| 5.3.2 气-水分馏 |
| 5.3.3 油-水分馏 |
| 5.4 关中盆地氦气运聚成藏模式 |
| 5.4.1 氦气与地下水的关系 |
| 5.4.2 地下水中4He含量 |
| 5.4.3 地壳4He通量 |
| 5.4.4 地下水中CH4和N2含量及N2来源 |
| 5.4.5 关中盆地氦气成藏模式 |
| 5.5 小结 |
| 6 柴北缘地区(油气田)氦气运聚成藏 |
| 6.1 实验样品及测试方法 |
| 6.2 柴北缘地区主要组分及稀有气体特征 |
| 6.2.1 柴北缘地区主要组分特征 |
| 6.2.2 柴北缘地区稀有气体地球化学特征 |
| 6.3 柴北缘地区油气充注过程 |
| 6.3.1 模拟条件 |
| 6.3.2 单阶段相分馏(气-水平衡) |
| 6.3.3 多阶段相分馏(油水平衡-气水平衡) |
| 6.3.4 柴北缘地区油气资源 |
| 6.4 柴北缘地区氦气运聚成藏模式 |
| 6.4.1 ~4He与地下水的关系 |
| 6.4.2 地下水中~4He含量 |
| 6.4.3 地下水中~4He累积 |
| 6.4.4 油气成藏后~4He补给 |
| 6.4.5 柴北缘地区其他壳源稀有气体的富集 |
| 6.4.6 柴北缘地区氦气成藏模式 |
| 6.5 氦气富集有利条件 |
| 6.6 小结 |
| 7 结论与展望 |
| 7.1 主要结论 |
| 7.2 存在的问题和展望 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（4）鄂尔多斯盆地奥陶系烃源岩支链烷烃特征及其地质意义（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 研究区地质概况 |
| 2 样品与实验 |
| 3 结果与讨论 |
| 3.1 支链烷烃化合物的确定依据及鉴定方法 |
| 3.2 支链烷烃类化合物的分布特征 |
| 3.3 支链烷烃特征及其地质意义 |
| 3.3.1 高位取代支链烷烃系列 |
| 3.3.2 异构烷烃和反异构烷烃系列 |
| 3.3.3 无环类异物二烯烷烃 |
| 4 结论 |
（5）鄂尔多斯盆地中央古隆起东侧奥陶系中组合天然气成因与来源（论文提纲范文）
| 1 地质概况 |
| 2 天然气地球化学特征及其反映的次生改造过程 |
| 2.1 天然气组分和碳同位素特征 |
| 2.2 不同层位天然气地球化学参数变化规律及指示意义 |
| 2.3 天然气碳同位素序列特征及其指示意义 |
| 3 奥陶系中组合天然气与上古生界气源配置关系 |
| 4 结论 |
（6）鄂尔多斯盆地马家沟组烃源岩有效排烃有机质丰度下限探讨——以龙探1井为例（论文提纲范文）
| 0引言 |
| 1烃源岩吸附气量 |
| 1.1罐装岩屑—酸解烃法 |
| 1.2残余气饱和度法 |
| 1.3全烃地球化学分析法 |
| 2烃源岩有效排烃模拟计算 |
| 2.1排烃地质模型及假设条件 |
| 2.2排烃数学模型 |
| 2.2.1生烃、排烃质量守恒方程 |
| 2.2.2扩散排烃数学模型 |
| 2.2.3微裂缝排烃模型 |
| 2.3模拟计算结果 |
| 3有机碳含量下限值综合分析 |
| 3.1碳酸盐岩的生烃基本条件 |
| 3.2碳酸盐岩有效排烃基本条件 |
| 4结论 |
（7）叠合盆地油气藏形成、演化与预测评价（论文提纲范文）
| 1中国西部叠合盆地油气地质特征 |
| 1.1叠合盆地的概念及其识别标志 |
| 1.1.1叠合盆地的概念 |
| 1.1.2叠合盆地的识别标志 |
| 1.2中国叠合盆地基本地质特征与成因分类 |
| 1.2.1中国叠合盆地的基本地质特征 |
| 1.2.2中国叠合盆地成因分类 |
| 1.2.3中国叠合盆地的平面分布 |
| 1.3中国西部叠合盆地基本的油气地质特征 |
| 1.3.1广泛发育复杂油气藏 |
| 1.3.2发育多套生储盖组合 |
| 1.3.3发生过多期多区生排油气作用 |
| 1.3.4发生过多旋回的成藏作用 |
