油气田烃类的填充和保存外文翻译.doc

综合评价澳大利亚西北大陆架，鲍磊凹陷格里芬，奇努克，Scindian油气田烃类的填充和保存 马克布林卡特、 安东尼 Gartrell、 Lisk 马克 · 韦恩贝利卢克 · 约翰逊和戴夫 · 杜赫斯特摘要从澳大利亚西北大陆架、鲍磊凹陷的格里芬、 奇努克和 Scindian 油气田的八口井定义的古-OWCs，是比当前的OWCs深47147m （154.2482.3 英尺） 。古-OWCs 是比分离区域的溢出点深而且是与单个大型古油聚集的存在相符合。一个平面通过这些古 OWCs 描述与斜面西北衰退大约 1.5°。假设，此古OWC的是在时间上是水平的，三维结构恢复被用来评估当时的圈闭和随后postcharge的结构的影响。古OWC斜面减少到0.6°通过对中新世、第三世的恢复， 古OWC过度旋转0.1°。一个水平的古-OWC平面有时会出现在这两个时期之间且与油气从流体古气温数据获得的估计广泛一致。修复后的古构造的大致位置与最初被填装的联合的圈闭是一致的。古积累的大量岩石体积的大块岩石容量大于当前储积10倍，表明重大油容量损失。基于当前油容量(大约两亿桶石油)，几乎二亿桶油通过相对浅的东部溢出点溢进圈闭。对Griffin区域东部和北部的地区轻度钻井，并且再次运移这样大容量的油对这个区域的未来探险提供巨大刺激。绪言：烃类充填和结构历史的精确重建，是评估潜在储量的关键工具。这两个元素对石油的演变系统发挥重要的控制作用而且必须进行评估，以有效地管理勘探。在此研究中，烃类填充历史和三维(3-D) 结构修复技术，来描述圈闭的演变，被用来评估澳大利亚加拿芬盆地GAF油气藏填充溢油的历史。这种综合的分析对现有的油气田提供了详细评价、卫星结构前景的评估、增强西南鲍磊凹陷石油系统的认识（图 1）。工作流程的一个关键因素是鉴定该区域最终控制油气保留和分配构造演变过程中的重要事件。地质背景和油气聚集地 鲍磊凹陷位于丹皮尔凹陷东北和西南之间埃克斯茅斯凹陷（图 1）。这些侏罗第三系最后的沉积中心共同构成澳大利亚西北大陆架北部的加拿芬盆地。Carnarvon盆地勘探钻井以来，已经发现约19亿桶油当量在1964巴罗岛的巴罗凹陷石油的首个商业发现（图1） （ Kopsen ，2002年） 。比起格里芬 (油)、 奇努克和 Scindian油气田,GAF位于阿尔法拱，将鲍磊和埃图 1。位置鲍磊凹陷，说明主要结构元素和格里芬区域的位置（布林卡特等人修改，1998年）。克斯茅斯盆地分开 （图 1）。阿尔法拱是Gorgon-Rankin向南高移动趋势。这种趋势在早侏罗世裂谷就已形成(Tindale 等人；1998 年 ，Workman等人，2002 年）。基于油-源岩生物标志物的相关性，上侏罗统Dingo黏土岩被认为是本地区的主要烃源岩。（Volkman 等人，1984 ；vanAarssen 等人，1996年），并被认为高达 1900m(6233.6 ft)在东南沉积中心处很厚(Hearty等人，2002 年）。在1989年，人们发现了奇努克和 Scindian 的石油和天然气领域的奇努克 1 钻井，在Zeepaard 形成的砂岩中遇到了19 M (62.3 英尺) 的油柱，并处于该岛39 米 天然气下方（128.0 英尺）（图 2，3）（Workman等人，2002 年）。不久之后，在1990年。相交99米（ 324.8英尺）油柱，由在Birdrong形成的34米（ 111.6英尺）油层和在Zeepaard形成65米（213英尺）油层组成。GAF可恢复的总储量估计约有 1.12 亿桶油和 74 亿立方英尺的天然气（贝利和雅各布森，1997年）。假设50%恢复的一个因素，这代表约224 万桶油在合适的地方。第一次生产从 1994 年 1 月在这三个区域通过格里芬FPSO设施（工人等，2002 ） 。格里芬油田的宽广领域里，油-水接触(OWC)大约有 2696 万 （8845.1 英尺 ； 所有深度分别是真正的垂直深度） 并且已无气上限 （图 3）。