川西新场地区须家河组泥岩欠压实与油气层关系

新场地区须家河组气藏属于致密碎屑岩气藏,具有超深、超压、超致密、低孔渗等特点。通过研究新场地区深层油气藏泥岩欠压实特征及其与储层、盖层、油气运移聚集和分布的关系,认为：新场地区须家河组地层存在明显的泥岩欠压实段,油气层多分布于欠压实段内;由于欠压实砂岩中的颗粒表面被烃类润湿后,抑制了降低孔隙度的成岩作用,其异常地层压力在一定程度上阻碍了砂岩的进一步压实,储层的物性相对变好,新场地区须家河组地层在整体致密-超致密背景上发育了部分储集性能较好的储层;由于欠压实高压泥岩的压力封闭作用,须三段、须五段成为有效盖层;欠压实泥岩内由烃类产生的剩余孔隙流体压力及构造作用形成的裂缝有利于油气向欠压实段内的砂岩运移和聚集。     

河套盆地吉兰泰凹陷烃源岩展布与勘探潜力

河套盆地吉兰泰凹陷西北坡的金属探矿井在数百米深的元古界变质岩裂缝中发现轻质原油,揭示了该凹陷存在一定生烃潜力。利用地震相分析来解决固阳组沉积相带和烃源岩展布已成为评价该凹陷勘探潜力的重要问题。根据露头、钻井和地震等资料重点开展了地层对比、地震相和烃源岩展布等综合研究。结果表明:河套盆地吉兰泰凹陷下白垩统固阳组为断陷盆地近源旱地扇沉积,在固一段发育两期扇三角洲—半深湖沉积,松探1井、松探2井和吉参1井在固一段钻遇薄层暗色泥岩;暗色泥岩波阻抗高于砂岩,在地震剖面上形成强振幅反射;地震模型和属性分析表明湖相暗色泥岩沿NE向凹陷中心分布,最大累计厚度为45 m,一般为20~30 m;暗色泥岩总有机碳介于0.31%~2.63%,为Ⅱ_a-Ⅲ型,露头区烃源岩过成熟,松探1井为未熟—低熟状态;金属探矿井（ZK500井）540 m深度处变质岩裂缝原油和松探1井2 270 m深度处的4 m油砂含油属于同一油源,生烃期为上新世末期;地震剖面和航磁异常指示了ZK500井附近存在上拱的侵入体,导致了凹陷烃源岩成熟度的横向快速变化;有利生烃和勘探区应位于埋深较大的吉兰泰凹陷北部深凹带。     

沔阳凹陷白垩系油气来源分析

江汉盆地沔阳凹陷白垩系沉积了一套红色砂、泥岩地层,自身烃源岩不发育;分析开先台地区的沔31井以及汊河口地区的洪3、洪5等井油源,通过原油性质、生物标志化合物、碳同位素等几个方面的精细对比发现,其供烃层系主要有两套:一是下伏的上三叠统-下侏罗统煤系地层烃源岩,二是上覆的第三系新沟嘴组下段烃源岩层。对沔阳凹陷白垩系烃源岩特征评价以及各地区油源对比的分析发现,白垩系暗色泥岩欠发育,自身无生烃能力;汊河口地区原油为新沟嘴组下段烃源岩供给。     

生烃凹陷资源潜力快速评价新指标:烃源指数

生烃凹陷的烃源条件与资源潜力评价是盆地油气勘探的重要基础。烃源岩地球化学评价法难以揭示生烃凹陷全貌特征,生烃量与资源量直接计算法通常难以适用于低勘探程度区。提出烃源指数的新指标,将其定义为快速评估生烃凹陷油气资源数量的量化指标,并从凹陷体积与烃源岩质量两方面提取关键参数加以定量表征。其具体取凹陷面积、凹陷源岩层最大厚度表征凹陷体积,取地层沉积相、干酪根类型与凹陷最大埋深表征烃源岩质量。计算了高勘探区珠江口盆地惠州凹陷12个洼陷文昌组的烃源指数,并基于“源控论”与黑箱原则,建立了烃源指数与成因体积法计算的资源量之间的乘幂关系。经另一高勘探区渤海湾盆地东营凹陷的检验,由烃源指数估算的资源量是可信的。应用烃源指数快速评价了低勘探区恩平凹陷,得出EP17、EP18和EP12等3个洼陷文昌组总资源量达13.193×10⁸ t,并认为恩平凹陷属于富烃凹陷,其中EP17洼烃源条件最优,为富生烃洼陷。烃源指数涵盖了凹陷体积与源岩质量两方面信息,涉及参数少且易获取,适用于生烃凹陷资源潜力的快速评价,尤其是低勘探区。     