| 1.3.5多期构造变动使早期形成的油气藏复杂化 |
| 2中国西部叠合盆地油气藏分布的主控因素及其控油气特征 |
| 2.1叠合盆地油气藏产状特征及其恢复 |
| 2.1.1天然气产状的基本概念 |
| 2.1.2天然气地表产状与地下产状差异性与研究意义 |
| 2.1.3天然气地下产状恢复研究方法原理 |
| 2.1.4天然气地下产状恢复在塔中地区的应用 |
| 2.1.4.1塔中天然气地表产状特征 |
| 2.1.4.2塔中天然气地表平面分布特征 |
| 2.1.4.3塔中天然气地表产量变化主控因素分析 |
| 2.1.4.4塔中地下天然气产状恢复 |
| 2.1.4.5塔中天然气地下产状分布特征 |
| 2.1.4.6塔中天然气地下和地表产状差异比较及石油地质意义 |
| 2.1.4.7塔中天然气产状恢复结果讨论 |
| 2.2叠合盆地油气藏分布的基本特征 |
| 2.2.1纵向上多层位分布 |
| 2.2.2平面上多区带分布 |
| 2.2.3时间上多期次分布 |
| 2.3叠合盆地油气藏分布的主控因素 |
| 2.3.1烃源灶控制着油气藏的形成与分布 |
| 2.3.1.1烃源灶的基本概念 |
| 2.3.1.2烃源灶控制着油气的分布范围 |
| 2.3.1.3烃源灶控制着油气的成藏模式 |
| 2.3.1.4烃源灶控制着油气的成藏概率 |
| 2.3.1.5烃源灶控制着油气的来源 |
| 2.3.1.6烃源灶的形成演化控制着油气的规模 |
| 2.3.2古隆起控制着油气藏的形成与分布 |
| 2.3.2.1古隆起的基本概念 |
| 2.3.2.2古隆起控制着油气的分布范围 |
| 2.3.2.3古隆起控制着油气的成藏模式 |
| 2.3.2.4古隆起控制着油气的成藏概率 |
| 2.3.2.5古隆起控制着油气的运聚方向 |
| 2.3.2.6古隆起控制着圈闭的成因类型 |
| 2.3.3有效储层控制着油气藏的形成与分布 |
| 2.3.3.1有效储层的基本概念 |
| 2.3.3.2有效储层控制着油气分布范围 |
| 2.3.3.3有效储层控制着油气的成藏模式 |
| 2.3.3.4有效储层控制着油气的成藏概率 |
| 2.3.4区域盖层控制着油气藏的形成与分布 |
| 2.3.4.1有效区域盖层的基本概念 |
| 2.3.4.2有效区域盖层控制着油气的分布范围 |
| 2.3.4.3有效区域盖层控制油气的分布特征 |
| 2.3.4.4有效区域盖层控油气的分布模式 |
| 2.3.5断裂带控制着油气藏的形成与分布 |
| 2.3.5.1断裂与油气藏分布关系密切 |
| 2.3.5.2断裂在油气藏形成过程中起到输送油气作用 |
| 2.3.5.3断裂在油气藏形成过程中起到改善储层的作用 |
| 2.3.5.4断裂控油气成藏基本模式 |
| 2.3.6低界面势能区的控油气作用 |
| 2.3.6.1低界面势能区控油气作用的基本概念和普遍性 |
| 2.3.6.2低界面势能区控油气作用的定量表征 |
| 2.3.6.3低势指数预测有利勘探区 |
| 2.3.6.4低势控藏作用可靠性检验 |
| 3叠合盆地功能要素组合成藏与多期复合成藏 |
| 3.1功能要素及其判别标准 |
| 3.2功能要素控藏作用存在临界条件 |
| 3.3功能要素组合模式决定着油气藏的形成和分布 |
| 3.3.1功能要素有序组合控制着纵向上油气富集的层位 |
| 3.3.2功能要素叠加复合控制着平面上油气富集的范围 |
| 3.3.3功能要素地史期联合控制着油气藏大量形成的时期 |
| 3.4叠合盆地多期复合成藏作用与表征 |
| 3.4.1叠合盆地多期复合成藏作用与定性表征 |
| 3.4.2叠合盆地多期复合成藏作用与定量表征 |
| 3.4.2.1烃源灶控油气作用定量表征 |
| 3.4.2.2有利相控油气作用定量表征 |
| 3.4.2.3区盖层控油气作用的定量表征 |
| 3.4.2.4古隆起控油气作用定量表征 |
| 3.4.2.5功能要素组合控藏指数 (T-CDMS) |
