包裹体热力学与数值模拟恢复的古流体压力及对油气成藏的影响——以准噶尔盆地南缘呼图壁—阜康地区为例
流体压力对油气运移、成藏有重要影响，是盆地流体研究中的核心问题。目前国内外学者探讨了许多关于古流体压力恢复的方法，如盆地模拟方法、盐度-均一温度法、热力学模拟法与等容线求解法等。但由于地质背景与构造作用的复杂性，单纯利用某一方法求出的古流体压力，可能存在一定的误差，因此本文拟通过多种方法相互制约、印证，以期较准确求取古流体压力。 呼图壁-阜康地区属于准南前陆盆地，它是由不同时期形成的叠合盆地，紫泥泉组与头屯河组广泛发育超压，并对油气成藏有重要影响。二层位成岩序列分别划分为铁染泥质包膜-硬石膏-方沸石胶结-方解石胶结-石英溶蚀-长石加大-方沸石溶蚀-方解石溶蚀-长石溶蚀-石英次生加大；机械压实作用-粘土矿物生长-石英（长石）次生加大-方解石、方沸石胶结-长石溶解。包裹体类型单一、形成期次复杂，紫泥泉组可划分三期、头屯河组为两期充注。三种方法对该地区古流体压力恢复结果显示：1）以包裹体热力学研究为基础的盐度-均一温度法与等容线图解法恢复出油气成藏时期古流体压力具有差异，其中紫泥泉组浅黄色油气充注时期流体压力分别为37.71MPa与24.03MPa、蓝白色油气充注时期流体压力分别为115.78MPa与43.81MPa、头屯河组浅蓝色油气充注时期流体压力分别为127.64MPa与55.18MPa；2）应用数值模拟出的长山1井古流体压力演化对上述两种方法进行验证，通过构造增压校正模型，认为头屯河组浅蓝色油气充注时期对应的流体压力为120MPa左右。将有关数据进行综合分析、对比，认为等容线图解法恢复出的古压力受盐度、均一温度等多种因素影响，误差较大。因此，本次论文采用盐度均一温度法恢复出的古流体压力数据对阜康-呼图壁地区油气成藏分析。 结合油气充注时间，认为中新世（距今13Ma）古近系紫泥泉组剩余压力为4MPa。上新世（距今3.6Ma）剩余压力迅速升高，古近系紫泥泉组剩余压力为67MPa、中侏罗统头屯河组剩余压力为74MPa，并且生油岩流体压力与头屯河组、紫泥泉组储集层剩余压力差分别为8MPa和15MPa，高于烃源岩源储压差有效排烃门限值，可以为油气向上运移提供动力，促使油气排出。提出上新世以来，呼图壁-阜康地区发育超压驱动下的油气沿断裂向上运移、成藏模式。
油气成藏;古流体压力;包裹体热力学;成藏模式;数值模拟
西北大学
硕士
矿产普查与勘探
王震亮
2018
中文
P618.13
2019-01-18（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）