涠西南凹陷边界断层演化及其对地层充填的控制

陆相断陷盆地的构造-沉积充填演化受到主干断层的控制.为加深断陷盆地边界断层活动与层序沉积充填演化时空耦合关系的认识,以北部湾盆地涠西南凹陷为例,综合利用三维地震资料、地层厚度以及断层活动性数据,并基于正断层的分段联接模式,分析边界断裂(一号断层)的时空演化,对涠西南凹陷始新世流沙港组沉积充填及盆地演化进行精细解剖,认为涠西南凹陷边界断层的不同演化阶段控制了凹陷的沉积充填(包括烃源岩的发育和储集砂体的展布),从而为油气藏的形成奠定了有利基础.研究结果表明:始新世一号断层最初由5个孤立的分段断层组成,共经历了初始孤立断层阶段、相互作用与联接阶段、断层贯通阶段和消亡阶段4个演化阶段.孤立断层阶段(流沙港组三段),活动速率较低,介于15～50 m/Ma,湖盆范围小,地层平均厚度为200～300 m,以发育大范围的河流-冲积相地层为主;相互作用与联接阶段(流沙港组二下段),活动速率显著增高但沿走向差异性强,断层活动速率可达80 m/Ma以上,湖盆有所扩张,沉积-沉降中心受中部的分段断层活动的控制;断层贯通阶段(流沙港组二上段),活动速率整体增强,湖盆快速扩张,凹陷内湖盆范围达到最大,沉积大套湖相泥岩,累积最大厚度可达1 500 m,该阶段为烃源岩发育阶段;断层消亡阶段(流沙港组一段),断层活动速率降至30 m/Ma以下,湖盆萎缩,厚度中心向凹陷中心迁移,以发育滨浅湖三角洲相地层为特征,该阶段为储集砂体发育阶段.     

富油凹陷洼槽区古压力演化特征及影响因素——以冀中坳陷饶阳凹陷为例

为了明确富油凹陷洼槽区古压力演化特征,以冀中坳陷饶阳凹陷为研究对象,运用录测井、试油等资料,在现今地层压力研究的基础上,采用盆地模拟技术与流体包裹体测温技术相结合定量恢复了不同洼槽古压力演化过程,并探讨了富油凹陷洼槽区古压力演化的影响因素,认为洼槽区古压力演化经历了原始积累—释放—再积累3个阶段,不同阶段不同洼槽古压力演化特征差异明显;源岩生排烃能力控制的生烃增压作用是大规模生排烃时期(12~0 Ma)古压力明显增强的主要原因.结果表明:饶阳凹陷洼槽区发育东营组—沙一段和沙三段2套压力系统,河间、马西与留西洼槽为上弱下强型,任西洼槽为下强上弱型,其中河间洼槽超压强度最大,压力系数可达1.58.古压力恢复结果表明饶阳凹陷洼槽区成藏期普遍发育超压,最大压力系数可达1.51,相邻构造带发育弱超压,最大压力系数为1.29.洼槽区沉积充填特征决定了不同层系的岩性、厚度与沉积速率等特性,影响了欠压实增压机制对超压的贡献大小;大规模生排烃时期异常压力快速积累,洼槽区古压力变化率fVR随生排烃量差值增大而提高,马西洼槽fVR可达0.030 Ma-1.     

