一、中国大中型气田天然气的运聚特征（论文文献综述）
徐长贵,范彩伟[1]（2021）在《南海西部近海大中型油气田勘探新进展与思考》文中研究指明近年来,随着勘探程度提高,南海西部近海盆地勘探难度增大,大中型油气田勘探未获大的突破。2020年,通过解放思想、转变思路、创新认识,转向领域勘探,在珠江口盆地西部增压型断裂转换带、涠西南凹陷流一段湖底扇、琼东南深水梅山组海底扇等多个领域获得勘探突破。通过对南海西部近海盆地主要凹陷油气资源潜力和勘探阶段及其分布不均衡性的分析,以及对已发现大中型油气田分布与生烃强度、构造背景、裂隙（断裂）之间关系的研究,认为南海西部近海仍然具备寻找大中型油气田的广阔前景,提出了必须走领域突破之路,明确了大中型油气田勘探必须围绕六大富烃凹陷展开,天然气勘探要优先突破莺-琼盆地的高强度生气中心-优势汇聚背景-垂向裂隙带三元耦合区,原油勘探必须紧抓珠江口西部和北部湾断陷盆地的大型增压型断裂转换带和具有隆起背景的近源构造-岩性复合圈闭群。
甘军,张迎朝,梁刚,杨希冰,李兴,杨金海,郭潇潇[2]（2018）在《琼东南盆地深水区天然气成藏过程及动力机制研究》文中研究表明琼东南盆地深水区中央峡谷已连续发现多个大中型气田,但天然气成藏过程、动力机制一直存有疑问,制约勘探新领域的拓展。综合应用有机地球化学、构造地质学及成藏动力学分析方法,对比剖析中央峡谷气田群莺歌海组-黄流组储层展布、天然气成熟度、母质来源及运聚特征。地球化学及地质分析表明天然气主要来自乐东-陵水凹陷深部的崖城组前三角洲-浅海相泥岩,莺歌海组-黄流组浊积水道纵横向展布、储盖组合及压力特征控制了天然气多期有序充注、聚集-逸散动平衡的过程,局部构造高点控制了成藏规模;中央拗陷带深部异常高压为规模成藏提供了充足动力和运移通道,垂向压力封存箱及区域盖层控制了天然气的富集层位,中央峡谷天然气成藏具备"垂向+侧向运移、常压—压力过渡带复式聚集"特征;强烈构造变形区有利于压力和流体的集中释放,峡谷下方的底辟上拱与峡谷下切呈现"似镜像"关系,导致剩余压力梯度大,形成天然气的高效输导体系。根据这一新的成藏模式,提出中央峡谷下方的梅山组构造圈闭及陵南斜坡、松南低凸起等是大中型气田的勘探新领域。
魏国齐,李君,佘源琦,张光武,邵丽艳,杨桂茹,关辉,杨慎,蔺洁,王蓉[3]（2018）在《中国大型气田的分布规律及下一步勘探方向》文中指出随着我国天然气业务的快速发展及勘探开发的不断深入,规模储量的发现难度越来越大。为了加强天然气勘探规模接替新领域的研究和探索,在梳理天然气勘探进展与发展趋势、分析现今规模探明天然气地质储量的主要领域、研究大型气田统计规律及成藏特征等的基础上,划分了中国大型气田形成体系并总结了不同体系的分布规律。研究结果表明:（1）克拉通盆地碳酸盐岩古隆起、大面积平缓斜坡致密砂岩、前陆盆地逆冲构造为我国现今规模探明天然气地质储量的主体领域;（2）大型气田形成体系可划分为"克拉通裂陷与古隆起、低坡敞流湖稳定斜坡、山前断陷逆冲构造、陆内拉分断陷断隆与火山岩、陆缘走滑断陷背斜构造"五大常规大型气田形成体系,以及"纳米微空间吸聚"非常规气形成体系;（3）每个地质旋回时代都存在着一个常规大气田形成的核心体系;（4）单个体系内往往形成源内未运移、规模输导终止点两大层次气田的群体聚集,而多体系叠合区则由多种因素控制形成序列聚集;（5）多体系叠合区为大气田富集领域,中部多应力枢纽区是天然气的汇聚区。进而指出了未来我国天然气勘探新方向及领域:（1）"克拉通裂陷与古隆起"体系,包括四川盆地震旦系—下古生界、塔里木盆地寒武系、鄂尔多斯盆地寒武系—奥陶系;（2）"山前断陷逆冲构造"体系,包括塔里木盆地北缘库车逆冲构造转换带、四川盆地西北部、塔里木盆地西南部等;（3）"陆缘走滑断陷背斜构造"体系,如东部海域盆地;（4）"纳米微空间吸聚"体系,包括中国南方富有机质页岩和中部鄂尔多斯盆地煤层。
张福东,李君,魏国齐,刘新社,国建英,李剑,范立勇,佘源琦,关辉,杨慎,邵丽艳[4]（2018）在《低生烃强度区致密砂岩气形成机制——以鄂尔多斯盆地天环坳陷北段上古生界为例》文中指出针对鄂尔多斯盆地天环坳陷北段上古生界生烃强度较低、气水分布关系复杂的问题,对低生烃强度区致密砂岩气形成主控因素与分布规律开展研究。通过二维成藏物理模拟实验、储集层微观孔喉含气性系统分析及典型气藏解剖,建立了注气压力、储集层物性、生气下限等综合评价模型,明确了低生烃强度区致密气形成主要特征:（1）埋深小于3 000 m,生烃强度达（710）×108 m3/km2即可实现有效充注;（2）致密砂岩层规模性发育有利于聚集致密气;（3）储集层物性差异控藏,储集层物性较好的砂体,砂带中心区域局部高点富集天然气,而物性较差砂体整体含气,但含气丰度普遍较低。结合天环坳陷北段气藏解剖,提出低生烃强度区"生烃压力长期充注、规模致密砂层聚气、储集层物性差异控藏、局部甜点富集"形成机制及平面呈不连续"片状"分布的规律。天环坳陷北段致密砂岩气拓展勘探实践较好地证实了这一认识。