| 3.4.2.6不同的功能要素组合控制着不同类型油气藏的形成和分布 |
| 4叠合盆地油气藏多期调整改造与剩余资源评价 |
| 4.1构造变动特点 |
| 4.2构造破坏油气藏机制 |
| 4.3构造变动与油气藏破坏程度的关系 |
| 4.3.1构造变动的基本形式 |
| 4.3.2构造变动的强度与定量表征 |
| 4.3.3构造变动强度越大油气藏受破坏程度越高 |
| 4.3.4构造变动时间越晚油气藏受破坏的程度越高 |
| 4.3.5构造变动次数越多油气藏受破坏的程度越高 |
| 4.3.6构造变动时盖层的塑性越强油气藏受破坏的程度越低 |
| 4.4叠合盆地构造过程叠加改造油气藏地质模式 |
| 4.4.1单次构造变动改造油气藏地质模式 |
| 4.4.2多期构造变动改造油气藏地质模式 |
| 4.4.3多期构造变动改造油气藏地质模式的实际应用 |
| 4.5叠合盆地地质过程叠合改造油气藏定量模式 |
| 4.5.1构造过程叠合改造油气藏地质概念模型 |
| 4.5.2构造过程叠合改造油气藏定量评价数学模型 |
| 4.6叠合盆地地质过程叠合改造油气藏剩余资源潜力预测 |
| 4.6.1构造过程叠合改造油气藏剩余潜力评价方法流程 |
| 4.6.2构造过程叠合改造油气藏剩余潜力评价工作流程 |
| 4.7塔里木盆地塔中隆起油气聚散过程定量研究 |
| 4.7.1塔中隆起油气地质简介 |
| 4.7.2塔中隆起油气聚散过程定量研究 |
| 4.7.3塔中隆起油气聚散模式的建立与意义讨论 |
| 5叠合盆地晚期油气藏相势源复合定位 |
| 5.1叠合盆地晚期成藏与晚期成藏效应 |
| 5.1.1晚期成藏的基本概念 |
| 5.1.2晚期成藏效应的概念与基本特征 |
| 5.1.2.1早期形成的油藏被改造为晚期形成的凝析气藏和裂解气藏 |
| 5.1.2.2早期形成的大油气藏被改造为晚期形成的次生小型油气藏 |
| 5.1.2.3早期形成的小型油气藏被改造为晚期形成的大型油气藏 |
| 5.1.2.4早期形成的油气藏被改造为晚期形成的各种不同类型的油气藏 |
| 5.1.3晚期成藏效应的机理模式 |
| 5.1.4晚期成藏与晚期成藏效应的关联性 |
| 5.2相势耦合控藏作用与有利目标预测 |
| 5.2.1相的概念、层次表征与控藏作用模式 |
| 5.2.1.1相的概念 |
| 5.2.1.2相的层次表征 |
| 5.2.1.3相控油气作用特征 |
| 5.2.2流体势的概念、分类与控藏作用模式 |
| 5.2.2.1流体势的概念与分类 |
| 5.2.2.2势控油气作用特征 |
| 5.2.2.3势控油气作用地质模式 |
| 5.2.2.4势控油气作用定量表征 |
| 5.2.3相势耦合控藏作用概念与定量表征 |
| 6叠合盆地油气藏分布预测与评价 |
| 6.1叠合盆地油气藏分布预测与评价方法 |
| 6.1.1依据地质门限联合控油气模式预测有利的资源领域 |
| 6.1.1.1地质门限控油气成藏原理 |
| 6.1.1.2地质门限控油气原理预测资源量工作流程 |
| 6.1.1.3地质门限控油气原理预测资源量参数选择 |
| 6.1.1.4地质门限控油气原理预测资源量 |
| 6.1.2依据功能要素组合控油气模式预测有利成藏区带 |
| 6.1.2.1功能要素组合控油气成藏模式预测有利成藏区带方法原理 |
| 6.1.2.2功能要素组合控油气成藏模式预测有利成藏区带工作流程 |
| 6.1.2.3功能要素组合控油气模式预测有利成藏区带参数选择 |
| 6.1.2.4功能要素组合控油气模式预测有利成藏区带结果及可靠性评价 |
| 6.1.3构造过程叠合改造模式预测有利勘探区带 |
| 6.1.3.1构造过程叠合改造油气藏模式预测有利勘探区带方法原理 |
| 6.1.3.2构造过程叠合改造油气藏模式预测有利勘探区带工作流程 |
| 6.1.3.3构造过程叠合改造油气藏模式预测有利勘探区带参数选择 |
| 6.1.3.4构造过程叠合改造油气藏模式预测有利勘探区带结果与可靠性分析 |
| 6.1.4依据晚期相-势-源复合定位模式预测有利勘探目标 |
