一、Distribution and Significance of Methyl Steranes in Bohai Bay Basin, East China（论文文献综述）
林晓慧[1]（2021）在《原油地球化学计量学解析 ——以济阳坳陷中部凹陷为例》文中提出在油气地球化学领域,描述地学信息的参数种类多样,各种参数相互影响、关联,传统的数据分析方法难以兼顾各类参数。而油气地球化学计量学以实验数据为基础,可以从大量数据集中挖掘有效信息,最大限度地提取有用的地球化学信息,揭示其中蕴含的地球化学意义,为油-油对比和油-源对比提供可靠依据。在研究中,要根据地质背景、原油特征等实际情况来选择合适的地球化学计量学方法。济阳坳陷是一个多期多源成藏的复杂含油气系统,以东营凹陷和沾化凹陷的油气最为丰富,它们具有相似的构造演化与沉积背景,同时各自有独特的石油地质特点和油气富集规律。本论文是在总结前人对济阳坳陷中部凹陷油气系统的基础上,利用油气地球化学分析方法对东营凹陷、沾化凹陷的原油样品分别进行研究;根据不同区域的原油特征,采用不同油气地球化学计量学方法对原油进行分类和混源解析。东营凹陷主要有沙四上亚段和沙三下亚段两套烃源岩。其中,沙四上段烃源岩沉积时期湖水盐度较高、密度分层稳定,有利于有机质保存;经历了多期生烃过程,可产生大量低熟至成熟的原油。而沙三下段烃源岩沉积时期湖水盐度降低,还原条件变弱,但水体深度较大、湖泊的生产率较高;且生烃过程单一,仅产生成熟原油。对来自东营凹陷不同油田的57个原油样品进行气相色谱质谱（GC-MS）分析,选取了原油的18个生物标志物参数进行层次聚类分析和主成分分析发现,东营凹陷的原油可以分为四组。I组原油主要来自于南部缓坡带王家岗油田孔店组储层,其烃源岩较为特殊,沉积于还原性咸水分层水体环境,有机质中有大量经微生物改造的陆源高等植物或特殊藻类输入,能产生大量蜡质,目前未发现与之对应的烃源岩,该组可能为来自于沙四上段和东营组烃源岩的混源油。II组原油主要来自牛庄洼陷附近和南部斜坡带东部的沙河街组,烃源岩沉积于强还原分层的咸水环境,有机质来源中真核生物（主要是藻类）多于原核生物（细菌）,成熟度低于其他组,是典型的低熟油;根据地质背景和油源分析结果,推测该组原油来自于沙四上段烃源岩。III组原油主要来自于东营凹陷西部,烃源岩沉积于半咸水-淡水、次氧化-氧化的湖相环境,生源为藻类物质和原核生物或者是微生物改造过的陆源有机质,与沙三下段烃源岩呈现相似特征。IV组原油分布范围较广,原油中与有机质来源、沉积环境相关的参数变化较大,在生物标志物参数散点图上较为分散,成熟度相关的参数变化范围也比较大,属于混原油;利用交替最小二乘法计算发现,该组混源油有三个端元,分别对应于沙四上段低熟烃源岩、沙四上段成熟烃源岩和沙三下段烃源岩,对混原油的平均贡献率分别为11%、46%和43%。沾化凹陷位于济阳坳陷东北部,烃源岩主要分布在凹陷内的渤南、孤北和孤南洼陷。对来自沾化凹陷中部和南部不同构造单元的65个原油进行有机地球化学特征研究,通过交替最小二乘法对原油进行混源解析发现,沙四上段和沙三下段烃源岩对渤南洼陷中部原油的贡献比例接近于1:1,渤南洼陷南部、西部和孤北洼陷的原油主要来源于沙三下段烃源岩;义和庄凸起的原油埋藏深度浅,两套烃源岩对该地区原油的贡献率接近于1:1;孤岛凸起的原油多处于成熟阶段,但来源变化较大;罗家凸起和陈家庄凸起的原油埋藏深度浅,成熟度较低,主要来自于沙四上段烃源岩。孤东油田位于沾化凹陷的东北部边缘地区,油气来源复杂。在孤东油田选取了31个样品进行油气地球化学特征研究,采用层次聚类分析对原油进行分类,发现该地区原油可分为四类,I类原油处于成熟阶段,烃源岩沉积于淡水-微咸水还原环境中,有机质主要来源于藻类,与孤南洼陷沙三段烃源岩相一致;II组原油的成熟度较高,烃源岩沉积于淡水弱氧化环境中,有机质中有陆源高等植物输入,与黄河口洼陷东三段烃源岩呈现相似特征;III组原油的分布最广,已基本达到成熟阶段,烃源岩沉积于微咸水弱氧化环境中,有机质主要来源于藻类且经历过细菌改造,对应于黄河口洼陷的沙三段烃源岩;IV组原油属于低熟油,烃源岩沉积于咸水弱氧化环境中,有机质主要为藻类,可能是黄河口洼陷沙一段烃源岩。本研究系统研究了东营凹陷和沾化凹陷的原油地球化学特征,并结合地球化学计量学方法对原油进行分类或混源解析,为济阳坳陷中部油气勘探提供更多资料,对研究区的油气藏勘探具有重要意义。
赵子龙[2]（2020）在《渤中凹陷深层油气运聚成藏机制》文中研究指明油气作为流体矿产,其运聚作用反映其时、空演化的地质过程,是油气成藏理论和勘探目标优选的重要组成部分。渤中凹陷深层油气勘探效果突出,但油气运聚成藏过程研究薄弱。本文试图通过对渤中凹陷多次洼差异性烃源条件下的油气来源,输导体系与流体动力联合作用下的油气运移、成藏过程的研究,旨在探讨渤中凹陷深层油气运聚、成藏机制,以及勘探和目标区优选。立足30余口深层探井、评价井的基础地质资料,选取渤中凹陷西南部深层油气藏作为主要解剖区。通过岩心观察、显微薄片、油/气物性、有机/无机地化等翔实的资料,研究油气来源和深部流体示踪、输导格架发育特征、流体动力恢复与演化,以及优势运移指向,借助流体驱替物理实验和Petro Mod?数值模拟等正演手段,分析油气运聚成藏过程。取得了如下主要认识:渤中凹陷西南部深层油气主要来自富烃深次洼中的主洼、南洼和西南洼烃源岩,层位上以沙河街烃源贡献为主,东营组次之。热膨胀与底辟作用下的构造背景,岩相学组合和有机/无机地化特征,反映深部流体主要源于上地幔深部,略受壳源物质混染,借助深大断裂-裂缝体系,在喜马拉雅期发生以中心式和裂隙式区域喷发活动。渤中凹陷输导体系主要发育有高渗岩体、断层、不整合面和裂缝。多期形成的北北东和近南北向的正平移断裂、北西和北东向共轭走滑断裂,在新构造运动期间得以活化和再发育,为深层流体提供优势运移通道。裂缝主要包括近垂直缝、斜交缝和水平缝。水平缝形成时间要早于近垂直缝,近垂直缝早于斜交缝。多期次构造演化和烃源岩生、排烃增压耦合均有助于裂缝网络的形成。超压成因主要有沉积型超压、生烃增压和断裂引起的压力传递,其中沉积型超压和生烃增压是渤中凹陷超压的主要贡献者。流体动力演化整体表现为油势梯度呈逐渐增大趋势,约5.3Ma以来油势梯度达到最大。渤中凹陷深层油气经历了早油、晚气的混合运移过程,约5.3Ma以来天然气发生规模运聚过程。在流体势梯度驱动下,油气沿着断层-裂缝-高渗岩层-不整合面发生垂向和侧向长距离运聚,形成了“多源汇聚供烃-早油晚气-长距离垂、侧向差异运聚”的油气成藏模式。
郭志扬,刘华,程斌,杨贵丽,徐昊清,张芷晴[3]（2020）在《渤海湾盆地济阳坳陷埕岛—桩西潜山油气特征与来源》文中认为潜山油气藏具有多种油气来源和充注成藏方式。为揭示渤海湾盆地济阳坳陷潜山油气藏的形成过程,以油气物性、地球化学特征为基础,分析了埕岛—桩西潜山带的油气来源及充注方式。结果表明:研究区原油来自低等生物为主的湖相烃源岩,天然气为腐泥型干酪根在热解生烃过程中产生的原油伴生气;受多源供烃的影响,油气物性和地球化学特征在不同层系之间无明显差异,但在不同构造带间差异显着。埕北11潜山原油中4-甲基甾烷不发育,是埕北凹陷沙三段烃源岩生成的油气沿埕北断层垂向注入而形成;埕北20潜山的原油成熟度相对较低、伽马蜡烷含量高低不等,为来自沙南凹陷沙一段和沙三段的混源油,通过不整合侧向充注而聚集;埕北30潜山和桩海潜山的原油成熟度高,是黄河口凹陷沙三段烃源岩生成的油气沿埕北30断层和供烃窗口充注而形成;桩西潜山的油气来自孤北洼陷沙三段,经桩南断层从供烃窗口充注进入潜山。