西湖凹陷杭州斜坡带的烃源岩特征与勘探方向

位于东海盆地西湖凹陷西北部的杭州斜坡带目前的勘探程度还较低。依据现有探井钻遇地层的有关分析数据,分析了杭州斜坡带烃源岩的品质、沉积环境、母质来源、沉积相特征。在杭州斜坡带钻遇的平湖组烃源岩级别为差等,宝石组烃源岩为差—中等。平湖组和宝石组烃源岩均发育于弱还原的沉积环境,母质主要以浮游动植物和混合来源为主。平湖组地层表现出近源、粗粒、厚砂的辫状河三角洲沉积特征。宝石组地层表现出辫状河三角洲前缘—局限海沉积特征,向东在沉积相带上比平湖组更早出现局限海泥岩。下一步的勘探方向应向东扩展,向距离烃源中心更近、储盖组合更优越的地方转移。     

青东凹陷油气成藏条件再认识

基于济阳坳陷青东凹陷油气勘探新局面,采用地质、地球化学、测井资料分析与三维地震精细解释相结合的研究方法,研究了青东凹陷油气成藏的基本条件,对关键成藏地质要素进行重新厘定,建立油气成藏模式,认为青东凹陷是新生代郯庐断裂走滑背景下的斜向拉张断陷盆地,发育3种构造样式;青东凹陷沙四上亚段主力烃源岩具有早生速排的演化特征;发育多类型油气藏.研究结果表明:受郯庐断裂带走滑作用控制,近东西向、北西-北西西向与北北东向3套主要断裂的发育使凹陷内部南北方向形成"堑垒相间"的构造格局,东西向上呈现东断西超的凹陷结构;构造样式以伸展、伸展-走滑构造样式为主,反转构造样式仅在局部发育;沙四上烃源岩转化率快速变化在2 500~3 500m之间,成烃范围较集中,生烃潜力大;南北向构造、岩性油藏相间分布,东西向地层—构造地层—构造岩性—岩性—构造油气藏有序分布,成藏模式分陡坡复式运聚成藏、凹中隆近源运聚成藏、斜坡带断层走向运聚和洼陷内原地生储成藏模式.     

东营凹陷古近系储层超压成因及其成藏意义

利用实测地层压力资料,系统研究了东营凹陷古近系碎屑岩储层超压成因及其与油气成藏的关系,并总结了超压油气藏的分布模式.超压传递(包括超压接触传递和超压连通传递)、欠压实、原油裂解是东营凹陷古近系碎屑岩储层超压的主要成因机制.超压接触传递能够使与烃源岩接触的储层形成强超压高产油气藏,该类油气藏主要分布在北部陡坡带、中央隆起带周缘以及洼陷中央的沙三、沙四段和孔店组;超压连通传递使深层超压流体进入浅层,形成中超压高产油气藏,该类油气藏集中分布在中央隆起带的沙一、沙二段和南部缓坡带的沙三、沙四段;欠压实发生在沙四段、孔店组的膏盐岩层段,不利于油气成藏;原油裂解发生在埋深超过4000 m的地层,与油气成藏没有必然的联系     

上覆优质源岩对上生下储式致密油成藏的控制作用——以松南中央坳陷区青一段泥岩为例

基于优质源岩在致密油成藏过程中的作用越来越显著,以松南中央坳陷区青一段泥岩为例,综合运用测井、录井及地球化学测试等资料,提出由排烃角度建立源岩评价标准,在此基础上,综合优质源岩的供烃能力、古超压发育特征及封盖能力等因素,详细阐述其对下伏泉四段致密油成藏的控制作用.研究结果表明:青一段暗色泥岩有机质类型以I型和II_1型为主,具有丰度高、类型好、生烃潜力大的特征,其中,TOC2.0%,Ro0.9%的泥岩排烃量明显增大,为优质烃源岩;优质烃源岩厚度由湖盆边缘向沉积中心逐渐增加,纵向上主要集中在青一段下段,平面上以长岭凹陷中、北部和红岗阶地东部海坨子地区最为发育;研究区青一段优质源岩的展布范围控制了泉四段致密油藏的分布格局;其累计厚度及生、排烃强度控制油源充足程度,使得石油最大下排深度达160m;青一段古超压是石油下排的充注动力,其与油源断层的配置关系控制了泉四段下部砂组的油气富集程度;此外,青一下亚段的优质源岩为泉四段致密油藏的保存提供有效封盖.     