张伟[5]（2016）在《南海北部主要盆地泥底辟/泥火山发育演化与油气及天然气水合物成矿成藏》文中研究表明泥底辟/泥火山及其伴生构造发育演化过程与油气等流体矿产的运聚成藏存在密切成因联系,其不仅是揭示地球深部构造运动的窗口和地球深部流体活动特点的表征,亦是指示油气及其它矿产资源存在与分布的重要标志和有效信息,而且亦控制和制约了沉积盆地中与油气等流体矿产相关的其它固体矿产资源的分布与聚集,故具有非常重要的油气地质意义。本文通过深入分析研究南海北部大陆边缘主要盆地（莺歌海盆地、琼东南盆地南部深水区、珠江口盆地南部深水区、台西南盆地海域及陆域）泥底辟/泥火山发育演化特征及其与油气及天然气水合物的成矿成藏关系,获得了以下主要成果与认识:（1）通过大量地质地球物理资料及钻井资料的深入分析研究,判识和确定了南海北部主要盆地和坳陷中泥底辟/泥火山的发育展布特征,且从空间上阐明了泥底辟/泥火山及其伴生构造形成演化特点与分布规律。研究表明,南海北部泥底辟及泥火山主要集中分布在4个区域,即莺歌海盆地东南部中央泥底辟带、琼东南盆地南部深水区、珠江口盆地南部深水区（珠二坳陷白云凹陷及东沙西南部）、台西南盆地南部坳陷深水区（海域及陆上部分）。前3个区域泥底辟及热流体上侵活动强烈,泥底辟及气烟囱等地震畸形反射现象普遍,而泥火山相对较少;第4个区域即台西南盆地南部坳陷深水区,泥火山/泥底辟异常发育且分布普遍。总体上,泥底辟/泥火山形成演化及区域展布,均主要集中在盆地沉降沉积中心附近及构造转换带周缘或断层裂隙发育区及地层薄弱带。（2）根据南海北部主要盆地不同类型泥底辟/泥火山的地质地球物理及地球化学特征,深入分析研究了泥底辟/泥火山形成演化特征及其控制影响因素。南海北部泥底辟/泥火山或气烟囱及含气陷阱等,在二维地震反射剖面与速度谱上均存在明显的低速异常,或导致地震反射波组中断。往往具有不连续、杂乱模糊反射、弱振幅或空白反射及同相轴下拉（速度下拉）等异常反射现象和畸形地震反射特点。其中,泥底辟/泥火山本质上属于饱含流体泥页岩发生塑性流动及强烈底辟刺穿和上拱侵入的结果,故往往会导致地层产状发生明显改变,地震剖面上显示非常清楚;气烟囱及含气陷阱本质上均属含气所致,但其含气及气侵强烈程度差异明显,故一般不会改变地层产状。因此气烟囱在地震剖面上基本为模糊空白反射,而含气陷阱则为同相轴下拉的模糊反射。泥底辟/泥火山形成演化及其展布与控制影响因素,主要取决于其内因与外因的相互作用,两者缺一不可。研究区特定区域快速沉积充填的巨厚欠压实泥页岩之泥源层的塑性流动及底辟上侵是形成泥底辟/泥火山的物质基础即内因;而构造转换带和断层裂隙活动带及地层薄弱带则是泥底辟/泥火山形成演化及其展布的基本构造地质条件即外因。（3）泥底辟/泥火山成因机制相同、发育演化特征相似,控制影响因素亦相同。泥底辟/泥火山形成的基本条件,可总结为其是由深部密度较小快速沉积充填的高塑性巨厚欠压实泥页岩,在密度倒置的沉积动力学体系下,发生重力差异作用促使泥源物质塑性流动而强烈上侵挤入和底辟上拱,进而导致上覆围岩褶皱隆起或刺穿上覆地层破裂薄弱带而形成。南海北部大陆边缘主要盆地,新近纪晚期以来一些特定区域存在快速沉降沉积的地质背景,新近纪海相坳陷期沉积巨厚的欠压实异常高压泥页岩（底辟泥源层）非常发育,在某些地层薄弱带及断层裂隙发育区则可形成众多的泥底辟/泥火山。同时,泥底辟/泥火山发育区热流值和地温梯度高,泥源层有机质热演化生烃和粘土矿物演化脱水形成的高温超压潜能,不仅能促进油气等流体大规模纵向运聚,而且还控制影响了泥底辟/泥火山及其伴生构造形成与展布规模及分布特点。（4）根据南海北部主要盆地泥底辟发育区油气勘探所获油气地球化学数据和台西南盆地南部陆上泥火山发育区采集的泥火山伴生气、温泉气及地火气天然气样品的地球化学分析结果,综合判识确定研究区泥底辟/泥火山伴生天然气主要以烃类气为主,伴有少量n2、co2等非烃气,但部分区域局部区块及层段co2等非烃气较富集。依据天然气碳同位素及稀有气体氦氩同位素分析,泥底辟/泥火山伴生天然气中烃类气主要为成熟—高熟热解气,并伴生少量的生物成因天然气。