相比之下，奇努克和Scindian 油田有相同的但较浅OWC，近2652 米 （8700.1ft），且都含有气冒。格里芬字段和奇努克和 Scindian 油田会显示为当前填充到靠近其各自的映射溢出点(± 15 电源 m 碳氢化合物泄漏±49.2ft 和 ±5m ±16.4 ft 10 米 32.8 英尺，分别)（图 3）。格里芬地区速度场中的不确定性可防止 (T. Slate, BHP Billiton，2002 年，个人通信）。碳氢化合物发现早白垩世内Birdrong 和 Zeepaard 形成时期，很密封的横向和纵向的 Muderong 形成页岩(图 2)(Workman等人，2002 年）。Muderong 形成的基底10 米 （32.8 英尺） 包括Mardie Greensand Member 从（ < 0.01 MD =密封）8米（26英尺）海绿石泥岩，到细粒到中粒、在基底2米（6.6英尺）海绿石和生物扰动砂岩（ 0.1-10 MD ，平均1 MD）。它被认为是浪费水储层区域(T. Slate, BHP Billiton，2002 年，个人通信）。Birdrong形成沉积在由风暴浅海的环境和浊度的进程，导致在夹层，细砂岩和粘土岩序列，用到净总值的40和渗透砂岩比0.1-1000 MD平均30 MD ，范围（图2）（Workman等人，2002 ）。Zeepaard地层在河流和沿海平原的环境沉淀，这允许总砂岩比约 90%的砂岩沉积。储层质量通常是一般是优秀的、 孔隙度大于 20%，渗透率在 8002000 md之间 (workman等人，2002 年）。图2。鲍磊凹陷地层列（Hearty等人修改.2002）图3. 深度结构图显示在鲍磊凹陷中，澳大利亚顶部Birdrong水平好的位置和当前的流体格里芬区域的接触。虚线的橙色线条指示最低收盘轮廓格里芬油田 (2706 米 ； 8878.0tf） 和奇努克和Scindian 油田（2662 m ； 8733.6 tf）在顶部的 Mardie 煤粉代用品级别。绿色箭头表示漏油事件指示方向。绿色填充油、 红色填充气。以前的工作 （Tindale 等人，1998年） 建议GAF 复杂充填和泄漏历史记录并该领域可能原本存在作为一个更大的领域，从气顶的损失格里芬场耦合与西北区域摆式生产当前油气相结合分布.此区域倾斜造成的相关联的盆地的差异沉降运动负荷所致与高等教育的碳酸盐岩的传播楔 （Tindale 等人，1998年）。生物降解的原油残留在其他情况不变的格里芬油被用来推断出多个阶段的油费 (Tindale 等人l.1998 年），进一步复杂化的重建电荷的历史。方法流体包裹相学细粒含油包裹体 (GOITM ) 技术(Eadington 等，1996 年） 在过去是用来评估石油包裹体的频率，以评估最大油饱和度（图 4）。此岩相技术记录石英、 含充油包裹长石细粒的百分比。图4.GOL数据库，从27个已知的石油藏（Lisk 等人，1998年）。每口井显示作为一双平均值。5印尼政府为油柱的门槛用黑虚线表示。对于每个包裹体，两个独立的 phasechange测量 aremade，均匀化温度(吞） 和大萧条的凝固点从决赛冰融化. 对记录的Thom值发生在水溶液包裹碎屑石英和自生石英边界之间的过度生长是用于估计的初期形成温度石英过度生长的结晶。含水性和含油流体包裹内发生石英岩砂岩，陷印的温度来自进行水吞测量包裹体可以盆地模拟结果与集成若要将限制最可能的时间油费。相应 Tice 测量记录大萧条冰点、 盐度可与相关的水溶液的流体. 汤姆 认为 notmeasured对由于的不明朗因素并存充油夹杂物在这种复杂的值的解释如碳氢化合物的多组分流体很有价值。循环性的技术 (参见戈尔斯坦和雷诺 1994 年)支持这些相位变化的温度和使Thom and Tice两者的精确测定.。这项研究从生成的数据有精密度和准确度的为Thom ±1.0°C （±1.8jF）和 Tice.±0.15°C （±0.27°F） 。三维结构恢复结构恢复涉及连续剥蚀（即，拆除）的沉积层，修正任何故障偏移，并开展新的排在前面所需基准。