珠江口盆地惠州凹陷北部裂陷期与拗陷期沉降作用时空差异及主控因素

为了揭示珠江口盆地惠州凹陷北部复杂沉降区的沉降历史,运用井控30条骨架剖面和EBM盆地模拟系统,分析惠州凹陷北部新生代沉降史,探讨裂陷期与拗陷期沉降作用时空差异及其主控因素,研究了区域性岩石圈地幔对沉降作用的宏观影响,并探索了局域性复杂构造格架及构造的迁移演化对沉降作用的制约。结果表明:珠江口盆地惠州凹陷北部裂陷期强烈的沉降作用表现为沉降速率大、沉降中心多且分散以及时空差异大;从裂陷期的文昌期到恩平期,沉降作用增强且趋于统一,沉降中心减少并发生由东向西和由北向南的双向迁移;断层的分段差异性活动以及低凸起的分割作用控制了沉降中心的发育;构造作用强度、方向的转变以及基底属性差异是控制沉降作用强度变化和沉降中心迁移演化的区域动力学背景;拗陷期沉降作用以区域性缓慢均匀沉降为特征,各构造单元沉降速率相近,其中HZ14洼是持续发育的沉降中心;拗陷期构造沉降量观测值远大于理论值,发育裂后异常沉降,且16.5~18.5 Ma期间发生了加速沉降;拗陷期以热沉降为基本驱动机制,叠加了动力地形造成的裂后异常沉降和晚期构造运动事件导致的加速沉降。     

泥岩化学压实作用研究进展

埋藏过程中,泥岩化学压实作用在岩石孔隙演化、微观结构及异常压力形成中起着非常重要的作用,但目前对于泥岩化学压实作用研究还十分薄弱。系统总结了泥岩化学压实作用机理、化学压实作用导致的泥岩结构变化、化学压实作用地球物理响应及判识等方面的最新研究进展,并讨论了泥岩化学压实作用研究中的几个关键问题。结果表明:化学压实作用受化学动力学控制,温度、时间及矿物成分是最主要的影响因素,蒙脱石向伊利石转化是泥岩中最普遍和最重要的化学压实作用;化学压实作用过程中,黏土矿物层间水转化为自由水导致的体积膨胀可能并不明显,但是蒙脱石向伊利石转化可能引起骨架弱化、有效应力转移效应,伴随黏土成岩过程的硅质胶结和结构变化将显著降低泥岩渗透率,并可能明显改变泥岩压实系数;蒙脱石向伊利石转化导致泥岩有效应力-孔隙度关系变化,使得压实曲线从蒙脱石曲线向伊利石曲线转换,测井响应上表现为声波时差减小和密度增大的趋势。目前,泥岩化学压实作用研究中仍需进一步深入的问题主要包括化学压实作用与黏土矿物结构、有机质对泥岩压实作用的影响、化学压实作用与泥岩流变学特征、化学欠压实与化学压实不平衡以及化学成岩泥岩超压预测方法等。     

地质学方法估算准噶尔盆地西山窑组剥蚀厚度

综合利用地层对比法和沉积速率法估算了准噶尔盆地西山窑组剥蚀厚度,用全盆地34条二维区域地震 测线资料,估算了西山窑组剥蚀厚度的平面分布特征。利用单井的地质分层和精细年代格架数据,估算了西山 窑组的单井剥蚀厚度。对比结果表明,两者剥蚀厚度的估算结果相近,绝对误差最大不超过50m,相对误差在 20%以内。估算结果表明,准噶尔盆地腹部西山窑组剥蚀厚度为100～400m,且自北东向南西,剥蚀厚度逐渐增 大,在南部剥蚀厚度可大于400m。     

珠江口盆地番禺低隆起文昌组断裂活动性特征及其对沉积的影响

珠江口盆地番禺低隆起具有文昌组地层沉积,而断裂活动对文昌组沉积和沉积相展布有重要影响。基于断层活动速率方法,对文昌组控洼断裂活动性特征进行定量研究; 结合沉降速率分析,对控洼断裂活动性强度及断面样式与沉积相展布进行相关性分析。结果表明:当活动速率大于100 m·Ma^-1时,断裂控制中深湖相沉积; 当活动速率小于100 m·Ma^-1时,断裂控制中深湖相沉积边缘或三角洲相及滨浅湖相; 中央隆起带文昌组控洼断裂活动性和珠Ⅰ坳陷文昌组具有很强的正相关性; 控洼断裂的活动性差异控制着沉降中心的发育; 不同断裂构造样式对沉积体系的发育也有一定控制作用,板式断裂控制的沉降中心靠近断裂边缘,而铲式断裂控制的沉降中心则更靠近盆地中心; 深入分析断层活动速率大于100 m·Ma^-1且控制文昌组中深湖相的区域,可能会发现油田。     