其成因类型属成熟—高熟偏腐殖型混合气,烃气源主要来自巨厚海相坳陷沉积的泥页岩;泥底辟/泥火山伴生的co2非烃气,则主要属壳源型成因类型,亦有少量壳幔混合型,气源亦来自海相坳陷沉积的巨厚泥页岩（泥源层）与泥底辟/泥火山的高温热流之物理化学综合作用。（5）泥底辟/泥火山形成及发育演化的石油地质意义乃在于以下几点即:其一,泥底辟/泥火山是南海北部大陆边缘主要盆地颇具特色的地震地质异常体,其形成演化过程及发育展布特点,均与油气运聚成藏及分布规律等,具有密切的成因联系和时空耦合关系;其二,形成泥底辟/泥火山的物质基础即巨厚塑性泥源层物质本身就是烃源岩,具有较大的生烃潜力,构成了非常好泥底辟生烃灶;其三,泥底辟/泥火山发育演化及强烈的上侵活动形成的众多底辟伴生构造圈闭及其所构成的泥底辟/泥火山隆起构造带,处在泥底辟生烃灶位置及其附近,是油气运聚成藏的最佳聚集场所和有利富集区;其四,底辟活动造成围岩及上覆地层上拱褶皱变形,在形成一系列伴生构造的同时,亦为油气藏之砂岩储层发育及储集物性改善等创造了较好的构造地质环境和条件。其五,泥底辟/泥火山发育演化及强烈的热流体上侵活动所产生的高温高压潜能,不仅促进了烃源岩有机质快速成熟生烃,而且亦为深部油气大规模向浅层纵向运聚提供强大的驱动力,进而促使油气及其它流体源源不断地从深部向浅层具备储盖组合及圈闭的有利聚集场所运移而富集成藏;其六,泥底辟/泥火山发育演化及上侵活动形成了非常好的油气纵向运聚的高速通道,构建了深部油气源与浅层构造圈闭及非构造圈闭等聚集场所之间的“桥梁及通道”,为深部油气大规模向浅层圈闭运聚成藏等提供了高效运聚成藏的有利条件及捷径。（6）根据南海北部主要盆地油气地质条件和油气勘探及天然气水合物勘查成果,结合地质地球物理分析解释,深入分析研究了琼东南盆地南部深水区、珠江口盆地白云凹陷及台西南盆地深水区天然气水合物分布特征、气源供给方式及其成矿成藏的主控因素。依据含油气系统理论“从烃源到圈闭聚集成藏”的“源—汇—聚”的基本原则,首先重点分析研究了目前勘探获取的天然气水合物成因类型及其气源供给输导系统与供烃方式,在此基础上,结合不同区域具体的油气地质条件和地震地质分析解释成果,深入剖析和刻画了其气源供给输导系统类型及其展布特点,总结和建立了该区天然气水合物成矿成藏主要运聚富集模式,分析阐明了天然气水合物成矿成藏的分布规律与主要控制影响因素。南海北部边缘主要盆地深水区天然气水合物勘查,虽然目前仅勘探发现生物气源供给原地扩散型自生自储天然气水合物成因类型及其成矿成藏模式,但根据南海北部深水区泥底辟/泥火山发育演化及上侵活动特点和断层裂隙等运聚通道系统的发育展布特征以及伴生的油气苗和气烟囱显示等信息,可以综合判识确定该区尚存在深部热解气供给断层裂隙输导下生上储“渗漏型”天然气水合物成因类型及其成矿成藏模式、热解气供给泥底辟/泥火山及气烟囱输导“渗漏型”天然气水合物成因类型及其成矿成藏模式。天然气水合物成矿成藏的主控因素亦与常规油气藏一样,乃在于其必须具有充足的气源供给与一定规模的高压低温稳定带（圈闭富集场所）的较好时空耦合配置。（7）根据泥底辟/泥火山发育演化特征与伴生油气的运聚富集规律,分析阐明了南海北部主要盆地泥底辟/泥火山伴生油气藏及天然气水合物矿藏的资源潜力及勘探前景。基于本次研究及研究区近十多年的油气勘探及水合物勘查成果,选择和确定了以下几个重要的油气及天然气水合物勘探领域及区域,作为今后取得新突破和开拓新领域的优先方向:1)莺歌海盆地中央泥底辟带中深层三亚-梅山组大型泥底辟伴生构造天然气勘探领域;2)琼东南盆地南部深水区,尤其是中央峡谷水道下部大型泥底辟活动带及气烟囱发育区,是勘探大型深水油气田及“渗漏型”高饱和度天然气水合物的有利勘探靶区;3)珠江口盆地白云凹陷深水区疑似泥底辟及气烟囱发育区,是勘探寻找深水油气与深水海底浅层天然气叠置富集的有利勘探靶区,有望获得突破;4)珠江口盆地东沙深水区天然气水合物勘查已获重大突破,其局部区域与泥底辟/泥火山发育展布存在成因联系的区带是进一步勘探的战略选区;5)台西南盆地南部深水区海底大型泥底辟/泥火山发育区是深水油气及天然气水合物勘探的有利靶区,其陆上泥火山伴生气资源亦具勘探开发价值,虽然存在诸多因素困扰,但仍然值得重视与关注。