在缺少古底层水深度信息的情况下，假定已经有一个恢复的顶部表面类似的原始倾角和方向为现今的海底.当代区域底平面海底是生成和用作基准的恢复新的顶部曲面。Backstrip 到和这些拼合图层，弯曲滑展开算法 （达尔斯特伦，使用了 1969 年)，其中有效去除效果区域结构摆式。Decompaction 参数（亦即，表面的孔隙度和深度系数） 分配岩性的各层是采取从斯克莱特和克里斯蒂 （1980 年）。这些值是源自北海的岩石，并在这里假设适用于类似的岩石类型和加拿芬盆地南部埋葬历史。因为没有本地派生的数据可用。古溢洪道分析也是在恢复过程中就完成，通过确定Mardie Greensand Member顶部最深关闭轮廓。充填历史分析详细的重建的烃类充注史是圈闭评价重要部分 （Gartrell 中的一个关键组件et al.，2002 年 ；Lisk 等人，2003年）。传统的集成石油显示非常规指标，如含油流体包裹体。有利于石油充填历史的一个更全面的评估（ Lisk等，1998年的历史。 Brincat等， 2001年。含油流体包裹体这种形式是显示隐藏的油存在于孔隙网络内。流体包裹体从孔隙网络被密封，钻井的时候不受污染，并且不受时间和样品储存条件的影响，使回顾性分析非常理想。在这项研究当中，以评估充油式流体包裹体的颗粒丰度的岩石学技术连同常规油气显示被用来约束GAF的充填历史。（GOITM ；Eadington 等人，1996年）这些数据可以增强整合传统的流体包裹体古地温测量和盆地模拟结果烃的时机将进一步起到约束。戈伊结果戈伊数据收集了从 8口 井中 57 个岩心和岩屑样品（表 1）。GAF，在OWC储层上的样品有戈伊值，一般都在5%之上起始点，符合高油饱和度和油柱的位置（图5） 。例外情况是 Scindian-1A 井2632.5 m (8636.8 英尺) 处的岩心样本，这是在油区内和3.6 的戈伊（图 6）。3.6%的戈伊是比预期的水区域样本要高得多（一般 < 1%），仅略低于5的门槛油柱。这种值是更一致的解释了位于古油区域内的样本。这示例不同于上面和下面的示例，因为它包含了约 15%海绿石，可减少石英颗粒，减少颗粒之间的接触，从而抑制颗粒压裂和颗粒捕获石油的机会。高戈伊值将扩展到附近的所有调查的井的储层顶部。对于格里芬井，这观察是在没有气充填时候和油充填是一致的。对于奇努克和 Scindian油田，高戈伊值扩展到当前的气帽 （图 6），这一观察指示该油电荷比气充填要晚。在所有的井的采样里，大于5%的戈伊值趋于低于当前的 OWCs，约在47米（ 154.2英尺; Ramillies -1 ）到147米（ 482.3英尺;格里芬-7 ） 指间，与过去有明显的一致。大幅下挫戈伊的值所标明的古-OWCs的位置，确定的是所有的井，除了格里芬-7 和奇努克 2 井，这些井所有样本仍保持 5%以上戈伊值（数字 5，6）。在这些情况下，井的终端深度可防止进一步采样，这些深度定义了最低古河道高度。在某些情况下，在某些情况下，中间 GOI 值的样品(< 5%和大于 1%）出现在古- OWC附近。因为这些都是岩屑样品。很可能这些中间值反映了古-OWC的包围和来古油区材料的稀释。（图 6）。测绘古油水界面当投射到二维线的部分（图6） ，由GOL数据定义的古OWCs表明，高油饱和度，趋于低于当前的能分离Griffin场从奇努克和Scindian油田溢出点。因此，这些区域肯定是一个单一古油田的一部分。一个单一的平面的古OWCs位置的有效的可视化需要用3-D绘图。图7A是一个古OWCs的3-D表示，这表明的是一个共同的平面，浸入到西北1.5°，可以通过古OWCs 做出推断（除在Ramillies -1井） ，在误差范围反映内的不同的采样间距（见表2 ）这最合适的平面，由于受到这六口井的限制（也不含Ramillies -1 ） ，产生了最小二乘回归的相关系数计算的0.98的收益率。由GOI数据定义的古-OWC表面浸入证明了这个循环发生在石油充填的初始，并且和第三纪碳酸盐前积时期不同的盆地充填物引起的区域倾斜方向一致。