| 6.1.4.1晚期相-势-源复合控油气富集模式预测有利勘探目标方法原理 |
| 6.1.4.2晚期相-势-源复合控油气富集模式预测有利勘探目标工作流程 |
| 6.1.4.3晚期相势源复合控油气富集模式预测有利勘探目标参数选择 |
| 6.1.4.4晚期相势源复合控油气富集模式预测有利勘探目标与可靠性分析 |
| 6.2叠合盆地油气藏勘探实践中取得的成效 |
（8）渭河盆地地热水水溶烃类天然气成因与来源研究（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 地质背景 |
| 1.1 沉积特征 |
| 1.2 含气层特征 |
| 2 样品与分析测试 |
| 3 碳同位素特征与烃类气体成因分析 |
| 4 地热水伴生烃类天然气源岩初步研究 |
| 4.1 生物成因气源岩 |
| 4.2 热解成因气源岩 |
| 5 结论 |
（9）四川盆地元古宇—下古生界天然气藏形成过程和机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 引言 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及发展趋势 |
| 1.2.1 碳酸盐岩油气田的分布规律及古生界油气田形成地质条件主要特征 |
| 1.2.2 油气成藏机理研究现状 |
| 1.3 主要研究内容及技术思路 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术思路 |
| 1.3.3 可行性分析 |
| 1.4 取得的认识及创新性成果 |
| 1.4.1 主要认识 |
| 1.4.2 创新性成果 |
| 第2章 四川盆地元古宇震旦系-下古生界勘探现状 |
| 2.1 四川盆地元古宇震旦系-下古生界的勘探历程 |
| 2.2 四川盆地元古宇震旦系勘探情况 |
| 2.2.1 四川盆地元古宇震旦系总体勘探情况 |
| 2.2.2 威远气田震旦系勘探情况 |
| 2.2.3 资阳含气区元古宇震旦系勘探情况 |
| 2.3 四川盆地寒武系勘探情况 |
| 2.4 四川盆地奥陶系勘探情况 |
| 2.5 四川盆地志留系勘探情况 |
| 第3章 四川盆地震旦系-下古生界天然气藏形成演化的地质背景 |
| 3.1 四川盆地区域构造-沉积背景 |
| 3.1.1 四川盆地区域构造背景 |
| 3.1.2 四川盆地元古宇-下古生界沉积背景 |
| 3.2 乐山-龙女寺古隆起的形成演化 |
| 3.2.1 加里东期前 |
| 3.2.2 加里东-海西期 |
| 3.2.3 海西运动后,三叠纪前 |
| 3.2.4 印支期,晚三叠世前 |
| 3.2.5 印支二幕后,侏罗纪前 |
| 3.2.6 燕山运动后,喜马拉雅运动前 |
| 3.2.7 现今构造 |
| 第4章 四川盆地震旦系-下古生界的烃源岩特征 |
| 4.1 四川盆地震旦系烃源岩 |
| 4.2 四川盆地寒武系烃源岩 |
| 4.3 四川盆地志留系烃源体系 |
| 4.4 四川盆地元古宇-下古生界烃源讨论 |
| 第5章 四川盆地震旦系-下古生界能量场演变和烃态变化 |
| 5.1 四川盆地晚白垩世以来的构造隆升作用 |
| 5.1.1 威远背斜喜马拉雅期的隆升作用 |
| 5.1.2 四川盆地喜马拉雅期的隆升作用 |
| 5.1.3 四川盆地周缘地区晚白垩世以来隆升特征 |
| 5.1.4 四川盆地及周缘地区隆升史特征对比及与青藏高原形成的关系 |
| 5.2 四川盆地震旦系--下古生界的原油裂解气 |
| 5.2.1 原油裂解气生成机理与条件 |
| 5.2.2 四川盆地震旦系--下古生界的原油裂解气 |
| 5.2.3 原油裂解产生天然气和沥青的发生时间 |
| 5.3 四川盆地震旦系--下古生界的水溶气 |
| 5.3.1 川中地区震旦系--下古生界水溶气的确定 |
| 5.3.2 川东南地区丁山1井中水溶气的确定 |
| 5.3.3 水溶气的捕获过程 |