刘念[4]（2020）在《冀中坳陷典型潜山带油气成藏机理研究》文中研究指明潜山油气勘探是冀中坳陷油气勘探的重要领域,随着勘探程度的深入,迫切需要油气成藏机理的理论研究来指导下一步的油气勘探实践。本论文以冀中坳陷北部河西务反转型斜坡潜山带和南部束鹿继承型斜坡潜山带两个典型潜山带为研究对象,基于含油气系统的研究思路,综合应用地质、地球物理和地球化学手段,运用有机和无机地球化学相结合、静态解剖与动态过程研究相结合的方法,明确了烃源灶规模及演化史,揭示了油气成因类型及来源,分析了油气成藏主控因素与机理,建立了油气成藏模式。本论文取得了以下主要认识:（1）冀中坳陷晚古生代以来的热历史经历了早白垩世晚期和始新世晚期两期热流高峰,其热流值分别为78 mW/m2～82 mW/m2和80 mW/m2～85 mW/m2。（2）冀中北部石炭-二叠煤系烃源岩二次生烃门限约为3550 m,二次生烃范围主要集中在廊固凹陷东部、武清凹陷、文安斜坡西北部以及杨村斜坡西部,对河西务潜山带天然气的贡献率为50%～80%。（3）河西务潜山带南、北部原油来源具有差异性,北部潜山原油主要来源于古近系孔店组-沙四段和石炭-二叠系混源,南部潜山原油主要来源于古近系孔店组-沙四段烃源岩。而束鹿潜山带洼中隆和斜坡带原油均来源于束鹿凹陷古近系沙三下段烃源岩。（4）建立了河西务潜山带双洼供烃-断层和不整合输导-多层系聚集和单洼供烃-不整合输导-顶部聚集的两种油气成藏模式,其中供烃、储层条件和油气输导体系的差异是河西务潜山带南、北潜山油气成藏差异的主控因素。（5）建立了束鹿潜山带近源断层输导断背斜聚集和远源不整合输导反向断块-高潜山聚集的两种油气成藏模式,其中供烃、保存条件以及反向断层遮挡是造成束鹿潜山带洼中隆和斜坡带油气性质和富集差异的主控因素。本论文研究结果不仅丰富了潜山油气地质理论,同时也为冀中坳陷潜山油气勘探提供了理论基础和科学依据。
张鸿[5]（2020）在《页岩油赋存状态的地球化学表征 ——以东营凹陷沙河街组为例》文中认为本研究对东营凹陷三口页岩油专探井中选取的30块始新统沙河街组湖相页岩岩心进行更加细化的化学抽提（分步溶剂抽提）和热抽提（多温阶岩石热解）分析,以定量表征页岩油在储层中不同的物理赋存状态、相对比例和原地油量,并对比两种方法在页岩油含油量、组分分异等关键参数及过程上的异同点,探究该区页岩油可生产性的制约因素。通过对沙三下亚段和沙四上亚段页岩样品的标准岩石热解分析、溶剂抽提以及饱和烃、芳香烃色谱-质谱分析基础地球化学特征分析表明,这两套页岩层系有机质丰度高,类型主要为II型,具备较好的页岩油形成物质基础。有机质热演化程度主体处于生油窗早-生油高峰阶段。通过分步溶剂抽提定量分析实验,将得到的抽提物赋以物理状态信息并分别定义为游离油、吸附油和残余油。游离油为页岩储层中主要的物理赋存状态,其含量约占总抽提物产量的66%,吸附油和残余油的含量分别约占总抽提物产量的16%和17%。分步抽提物的族组分分离结果表明,饱和烃为含量最高的馏分。且其相对含量总体随抽提呈不断降低的趋势;而极性化合物的相对含量则相应地不断上升。总有机碳和粘土矿物含量在对页岩储层内原油的吸附和保留能力上起着关键性影响,而脆性指数则同抽提量呈负相关关系。热成熟度对总抽提量有决定性影响。多温阶岩石热解分析提供了更多关于总组分和页岩油物理状态的信息,一定程度上也降低了标准岩石热解常出现的carryover干扰效应。在宏观原地油量和微观分子组成（轻/重质烃类比例）系统变化的表征上,该方法同分步溶剂抽提法表征结果具有较高的协同性,可共同用于页岩油含油量的表征研究。对该区页岩油可生产性的综合分析认为,北美海相页岩油系统可生产性评价指标原油饱和度指数（S1/TOC）,不可简单地套用于陆相断页岩油可生产性评价。相对较低的热成熟度伴以较高的粘土矿物含量为主要制约因素。在此成熟度下生成的原油未经历或较低程度的裂解,属于“黑油”范畴,油质偏重且粘度大,原油在储层中流动性较差。流体质量既流动度同样是页岩油地质评价中的核心。后续的勘探应重点关注生油窗晚期到凝析油窗阶段页岩层系。
吴飘[6]（2020）在《二连盆地典型洼槽成藏机理研究》文中研究指明二连盆地洼槽区油气资源丰富,成藏研究相对薄弱。本文通过对23个洼槽进行类型划分,挑选不同结构、不同地质类型的四个典型洼槽（乌兰花南、阿南、巴南、乌雅南）开展成藏地球化学研究,构建了不同洼槽、不同区带的成藏模式和成藏主控因素。二连盆地洼槽地质要素类型可分为高熟大型半咸水洼槽等3大类15小类,洼槽结构类型可分为单断断槽式等5类,洼槽生烃潜力可分为富生烃、生烃和非生烃三个级别;高熟型洼槽和成熟型咸水洼槽全为富生烃洼槽,深洼带面积大于100km2是富生烃洼槽形成的必要条件。根据烃源岩抽提物生物标志化合物差异,可将四个典型洼槽的烃源岩发育模式分为半咸水-咸水（菌）藻源保存力模式、淡水-半咸水混合生源有机质供给力模式、淡水陆源有机质供给力模式。不同模式下的烃源岩地球化学特征、生排烃门限、生油窗宽度以及源藏关系具有差异性。不同烃源岩生成的原油成因类型可分为咸水藻源低熟油等3大类9小类,不同类型原油具有成带或成层分布特征。四个典型洼槽中,阿南洼槽蒙古林和小阿北油藏原油主要从深洼带经不整合面-断裂-不整合面呈阶梯式运移;乌兰花南洼槽原油主要沿断裂垂向运移;乌雅南洼槽K1ba4段原油主要沿T8不整合面侧向运移成藏,而K1bt1下段原油多为源内砂体输导成藏;巴南洼槽巴I、巴II构造带油藏多为原地烃源岩经断裂-砂体侧向输导成藏。四个典型洼槽中,阿尔善断裂带、乌雅南洼槽斜坡内带、巴I构造带具有高强度充注特征,其他区带多为中等或低强度充注。各洼槽原油多为腾二期和赛汉期两期充注,但咸水洼槽成藏时间偏早,近洼构造带成藏期次较多。现今四个典型洼槽均为静水低压体系,但油柱高度小于浮力驱动的临界油柱高度,地史时期深洼带油气充注的动力为浮力和古异常压力综合作用。不同结构洼槽的成藏模式可分为双源阶梯式连续充注复式成藏等4种模式,洼槽水体盐度控制烃源岩发育模式及油气性质、烃源灶控制油气来源及分布、洼槽结构控制油气运移和聚集。