谢玉洪,李绪深,童传新,刘平,吴红烛,黄志龙[6]（2015）在《莺歌海盆地中央底辟带高温高压天然气富集条件、分布规律和成藏模式》文中认为莺歌海盆地东方13大气田的发现,揭示了盆地高温高压带具备优越的天然气成藏条件。在解剖东方区天然气成藏条件的基础上,系统分析了莺歌海盆地中央底辟带高温高压天然气富集条件、分布规律和成藏模式。莺歌海盆地中央底辟带天然气富集条件优越,底辟翼部大型储集体和优质储层是中央底辟带高温高压天然气富集高产的关键因素,底辟波及区有利于形成优质气藏。中央底辟带高温高压天然气成藏模式有3种,即底辟核部区及其周缘半封闭超压系统的"混相改造型"成藏模式、底辟波及带远端的"气相渗滤型"成藏模式和非底辟带封闭型超压系统的"水相脱溶型"成藏模式。底辟周缘中新统黄流组和梅山组上部是近期天然气勘探的主要方向,东方区和乐东区底辟构造翼部大型海底扇储集体是下一步勘探的优选目标。
刘树根,孙玮,宋金民,邓宾,钟勇,罗超,冉波,田艳红,李智武,彭瀚霖,尹柯维[7]（2015）在《四川盆地海相油气分布的构造控制理论》文中提出利用四川盆地深部地球物理、地球化学和地质资料,结合测井、岩心等并综合前人研究成果分析四川盆地构造特征、作用、演化过程对油气成藏要素和分布的影响。结果表明,四川盆地海相油气分布的控制因素复杂,主要受拉张槽、古隆起和盆山结构的联合控制。（1）"兴凯"和"峨眉"地裂运动形成的绵阳-长宁拉张槽和开江-梁平拉张槽控制了原生油气地质条件的发育,特别是对烃源岩和储集层展布的控制作用明显,致使烃类的富集区集中在这两个拉张槽周缘地区;（2）加里东和印支古隆起成为区域油气运移的指向区,油气向古隆起高部位运聚并形成古油气藏;（3）盆山结构对保存条件的影响决定了天然气的最终聚集。因而,四川盆地海相天然气勘探应重点选择拉张槽、古隆起与原地隆起-盆地区或突变型盆山结构区三者相叠合的区域。
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[8]（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。
孙玮,刘树根,徐国盛,王国芝,袁海锋,黄文明[9]（2011）在《四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏成藏模式》文中进行了进一步梳理四川盆地深层碳酸盐岩气藏主要指中三叠统雷口坡组及更老层位海相碳酸盐岩为储层形成的气藏,一般（曾）埋深在4500m之下,按类型可分为原生气藏（生气中心、储气中心和保气中心位于同一层位内）和次生气藏（生气中心、储气中心与保气中心位于不同层位）2类。原生气藏储层内含有大量沥青,天然气主要为原油裂解气。次生气藏储层内不含沥青,但天然气仍然主要为原油裂解气。原生气藏的成藏模式有三中心叠合模式、储气中心解体模式、三中心短距离移位模式和缺乏保气中心模式。次生气藏的成藏模式主要以天然气跨层运移为主要特征,其气源来自于先存的天然气藏。三中心叠合模式的原油裂解气成藏效率最高,储气中心解体模式的原油裂解气成藏效率中等,三中心短距离移位模式和次生气藏形成模式的原油裂解气成藏效率较低,保气中心缺乏模式的原油裂解气成藏效率为零。因此,在勘探策略上应重视三中心叠合和储气中心解体模式形成的原生气藏的勘探,同时应关注由震旦系灯影组古气藏（储气中心）破坏而形成的下古生界次生气藏。
刘新社[10]（2008）在《鄂尔多斯盆地东部上古生界岩性气藏形成机理》文中指出重点围绕鄂尔多斯盆地东部上古生界岩性气藏成藏地质特征,以成藏地球化学与天然气成藏流体历史分析为手段,以盆地构造演化史—热史、生烃史—沉积/成岩史、天然气聚集史和天然气成藏动力学为主线,详细解剖了致密岩性气藏形成过程及形成机理,分析了岩性气藏形成的主控因素,总结出不同含气组合天然气的富集规律。研究区发育有下部、中部、上部三个不同的含气组合,烷烃气碳同位素特征及气源对比表明,天然气主要来自煤成气,个别井混有少量油型气。气藏中甲烷含量及δ13C1与烃源岩成熟度具有明显相关性,表现为天然气近距离运聚成藏的特征。根据烃源岩的主要排烃时间、流体包裹体、自生伊利石K-Ar同位素及甲烷同位素动力学分馏等方法综合研究认为,下部、中部含气组合气藏形成经历了两期油气充注,晚侏罗世—早白垩世为天然气主要充注期,上部含气组合主要存在早白垩世一期主要充注时间。研究区上古生界地史期普遍发育异常高压,源储剩余压差是天然气运移的主要动力。下部、中部组合源储剩余压差大,天然气充注强度高,含气饱和度高;上部组合远离烃源岩,烃类的充注受气源供给条件控制,天然气充注强度小。上古生界储层总体反映了“先致密、后成藏”的特点。下部含气组合各种成藏要素匹配合理,天然气聚集效率高,多形成大型气田;中部含气组合各种成藏要素匹配较好,聚集效率较高,多形成大-中型气田;上部含气组合成藏要素匹配较差,聚集效率较低,多形成小型气田。盆地东部天然气的富集规律主要受烃源岩生烃强度、气藏成藏期源储剩余压力差、输导体系类型、优质储层分布、盖层厚度和排替压力等因素控制,不同含气组合具有不同油气富集成藏规律,以此作为有利勘探目标优选的依据,并将研究区上古生界优选出4个有利勘探目标区,它们分别是下部组合的神木、余兴庄勘探目标区,中部组合的大佛寺勘探目标区,上部组合的王家砭勘探目标区。
