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     

渤海湾盆地东营凹陷广利地区沙四上亚段物源体系及其对沉积的控制作用

岩石组分、元素地球化学以及砂砾岩百分含量等分析表明,渤海湾盆地东营凹陷广利地区沙河街组四段上亚段沉积时期存在南部和东北部两大物源体系,它们控制了广利地区沙四上亚段沉积时期的砂体成因类型与分布。沙四上亚段沉积早期以南部物源体系为主,主要发育曲流河三角洲-滨浅湖滩坝沉积体系;沙四上亚段沉积晚期以东北部物源体系为主,主要发育辫状河三角洲、扇三角洲等沉积体系;沙四上亚段沉积中期为两大物源体系的转换时期,南部和东北部物源体系共存,发育了重力流、牵引流交互沉积的多成因类型砂体。区内三角洲前缘由沿岸流改造形成的滩坝砂体是今后勘探的重点,应加大滩坝砂类岩性和构造共同控制的复合油气藏的部署和勘探。     

东营凹陷古近系超高压成因及其特征

东营凹陷古近系存在 3 类超高压地层。根据“综合压实曲线”和“压力正演模拟”,确定欠压实和生烃作用是泥岩超高压的成因。“接触传递”使与超高压泥岩呈接触关系的Ⅰ类砂岩产生超高压,Ⅱ类超高压砂岩则是“连通传递”的结果。沙三中亚段较深井段泥岩发育弱超高压,沙三下亚段压力增强到中超高压,沙四段发育强超高压。泥岩超高压平面上以沉积中心为超高压中心,向盆地边缘超高压强度减弱,呈“环状分布”;浅层砂岩（埋深小于 3 000 m）极少发育超高压,只分布在部分断裂带、不整合面附近,砂岩超高压强度大于泥岩;3 000 m 以下,泥岩超高压强度大于砂岩。     

东辛北带沙四段砂砾岩成因及其成藏模式研究

东辛北带古地貌形态具有“三扇两沟”特征,沙四段发育大套近岸水下扇和滑塌浊积扇砂砾岩体。沉积相带对砂砾岩体储集物性具有重要的控制作用：扇中亚相物性最好,发育中孔中低渗储层;扇缘亚相、滑塌浊积砂砾岩次之,为中孔低渗储层：扇根亚相物性最差,属于低孔低-特低渗储层。近岸水下扇砂砾岩体成藏条件较好,油气藏产量较高;滑塌浊积砂砾岩体由于物性较差,故油气藏含油气充满度较低,含水较高。