| 5.3.4 威远震旦系天然气的水溶特征 |
| 6 四川盆地元古宇震旦系-下古生界天然气藏形成过程和机理研究 |
| 6.1 威远-资阳地区天然气的成藏过程和机理 |
| 6.1.1 威远-资阳地区震旦系气藏的流体充注期次 |
| 6.1.2 资阳-威远地区震旦系油气演化模型 |
| 6.1.3 威远气田和资阳含气区震旦系油气成藏差异性 |
| 6.1.4 威远地区震旦系与下古生界天然气成藏的差异性 |
| 6.1.5 川西南(威远-资阳)地区地裂运动与震旦系-下古生界油气成藏条件 |
| 6.2 川东南丁山构造震旦系-下古生界油气成藏(破坏)过程 |
| 6.2.1 川东南丁山构造演化 |
| 6.2.2 丁山1井震旦系—下古生界储层沥青分布特征 |
| 6.2.3 丁山1井震旦系—下古生界烃源特征 |
| 6.2.4 丁山构造震旦系天然气成藏(破坏)过程探讨 |
| 6.3 四川盆地震旦系-下古生界天然气成藏过程和特征 |
| 6.3.1 威远地区与高石梯构造带和丁山构造带震旦系天然气成藏比较 |
| 6.3.2 有机质成熟生烃和排烃过程产生的油气早期成藏特征 |
| 6.3.3 龙女寺古隆起对油气运聚成藏的控制作用 |
| 6.3.4 原油热裂解产生天然气和沥青过程引起的天然气成藏特征 |
| 6.3.5 喜马拉雅期圈闭形成和隆升剥蚀过程产生的天然气成藏特征 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
（10）四川盆地震旦系—下古生界油气成藏机理 ——以川东南丁山构造和川中安平店—高石梯构造为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 目录 |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 勘探研究现状及前人主要成果认识 |
| 1.2.1 油气成藏机理研究现状 |
| 1.2.2 油气成藏机理研究进展 |
| 1.2.3 四川盆地震旦系—下古生界勘探现状 |
| 1.2.4 前人研究主要成果认识及存在问题 |
| 1.3 技术路线和关键技术 |
| 1.3.1 技术路线 |
| 1.3.2 关键技术 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 1.5 主要创新性成果 |
| 第2章 四川盆地震旦系—下古生界储层特征 |
| 2.1 震旦系—下古生界储层特征 |
| 2.1.1 川东南丁山构造带震旦系—下古生界储层特征 |
| 2.1.2 川东南丁山构造和川中地区震旦系—下古生界储层特征对比 |
| 2.2 震旦系—下古生界储层发育的控制因素 |
| 2.2.1 沉积相对储层物性的控制作用 |
| 2.2.2 成岩作用对储层物性的影响 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 四川盆地震旦系—下古生界储层沥青/源岩对比 |
| 3.1 丁山1井震旦系—下古生界储层沥青/源岩对比 |
| 3.1.1 源岩与储层沥青的饱和烃色谱特征 |
| 3.1.2 源岩与储层沥青的萜烷和甾烷生物标志物特征 |
| 3.2 川中地区震旦系—下古生界储层沥青/源岩对比 |
| 3.2.1 沥青及泥岩的饱和烃色谱特征 |
| 3.2.2 沥青及泥岩的萜烷、甾烷生物标志物特征 |
| 3.3 川中与川东南地区震旦系—下古生界储层沥青和源岩的地球化学特征对比 |
| 3.3.1 烃源岩及储层沥青的饱和烃色谱特征对比 |
| 3.3.2 烃源岩及储层沥青的萜烷及甾烷生物标志物特征对比 |
| 3.4 本章小节 |
| 第4章 四川盆地震旦系—下古生界地温场演变及水溶气的形成 |
| 4.1 川中和川东南地区震旦系—下古生界的古地温场演变 |
| 4.1.1 川东南构造丁山1井古地温场演变 |
| 4.1.2 川中地区安平店—高石梯构造带古地温演变 |
| 4.2 四川盆地震旦系—下古生界水溶气的形成 |