（图7） （廷德尔等，1998）。不同的古- OWCs和当前OWCs的位置不需要明显的适应。（可能除了Ramillies -1井 ） 。这意味着没有在石油充填初始就没有明显的断层再生。 Ramillies -1井 是唯一的一口古OWC位置没有于常见的平面相一致。这口井的最深的古OWC的位置在预计的常见平面之上约13米（42.7英尺）。这种明显的不匹配是一个相对较小的差异比70多m（ 229.7英尺）古OWC的深度差异。这种差异可能的解释可以包括断层活动，产生平面偏移，横向变自沉积物压实初始填充或时间间隔的深入分配的错误。一个很重要的结果是原油区域没有收到断层限制。相反，古油田延长超越格里芬的主要断层的锋线，结果填充了格里芬的主要断层的西侧，并低于区分开格里芬鞍状构造之下，使得原古圈闭四向浸入成封闭结构（图7B） 。常规油气显示以前型号的GAF提出发生常规石油非常倚重，而且这些数据增加了GOL数据提供的见解。好的直接烃荧光发生在整个当前的油区，并这些现实已经证明了下方的一些井剩余油区，油气泄漏，尤其是格里芬区域气帽亏损（廷德尔等， 1998） 。在当前的油柱通常被描述为30-100传统石油显示为鲜艳明亮的，白色至黄白色的直接荧光，(BHP Billiton Ltd., 1990) 。相比之下，传统的石油说明当前OWC的通常称为零至80，暗淡的黄色直接荧光（高度变量在各井之间）与无一丝微弱的黄白色减少荧光。岩心区一般比无孔区有更好的质量的荧光。当前OWC之下直接荧光的继续，表明了存在残余油柱（ 50直接荧光）奇努克- 50A “ 90的直接荧光，到2770米（ 9087.9英尺） 。在格里芬-7井，以及在Birdrong地层80 直接荧光发生在2778和2837之间（ 9114.2和9307.7英尺） 但是，此烃指标随深度增加而减少，并在Zeepaard地层上部开始缺少。在余下的井中，当前OWC之下的直接荧光一般不少于20。例外情况包括格里芬-4井，直接荧光低于25（16.4英尺） ; Scindian1A井，直接荧光低于25（131.2英尺; Ramillies -1井，其中直接荧光是强大的，但是间歇性的。没有传统油气显示持续在当前古OWC的表面以下。不像GOL数据定义的古OWC,常规油气显示的幅度没有可预见的分布，因此，它难以解释古， OWC的一致性。盆地的常规油气显示的可变深度并不意外，因为常规油气显示必须经得起长期暴露于地下水流中和钻井取心期间短期高暴露泥浆侵入影响。因此我们认为明显高精度的戈伊数据 （图 6）定义的古-OWC和常规油气显示之间的差异性不是这项研究结果的负面的反映是合理的。图5戈伊策划的格里芬区域字段示例显示格里芬 3 井样品位置、 戈伊的值和常规显示。以下关键是适用于所有戈伊策划所示。薄戈伊沙坝的样品是核心插件样本，而那些用较厚的沙坝是岩屑样品。百分比直接荧光的是从井里的说明完成报告 （必和必拓公司，1992b）。小黑箭头指示有 GOI 值的 0.5%的样品。TVDSS =真正的垂直深度的海底古油水接触。图6 格里芬区域的横截面（参见图3位置AA0和图5为传说中的标题） 。由垂直区域的不确定性引起的散列溢出点区域。(BHP Billiton Ltd., 1989, 1990, 1991, 1992b, 1992c, 1993a, 1995a, 1995b）。为更详细地戈伊数字，请参阅表 1。图7 古OWC和当前OWC之间的关系。（一）GOL取得古OWC的上层低的范围和最合适的古OWC的。（二）比较古OWC的（三角网格平面）当前OWC的在Zeepaard地层顶部。流体包裹体显微测温技术结果格里芬- 1 2766.3 - 2769.3米（ 9075.8 - 9085.6英尺）样品被选用做分析，因为它在古油柱的位置，但不是在当前油柱。该样品中含有丰富的石油包裹体，这表明高油饱和度存在（见表1 ） 。当18.4GOL值的这个样本为油气聚集重新计算。因此，进行并存的水溶液包裹显微测温技术测量有可能反映温度和盐度条件。