二、中国大中型气田天然气的运聚特征（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、中国大中型气田天然气的运聚特征（论文提纲范文）
（1）南海西部近海大中型油气田勘探新进展与思考（论文提纲范文）
| 1 地质背景与勘探现状 |
| 2 大中型油气田勘探进展 |
| 2.1 创新认识，珠江口盆地文昌A凹原油勘探获突破 |
| 2.1.1 六号断裂和珠三南断裂之间的增压型转换带控制了大型圈闭群的形成 |
| 2.1.2 构造转换带源-汇体系控制了大型优质储层的形成 |
| 2.1.3 文昌A凹具有“内气外油、下气上油”油气差异运聚特征 |
| 2.1.4 文昌9-7具有大中型油田评价潜力 |
| 2.2 解放思想，琼东南盆地深水西区梅山组海底扇领域获突破 |
| 2.3 坚持探索，北部湾盆地涠西南B洼流一段湖底扇岩性圈闭勘探获新突破 |
| 2.4 转变思路，北部湾盆地涠西南A洼流三段近洼勘探获突破 |
| 2.5 精细挖潜，北部湾盆地乌石凹陷再获千万吨规模优质油田发现 |
| 3 大中型油气田勘探方向思考 |
| 3.1 大中型油气田勘探必须紧抓六大富烃凹陷 |
| 3.2 高强度生气中心-优势汇聚背景-垂向裂隙带耦合区是莺-琼盆地大中型气田勘探重要方向 |
| 3.3 大型增压型断裂转换带是珠三坳陷大中型油田勘探重要方向 |
| 3.4 大型隆起背景上的近源构造-岩性复合圈闭群具有大中型油田勘探潜力 |
| 4 结束语 |
（2）琼东南盆地深水区天然气成藏过程及动力机制研究（论文提纲范文）
| 1 天然气分布特征及来源 |
| 1.1 天然气分布特征 |
| 1.2 天然气地球化学特征及来源 |
| 2 天然气输导体系及成藏过程 |
| 2.1 中央峡谷源-储空间配置及输导特征 |
| 2.2 天然气成藏期次及过程 |
| 3 异常高压与天然气成藏 |
| 3.1 识别富生气凹陷的间接有效标志 |
| 3.2 控制天然气大规模聚集层位的因素 |
| 4 结论 |
（3）中国大型气田的分布规律及下一步勘探方向（论文提纲范文）
| 1 近期天然气勘探进展 |
| 2 现今大型气田主要分布领域 |
| 2.1 不同类型盆地大型气田分布情况 |
| 2.2 不同类型一级构造大型气田分布情况 |
| 2.3 不同类型储层大型气田分布情况 |
| 2.4 不同类型成因大型气田分布情况 |
| 2.5 大型气田增储主要现实领域 |
| 3 大型气田形成体系及成藏特征 |
| 3.1 大型气田形成体系划分 |
| 3.2 不同体系地质特征及大型气田形成模式 |
| 3.3 不同大型气田体系分布规律 |
| 4 中国天然气未来重点勘探方向 |
| 4.1“克拉通裂陷与古隆起”体系 |
| 4.1.1 四川盆地震旦系—下古生界古老碳酸盐岩 |
| 4.1.2 塔里木盆地寒武系盐下古老碳酸盐岩 |
| 4.1.3 鄂尔多斯盆地寒武系 |
| 4.1.4 鄂尔多斯盆地西缘奥陶系礁滩体 |
| 4.2“山前断陷逆冲构造”体系 |
| 4.2.1 库车坳陷白垩系逆冲构造转换带及侏罗系 |
| 4.2.2 川西前陆冲断带 |
| 4.2.3 准噶尔盆地南缘 |
| 4.3“陆缘走滑断陷背斜构造”体系 |
| 4.4“纳米微空间吸聚”体系 |
| 4.4.1 页岩气 |
| 4.4.2 煤层气 |
| 4.4.3 天然气水合物 |
| 5 结论 |
（4）低生烃强度区致密砂岩气形成机制——以鄂尔多斯盆地天环坳陷北段上古生界为例（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 研究区概况 |
| 2 成藏物理模拟实验 |
| 2.1 有效充注动力及生烃下限 |
| 2.2 聚集效率控制因素 |
| 2.3 储集层物性对聚集的控制作用 |
| 2.4 致密砂岩层系中不同渗透率岩层组合运聚特征 |
| 3 低生烃强度区致密砂岩气聚集模式与勘探 |
| 3.1 致密砂岩气聚集模式 |
| 3.2 致密砂岩气勘探 |
| 4 结论 |
| 符号注释: |