刘伟[7]（2020）在《渤中凹陷湖相优质烃源岩形成机理与发育模式研究》文中研究表明渤中凹陷是渤海湾盆地最重要的含油气盆地之一。目前,伴随着对渤中凹陷油气勘探程度的日益加深,有关渤中凹陷湖相优质烃源岩的形成机理及发育模式研究也显得越来越重要,成为制约该区进一步油气勘探的难点和重大科学问题。本次研究,利用有机地球化学、无机地球化学、扫描电镜、全岩X衍射、古生物鉴定等实验数据,在高分辨率层序地层划分基础上,通过优质烃源岩评价指标的构建,对渤中凹陷沙河街组烃源岩进行了评价、重建了研究区古湖泊沉积环境、探讨了烃源岩发育要素,最终分析总结了沙一段与沙三段湖相优质烃源岩的形成机理与发育模式。本次研究,以渤海湾盆地古近系层序地层划分方案为基础,依据地球化学、地球物理及古生物资料,对渤中凹陷沙一段与沙三段烃源岩高精度层序地层开展了分析,将沙一段、沙三段各三级层序进一步细分为分为湖扩体系域（EST）和湖退体系域（RST）两个四级层序,EST和RST之间的界面为凝缩段,一般具有异常高的有机质丰度、较低的长英质与Al2O3含量、较高的粘土矿物含量,还含有较高的黄铁矿。针对前人利用统计学方法确定优质烃源岩有机质丰度下限的不足,本次研究,利用岩石热解数据,通过计算原始有机质丰度与生排烃量,得到烃源岩排烃量剧增时的残余有机质丰度下限,确定沙一段与沙三段优质烃源岩TOC下限为2.00%。对沙一段与沙三段烃源岩评价认为,两套烃源岩有机质丰度较好,沙一段烃源岩TOC介于0.48-11.61%,平均为2.85%;沙三段烃源岩TOC介于0.92-17.50%,平均为3.21%。有机质类型以Ⅱ型为主,含部分Ⅰ型干酪根,Ⅲ型干酪根相对较少,有机质演化进入低熟到成熟阶段,母质来源为藻类等低等水生生物与陆源高等植物的混源,藻类等更占优势。垂向上,沙三段优质烃源岩较沙一段更发育,凝缩段是沙三段优质烃源岩发育的重要位置;平面上,渤中凹陷沙一段优质烃源岩主要分布于沙南地区,沙三段优质烃源岩主要分布于渤中、黄河口地区。本次研究运用孢粉和X-衍射数据分析了研究区烃源岩发育的古气候。沙三段孢粉主要以双束松粉属-榆粉属（Pinuuspollenites-Ulmipollenites）组合为主,二者含量均超过50.00%。沙一段双束松粉属-榆粉属（Pinuspollenites-Ulmipollenites）含量明显降低,不超过50.00%,榆粉属（Ulmipollenites）与枥粉属（Carpinipites）含量则明显增长,达到30.00%,还出现了麻黄粉属（Ephedripites）,含量超过沙三段一倍。粘土矿物数据显示沙三段高岭石含量明显高于沙一段,伊利石含量低于沙一段。研究表明,沙三段古气候相对温暖潮湿,沙一段则相对炎热干旱。本次研究运用地化及藻类等古生物鉴定资料分析了研究区烃源岩发育的古水体盐度。沙三段短棘盘星藻（Pediastrumboryanum）和多刺甲藻属（Sentusidinium）组合为主,沙一段则以多刺甲藻属（Sentusidinium）为主,且藻类分异度明显降低。地化数据显示,沙一段具有相对沙三段更高的伽马蜡烷指数、Ba、CaO含量及Ca/（Ca+Fe）比值。总体上沙一段水体盐度为微咸水-半咸水,而沙三段为淡水-微咸水。本次研究恢复了研究区两套烃源岩的沉积速率。沙一段沉积速率平均仅为3.25cm/ka,沙三段沉积速率平均为22.64cm/ka。通过沉积速率与有机质丰度的分析,认为沙一段较低的沉积速率对有机质具有聚集效应,沙三段较大的沉积速率对有机质具有稀释效应。沉积速率对有机质起稀释效应的最低值为4.47cm/ka。本次研究计算了研究区两套烃源岩的古生产力并探讨了其主控因素。研究中重点分析了前人在古生产力评价方面的不足,指出对古生产力的评价不能忽视生产力的时间属性,并推导出适合已生排烃烃源岩地层的古生产力计算公式。研究认为沙三段古生产力平均为1055.84 g C/（m2.a）,沙一段平均为103.55 g C/（m2·a）。古气候与营养盐输入是控制古生产力的主要因素,其中沙三段古湖泊的富营养化形成了沙三段较高的古生产力。本次研究运用地化及微量元素资料研究了该区烃源岩发育的古水体氧化还原特征。Pr/Ph数据显示沙一段与沙三段均具有良好的还原环境,沙一段部分数据点反映了强还原环境。V/（V+Ni）显示沙一段与沙三段均为缺氧环境。沙一段与沙三段异常高的Ph含量与Pr/nC18显示沙一段与沙三段存在水体分层现象。本次研究,在沙三段中发现粒径为5.7μm的草莓状黄铁矿,成为推断沙三段在湖泊中央存在水体温度分层的证据。综合上述研究,认为沙三段优质烃源岩是在高生产力条件下,有机质被沉积速率进行了一定程度的稀释,在水体温度分层形成的保存条件下形成;沙一段优质烃源岩则是在低生产力固定的有机碳被低沉积速率聚集后,在水体盐度较高条件下促使水体中含氧量减小,同时形成水体盐度分层的良好保存条件下形成。沙三段优质烃源岩形成的主控因素为高生产力,沙一段优质烃源岩形成的主控因素为低沉积速率对有机质的聚集效应。
谌辰[8]（2020）在《沙垒田凸起及周缘潜山成藏条件研究》文中认为沙垒田凸起周缘潜山是渤中凹陷西部主要凸起潜山,具有良好的勘探潜力,但是前人相关的研究有一定局限性不够全面。因此,本文以沙垒田凸起潜山为研究对象,通过有机地球化学、成藏动力学、油气地质学等手段,并根据前人研究成果,充分利用测井、地球化学、地球物理等资料,分析沙垒田凸起潜山的烃源岩条件、储层特征、盖层分布特征、圈闭类型、保存条件等成藏要素,对研究区典型油气藏进行成藏解剖的研究,总结出沙垒田凸起潜山油气藏成藏主控因素,并预测研究区有利勘探区带。综合研究表明:（1）沙垒田凸起主要发育东三段、沙一段～沙二段、沙三段3套烃源岩。其中以沙三段为研究区主力烃源岩,有机质丰度高、有机质类型为II1和II2,且成熟度较高。油源主要以混源为主,主要为沙三段供烃,部分混有沙一段和东三段供烃。（2）中生界碎屑岩、古生界碳酸盐岩、太古界变质岩储层是沙垒田凸起潜山主要发育的3套储层。由于岩性、构造运动以及潜山深度等因素的影响,可以按顶部风化裂缝带以及风化壳下渗流带、储层物性特征等成因不同将中生界碎屑岩储层分为I类优质储层、古生界碳酸盐岩储层为I类优质储层、太古界变质岩储层为II类较好储层。（3）沙垒田凸起潜山上覆发育馆陶组泥岩、明化镇组泥岩、东营组巨厚泥岩盖层和仅在研究区东北部减少量发育的沙河街组泥岩,其中研究区凸起东北部和西北部的东二下-东三段泥岩具有物性、超压双重封闭作用;沙三段泥岩仅在凸起中北段小规模分布、且厚度较小;沙垒田凸起潜山油气藏主要发育断层-不整合型输导体系和断层-不整合-砂体型输导体系两种优势输导体系;供油模式为源内和近源供油;成藏模式为单项单元源输导型。（4）沙垒田凸起潜山成藏主控因素为优质储层、优势输导体系以及近油源与油气的晚期充注;研究区主要分布有I类有利勘探区、II类次有利利勘探区。I类有利勘探带沙垒田东南部CFD18-1～CFD18-2潜山带,II类次有利勘探带分别位于沙东北CFD6-4S～CFD12-6～BZ8-4东西向潜山带以及沙西北CFD1-6～CFD2-1潜山带。
