东营凹陷沙四下亚段超压环境与油气成藏

断陷盆地盐湖相地层发育超压系统,在东营凹陷超压对沙四下亚段盐湖相烃源岩生烃的抑制作用和延缓现象不明显,但对于沙四上亚段和沙三段湖相烃源岩有机质生烃具有明显的抑制作用;超压环境有利于烃类转化,使得凝析气成藏所需要的储层物性下限值降低;超压环境有利于砂岩储层保留原生孔隙,超压流体溶蚀作用产生溶蚀孔隙,富含硅质或钙质的砂泥岩和碳酸盐岩在超压环境形成裂缝,大大改善储层储集性;超压还控制了油气运移和聚集作用;东营凹陷北部陡坡带是沙四下亚段盐湖相地层油气成藏和分布的主要区带。     

渤海湾盆地东营凹陷古近系深层油气成藏系统及勘探潜力

东营凹陷是渤海湾盆地具有代表性的陆相断陷盆地,深部层系勘探程度低,丰深1、丰深斜101等井获得高产工业油气流,显示了良好的勘探潜力。以东营凹陷古近系深层为对象,在烃源岩分析基础上,结合优质储层成因研究,建立油气成藏模式,明确深层勘探潜力方向。结果表明：东营凹陷古近系深层的沙四下亚段及孔店组构成独立的含油气系统,孔二段、沙四下亚段发育的盐湖（咸化）环境烃源岩具有排烃时期早、排烃时间长、效率高、生排烃周期长的特点,为深层油气成藏系统提供了有利的油源条件;咸化湖泊的多类型沉积体经历了酸-碱交替的成岩流体环境,形成了以次生溶蚀孔隙为主的优质储层,为深层油气成藏提供了良好的储集条件;深层油气成藏系统的油气藏分布与断陷盆地结构、沉积储层发育和成藏动力系统具有良好的对应性,“自源型”及“他源型”油气成藏模式有序分布;缓坡带红层和滩坝砂岩及陡坡带砂砾岩等不同类型油气藏是东营凹陷古近系深层重要的勘探领域。     

渤海湾盆地济阳坳陷渤南洼陷沙四下亚段红层有利储层成因机制

渤海湾盆地济阳坳陷渤南洼陷沙四下亚段红层经历了较长时期的沉积和成岩改造作用,原生孔隙保留机制、次生孔隙演化规律不清,制约着勘探进展。运用岩心观察、铸体薄片鉴定及扫描电镜分析等技术手段,在储层特征分析基础上,开展了红层有利储层受控因素分析,总结了有利储层成因机制,预测了有利储层分布。该区沙四下亚段红层沉积存在冲积扇-辫状河-辫状河三角洲-湖泊和扇三角洲-湖泊2大沉积体系;砂岩类型以岩屑长石砂岩为主,储集空间由残留原生孔隙、次生溶蚀孔隙及裂缝构成,储层物性较差,属于特低孔特低渗储层。储层在机械压实作用以及碱、酸流体的交替影响下,储集空间经历了原生孔隙保留、次生孔隙形成及储层致密化3个阶段;埋深与有利相带决定原生孔隙保存程度,有机酸、上覆地层异常高压与断裂展布决定次生孔隙发育程度。原生孔隙发育的有利储层类型为3 000 m以浅的冲积扇扇端储集体,分布于南部盆缘,呈裙带状展布;次生孔隙发育的有利储层类型为沙四上亚段压力系数大于1.2且沙四下亚段断裂体系发育的辫状河和辫状河三角洲储集体,分布在洼陷带,呈带状、叠合连片状展布。      

东营凹陷北带古近系中深层异常高孔带类型及特征

异常高孔带类型不同,其成因机制和油气勘探思路也不相同。根据异常高孔隙度储层中原生孔隙和次生孔隙的相对含量,将原生孔隙相对含量大于50% 的异常高孔带定义为原生孔隙型异常高孔带,将次生孔隙相对含量大于50% 的异常高孔带定义为次生孔隙型异常高孔带。东营凹陷北部陡坡带古近系异常流体超压和油气的大量充注等有效保存原生孔隙的地质因素普遍存在,但目前东营凹陷中深层异常高孔带仅被界定为次生孔隙型异常高孔带,其合理性值得商榷。通过对东营凹陷北部陡坡带沙河街组四段和三段中亚段碎屑岩储层的研究,北部陡坡带胜坨地区在2 800~3 300 m和3 300~3 700 m存在2个异常高孔带,其储集空间以原生孔隙为主,原生孔隙含量达到50% ~90%,属原生孔隙型异常高孔带;民丰地区在4 250~4 400 m和4 750~4 900 m存在2个异常高孔带,其储集空间以次生孔隙为主,次生孔隙含量达到60% ~90%,属次生孔隙型异常高孔带。     