均一温度测量位于两相水溶液包裹的过度生长石英边界，Thom值在112 to 139jC (233.6 to 282.6jF)范围内。(Table 3)融冰的温度被确定为Tice值测定的范围-1.8 to -3.1°(28.8 to 26.4°)(Table 3)油注入的时序建立好的校准后的一维（1 - d）流域模型用来对格里芬- 1井解释最可能的时间，最低的均一温度（ 112jC ; 233.6jF ）2766.3 - 2769.3米（ 9075.8 - 9085.6英尺）样品（图8,9 ） 。该模型使用格里芬-1 中地层学的投入和将所有不整合面视为间断。变热流量和表面温度 （沉积物-水界面） 历史被使用，而根据Griffin 1井当前储层从密闭测试的温度。 待添加的隐藏文字内容1图8 埋藏和热历史格里芬-1模型。凡样本预计样品的埋藏史（短虚线）第一相交112jC等温线（最低同质化由长时间显示温度虚线行）提供了一个估计的发病石英繁茂的结晶，实现高油饱和度中新世。灰色区域表示上112jC ±10的变化的影响石英增生发病的时间结晶。该模型包含可变的古地层水深度使用Griffin 1井采自澳大利亚地球科学石油数据库（澳大利亚地球科学，2006年）（ N.史密斯， 2005年，个人通讯）。温度的变化在海底通过时代变迁，变量古水文深度以及古纬度的变化时期在罗海盆地经历的。变量的热流历史，结合了侏罗世裂谷50热量，峰值在108 mW/m2在140MA ，到某一天，一个恒定的热量出现在2670米（ 8759英尺）处形成125°C电流温度（从中途测试）。在大多数情况下，中途测试温度没有流通的影响，因为需要校长期流动的时间（威尔金斯等人，1994年） （图9） 。反射率值是通过实测值计算的（图9） 。在测量的配置里这些负面入侵对应于白垩纪的海洋样品和海洋影响的部分，三叠纪归因于巴罗海盆地镜质体抑制已广泛用于海洋沉积物报告的影响（图9）（威尔金斯等人， 1994年，贝子， 2002年） 。图9 埋葬历史的校准反射率模型（图8）数据（显示为最小值，最大值，和平均值）和从中途测试（DST）温度测量。第一个圈闭包裹体的时间可以通过当前样本深度确定（短虚线图8）直到第一个相交112°C （ 233.6°F ）等温线计算模型（长虚线图8 ） 。这种做法表明石英增生流体包裹体发生在中新世（7MA） 。这估计是相对不敏感潜。因此，这两个参数中的错误需要明显的去改变结果。古磁场恢复时间初始填料概述圈闭几何形状的变化是随着时间的推移可以变换位置，并创建新的结构溢出点。耦合的流体流动和结构的恢复方法概述（ 2002年，2004年）在GAF这项研究中。该方法结合了OWCs的3-D结构修复技术（根据GOL数据），以评估圈闭几何在油气充填分布改变的影响。此方法假定所观察到的古平面是从GOL数据，通过修复可以进行模拟的过程。目前的恢复直到水平的古OWC的实现。此解决方案代表独特的一个时间点，可以用来确定恢复应何时停止。在此关键时刻结果会产生一个独立约束条件使可视化更为有效，可以更好的理解圈闭充填和古溢出点如何随时间而变化。图10流体接触的关系。 （一）当代流体接触的关系（未还原） 。之间的古路口OWC的（蓝线）和顶部Mardie地震地平线。最深的收盘轮廓为奇努克和Scindian的溢洪道领域（黑线） 。 （二）流体接触时还原到基地第三系的关系，在“古OWC的（蓝线）的差距时，流体接触的关系东部侧面证实了该领域的一个古溢洪道（黑线）的位置。 古代磁场可能接近东南方向。可以进行恢复前，一个3-D的地质框架模型可以通过地震资料建立。在GAF 模型，这些曲面包括当前的海底测深，以及顶部的深度视野迪斯、 Birdrong 和 Zeepaard 地层(图 2)。获得一个顶级Mardie绿砂表面是用用Birdrong地层等厚地表以上10米（32.8英尺）获得的。同样的，另外的表面也被建立（中新世盆地建造） ，Mandu（中新世） ， Miria地层（第三纪盆地）的基础上，以及格里芬，格里芬- 1和格里芬 -2 Scindian井（BHP Billiton有限公司， 1990 ，1992 ， 1993年b） （图2）。