博兴地区油气成藏系统研究

博兴地区发育多种类型的圈闭，油气资源丰富，是一个复式油气聚集区。该区油气有两个成藏期，即东营组沉积末期和明化镇组沉积时期。提出油气成藏系统概念和划分原则，并将博兴地区划分为西部高青断裂带、南部樊家-正理庄-金家斜坡带、东部纯化-梁家楼和北部小营-平方王四个油气成藏系统，不同系统具有不同的油气成藏特征和成藏模式。     

东营凹陷梁北地区沙二段油气成藏特征

梁北地区沙二段油气藏具有不同于其它相邻地区的成藏特征。在分析梁北地区沙二段油气藏成藏条件的基础上，提出本区沙二段主要油气藏类型为反向屋脊断块遮挡渍气藏和断层－岩性复合油藏，且消二上、沙二下油气藏特征不相同的观点，总结了该地区沙二段油气成藏模式。     

东营凹陷博兴地区沙三段油气成藏动力学分析及综合评价

运用油气成藏动力学分析的手段,对东营凹陷博兴地区沙三段不同油气聚集带的成藏要素、输导体系、成藏动力等条件进行详细解剖,根据各要素对成藏贡献的大小分配权值,利用加权求和建立定量评价系统,以此对成藏动力学要素进行综合分析,达到了对各油气聚集带综合评价的目的。得出了油源、输导体系、成藏动力条件均是控制油气富集的必要条件的结论,同时认为洼陷中心、南部和北部地区是油气聚集最有利的部位,而洼陷东部、西部为油气聚集相对较差的部位,为研究区沙三段油气勘探指明了方向。     

网毯式油气成藏体系的仓储层定量评价探讨--以东营凹陷为例

在网毯式油气成藏体系概念指导下 ,研究了东营凹陷网毯式油气成藏体系结构 ,提出了仓储质量系数的概念 ,指出仓储质量系数主要取决于仓储层的厚度、物性参数、断层网质量系数和环境系数。断层网质量系数等于单位仓储层面积供油断层的条数与单位仓储层面积之比 ;环境系数通常与距离生油凹陷的远近及与三角洲前缘砂体的接触程度等外部环境因素有关。通过模拟试验和实际资料研究认为 :仓储质量系数大于或等于 0 .7为好仓储层 ;仓储质量系数大于或等于 0 .3,小于 0 .7为中等仓储层 ;仓储质量系数小于 0 .3,为差仓储层。仓储质量系数越大 ,油气越富集     

东营凹陷通王地区中古生界油气成藏要素及成藏模式研究

东营凹陷通王地区中古生界油源主要来自于牛庄洼陷新生界Es4、Es3和Ek2烃源岩,新生界生成的油气在异常压力作用下通过断层、不整合和砂体输导体系向中古生界碳酸盐岩、碎屑岩储层运移。结合油源特征、生储盖组合及输导体系特征,将研究区油气成藏模式归纳为新生古储-复合运移模式,油气藏类型主要有不整合、断层和岩性油气藏。     

东营凹陷南斜坡东段潜山油气成藏条件分析

分析了东营凹陷南部缓斜坡东段潜山油源条件、运移条件、储集条件、圈闭条件 ,查明了潜山油气富集规律及成藏控制因素 ,认为王古 1井附近的逆冲推覆构造带是最有利的勘探目标区 ,其次是王古 1井西侧一序列的下古生界断块山发育区 ,而研究区南部王斜 95井以南、草桥油气田以北的广大不整合发育地区也是有利勘探目标区     

