东营凹陷王庄-宁海地区流体包裹体分析与流体充注研究

利用流体包裹体分析技术，系统地分析了东营凹陷王庄-宁海地区覆盖所有含油层位的流体包裹体样品。包裹体荧光观察和均一温度特征分析揭示了包裹体发育期次为5期，说明该区油藏存在5次流体充注过程；据此确定了备期烃类的成藏期次。东营组沉积时期和明化镇组沉积末期的油气运聚均在成藏后遭受大气淡水淋滤和降解作用。沙三段原油可能经历至少2期稠油化作用。荧光观察进一步证实该区主要发生2期充注、2期成藏。     

泌阳凹陷北部斜坡不整合与油气成藏

在对泌阳凹陷北部斜坡地层不整合的成因、结构、类型进行分析的基础上。对地层不整合对油气成藏的意义、油气成藏模式以及不整合面上下岩性配置关系对油气运聚影响等方面进行了深入研究，结合在泌阳凹陷北部斜坡已发现的不整合油藏的特征分析，总结了该区不整合油藏的分布特征及成藏规律，对下步在该区开展不整合油藏勘探具有一定的指导意义。     

珠江口盆地开平凹陷油气聚集条件分析

珠江口盆地自新生代以来,曾先后受到不同方向张应力的作用,造成了不同时期构造体系的交叉叠合.中中新世以来构造运动强烈,并具有东强西弱的特点,对油气的运移与聚集产生了重要影响.开平凹陷的剧烈断裂和断陷活动始于始新世,并在同期沉积了巨厚的文昌组.晚渐新世以后,由于断裂活动非常微弱,在成熟的烃源岩与其上地层之间缺乏有效的油源断层,因而自生自储、近距离运移可能是开平凹陷油气聚集的基本特征.在凹陷内部,因重力滑动和欠压实泥岩共同作用所形成的KPll-1构造带可能是该区最具有油气远景的地区.     

东营凹陷岩性圈闭含油性定量预测

依据东营凹陷岩性油气藏勘探实践，其成藏主控因素概括为烃源岩、输导体系和成藏动力。以油气成藏动力为主线，从油气运聚的动力和阻力2个方面入手，将主控因素定量化，成藏动力为油气排出初始压力减去运移路径的压力衰减、储层静水压力和砂体毛细管压力。回归东营凹陷48个岩性圈闭的成藏动力与油气充满度的关系，建立了砂体含油性成藏动力定量预测公式。采用先确定烃源岩、输导体系和储层物性，最后计算成藏动力的方法，在对砂体钻预探井之前定量预测其含油性，从而降低勘探风险，提高勘探成功率。     

夏口断层封闭性及对油气成藏的控制作用模式

惠民凹陷西部的临南洼陷是该凹陷的主要生烃中心，其南侧的夏口断层的封闭性控制了临南地区的油气运移方向和油气藏分布。影响夏口断层封闭性的主要因素是其活动性、断面特征和断移地层的泥地比，通过夏口断层的断面形态成图和断层泥涂抹系数计算，定量评价其封闭能力，认为其东段、西段封闭性好于中段，东段封闭性又好于西段。据此认为，位于该断层西段的临南油田油气藏的形成有赖于断面阻隔了油气继续向临南斜坡运移，而位于该断层中段的曲堤油田的形成是因为断面不封闭，成为来自临南洼陷的油气运移至断层上盘断块圈闭成藏的输导通道。图4表3参9     

东营凹陷北部陡坡构造岩相带油气成藏模式

东营凹陷北部陡坡带是多期、多种应力方式作用下形成的复杂断裂构造带，控制辫状河三角洲、扇三角洲、洪积扇、近岸水下扇、陡坡深水浊积扇和近岸砂体前缘滑塌浊积扇等6种沉积体系发育，发育了3种构造岩相带：铲式陡坡断裂冲积扇、扇三角洲和小型辫状河三角洲构造岩相带，潜山台地陡坡断裂带洪积扇、扇三角洲构造岩相带，阶梯式陡坡断裂带小型洪积扇、滑塌浊积扇和深水浊积扇构造岩相带；有砂体上倾尖灭、差异压实背斜、断层封闭遮挡、薄泥岩封盖和浊积岩透镜体等5种成藏模式。研究陆相断陷湖盆陡坡带对沉积体系的控制作用，对预测复杂岩性油藏分布有重要意义．     

海陆交互相三角洲高分辨率层序地层探析——以珠江口盆地惠州凹陷珠海组为例

针对海陆交互地区三角洲沉积体系特征，采用高分辨率层序地层多级次基准面旋回划分方案，通过对地震与测井等资料的综合分析，研究珠江口盆地惠州凹陷珠海组海陆交互相三角洲沉积体系的高分辨率层序地层学特征，在珠海组中识别出短期、中期和长期3个级别的基准面旋回。在此基础上，运用等时对比法则对各级旋回进行对比并建立层序地层格架，归纳了珠海组沉积时期2个长期基准面旋回内的沉积体系演化规律及其特征。     

箕状凹陷坡折带成因及对同生断层和沉积的控制,以南襄盆地南阳凹陷为例

坡折带是沉积地貌突变的古构造枢纽带。南襄盆地南阳凹陷南部控凹铲状正断层在非平面上滑动造成凹陷北部盖层缓坡弯折,构成盆内沉积区域的分界线,是同生断层集中发育和沉积相发生突变的地带。特定的坡折带类型揭示了同沉积断裂的活动和分布特征,制约着沉积物的分散过程和砂体堆积。在不同的盆地演化阶段,同生断层与沉积相带控制着不同圈闭类型的形成。      

东营凹陷古近系砂岩储集层特征对比

东营凹陷可分为北部陡坡带、中央隆起带和南部缓坡带，由于地质背景有差异，古近系砂岩储集层在不同地区的特征不同：北部陡坡带以近岸水下扇砂砾岩沉积为主，进入晚成岩期的时间早，深度浅，次生孔隙发育中等，主要分布在1650-2450m深度，3200-3500m深度存在第二次生孔隙带，碳酸盐溶蚀和胶结作用在垂向具有分带性；中央隆起带以浊积扇砂岩为主，但由于断裂发育，酸性水活跃，进入晚成岩期的时间也较早，次生孔隙最发育，又分布范围大，1800-3500m深度均发育次生孔隙，碳酸盐胶结弱，储集层物性最好；南部缓坡带以滨浅湖和三角洲沉积为主，进入晚成岩期的时间晚，次生孔隙发育少，北部和中部物性相对差。图4表1参31     

东营凹陷古近系烃源岩超压特征及分布规律

统计分析1307口探井实测压力系数和83l口探井使用的钻井液密度数据，发现东营凹陷古近系沙三段、沙四段普遍存在异常超压，超压(压力系数1．1-1．5)主要出现在2100-3500m深度，强超压(压力系数大于1．5)主要出现在2800-3500m深度。东营凹陷沙三段、沙四段主力烃源岩超压平面分布具有北高南低、东高西低的总体特点，超压主要分布在洼陷带、断裂构造带和中央背斜带上。烃源岩压力系数等值线北部陡坡带比较密集，南部缓坡带相对稀疏。生油洼陷中心附近异常高压带的分布与生油洼陷基本一致，洼陷深陷区压力系数很大，向周围斜坡和构造高部位呈辐射状逐渐减小至正常，压力分布带与洼陷、边缘斜坡和构造较高部位的欠压实与压实带发育、分布规律的一致性很好。图3表l参9