最适合的GOL数据决定的古OWC平面被放在作为标记3-D模型，但有没有恢复机制的功能。在该地区的一些断层也包括在此模型，然而，这些都是相对不重要的结果，因为断层重新激活对断层的修改有很小的影响。结果古OWC的平面及储层地平线之间的关系（作为Mardie 绿砂代替品）和研究中提到的包含三个区域的古磁场是一致的，（图10A） 。这也表明，主要格里芬断层不提供封闭机制的一个因素;相反，古积累似乎被四向浸入封闭所包含，然而，由于缺乏可用的数据，古磁场向东北部和西南部映射区域扩展。在储层顶端浸入的传播表明封闭是可能的发生在此区域的西南方。也坑内需要其他的数据来解决东北方向磁场封闭。虽然有限的区域扩展使得古磁场在东北和西南方不受约束，但事实上表明阿尔法穹窿，同时在东北和西南方向的封闭都应发生（图1） 。古OWC和储层顶端之间形成的狭窄的开口发生在Scindian-Chinook区域以东，这种差距被解释为代表可能的古溢洪道控制这股磁场。（图10A） 。相比之下，浅溢洪道控制GAF当前延伸的浅洪道结构是位于西南方约5公里（ 3.1英里）（图3） 。初始油注入的时期古磁场的恢复需要测试古洪道的有效性。海床， Trealla ，Mandu， Miria ，和Withnell层位和古OWC的表面都浸入西北方向，随着年代沉积层位逐步从浅海到深海增加。 3 D构造恢复Trealla水平之后图11（一）油费模型1 =可能的油气运移一旦溢出点达到。（二）后石油充电模式1 =造成1.5°区倾斜的第三progradation ，碳酸盐岩楔; 2 =横向再运移石油; 3 =后期气费，但时间是不受约束倾斜事件; 4 =跨断层泄漏直到密封能力达成。（中新世） ，古OWC的平面的倾角会向西北减小约1.5°。中新世早期的进一步恢复（满肚形成）向西北倾斜0.6° 。然而，第三世盆地持续的恢复会导致古OWC向东南轻微旋转0.1°。恢复基大（ Miria形成）在古OWC的轻微overrotation到的结果0.1°东南倾。因此，建议恢复古OWC的可能是水平之间早古新世和中新世中期，我们建议，这制约了初始油的时机。填补这个时间范围的古磁场领域回复之后，使古OWC的平面是水平的，在交线之间的差距离在储层水平线和古OWC之间的对应密切（ 10米范围内 32.8英尺 。代表古溢洪道这种看法是一致的，以上提到的建议与差距。然而， 古磁场封闭仍然在东北部和西南部不受约束，因为储层延伸在有限的空间中。建议充填和保留模型流体包裹体为基础的GOL数据表明，初始的GAF结构产生更深的东西。比起目前的被观察的格里芬古OWCs和Scindian奇努克领域。常见的深度修复后的古OWC表示该区域存在一个单一的油气储藏（图7 ， 11A） 。古代油气聚集，似乎已提供一个四向的浸入封闭，与浸入和断层封闭组合的结合相比，限制现今的积累（图3）。一个单一的古油柱的存在大致和原样模型一致。（1998年） ，但对这一论断提了一个更强大的示范，讨论如下。GOL的结果，相比之下，和格里芬场原本存在气帽的同一作者不一致。相反，数据表明，高油饱和度在所有三个最高点初步延伸到储层顶部（图6，图11A） 。由测试气体样品重复形成的稳定同位素数据所支持的油气充填，在Scindian -1井，以及在2607.3中号（ 8554.1英尺） ，这表明，这种气体产生于石油，且在生油期或水凝相排出来。(BHP Billiton Ltd., 1992c)。 斜的古OWC的表面性质意味着通过时间，圈闭几何的变化并通过结构修复中的应用程序，可以解释第三纪沉积推动作用（图11B ，编号为1） 。最初，这导致通过合并的GAF的溢出点（奇努克， Scindian的东，图10B差距; 11A ，1号）油的损失，但最终导致分为三个独立的领域，每个领域都有烃类流体的接触。一旦发生了分离，GAF油的损失最初是从由东边格里芬溢入奇努克- Scindian区域，在退出之前在东缘结构随着时间的推移这些的领域（图10A ， 11B ， 2号） 。GAF 结构的初始的灌装的时机很难最终由于的数据限制约束。