吕雪莹[9]（2019）在《黄骅坳陷中-古生界油气充注机理及成藏模式》文中认为黄骅坳陷中、古生代经历了多期构造演化,油气多层系富集且非均质性强,以黄骅坳陷中-古生界油气差异富集为出发点,以油气充注动、阻力耦合为核心,深入探讨了黄骅坳陷中-古生界油气充注机理并建立了油气成藏模式。依据潜山成因及其圈闭特征,将黄骅坳陷中-古生界油气藏划分为断块-地貌型、断块-断鼻型、背斜型和断块-背斜型,其中断块-地貌型分布于北区印支期古隆起两翼,奥陶系为主要产层,原油物性好、地层水矿化度较高、湿气为主;断块-断鼻型则全区广泛分布,油气呈多层系分布,流体性质变化大;背斜型和断块-背斜型分布在南区,中生界原油富集、物性较差,二叠系油气富集、原油物性及保存条件较好,奥陶系以产气为主。基于碳同位素组成、生标化合物等地化资料,并结合实际地质背景,展开精细油气源对比。结果表明,黄骅坳陷发育的3套主力烃源岩对应形成了3大类原油和2大类天然气。断块-地貌型油气藏下古生界油气均源自Es3烃源岩;断块-断鼻型油气藏则以古近系供烃为主、C-P为辅,且北部油、气均源自Es3烃源岩,而南部原油源自Ek2、天然气源自C-P;背斜型油气藏古生界油、气均为源自C-P的煤成油、气;断块-背斜型油气藏原油以Ek2供烃为主、天然气则源自C-P。受地层温压条件及烃源岩演化程度影响,油型气几乎均为干酪根裂解气,煤型气则存在原油裂解和干酪根裂解两种成因。依据油气输导格架及源储配置关系,划分了油气充注模型并建立了不同模型下油气充注动、阻力的表征方法,进而选取典型潜山分析了中-古生界油气充注动、阻力特征及其耦合关系。结果表明,黄骅坳陷中-古生界发育有断控压差垂向充注、断控压差侧向充注和源控压差垂向充注等3种油气充注模型,黄骅坳陷中-古生界油、气柱所受最大浮力分别为0.044 MPa、0.048 MPa。不同充注模型油气充注动力来源差异明显。其中断控压差垂向充注模型主要适用于断块-断鼻型油气藏,充注动力为断裂带与储层间的压力差,可依据伯努利方程计算得到;断控压差侧向充注模型则在断块-地貌型、断块-断鼻型及断块-背斜型油气藏均适用,充注动力为古近系烃源岩与储层间压力差;而源控压差垂向充注模型则适用于背斜型油气藏,充注动力为石炭-二叠系煤系烃源岩与储集层的剩余压力差。黄骅坳陷中-古生界均为低孔、（特）低渗储集层,下古生界碳酸盐岩溶蚀孔、洞及微裂缝发育,地层压力是油气充注的主要阻力;中生界及上古生界砂岩孔喉结构发育,除地层压力外孔喉结构产生的毛细管力是油气充注的重要阻力,受界面张力、润湿性、孔喉半径等多种因素控制。综合烃源岩热演化特征、断层活动性、油气充注动阻力耦合及油气成藏期次等要素,恢复了黄骅坳陷中-古生界不同类型油气藏的油气成藏动态过程,建立了油气成藏模式。千米桥潜山断块-地貌型油气藏仅存在新近纪-第四纪一期油气充注,油气成藏模式为“古近系供烃-断控压差驱动-晚期成藏-供烃窗口富集”;北大港潜山断块-断鼻型油气藏存在中三叠世和新近纪-第四纪两期油气充注,且经历了原油裂解、生物降解及氧化作用等多种次生变化,油气成藏模式为“双源供烃-混合驱动-两期充注-多层系差异富集”;王官屯潜山断块-背斜型油气藏分别于早白垩世末期和新近纪-第四纪发生油气充注,油气成藏模式为“双源供烃-源控压差驱动-两期成藏-供烃窗口富集”;乌马营潜山背斜型油气藏分别于早白垩世末期和新近纪-第四纪发生油气充注,油气成藏模式为“煤系供烃-源控压差驱动-两期成藏-古生界富集”。
李悠悠[10]（2019）在《渤中西次洼及其周缘原油成因类型与分布规律》文中研究表明渤中西次洼位于渤中凹陷的西北部,其中发育的陡坡带和中央走滑带是油气的主要聚集场所。本文依据岩屑、岩芯样品的地球化学分析数据,结合钻井、地震等资料来研究该地区烃源岩的地球化学特征与发育分布规律、原油的有机地化特征与来源,并在此基础上划分原油类型,探明油气田成藏的地质控制因素。通过干酪根元素组成、烃源岩热解参数、显微组分含量和镜质体反射率等对烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度等地化特征进行了详细刻画。结果表明渤中西次洼三套烃源岩有机质丰度较高,有机质类型为Ⅱ型,处于成熟演化阶段。其中东三段烃源岩分布范围最广,沙三段烃源岩分布范围最小,但其厚度最大。通过饱和烃与芳烃两方面的生标参数来讨论烃源岩的沉积环境特征和有机质的输入贡献情况,基于对原油地球化学特征的整体分析,包括物性、族组成、饱和烃气相色谱、碳同位素组成和生标化合物特征,结果表明原油母质类型为混合型（Ⅱ型）有机质,处于弱氧化—弱还原的沉积环境。在此基础上,利用聚类分析和生标散点图对烃源岩和原油进行油源对比,结果表明研究区主要油源来自沙河街组烃源岩和东营组烃源岩。通过油源对比将原油划分为三种类型,既有单源原油,也有混源原油。最后,从烃源岩的发育分布、油源对比以及运移与聚集方面来研究CFD6-2油藏原油来源与控制因素。结果表明该油田的烃源岩属于好烃源岩,能够为油气聚集成藏提供必要的物质前提。长时间持续活动的油源断裂能贯穿到基底且向上伸展到浅部新近系,作为油气垂向输导的主要通道;晚期次级断层在浅部会形成断裂,可以将油气输导分配到明化镇组。
二、Distribution and Significance of Methyl Steranes in Bohai Bay Basin, East China（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、Distribution and Significance of Methyl Steranes in Bohai Bay Basin, East China（论文提纲范文）
（1）原油地球化学计量学解析 ——以济阳坳陷中部凹陷为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究背景及选题意义 |
| 1.2 研究内容及方法 |
| 1.2.1 研究内容 |
| 1.2.2 研究方法 |
| 1.2.3 技术路线 |
| 1.3 论文纲要及工作量 |
| 1.3.1 论文纲要 |
| 1.3.2 主要工作量 |
| 第2章 研究进展 |
| 2.1 济阳坳陷构造发育和烃源岩特征 |
| 2.2 化学计量学在油气地球化学中的应用 |
| 2.3 主要存在的问题 |
| 第3章 油气地球化学计量学解析方法 |
| 3.1 谱系聚类分析(Hierarchical cluster analysis,HCA) |
| 3.2 主成分分析(Principal component analysis,PCA) |
| 3.3 多维标度(MDS) |
| 3.4 交替最小二乘法(ALS) |
| 3.5 Circos |
| 3.6 油气地球化学计量学计算的注意事项 |
| 3.6.1 样品选择和数量要求 |
| 3.6.2 参数的选择 |
| 3.6.3 数据预处理方法 |
| 第4章 东营凹陷原油分类与解析 |
| 4.1 东营凹陷石油地质背景 |
| 4.1.1 东营凹陷构造形成与演化 |
| 4.1.2 东营凹陷油藏地质特征 |
| 4.2 样品与实验 |
| 4.2.1 研究目的 |
| 4.2.2 样品来源与分布 |
| 4.2.3 样品前处理和仪器分析 |
| 4.2.4 数据处理 |
| 4.3 原油地球化学特征 |
| 4.3.1 原油稳定碳同位素特征 |
| 4.3.2 正构烷烃和类异戊二烯烷烃 |
| 4.3.3 生物标志物组成及分布 |
| 4.3.4 芳烃化合物分布与组成 |
| 4.3.5 原油生物降解程度 |
| 4.4 东营凹陷原油地球化学计量学解析 |
| 4.4.1 不同组原油热成熟度 |
| 4.4.2 从原油组成预测烃源岩特征 |
| 4.5 混原油化学计量学解析 |
| 4.6 地质模型推测 |
| 4.7 小结 |
| 第5章 沾化凹陷中南部原油解析 |
| 5.1 沾化凹陷石油地质背景 |
| 5.1.1 沾化凹陷构造形成与演化 |
| 5.1.2 沾化凹陷油藏地质特征 |
| 5.2 样品与实验 |
| 5.2.1 研究目的 |
| 5.2.2 样品来源与分布 |
| 5.2.3 实验分析方法 |