东营凹陷胜坨地区深层油气成藏期及其主控因素分析

中国东部断陷盆地埋藏深度3500m以下深层是成熟勘探区重要的油气勘探潜在领域,其油气成藏控制因素与中浅层有诸多不同之处。对东营北带胜坨地区沙四段9口井50块样品的有机和无机包裹体进行了分析,探讨了成熟勘探区深层油气成藏主控因素。分析结果表明,该区沙四段发生过2期油气成藏：第一期发生在距今39～31.9Ma（对应沙三中段到东营组沉积时期）,主要为发浅黄色荧光的成熟油充注;第二期发生在距今13～0Ma（对应馆陶中后期至今）,主要为发蓝白色荧光的高成熟度油充注。油包裹体内的原油密度随埋深的增加呈降低趋势,这可能与地质历史时期多套源岩生成的不同成熟度原油由深部向浅层多期次运移充注和深部高温油藏内的原油再度裂解或气侵有关。储层物性分析结果显示：深部储层物性变差,油气的临界充注条件也变差;通过恢复该区古流体势,探讨了两期油气充注过程中的有利油气聚集区,建立了深层油气沿断层垂向运聚及沿连通砂体侧向运聚的成藏模式。     

东营凹陷压力系统发育对油气成藏的控制

东营凹陷异常压力的分带性与泥岩的突破压力(或保存能力)具有明显的对应关系,随着深度增加,泥岩突破压力及地层流体压力系数均增大,泥岩封隔层对流体压力的保存也是形成异常压力的重要条件。基于增压机制的阶段性差异,对东营凹陷平面上及典型剖面中重要地质历史时期源动力(烃源岩流体压力)场进行了分析,主力烃源岩的源动力在时间和空间上发育不均衡,从整体上影响了储集层油气来源及油藏的形成,控制了油气运移的方向。现今油藏总体沿地质历史时期源动力场降低的方向分布,表现出油藏的分布与源动力的演化具有一定的继承性;油气运移和成藏也影响了地层压力场的分布,高压油气运移到储集层后,其泥岩封隔层不同程度地保存了流体压力。由于增压-卸压的平衡关系,源动力传递过程中在不同压力系统中构成了不同的动力条件,造成了各压力系统中油气成藏类型和特征具有一定的差异性。根据源动力的演化史,指出沙河街组深层是寻找高压轻质油藏及天然气藏的重要目标。图8参30     

东营凹陷中央隆起带东营组构造及成藏条件研究--以现河庄油田为例

以东营凹陷中央隆起带的现河庄油田为例，利用地质、地震和大量的钻井资料，分析了渤海湾盆地东营运动对区内东营组构造形态和构造特征的影响；从地震相、沉积相入手，研究了储层、盖层的沉积和分布规律，阐述了构造运动和沉积作用对东营组油气聚集情况的影响，确定了现河庄东营组的油气藏类型，总结出油气藏分布规律，指导生产取得了明显的经济效益。     

江汉盆地沔阳凹陷油气成藏特征与成藏模式

论述了江汉盆地沔阳凹陷白垩系一下第三系的油气藏特征，总结了成藏模式。沔阳凹陷油藏类型以构造油藏为主，少量岩性油藏。新沟嘴组下段油气来源于自身的烃源岩，凹陷中北部以侧向排烃为主，潜江组沉积末期是其生排烃和油气运移的关键时刻，油气主要富集于距离成熟烃源体最近的鼻状隆起带内。白垩系为多源次生成藏，垂向排烃为主，油气主要富集于大断层上升盘的构造圈闭中。主要成藏模式有五种，自源一侧向排烃一封闭型是最有效的成藏模式。     

查干凹陷苏红图组火山岩储层及其油气成藏特征

岩心地球化学特征分析结果表明,查干凹陷苏红图组火山岩主要以玄武岩类和粗安岩类为主,通过测井交会图可以较好地识别出不同的岩石类型。根据火山岩的岩相标志及地震剖面特征,结合单井相划分,确定查干凹陷主要发育火山通道相、爆发相、溢流相和火山沉积相,不同的岩相发育不同的岩石组合。钻井资料揭示,研究区苏二段火山岩的物性好于苏一段,苏二段为中低孔特低渗透储层,苏一段为特低孔特低渗透储层;其储层物性主要受裂缝发育程度控制,具有较强的非均质性。勘探实践证实,查干凹陷火山岩的油气成藏特征主要表现为近源聚集、有利火山岩岩相带与断裂带联合控藏;研究区乌力吉构造带与中央构造带为临近生烃中心的圈闭发育带,由于其断裂发育,不仅改善了储集空间,而且沟通了烃源岩,是查干凹陷油气聚集成藏的有利地区。     