（5）南海北部主要盆地泥底辟/泥火山发育演化与油气及天然气水合物成矿成藏（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 引言 |
| 第一节 选题背景及意义 |
| 第二节 国内外研究现状与进展 |
| 一、泥底辟/泥火山概念及其特征 |
| 二、泥底辟/泥火山地质学研究 |
| 三、泥底辟/泥火山地球化学研究 |
| 四、泥底辟/泥火山地球物理学研究 |
| 五、泥底辟/泥火山成因类型判识划分研究 |
| 六、泥底辟/泥火山与伴生油气运聚成藏关系研究 |
| 七、前人工作存在的问题 |
| 第三节 研究内容、技术路线与创新点 |
| 一、主要研究内容 |
| 二、研究方案与技术路线 |
| 三、研究创新之处 |
| 四、完成的主要研究工作量 |
| 第二章 区域地质背景及油气地质特征 |
| 第一节 南海北部大陆边缘盆地大地构造背景 |
| 一、幕式构造演化与多幕构造活动 |
| 二、“断-坳”双层结构特征 |
| 三、第三系巨厚沉积物具高温超压特点 |
| 第二节 泥底辟/泥火山展布盆地油气地质特征 |
| 一、莺歌海盆地构造沉积演化特点及油气地质特征 |
| 二、琼东南盆地构造沉积演化特点及油气地质特征 |
| 三、珠江口盆地构造沉积演化特点及油气地质特征 |
| 四、台西南盆地构造沉积演化特点及油气地质特征 |
| 第三章 全球及南海北部泥底辟/泥火山分布特征 |
| 第一节 全球泥底辟/泥火山分布特征 |
| 第二节 南海北部泥底辟/泥火山分布特征 |
| 一、莺歌海盆地泥底辟展布特征 |
| 二、琼东南盆地疑似泥底辟分布特点 |
| 三、珠江口盆地疑似泥底辟/气烟囱及泥火山分布特征 |
| 四、台西南盆地泥火山/泥底辟分布 |
| 第四章 南海北部泥底辟/泥火山发育演化特征 |
| 第一节 泥火山地质地貌特征 |
| 第二节 泥底辟/泥火山地球物理特征 |
| 第三节 南海北部泥底辟/泥火山发育演化特征 |
| 一、莺歌海盆地泥底辟发育演化特征 |
| 二、琼东南盆地疑似泥底辟发育演化特征 |
| 三、珠江口盆地疑似泥底辟/气烟囱及泥火山发育演化特征 |
| 四、台西南盆地泥底辟/泥火山发育演化特征 |
| 第五章 南海北部泥底辟/泥火山动力演化机制及成因 |
| 第一节 泥底辟/泥火山形成条件与机制 |
| 第二节 南海北部泥底辟/泥火山形成演化机制 |
| 一、莺歌海盆地泥底辟形成机制 |
| 二、琼东南盆地疑似泥底辟形成机制 |
| 三、珠江口盆地疑似泥底辟及气烟囱形成机制 |
| 四、台西南盆地泥底辟/泥火山形成机制 |
| 第六章 南海北部泥底辟/泥火山伴生天然气地球化学特征及成因 |
| 第一节 莺歌海盆地泥底辟伴生天然气地球化学特征 |
| 一、莺歌海盆地中央泥底辟带天然气气体组分特征 |
| 二、莺歌海盆地泥底辟区天然气碳同位素特征 |
| 三、莺歌海盆地泥底辟区天然气成因类型和气源 |
| 第二节 琼东南盆地疑似泥底辟区天然气地球化学特征 |
| 一、琼东南盆地疑似泥底辟区天然气气体组分特征 |
| 二、琼东南盆地疑似泥底辟区天然气碳同位素特征 |
| 三、琼东南盆地疑似泥底辟区天然气成因类型和气源 |
| 第三节 珠江口盆地珠二坳陷疑似泥底辟区天然气地球化学特征 |
| 一、珠二坳陷疑似泥底辟区天然气气体组分特征 |
| 二、珠二坳陷疑似泥底辟区天然气碳同位素特征 |
| 三、珠二坳陷疑似泥底辟区天然气成因类型和气源 |
| 第四节 台西南盆地泥火山区伴生天然气地球化学特征 |
| 一、台西南盆地泥火山区天然气气体组分特征 |
| 二、台西南盆地泥火山区天然气碳同位素特征 |
| 三、台西南盆地泥火山区天然气成因类型和气源 |
| 第七章 泥底辟/泥火山伴生油气运聚规律及成藏主控因素 |
| 第一节 莺歌海盆地天然气运聚成藏规律及主控因素 |
| 一、泥底辟区圈闭展布与天然气分布规律 |
| 二、泥底辟伴生气藏运聚通道系统特点 |
| 三、泥底辟伴生气藏运聚成藏系统特点及其主控因素 |
| 第二节 琼东南盆地天然气运聚成藏规律及主控因素 |
| 一、疑似泥底辟区圈闭展布与天然气分布特征 |
| 二、疑似泥底辟伴生气藏运聚通道系统特点 |
| 三、疑似泥底辟伴生气藏运聚成藏系统特点及其主控因素 |
| 第三节 珠江口盆地白云凹陷天然气运聚成藏规律及主控因素 |
| 一、疑似泥底辟区圈闭展布与天然气分布规律 |
| 二、疑似泥底辟伴生气藏运聚通道系统特点 |
| 三、疑似泥底辟伴生气藏运聚成藏系统特点及其主控因素 |