| 4.2.1 川东南地区丁山1井寒武系水溶气的形成 |
| 4.2.2 川中地区震旦系—下古生界水溶气的确定 |
| 4.2.3 水溶气的形成过程 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 四川盆地震旦系—下古生界多期次流体充注 |
| 5.1 川东南地区丁山1井震旦系—下古生界多期流体充注 |
| 5.1.1 孔洞矿物充填特征 |
| 5.1.2 碳氧同位素地球化学特征 |
| 5.1.3 锶同位素地球化学特征 |
| 5.2 川中地区下组合多期次流体充注 |
| 5.2.1 合12井震旦系—下古生界多期次流体充注 |
| 5.2.2 安平1井震旦系—下古生界多期次流体充注 |
| 5.2.3 高科1井震旦系—下古生界多期次流体充注 |
| 5.2.4 川中地区震旦系—下古生界流体充注特征 |
| 5.3 川东南地区与川中地区震旦系—下古生界流体充注序列 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 四川盆地震旦系—下古生界油气成藏机理 |
| 6.1 川东南丁山构造震旦系—下古生界油气成藏机理 |
| 6.1.1 丁山构造震旦系—下古生界成藏地质条件 |
| 6.1.2 川东南丁山构造发展演化史 |
| 6.1.3 丁山构造震旦系天然气成藏(破坏)过程 |
| 6.2 川中安平店—高石梯构造震旦系油气成藏机理 |
| 6.2.1 安平店—高石梯震旦系油气成藏的烃源条件 |
| 6.2.2 安平店—高石梯震旦系油气成藏的圈闭条件 |
| 6.2.3 安平店—高石梯构造发展演化史 |
| 6.2.4 安平店—高石梯构造震旦系油气成藏(破坏)过程 |
| 6.2.5 川中地区油气成藏的有利和不利条件分析 |
| 6.3 四川盆地震旦系—下古生界天然气成藏机理和成藏特征 |
| 6.3.1 威远地区与安平店—高石梯构造带和丁山构造带震旦系天然气成藏比较 |
| 6.3.2 原油热裂解产生天然气和沥青过程引起的天然气成藏特征 |
| 6.3.3 喜马拉雅期构造圈闭形成和隆升剥蚀产生的天然气成藏特征 |
| 6.4 本章小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
四、鄂尔多斯中部奥陶系水溶烃的分子地球化学特征（论文参考文献）
- [1]低渗、特低渗白云岩储层成岩相特征及识别 ——以鄂尔多斯盆地中东部马五_5~马五_1亚段为例[D]. 李百强. 西北大学, 2020
- [2]大吉地区8号煤层煤层气成藏富集研究[D]. 郑帅. 太原理工大学, 2020(07)
- [3]关中和柴北缘地区战略性氦气资源成藏机理研究[D]. 张文. 中国矿业大学(北京), 2019(12)
- [4]鄂尔多斯盆地奥陶系烃源岩支链烷烃特征及其地质意义[J]. 王成,王万春,王建丰,樊海龙. 沉积学报, 2017(04)
- [5]鄂尔多斯盆地中央古隆起东侧奥陶系中组合天然气成因与来源[J]. 李军,赵靖舟,王大兴,孙六一,任军峰,武春英,吴伟涛,赵子龙,曲付涛. 石油学报, 2016(07)
- [6]鄂尔多斯盆地马家沟组烃源岩有效排烃有机质丰度下限探讨——以龙探1井为例[J]. 陈义才,杨知敏,王思航,郑海桥,童小俊,胡润,任军峰,包洪平. 天然气地球科学, 2014(11)
- [7]叠合盆地油气藏形成、演化与预测评价[J]. 庞雄奇,周新源,姜振学,王招明,李素梅,田军,向才富,杨海军,陈冬霞,杨文静,庞宏. 地质学报, 2012(01)
- [8]渭河盆地地热水水溶烃类天然气成因与来源研究[J]. 李荣西,刘建朝,魏刚峰,赵法锁. 天然气地球科学, 2009(05)
- [9]四川盆地元古宇—下古生界天然气藏形成过程和机理研究[D]. 孙玮. 成都理工大学, 2008(09)
- [10]四川盆地震旦系—下古生界油气成藏机理 ——以川东南丁山构造和川中安平店—高石梯构造为例[D]. 袁海锋. 成都理工大学, 2008(09)