| 5.2.4 地球化学计量学方法 |
| 5.3 原油地球化学特征 |
| 5.3.1 稳定碳同位素 |
| 5.3.2 正构烷烃和类异戊二烯烷烃 |
| 5.3.3 生物降解程度 |
| 5.3.4 生物标志化合物组成和分布特征 |
| 5.3.5 小结 |
| 5.4 混原油化学计量学解析 |
| 5.4.1 ALS反褶积 |
| 5.4.2 多维标度(MDS) |
| 5.4.3 Circos |
| 5.5 原油成熟度分析 |
| 5.6 地质模型推测 |
| 5.7 讨论与小结 |
| 第6章 沾化凹陷孤东油田原油分类解析 |
| 6.1 孤东油田石油地质背景 |
| 6.1.1 主要构造单元 |
| 6.1.2 构造演化 |
| 6.1.3 地层沉积序列 |
| 6.1.4 油气来源 |
| 6.1.5 油气成藏条件 |
| 6.1.6 烃源岩特征 |
| 6.2 样品与实验 |
| 6.2.1 样品收集 |
| 6.2.2 实验方法 |
| 6.2.3 化学计量学方法 |
| 6.3 原油地球化学特征 |
| 6.3.1 稳定碳同位素 |
| 6.3.2 原油链烷烃组成和分布 |
| 6.3.3 生物标志化合物组成和分布特征 |
| 6.3.4 芳烃化合物对的组成和分布 |
| 6.4 基于油气地球化学计量学的油-油对比 |
| 6.4.1 不同组原油的地球化学特征 |
| 6.4.2 油-源对比 |
| 6.5 小结 |
| 第7章 结语 |
| 7.1 主要认识 |
| 7.2 创新点 |
| 7.3 不足之处及展望 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 作者简历及攻读学位期间发表的学术论文与研究成果 |
（2）渤中凹陷深层油气运聚成藏机制（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.1.1 题目来源 |
| 1.1.2 选题目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 油气来源与深部流体 |
| 1.2.2 输导体系 |
| 1.2.3 流体动力 |
| 1.2.4 成藏模式 |
| 1.3 主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究思路与技术路线 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 1.5 主要认识与创新点 |
| 1.5.1 主要认识 |
| 1.5.2 主要创新点 |
| 第二章 研究区地质概况 |
| 2.1 构造背景 |
| 2.2 地层特征 |
| 2.3 油气地质特征 |
| 2.3.1 烃源岩 |
| 2.3.2 储集层 |
| 2.3.3 盖层 |
| 2.3.4 分布层位与油气藏类型 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 油气来源与深部流体示踪 |
| 3.1 油气来源 |
| 3.1.1 油气组分与热成熟度 |
| 3.1.2 天然气成因 |
| 3.1.3 不同构造油源对比 |
| 3.2 深部流体示踪 |
| 3.2.1 岩相组合特征 |
| 3.2.2 地球化学特征 |
| 3.2.3 深部流体活动模式 |
| 3.3 小结 |
| 第四章 输导体系发育特征 |
| 4.1 输导体系 |
| 4.1.1 高渗岩体 |
| 4.1.2 断层 |
| 4.1.3 不整合面 |
| 4.2 断裂演化与形成机制 |
| 4.2.1 断裂演化 |
| 4.2.2 形成机制 |
| 4.3 裂缝类型与形成机制 |
| 4.3.1 裂缝类型 |
| 4.3.2 发育期次 |
| 4.3.3 形成机制 |
| 4.4 输导体系对油气运聚成藏的影响 |
| 4.5 小结 |
| 第五章 流体动力恢复与演化特征 |
| 5.1 现今温压特征与超压成因 |
| 5.1.1 温度特征 |
| 5.1.2 压力特征 |
| 5.1.3 超压成因 |
| 5.2 古压力场恢复 |
| 5.2.1 流体包裹体恢复古压力 |
| 5.2.2 盆地模拟参数准备与选取 |
| 5.2.3 模拟结果有效性验证 |
| 5.3 流体动力场演化 |
| 5.3.1 垂向上流体动力场演化 |
| 5.3.2 平面上流体动力场演化 |
| 5.4 流体动力对油气运聚成藏的影响 |
| 5.4.1 泥岩压实计算的剩余压力对油气运聚的影响 |
| 5.4.2 数值模拟的剩余压力对油气运聚的影响 |
| 5.5 小结 |
| 第六章 油气运聚过程与成藏机理 |
| 6.1 输导体系与流体动力联合控制下的油气运聚成藏过程 |
| 6.1.1 充注时间 |
| 6.1.2 运移方向 |
| 6.1.3 优势运聚区域 |
| 6.2 地化指标约束下的原油优势运聚指向 |
| 6.2.1 饱和烃生标参数约束下的原油优势运聚指向 |
| 6.2.2 原油含氮化合物约束下的原油优势运聚指向 |
| 6.2.3 油包裹体定量荧光参数约束下的原油优势运聚指向 |
| 6.3 深层油气成藏过程 |
| 6.3.1 油气充注历史 |
| 6.3.2 流体驱替实验 |
| 6.3.3 油气成藏模式 |
| 6.4 小结 |
| 结论与认识 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
（3）渤海湾盆地济阳坳陷埕岛—桩西潜山油气特征与来源（论文提纲范文）
| 0 引言 |
| 1 区域地质背景 |
| 2 油气物性特征及差异 |
| 3 原油地球化学特征与来源 |
| 3.1 主力烃源岩特征 |
| 3.1.1 埕北凹陷主力烃源岩特征 |
| 3.1.2 沙南凹陷主力烃源岩特征 |
| 3.1.3 黄河口凹陷主力烃源岩特征 |
| 3.1.4 孤北洼陷主力烃源岩特征 |
| 3.2 原油地球化学特征 |
| 3.2.1 原油母质特征 |
| 3.2.2 原油成熟度 |
| 3.3 原油类型及来源 |
| 4 天然气特征与来源 |
| 4.1 天然气组分特征 |
| 4.2 天然气碳同位素特征 |
| 4.3 天然气成因与来源 |
| 5 结论 |
（4）冀中坳陷典型潜山带油气成藏机理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 题目来源 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.3 研究现状 |
| 1.3.1 烃源灶研究现状 |
| 1.3.2 油气成因类型与来源研究现状 |
| 1.3.3 潜山油气成藏机理研究现状 |
| 1.3.4 研究区研究现状 |
| 1.4 存在问题 |
| 1.5 主要研究内容 |
| 1.6 研究思路与技术路线 |
| 1.7 完成的主要工作量 |
| 1.8 主要认识与成果 |
| 第2章 研究区地质概况 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.2 沉积地层发育特征 |