高北地区油气成藏规律研究

在对高北地区油藏地质特征精细研究的基础上，从油气运移、生储盖组合、油藏类型和油气控制因素等方面入手对该区的成藏规律进行了综合分析研究，认为高北地区的油气分布受控于含油砂体，含油砂体的油气分布又受控于烃源岩分布，高部位局部圈闭与有利沉积相带的有机配置才能使油气富集成藏，最终形成具有工业油流的含油区块。     

博兴洼陷沙四段下亚段红层油气成藏特征及勘探潜力分析

胜利油区博兴洼陷沙四段下亚段广泛发育陆相红层。根据地化、钻井岩心等资料,结合地震相、古地形特征及陆相沉积体系的时空展布规律,认为红层岩性主要为红色、褐色砂岩、泥岩互层,是一套形成于滨浅湖背景下的洪水漫湖沉积。红层的油藏分布规律为:①构造背景控制油气运移的主要指向,油气主要集中在鼻状构造的较高部位;②受沉积影响,储层在横向上及纵向上的变化较快,储层平面特征决定油气的富集程度;③油源断层的断距决定油气输导体系的有效性,由于红层本身不具备生烃能力,油源断层的落差要大于150m,才能使上升盘的储层与下降盘的油源实现对接成藏。弄清红层油气藏成藏规律不仅能够从理论上指导博兴洼陷红层油气藏的勘探与生产,同时也对其他地区的红层研究具有普遍的借鉴意义。     

准噶尔盆地乌伦古坳陷油气成藏系统分析

以油气系统理论为指导,从准噶尔盆地乌伦古坳陷的构造、烃源岩、储盖层、圈闭及输导等基本石油地质条件出发,对乌伦古坳陷进行了综合分析,划分出相应的成藏系统。研究结果表明,乌伦古坳陷内的晚石炭系泥岩、三叠系泥岩与侏罗系煤岩为主力烃源岩,主要储盖组合发育在侏罗系八道湾组、三工河组、西山窑组和石树沟群,圈闭条件与油气的运聚具有较好的配置;侏罗纪晚期与白垩纪是油气的主要成藏期;预测乌伦古坳陷内存在次生油气藏的可能性较大,南部斜坡和红岩断阶下盘勘探潜力大。     

远源油气成藏条件与富集主控因素——以库车坳陷南部斜坡带中生界—新生界油气藏为例

库车坳陷南部斜坡带发育中生界—新生界陆相含油气系统,油气资源丰富,是远源油气藏的重点勘探领域,在空间上具有"西富东贫、纵向集中、下油上气、油气并存、以气为主"的分布格局.基于岩心、钻井、孔隙度和渗透率、流体包裹体、油气地球化学等分析测试资料,通过对库车坳陷南部斜坡带中生界—新生界远源油气的成藏条件及富集主控因素进行系统...     

东营凹陷油气成藏期次及其分布规律研究

东营凹陷发育了咸水湖相沙河街组四段上部烃源岩和半咸水深湖相的沙河街组三段下部烃源岩两套有效烃源岩。根据原油的地球化学特征和储层流体包裹体等资料,将油气藏的形成分为两个大的阶段:第一期为早第三纪东营期末,凹陷中心的沙河街组四段上部烃源岩已进入生油门限并开始排烃,后由于喜山运动使全区遭受抬升和剥蚀,油气生成过程中断,原油的生物标志化合物组成表明,此阶段的原油成熟度较低,油气生成数量有限;第二期为晚第三纪至第四纪沉积时期,伴随着凹陷的持续全面沉降和深埋,沙河街组三段下部和沙河街组四段上部烃源岩进一步成熟,生烃作用增强,原油的成熟度较高。两次成藏的原油分布具有明显的规律性:凹陷边缘油藏的原油主要来自沙河街组四段上部烃源岩,原油成熟度较低,是早期充注成藏的;生油凹陷中心油藏的原油主要来自沙河街组三段下部烃源岩,原油成熟度较高,为第二期充注成藏的;而过渡带(斜坡带)油藏的油气来源及成藏期比较复杂,总体特征是混源聚集、多期充注成藏。     