结构恢复的分析表明，古 OWC 平面是水平的在中新世和第三世(ca. 1565 Ma)开始之间。约束的程度是由时间间距的最终决定这项研究，映射可用的视野，不幸的是，在此时间范围内的映射眼界的缺乏阻碍更精确的估计。流体包裹古温度值约束的盆地的模型，最近由恢复，有利于积累，但也是开放程度的错误。已还原的圈闭几何也不会不推翻由古油列戈伊的数据定义的高度，但这反映出缺乏数据北边研究区域的覆盖不被视为是对结果的有效性的消极反思。在这项研究中收集到的数据不限制这油气充填的时间，但由于缺乏格里芬领域证据的支持在古代油气上限（1998年）是不可行的。相反，油气上限的限制，相反，气帽上的GAF东部部分最高点的限制是更可能反映油气充填方向（图11B ， 3号）。奇努克和Scindian领域中气顶下油的存在表明，只有油已经从这些领域运移，并进一步气体充填，只是增加了是去的油的体积，（图11B2号）。在现今的记录泡点的变化作为证据支持垂直渗漏模型（廷德尔等。1998），也可以容纳一个倾斜和横向溢出模型。除了从东部的溢洪道石油生产损失，倾斜也促进石油在奇努克和格里芬再迁移（图3）。格里芬区域油欠饱和约 2000 psi (13.8 m p A），的这种到奇努克和 Scindian 区域油的再次运移成会产生欠饱和的油。奇努克(1100 psi; 7.5 MPa)比 Scindian 油 (400 psi;2.8 MPa)是不欠饱和，如将预计通过这是由于重新迁移途径。其他可能滞留的风险我们的模型圆满的解释了GAF填充和保留的的历史，这个可以有信心完成，重要的是要考虑其他可能的机制可以解释油的损失。选择性的工艺，可以从更深层次的古OWC解释的到目前的突出水平，廷德尔等。 （1998年） 。密封的潜力和几何、 容量和完整性的断层和顶部密封、 评估尚未严格进行，但用数据来解决这些问题的存在。Muderong 页岩、 构成顶部密封 GAF 是广泛横向的也很厚 (最低 132 米 433 英尺、 maximum228m 748ft，地质平均是 182 米 597 英尺） 和有 290 和 1347年米 (951 和 4419.3 英尺) 之间的油估计的密封能力 （杜赫斯特等人，2002 年 ；Kovack 等人，2004年），大于由这项研究定义的古石油储集。格里芬- 1 2448-51mRT样本被排除，因为这个评估不像其他的样本，这是非常接近（ 25米;82英尺）的顶部和的Muderong页岩是不太可能是代表其真正的油柱高度能力。由这项研究定义的古代石油地质储集和原来的独立断层封闭是一致的，原来的封闭独立的断层，从而减少了需要进行详细的密封断层分析，特别是断层活化（早白垩纪）油气充填的时间之前。这些因素，加之缺乏说服力的泄漏指标（例如，浅层石油显示，直接烃指标，烟囱区） ，建议既不是顶部密封毛细管失效也不是断层活动造成的密封破坏导致显著的石油损失。控制生物降解古代石油聚集的功能代表显著的不确定性。巴罗海盆油，通常含有生物降解的残留物（沃克曼等， 1984） 。这已被用来观察表明，多个阶段的油气充填已经发生。这使得从GAF型夹杂物的油和储层中的油不相同，而不是较早的油气充填。考虑到断层中油气充填被困在淡水充填入口的机会对流体包裹体解决此选项有可能性。流体包裹体古低温数据有关的古OWC地层的约束建议，充填明显晚于淡水涌入和生物降解的时间（早白垩世） 。此外，温度被认为超出了杀死微生物所需要的水平使（ 75jC ; > 167jF ）（ Burns等人，1987年）（廷德尔等。 ，1998），得流体包裹体生物降解的早期阶段消耗的石油不太可能。 未来远景的启示这项研究的结果，突出GAF结构两个主要领域。最明显的从格里芬断层中失去的油的数量。相对于圈闭，倾斜改变的位置和深度形成了两个单独的区域。大容量计算的岩石体积的变化表明现今的区域表示只有约 10%的原始圈闭容量在原始的油气充填时间。考虑到当前区域包含大约 200MMBO，和假设其他体积的因素是均匀的 （孔隙度，比网-总砂岩、 水饱和度） 。