| 2.3 油气地质特征 |
| 2.3.1 烃源岩特征 |
| 2.3.2 储层和盖层特征 |
| 2.3.3 油气分布特征 |
| 第3章 热史及重点生烃凹陷烃源灶演化 |
| 3.1 热演化史 |
| 3.1.1 样品采集与测试 |
| 3.1.2 古温标数据 |
| 3.1.3 热史恢复 |
| 3.2 烃源岩地球化学特征 |
| 3.2.1 古近系烃源岩 |
| 3.2.2 石炭-二叠系烃源岩 |
| 3.3 烃源灶演化 |
| 3.3.1 古近系烃源灶 |
| 3.3.2 石炭-二叠系烃源灶 |
| 第4章 典型潜山带油气成因与来源 |
| 4.1 河西务潜山带油气成因与来源 |
| 4.1.1 天然气地球化学特征 |
| 4.1.2 天然气成因类型 |
| 4.1.3 天然气来源分析 |
| 4.1.4 原油宏观物性和化学组成 |
| 4.1.5 油源分析 |
| 4.2 束鹿潜山带原油成因与来源 |
| 4.2.1 原油宏观物性和化学组成 |
| 4.2.2 油源分析 |
| 第5章 典型潜山带油气成藏特征 |
| 5.1 反转型斜坡潜山带油气成藏特征——河西务潜山带 |
| 5.1.1 油气藏类型及分布特征 |
| 5.1.2 油气成藏条件 |
| 5.1.3 油气充注历史 |
| 5.1.4 油气优势运移路径模拟 |
| 5.2 继承型斜坡潜山油气成藏特征——束鹿潜山带 |
| 5.2.1 油气藏类型及分布特征 |
| 5.2.2 油气成藏条件 |
| 5.2.3 油气充注历史 |
| 5.2.4 油气优势运移路径模拟 |
| 第6章 油气成藏主控因素和成藏模式 |
| 6.1 反转型斜坡潜山带油气成藏主控因素和模式——河西务潜山带 |
| 6.1.1 河西务潜山带油气成藏主控因素 |
| 6.1.2 河西务潜山带油气成藏模式 |
| 6.2 继承型斜坡潜山带油气成藏主控因素和模式——束鹿潜山带 |
| 6.2.1 束鹿潜山带油气成藏主控因素 |
| 6.2.2 束鹿潜山带油气成藏模式 |
| 第7章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附表 |
| 个人简历 |
| 攻读博士学位期间发表学术论文和专利 |
| 攻读博士学位期间参加的学术会议 |
| 攻读博士学位期间获奖情况 |
| 学位论文数据集 |
（5）页岩油赋存状态的地球化学表征 ——以东营凹陷沙河街组为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究目的与意义 |
| 1.2 研究现状与存在问题 |
| 1.2.1 页岩油地质特征研究现状 |
| 1.2.2 分步溶剂抽提技术研究现状 |
| 1.2.3 多温阶岩石热解分析研究现状 |
| 1.2.4 当前研究存在的问题 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 创新点 |
| 1.5 研究思路及技术路线 |
| 1.6 工作概况及完成工作量 |
| 1.6.1 资料收集 |
| 1.6.2 实验室分析测试 |
| 2 研究区地质背景 |
| 2.1 构造背景 |
| 2.2 沉积地层特征 |
| 2.3 研究区页岩油勘探开发进展 |
| 3 沙河街组页岩地球化学特征 |
| 3.1 基础有机地球化学特征 |
| 3.1.1 有机质丰度 |
| 3.1.2 有机质类型 |
| 3.1.3 有机质成熟度 |
| 3.1.4 矿物组成特征 |
| 3.1.5 岩石元素组成特征 |
| 3.2 饱和烃分子地球化学特征 |
| 3.2.1 正构及类异戊二烯烷烃系列化合物 |
| 3.2.2 甾烷系列化合物 |
| 3.2.3 萜烷系列化合物 |
| 3.3 芳香烃分子地球化学特征 |
| 3.3.1 烷基萘系列化合物 |
| 3.3.2 烷基菲系列化合物 |
| 3.3.3 烷基二苯并噻吩系列化合物 |
| 4 不同赋存状态页岩油的分步溶剂抽提法定量表征 |
| 4.1 分步溶剂抽提物量的变化 |
| 4.2 分步溶剂抽提物族组成的变化 |
| 4.3 分步溶剂抽提物量的控制因素 |
| 4.3.1 岩石矿物学因素对抽提量的影响 |
| 4.3.2 成熟度对抽提量的影响 |
| 5 不同赋存状态页岩油的多温阶岩石热解法定量表征 |
| 5.1 多温阶岩石热解定量表征 |
| 5.2 多温阶岩石热解与分步溶剂抽提法在原地油量表征上的对比 |
| 5.3 多温阶岩石热解与分步溶剂抽提法在烃类总减少量表征上的对比 |
| 6 表征方法对页岩油可生产性评价的意义及应用 |
| 6.1 表征方法的优势及待优化的方向 |
| 6.2 研究区页岩特征同经典页岩油系统对比 |
| 6.3 研究区页岩油可生产性制约因素探讨 |
| 6.4 对后续研究的启示 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（6）二连盆地典型洼槽成藏机理研究（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| abstract |
| 1.引言 |
| 1.1 选题背景及研究意义 |
| 1.2 研究现状与存在问题 |
| 1.2.1 湖相烃源岩发育模式 |
| 1.2.2 油源对比研究进展 |
| 1.2.3 油气二次运移研究进展 |
| 1.2.4 存在的主要问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路和技术路线 |
| 1.5 主要工作量及创新成果 |
| 1.5.1 主要工作量 |
| 1.5.2 创新性成果认识 |
| 2.区域地质背景 |
| 2.1 区域概况及勘探开发现状 |
| 2.2 区域构造演化 |
| 2.2.1 褶皱基底形成阶段 |
| 2.2.2 中生代陆盆发展阶段 |
| 2.2.3 典型洼槽构造演化特征 |
| 2.3 区域地层沉积特征 |
| 2.3.1 古生界基底 |
| 2.3.2 侏罗系地层 |
| 2.3.3 下白垩统地层 |
| 3.洼漕分类及典型洼槽选择 |
| 3.1 洼槽分布 |
| 3.2 洼槽地质特征及综合分类 |
| 3.2.1 洼槽地质要素特征及综合分类 |
| 3.2.2 洼槽结构特征及分类 |
| 3.2.3 洼槽生烃潜力评价 |
| 3.3 洼槽类型与油气分布关系及典型洼槽选择 |
| 4.典型洼槽烃源岩特征及形成机理 |
| 4.1 烃源岩地质特征及评价 |
| 4.1.1 有机质丰度 |
| 4.1.2 有机质类型 |
| 4.1.3 有机质成熟度 |
| 4.2 烃源岩生物标志物特征 |
| 4.2.1 成熟度生物标志化合物特征 |
| 4.2.2 母质来源生物标志化合物特征 |
| 4.2.3 沉积环境生物标志化合物特征 |
| 4.3 烃源岩的形成机制 |
| 4.3.1 烃源岩的发育控制因素 |
| 4.3.2 烃源岩的发育模式 |
| 4.4 烃源岩的生排烃门限及灶藏关系 |
| 4.4.1 不同洼槽的生排烃门限 |
| 4.4.2 不同洼槽的灶藏关系 |
| 5.典型洼槽油气藏特征及油气来源 |