| 第四节 台西南盆地天然气运聚成藏规律及主控因素 |
| 一、泥底辟区圈闭展布与天然气分布规律 |
| 二、泥底辟伴生气藏运聚通道系统特点 |
| 三、泥底辟伴生气藏运聚成藏系统特点及其主控因素 |
| 第八章 泥底辟/泥火山伴生油气成因成藏机制及动力学模式 |
| 第一节 泥底辟/泥火山发育演化与油气运聚成藏关系 |
| 一、泥底辟活动区典型油气藏解剖 |
| 二、泥底辟/泥火山与油气运聚成藏关系 |
| 第二节 泥底辟/泥火山与天然气水合物成矿成藏关系 |
| 一、珠江口盆地泥底辟/气烟囱与天然气水合物成矿成藏 |
| 二、琼东南盆地疑似泥底辟/气烟囱与天然气水合物成矿成藏 |
| 三、台西南盆地泥底辟/泥火山与天然气水合物成矿成藏 |
| 第九章 南海北部泥底辟/泥火山伴生油气资源潜力及勘探前景 |
| 第一节 莺歌海盆地中央泥底辟带中深层勘探领域及资源潜力 |
| 第二节 琼东南盆地深水泥底辟区勘探领域及资源潜力 |
| 第三节 珠江口盆地白云凹陷泥底辟区勘探领域及资源潜力 |
| 第四节 台西南盆地泥底辟/泥火山发育区勘探领域及资源潜力 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 作者简介及在学期间发表学术论文与研究成果 |
（6）莺歌海盆地中央底辟带高温高压天然气富集条件、分布规律和成藏模式（论文提纲范文）
| 1 天然气富集条件 |
| 1.1 广覆式高质量海相烃源岩奠定丰厚的物质基础 |
| 1.2 大型重力流储集体创造良好的储集条件 |
| 1.3 高温流体溶蚀和超压保护是优质储层形成的 关键,岩性岩相是控制储层质量的先决条件 |
| 1.4 巨厚海相泥岩超压盖层提供良好的保存条件 |
| 1.5 底辟活动造就多种类型圈闭及垂向高效输导 体系 |
| 2 大中型高温高压气田分布规律 |
| 2.1 中深层岩性气藏分布于底辟构造翼部 |
| 2.2 底辟活动波及区有利于形成优质气藏 |
| 3 天然气成藏模式 |
| 4 勘探方向 |
| 5 结论 |
（7）四川盆地海相油气分布的构造控制理论（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 地裂运动形成的拉张槽控制原生油气地质条件 |
| 1.1 四川盆地地裂运动研究概况 |
| 1.2 峨眉地裂运动形成的拉张槽对油气地质条件的控制作用 |
| 1.2.1 开江-梁平拉张槽特征 |
| 1.2.2 开江-梁平拉张槽对上二叠统优质烃源岩分布的控制作用 |
| 1.2.3 开江-梁平拉张槽对上二叠统—下三叠统礁滩优质储层分布的控制作用 |
| 1.2.4 开江-梁平拉张槽对海相中组合天然气储量分布的控制作用 |
| 1.3 兴凯地裂运动形成的拉张槽对油气地质条件的控制作用 |
| 1.3.1 绵阳-长宁拉张槽特征 |
| 1.3.2 绵阳-长宁拉张槽对下寒武统优质烃源岩分布的控制作用 |
| 1.3.3 绵阳-长宁拉张槽对震旦系灯影组优质储层的控制作用 |
| 1.3.4 绵阳-长宁拉张槽对海相下组合天然气储量分布的控制作用 |
| 2 盆山结构特征及对油气保存条件的控制作用 |
| 3 四川盆地海相油气分布有利区探讨 |
| 3.1 兼具拉张槽、古隆起、原地隆起-盆地区或突变型盆山结构区的地区 |
| 3.2 拉张槽、古隆起、原地隆起-盆地区或突变型盆山结构区三者之一的地区 |
| 4 结论 |
（8）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 |
（9）四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏成藏模式（论文提纲范文）
| 1 引言 |
| 2 原生气藏形成模式 |
| 2.1 三中心叠合的成藏模式 |
| 2.2 储气中心解体的成藏模式 |
| 2.3 三中心短距离移位的成藏模式 |
| 2.4 缺乏保气中心的古气藏破坏模式 |
| 3 次生气藏形成模式 |
| 4 原生和次生气藏成藏模式特征对比 |
| 5 结论 |
（10）鄂尔多斯盆地东部上古生界岩性气藏形成机理（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 绪论 |
| 一、选题依据和研究意义 |
| 二、研究现状及存在问题 |
| 三、主要研究内容及技术思路 |
| 四、完成工作量与取得主要成果 |
| 第一章 天然气地质特征 |
| 第一节 盆地地质概况 |