已还原的古 OWC 和明显的古溢洪道相符合、 深度，而研究区北部数据限制防止完整志留系的映射，则很可能志留系满溢。溢出点映射指示油的初始损失是通过古溢洪道 (gap) 直接发生在奇努克和 Scindian区域的东部（数字 10B ； 11A，1 号）。再次运移的油变得独立之后，然后涉及从格里芬区域溢出到奇努克和 Scindian区域，然后最终跨过溢出点到达目前 Scindian 区域 （数字 10A ； 11B，东南2 号）。这种再次运移的油有可能提供GAF东边的油气充填，加上迁移路径的映射，需要进行全面评估其余的远景油气充填和保留的模型还可以确定一个更微妙更易获得一个在格里芬区域封闭将变得孤立的机会。（图11B、 数字4 ； 12）。这些目前均低于格里芬 OWC 的挂墙结构有可能超出主要格里芬断层 （图 7B）。如关闭期间的领域，倾斜的大小，减少滞留期间向东再次运移的油，但仅当断层岩上淤砂的交叉（图 12橙色） 和sandon砂岩的交叉（对于较大封锁比只是砂-泥沙，图 12，黄色） 提供密封件 （图 11B、 数字 4、12）。关于 200MMBO，并假设其他容积因素 (孔隙率、 网-总砂岩比例、 水饱和度） 一致，paleofield 可能含有超过 2 亿 bbl 的如果填充到溢，油。已还原的古 OWC 重合中具有明显的古溢洪道、 深度，而数据限制向北研究区的防止完整的志留系的映射，它似乎很可能志留系挤得满溢。时间。考虑到当前字段包含约200MMBO的的，并假设其他体积因素（净毛比砂岩孔隙度，率，含水饱和度）是统一的， paleofield可能载有超过200亿桶的油如果装满溢出。修复后的古OWC的不谋而合带有明显的古溢洪道，深入而数据研究区北部的限制，防止完整的古构造的映射，它似乎可能的古构造充满溢出。溢出点映射表明，一个初步的损失通过1古溢洪道（GAP ） ，直接东部发生的油的的奇努克及Scindian领域的（图10B ， 11A ，1号） 。充电后倾（图11B ，编号为1 ）从格里芬场，离恰逢的奇努克及Scindian领域和在溢洪道的位置改变更远的南部（图10A ） 。石油领域的重新迁移后然后从格里芬走散涉及泄漏外地到奇努克和Scindian的领域，然后最终跨越目前溢出点位于东南部的Scindian场（图10A ， 11B ，2号） 。这再次运移的油可能是提供石油收取结构以东的GAF和鉴定在此大多未钻孔的潜在陷阱地区，与加上迁移小心映射路径，将需要进行全面评估，其余远景。负责和保留模式还确定了更微妙的，但可能更容易获得机会针对绕过薪酬可能已成为在封闭隔离的一面墙上悬挂的主要，格里芬故障（图11B， 4号; 12 ） 。这些目前低于悬墙结OWC的格里芬有可能已被起诉时，场古OWC的扩大超出了报料格里芬的主要故障（图7B）图12简单的故障并列图显示沿西侧格里芬的主要故障的可能领域，凡并列密封可能存在和闭包的位置可能包含绕过支付取决于密封潜力对断层岩。 MFS的=最大洪泛面。结论圈闭评价的综合方法已经使GAF结构的演变可以详尽的描述。这事后评估帮助完善现有油气充填和模型，使其余远景得到更充分的评估。戈伊分析使用的油气充填历史重建表明目前单独的格里芬，曾经存在奇努克， Scindian领域的作为一个单一的有一个共同的，但倾斜，古OWC区域。此区域详细3- D结构恢复，使用时间OWC水平表面做为指南，表明油气初始充填发生在古新世到中新世。流体包裹体古地温数据加上一维盆地模拟大体和此油气充填时间相符合。在古油气充填的时期，古积累是一个四向包含约10倍于GAF中保存的油的体积。通过结构恢复时间向西倾斜的体积，改变了溢出点结构。约2亿桶石油丢失在这个倾斜的GAF的东部边缘。一些石油可能已被保留挂格里芬的主要断层，但这些功能的评估需要进一步确定它们是否是体积显著。晚期气体向GAF的充填，可能从巴罗凹陷产生，允许气体和油从东部溢出点为损失的油作出贡献。生物降解和密封失效的风险表示备选机制可以解释从较大古柱体向当前填充的一个过渡，但这些被认为不可能基于公布的数据能定义良好密封潜力，并且表明生物降解早于油气充填的时机。