鄂尔多斯盆地东缘临兴地区天然气成因类型及气源分析

鄂尔多斯盆地东缘临兴地区致密砂岩气勘探程度低,对其天然气地球化学特征及天然气源岩的认识较为局限。通过对天然气组分和碳同位素特征分析,利用生烃动力学实验计算煤岩、碳质泥岩、暗色泥岩3类烃源岩生烃强度,结合3类烃源岩生烃潜力,建立天然气源岩生气贡献率计算模型。结果表明:临兴地区烃源岩母质类型以Ⅲ型、Ⅱ^₂型干酪根为主,有机质丰度高,全区烃源岩大都处于热演化成熟阶段;天然气碳同位素值较重,显示出煤型气特征;天然气碳同位素值在纵向运移过程中未发生分异作用,在平面比值变化上未发生倒转,表现出近源、持续充注的特点;天然气主要来源于本溪组—太原组煤岩,其生气贡献率分别为43.3%、43.8%;天然气与烃源岩具有良好的垂向关系,有效烃源岩区可在一定程度上控制临兴地区天然气有利区的勘探。     

鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组原油性质与来源分析

通过原油与油田水物理性质、原油与烃源岩族组成、饱和烃气相色谱以及萜烷与甾烷等生物标志化合物特征的多项地球化学指标对比,表明鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组长8、长6、长4+5等油层组原油性质较为复杂,其成熟度、母源氧化-还原环境及母质类型等方面存在显著差异。烃源岩评价也显示长9、长8、长7、长6、长4+5段的暗色泥岩有机质质量和类型有所差别,但均具备生排烃能力。油源对比结果进一步证明:成藏过程存在多套油源混源供油的成藏效应,其中长8油层组原油主要来源于长7—长8段烃源岩;长6油层组原油主要来源于长7—长6段烃源岩;长4+5油层组原油存在长7、长6及长4+5段多源烃源岩的贡献。     

潜江凹陷潜江组页岩次生孔隙研究

潜江凹陷潜江组页岩储层以次生孔隙为主,总体属于中孔-低渗或低孔-低渗性储层;潜江凹陷潜江组页岩在成岩作用、生烃过程中发育形成了较为有利的裂缝、(裂缝)-溶蚀孔隙及次生晶间和粒间孔隙,构成潜江凹陷潜江组页岩储层的主要油气储集空间。     

鄂尔多斯盆地中部延长组下组合流体包裹体特征和油气充注期次

通过对储层成岩作用、流体包裹体岩相学和孔隙沥青特征的分析,在烃包裹体期次划分的基础上,结合流体包裹体均一温度特征、烃源岩热演化史、地层埋藏史和储层成岩史,确定了鄂尔多斯盆地中部延长组下组合油气充注期次。结果表明:鄂尔多斯盆地中部延长组长8段和长9段致密储层主要发育压实、胶结、交代和溶解4种成岩作用,自生矿物主要为绿泥石、石英胶结物、长石胶结物和方解石胶结物。根据包裹体宿主矿物形成序列,识别出3期烃包裹体。第一期烃包裹体分布在石英愈合缝、石英次生加大边和充填孔隙的石英胶结物中,少数低成熟的黄色荧光烃包裹体及黑色荧光沥青包裹体代表了烃源岩进入生烃门限后排出的少量烃类充注,多数成熟度较高的蓝色、蓝白色荧光烃包裹体代表了生烃高峰期大量烃类充注; 第二期烃包裹体分布在长石胶结物中,数量较少,显示蓝色和蓝白色荧光,在溶蚀孔隙周围或沿解理分布,呈短柱状,边界平直; 第三期烃包裹体分布在方解石胶结物中,呈孤立或零星分布,形状近六边形; 后两期烃包裹体均是在烃类充注结束后捕获孔隙中烃类形成的。研究区延长组长8段和长9段经历了晚侏罗世末期至早白垩世末期的一期烃类持续充注。