辽河西部凹陷页岩油气富集主控因素

研究发现,泥页岩的有机质含量、成熟度、有机质类型、孔缝特征及厚度等内部因素是其能否富集的关键条件。以沙河街组沙三下亚段(Es33)和沙四上亚段(Es41)为例,在页岩油气影响因素研究的基础上,运用多因素综合评价、部分因素重点分析的方法,分别揭示Es33及Es41页岩油气富集的主控因素。综合认为,Es33有效厚度大,有机质丰度中等,热演化程度适中,有机质类型多样,气测异常明显、含油气性好,页岩油气共生,主要受有机质丰度影响;同Es33相比,Es41具有较高的有机质丰度,但有机质类型与热演化程度匹配较差,未能达到页岩气富集的条件,主体发育页岩油。因此,明确页岩油气富集的主控因素,是寻找页岩油气赋存有利区域的前提,对辽河坳陷页岩油气的勘探开发具有现实意义。     

油气充注方式对油藏内油水分布特征的影响 ———以东营凹陷永8 断块油藏为例

针对东营凹陷永8断块油藏储层特征和圈闭情况,建立了油藏物理实验模型,设计了连续充注和幕式充注2种类型的油气充注实验方案。结果表明:连续充注受储层层间非均质性和浮力的影响较为明显,油气首先充注构造高部位和渗透率最高的砂层,低渗透砂层受高渗透层的屏蔽作用为水层;幕式充注实验中,在油气供应量充足和充注压力超过一定值的状态下,油气进入圈闭不受构造位置高低和渗透率大小的影响。该结果与永8断块油藏现存油气分布状态及动力来源的分析结果吻合较好,可以认为永8断块油气藏的形成以幕式油气充注方式为主。     

辽河冷家—雷家地区深层油气成藏条件研究

冷家—雷家地区沙三段以下的深层勘探程度非常低。文章在精细地震构造解释和沉积学研究的基础上,利用该区与邻区的现有资料,对深层油气藏的形成条件进行了分析和研究。结果表明,冷家—雷家地区北东向的主干断层控制了区域构造与沉积格局,影响了油气的运移和聚集;深部层系的石油地质条件十分优越。在陈家洼陷发育有沙四段和沙三段2套优质烃源岩,有机质生烃强度大于500×104t/km2,为周边地区提供了丰富的油源;沙三下亚段、沙四段、中生界和太古宇都具有良好的储集岩;沙三中亚段发育良好的区域盖层;深层的圈闭成因多样,油气运聚条件有利,勘探潜力巨大。但该区油气藏形成的影响因素比较复杂,油气藏多为复合型,应该以潜山、岩性油气藏作为下一步的主要勘探目标。     

东辛油田馆陶组、东营组油气分布规律及成藏主控因素

通过钻井录井、测井复查、地质分层、构造解释、试油试采等基础地质工作的开展，对东辛油田馆陶组、东营组次生断块油藏的油气分布规律及形成机理进行了深入探讨，得出馆陶组、东营组次生油藏的油气分布规律为：平面上东营背斜构造比辛镇背斜构造油气富集，纵向上油气富集程度由高到低依次是东二段、东三段、东一段和馆下段，并总结出馆陶组、东营组次生油藏的成藏机理：宏观上油气成藏由构造背景控制，断层在油气成藏过程中起重要作用，另外。砂体分布、不整合面以及储、盖组合等因素都成为馆陶组、东营组油气聚集成藏的主控因素。