| 一、盆地构造特征 |
| 二、地层划分及特征 |
| 三、晚古生代沉积背景 |
| 第二节 天然气形成基本地质条件 |
| 一、烃源岩与生烃潜力 |
| 二、三角洲沉积体系与储集砂体 |
| 三、成藏组合与资源潜力 |
| 第二章 天然气成藏地球化学特征 |
| 第一节 天然气组分特征 |
| 一、烃类气体组成 |
| 二、非烃类气体组成 |
| 第二节 天然气同位素特征 |
| 一、烷烃气系列碳同位素 |
| 二、碳同位素连线类型及倒转 |
| 第三节 天然气气源对比 |
| 一、天然气组分特征对比 |
| 二、天然气同位素特征对比 |
| 三、轻烃对比 |
| 第三章 天然气成藏年代 |
| 第一节 生排烃史分析 |
| 一、烃源岩热演化史模拟 |
| 二、根据烃源岩的主要排烃期确定气藏形成时间 |
| 第二节 储层流体包裹体及成藏期次 |
| 一、不同层系包裹体类型及分布 |
| 二、包裹体均一温度 |
| 三、包裹体内烃类成熟度及成份 |
| 四、天然气成藏期次 |
| 第三节 储层自生伊利石同位素测年 |
| 一、样品特征 |
| 二、同位素年龄测定结果 |
| 第四节 甲烷同位素动力学分馏 |
| 一、包裹体组分碳同位素特征 |
| 二、甲烷碳同位素动力分馏特征 |
| 第四章 天然气输道体系及运移动力 |
| 第一节 天然气输导体系 |
| 一、输导体系类型及特征 |
| 二、砂体型输导体系特征 |
| 三、断裂网络型输导体系特征 |
| 四、输导体系演化 |
| 第二节 天然气运移动力 |
| 一、古压力特征 |
| 二、源储剩余压力差 |
| 第五章 储层致密化与天然气成藏 |
| 第一节 储层致密化时间 |
| 一、致密储层的划分 |
| 二、储层孔隙演化 |
| 三、储层致密化时间 |
| 第二节 储层致密化与天然气成藏的耦合 |
| 一、下部成藏组合—以山2气藏为例 |
| 二、中部成藏组合—以盒8气藏为例 |
| 三、上部成藏组合—以千5气藏为例 |
| 第三节 天然气成藏模式 |
| 一、储层成岩—成藏演化过程 |
| 二、天然气的成藏机制与成藏模式 |
| 第六章 天然气成藏富集规律及勘探建议 |
| 第一节 天然气成藏富集规律 |
| 一、生气强度控制了气田分布范围 |
| 二、运移动力及通道影响了天然气富集程度 |
| 三、优质储层是天然气富集的主要场所 |
| 四、盖层控制了气田的形成与保存 |
| 第二节 成藏地质条件评价 |
| 第三节 天然气勘探区带评价 |
| 主要结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
四、中国大中型气田天然气的运聚特征（论文参考文献）
- [1]南海西部近海大中型油气田勘探新进展与思考[J]. 徐长贵,范彩伟. 中国海上油气, 2021(02)
- [2]琼东南盆地深水区天然气成藏过程及动力机制研究[J]. 甘军,张迎朝,梁刚,杨希冰,李兴,杨金海,郭潇潇. 地质学报, 2018(11)
- [3]中国大型气田的分布规律及下一步勘探方向[J]. 魏国齐,李君,佘源琦,张光武,邵丽艳,杨桂茹,关辉,杨慎,蔺洁,王蓉. 天然气工业, 2018(04)
- [4]低生烃强度区致密砂岩气形成机制——以鄂尔多斯盆地天环坳陷北段上古生界为例[J]. 张福东,李君,魏国齐,刘新社,国建英,李剑,范立勇,佘源琦,关辉,杨慎,邵丽艳. 石油勘探与开发, 2018(01)
- [5]南海北部主要盆地泥底辟/泥火山发育演化与油气及天然气水合物成矿成藏[D]. 张伟. 中国科学院研究生院(广州地球化学研究所), 2016(08)
- [6]莺歌海盆地中央底辟带高温高压天然气富集条件、分布规律和成藏模式[J]. 谢玉洪,李绪深,童传新,刘平,吴红烛,黄志龙. 中国海上油气, 2015(04)
- [7]四川盆地海相油气分布的构造控制理论[J]. 刘树根,孙玮,宋金民,邓宾,钟勇,罗超,冉波,田艳红,李智武,彭瀚霖,尹柯维. 地学前缘, 2015(03)
- [8]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)
- [9]四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏成藏模式[J]. 孙玮,刘树根,徐国盛,王国芝,袁海锋,黄文明. 岩石学报, 2011(08)
- [10]鄂尔多斯盆地东部上古生界岩性气藏形成机理[D]. 刘新社. 西北大学, 2008(08)