| 5.1 油气藏类型及分布特征 |
| 5.1.1 油藏类型 |
| 5.1.2 油藏分布特征 |
| 5.2 地层水及天然气性质 |
| 5.2.1 地层水性质 |
| 5.2.2 天然气性质 |
| 5.3 原油地球化学特征 |
| 5.3.1 原油宏观特征 |
| 5.3.2 生物标志物特征 |
| 5.3.3 碳同位素特征 |
| 5.4 原油成因类型及油源分析 |
| 5.4.1 原油成因类型 |
| 5.4.2 原油来源分析 |
| 6.典型洼槽输导体系及油气运移示踪 |
| 6.1 输导体系类型 |
| 6.1.1 断裂输导体系 |
| 6.1.2 砂体输导体系 |
| 6.1.3 不整合面输导体系 |
| 6.2 地质录井资料示踪油气运移方向和路径 |
| 6.2.1 有效运移空间系数及平面分布 |
| 6.2.2 运移强度系数及平面分布 |
| 6.3 地球化学参数示踪油气运移方向和路径 |
| 6.3.1 原油物性、含蜡量示踪运移方向和路径 |
| 6.3.2 原油成熟度参数示踪 |
| 6.3.3 油气运移方式 |
| 6.4 油气运移距离及其控制因素 |
| 7.典型洼槽油气充注特征及成藏动力 |
| 7.1 油气充注强度及成藏期次 |
| 7.1.1 油气充注强度特征 |
| 7.1.2 包裹体岩矿特征 |
| 7.1.3 油气充注时间及期次 |
| 7.2 油气成藏动阻力特征 |
| 7.2.1 成藏阻力特征 |
| 7.2.2 成藏动力特征 |
| 7.3 油气成藏过程 |
| 8.典型油藏成藏模式及成藏主控因素 |
| 8.1 油气成藏模式 |
| 8.1.1 中央断裂带——双源断裂-不整合阶梯式输导两期复式成藏 |
| 8.1.2 巴I反转构造带——单源断裂-砂体侧向输导两期源内成藏 |
| 8.1.3 赛乌苏断阶带——单源断裂垂向输导一期复式成藏 |
| 8.1.4 斜坡带——单源砂体/不整合侧向输导两期源内成藏 |
| 8.2 油气成藏主控因素 |
| 8.2.1 水体盐度控制烃源岩发育模式、生排烃门限和油气性质 |
| 8.2.2 烃源灶控制原油来源、分布及勘探潜力 |
| 8.2.3 洼槽结构控制油气运移与聚集 |
| 9.结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附录 |
（7）渤中凹陷湖相优质烃源岩形成机理与发育模式研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题目的和意义 |
| 1.2 湖相烃源岩研究进展 |
| 1.3 研究区烃源岩研究现状 |
| 1.4 存在问题 |
| 1.5 研究内容与技术路线 |
| 1.5.1 研究内容 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 1.6 主要工作量 |
| 1.7 主要创新点 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 构造演化特征 |
| 2.2 地层发育特征 |
| 第3章 层序地层演化 |
| 3.1 层序划分方案 |
| 3.2 层序界面的识别 |
| 3.3 凝缩段的识别 |
| 第4章 烃源岩地球化学特征 |
| 4.1 优质烃源岩有机质丰度下限 |
| 4.2 有机质丰度 |
| 4.3 有机质类型 |
| 4.4 有机质成熟度 |
| 4.5 母质来源 |
| 第5章 古湖泊环境 |
| 5.1 古气候 |
| 5.1.1 孢粉分析 |
| 5.1.2 粘土矿物分析 |
| 5.2 古盐度 |
| 5.2.1 藻类盐度特征 |
| 5.2.2 地球化学盐度特征 |
| 5.3 沉积速率 |
| 第6章 优质烃源岩形成主控因素 |
| 6.1 古生产力及其主控因素 |
| 6.1.1 古生产力评价方法 |
| 6.1.2 古生产力评价与主控因素 |
| 6.2 有机质保存条件及其主控因素 |
| 6.2.1 有机质保存条件评价 |
| 6.2.2 有机质保存条件主控因素 |
| 6.3 沉积速率的聚集与稀释效应 |
| 第7章 优质烃源岩形成机理与发育模式 |
| 7.1 优质烃源岩形成机理 |
| 7.2 优质烃源岩发育模式 |
| 第8章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
（8）沙垒田凸起及周缘潜山成藏条件研究（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 国内外研究现状及存在的主要问题 |
| 1.2.1 潜山的概念 |
| 1.2.2 潜山油气藏的勘探现状 |
| 1.2.3 潜山油气藏的研究现状 |
| 1.2.4 沙垒田凸起研究现状 |
| 1.2.5 存在的主要问题 |
| 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 取得的成果和认识 |
| 第2章 区域地质背景 |
| 2.1 区域概况 |
| 2.1.1 构造单元划分 |
| 2.1.2 断裂发育特征 |
| 2.2 地层特征 |
| 2.2.1 潜山地层 |
| 2.2.2 新生界地层 |
| 第3章 烃源岩地化特征及油源对比 |
| 3.1 烃源岩地球化学特征 |
| 3.1.1 有机质丰度 |
| 3.1.2 有机质类型 |
| 3.1.3 有机质成熟度 |
| 3.2 油气源对比分析 |
| 3.2.1 沙垒田西北部 |
| 3.2.2 渤中凹陷西次洼 |
| 3.2.3 沙垒田东南部 |
| 第4章 潜山储层条件研究 |
| 4.1 中生界碎屑岩 |
| 4.1.1 岩石学特征 |
| 4.1.2 孔隙特征及孔隙结构 |
| 4.1.3 储层物性特征 |
| 4.2 古生界碳酸盐岩 |
| 4.2.1 岩石学特征 |
| 4.2.2 孔隙特征及孔隙结构 |
| 4.2.3 储层物性特征 |
| 4.3 太古界变质岩储层 |
| 4.3.1 岩石学特征 |
| 4.3.2 孔隙特征及孔隙结构 |
| 4.3.3 储层物性特征 |
| 4.4 储层发育主控因素 |
| 4.5 储层综合评价 |
| 4.5.1 中生界储层（Ⅱ类较好储层） |
| 4.5.2 古生界储层(Ⅰ类优质储层) |
| 4.5.3 太古界储层（Ⅰ类优质储层） |
| 第5章 潜山油气藏特征及成藏模式分析 |
| 5.1 潜山盖层特征 |
| 5.1.1 盖层发育特征 |
| 5.1.2 盖层展布特征 |
| 5.1.3 盖层封闭特征 |
| 5.1.4 盖层综合评价 |
| 5.2 保存条件 |
| 5.3 潜山输导体系与油气运移特征 |
| 5.3.1 输导体系 |
| 5.3.2 供烃窗口 |
| 5.4 典型油气藏解剖 |
| 5.4.1 CFD2-1潜山油气藏 |
| 5.4.2 CFD12-6潜山油气藏 |
| 5.4.3 CFD18-2潜山油气藏 |
| 5.5 潜山油气油气成藏模式 |
| 第6章 潜山油气成藏主控因素分析 |
| 6.1 油气成藏主控因素 |
| 6.1.1 优质储层 |
| 6.1.2 输导体系 |
| 6.1.3 近油源和油气晚期充注 |
| 6.2 潜山有利勘探区预测 |
| 6.2.1 渤海海域潜山油气有利因素 |
| 6.2.2 渤海海域潜山有利勘探方向 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（9）黄骅坳陷中-古生界油气充注机理及成藏模式（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 论文创新点摘要 |
| 第一章 引言 |
| 1.1 课题来源及选题依据 |
| 1.1.1 课题来源 |
| 1.1.2 选题依据及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 黄骅坳陷中-古生界油气勘探现状 |
| 1.2.2 油气充注机理 |
| 1.2.3 中-古生界油气成藏模式 |
| 1.3 主要研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 研究区位置 |
| 2.2 地层发育特征 |
| 2.2.1 下古生界 |
| 2.2.2 上古生界 |
| 2.2.3 中生界 |
| 2.2.4 新生界 |
| 2.3 构造发育特征 |
| 2.3.1 断裂发育特征 |
| 2.3.2 构造演化特征 |
| 第三章 油气藏静态特征 |
| 3.1 油气藏类型及分布特征 |
| 3.1.1 油气藏类型 |
| 3.1.2 油气藏分布 |
| 3.2 流体性质及其变化规律 |
| 3.2.1 原油特征 |
| 3.2.2 天然气特征 |
| 3.2.3 地层水特征 |
| 3.3 地层温压特征 |
| 第四章 油气成因与来源 |
| 4.1 烃源岩发育特征 |
| 4.1.1 烃源岩地质特征 |
| 4.1.2 烃源岩地化特征 |
| 4.2 原油类型划分及油源对比 |
| 4.3 天然气成因类型与来源 |
| 4.3.1 油型气和煤型气 |
| 4.3.2 原油裂解气与干酪根裂解气 |
| 第五章 油气充注机理 |
| 5.1 油气充注模型 |
| 5.1.1 断控压差垂向充注模型 |
| 5.1.2 断控压差侧向充注模型 |
| 5.1.3 源控压差垂向充注模型 |
| 5.2 油气充注动力 |
| 5.2.1 浮力作用 |
| 5.2.2 异常高压 |
| 5.3 油气充注阻力 |
| 5.3.1 储集层发育特征 |
| 5.3.2 油气充注阻力 |
| 5.4 油气充注动、阻力耦合 |
| 5.4.1 北大港潜山 |
| 5.4.2 王官屯潜山 |
| 5.4.3 千米桥潜山 |
| 5.4.4 乌马营潜山 |
| 5.5 油气差异充注机理 |
| 第六章 油气成藏过程与成藏模式 |
| 6.1 油气藏次生演化 |
| 6.1.1 原油裂解成因 |
| 6.1.2 生物降解成因 |
| 6.1.3 氧化成因 |
| 6.2 典型潜山油气成藏模式 |
| 6.2.1 千米桥潜山 |
| 6.2.2 北大港潜山 |
| 6.2.3 王官屯潜山 |
| 6.2.4 乌马营潜山 |
| 6.3 不同类型油气藏差异性对比 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（10）渤中西次洼及其周缘原油成因类型与分布规律（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题目的与意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 烃源岩研究现状 |
| 1.2.2 油气成因研究现状 |
| 1.3 研究区存在的问题 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 研究技术路线与完成工作量 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 构造演化阶段 |
| 2.2 地层分布与沉积相特征 |
| 第3章 烃源岩有机地球化学特征与发育分布 |
| 3.1 有机质丰度 |
| 3.2 有机质类型 |
| 3.2.1 干酪根元素组成 |
| 3.2.2 烃源岩热解参数 |
| 3.2.3 显微组分特征 |
| 3.3 有机质成熟度 |
| 3.4 生物标志物特征 |
| 3.4.1 饱和烃气相色谱 |
| 3.4.2 饱和烃化合物及组成特征 |
| 3.4.3 芳烃化合物及组成特征 |
| 3.5 烃源岩发育层段与厚度分布 |
| 3.5.1 单井烃源岩综合评价 |
| 3.5.2 烃源岩厚度展布 |
| 第4章 原油有机地球化学特征 |
| 4.1 原油物性 |
| 4.2 原油族组成 |
| 4.3 原油饱和烃气相色谱 |
| 4.4 原油碳同位素组成 |
| 4.5 原油饱和烃化合物组成 |
| 4.5.1 甾烷组成特征 |
| 4.5.2 萜烷组成特征 |
| 4.6 原油芳烃化合物组成 |
| 4.6.1 芳烃化合物成熟度参数 |
| 4.6.2 原油三芴系列化合物 |
| 第5章 油源对比与原油类型划分 |
| 5.1 基于饱和烃的油源分析 |
| 5.2 基于芳烃的油源分析 |
| 5.3 基于碳同位素的油源分析 |
| 5.4 原油成因类型及分布 |
| 第6章 CFD6-2油藏地质概况与成藏控制因素 |
| 6.1 CFD6-2油藏地质概况 |
| 6.2 运移与聚集的控制因素 |
| 第7章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
四、Distribution and Significance of Methyl Steranes in Bohai Bay Basin, East China（论文参考文献）
- [1]原油地球化学计量学解析 ——以济阳坳陷中部凹陷为例[D]. 林晓慧. 中国科学院大学(中国科学院广州地球化学研究所), 2021
- [2]渤中凹陷深层油气运聚成藏机制[D]. 赵子龙. 西北大学, 2020(12)
- [3]渤海湾盆地济阳坳陷埕岛—桩西潜山油气特征与来源[J]. 郭志扬,刘华,程斌,杨贵丽,徐昊清,张芷晴. 天然气地球科学, 2020(10)
- [4]冀中坳陷典型潜山带油气成藏机理研究[D]. 刘念. 中国石油大学(北京), 2020(02)
- [5]页岩油赋存状态的地球化学表征 ——以东营凹陷沙河街组为例[D]. 张鸿. 中国地质大学(北京), 2020(08)
- [6]二连盆地典型洼槽成藏机理研究[D]. 吴飘. 中国地质大学(北京), 2020(08)
- [7]渤中凹陷湖相优质烃源岩形成机理与发育模式研究[D]. 刘伟. 长江大学, 2020(04)
- [8]沙垒田凸起及周缘潜山成藏条件研究[D]. 谌辰. 成都理工大学, 2020(04)
- [9]黄骅坳陷中-古生界油气充注机理及成藏模式[D]. 吕雪莹. 中国石油大学(华东), 2019
- [10]渤中西次洼及其周缘原油成因类型与分布规律[D]. 李悠悠. 中国石油大学(北京), 2019(02)