东营凹陷北带沙四段上亚段近岸水下扇砂砾岩储集物性对比

在东营凹陷北带近岸水下扇砂砾岩有效储层物性下限计算的基础上,以孔隙度差值和渗透率差值为评价参数,分析了盐家—永北地区、胜坨地区、利津地区沙四段上亚段2800～3500m近岸水下扇砂砾岩储集物性的差异。结果表明:胜坨地区沙四段上亚段2800～3500m近岸水下扇扇中辫状水道砂砾岩储集物性最好,盐家—永北地区次之,利津地区最差;盐家—永北地区沙四段上亚段2800～3500m近岸水下扇扇中辫状水道含砾砂岩储集物性最好,胜坨地区次之,利津地区最差。通过对古地貌、沉积特征、地层压力和成岩作用等有效储层控制因素对比分析发现,沉积古地貌和物源特征控制了东营凹陷北带沙四段上亚段不同地区近岸水下扇砂砾岩储集物性的差异性。     

东营凹陷北部陡坡带砂砾岩优质储层成因

通过大量实测数据统计、薄片鉴定和对比分析,从沉积、成岩和成烃多个角度研究了东营凹陷北部陡坡带砂砾岩优质储层成因,认为东营凹陷北部陡坡带砂砾岩纵向上主要发育两个孔隙发育带,对应深度分别为1650~2450m和2950~3300m。研究表明,两个孔隙发育带成因不尽相同,其中,1650~2450m孔隙发育带储集空间以原生孔隙为主,受沉积作用控制明显,主要发育在泥质含量低、分选较好、粒度适中的扇中相带砂砾岩中;2950~3300m孔隙发育带储集空间以碳酸盐、长石和石英溶蚀的次生孔隙为主,是早期碱性流体与后期烃源岩生烃形成的有机酸交替溶蚀作用的结果,早期的碳酸盐胶结和烃类充注抑制了压实作用和胶结作用的进行,有利于孔隙的保存。     

盐家地区沙四上亚段砂砾体微观特性及物性影响因素分析

东营凹陷北带盐家砂砾体沙四上亚段储层岩石成分复杂,储层具有非均质性.本文通过对岩心观察、单偏光薄片分析、铸体薄片、物性分析等技术手段,对研究区储层的主要岩石微观特征、物性特征、储集空间类型和影响物性因素进行分析,阐明了盐家砂砾体的微观特征,明确了不同井区岩石组分、物性、储集空间的差异性,结合成岩作用的研究,明确该区储层...     

东营凹陷西部沙四段上亚段滩坝砂体储集空间特征

通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜分析和压汞资料分析等方法,对东营凹陷西部沙四段上亚段滩坝砂体储集空间特征、孔隙结构特征及控制因素进行了系统的研究.其储集空间分为孔隙和裂缝2种类型,其中,原生孔隙主要为压实残余孔隙和胶结残余孔隙,次生孔隙主要为粒间溶解孔隙,裂缝以构造裂缝为主.孔隙结构主要受成岩作用的影响,埋深小于2 700m、处于早成岩阶段的滩坝砂体储集空间主要为原生孔隙,孔隙结构主要为高孔高渗透粗喉型和中高孔中高渗透中喉型;埋深为2 700～3 500m、处于中成岩A期的滩坝砂体储集空间主要为次生溶解孔隙,孔隙结构以中高孔中高渗透中喉型和中低孔中低渗透中细喉型为主.     

东营凹陷西部沙四段上亚段滩坝砂俸储集空间特征

通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜分析和压汞资料分析等方法,对东营凹陷西部沙四段上亚段滩坝砂体储集空间特征、孔隙结构特征及控制因素进行了系统的研究。其储集空间分为孔隙和裂缝2种类型,其中,原生孔隙主要为压实残余孔隙和胶结残余孔隙,次生孔隙主要为粒间溶解孔隙,裂缝以构造裂缝为主。孔隙结构主要受成岩作用的影响,埋深小于2700m、处于早成岩阶段的滩坝砂体储集空间主要为原生孔隙,孔隙结构主要为高孔高渗透粗喉型和中高孔中高渗透中喉型;埋深为2700～3500m、处于中成岩A期的滩坝砂体储集空间主要为次生溶解孔隙,孔隙结构以中高孔中高渗透中喉型和中低孔中低渗透中细喉型为主。     

东营凹陷北带沙四段近岸水下扇砂砾岩储层物性演化特征

以东营凹陷北带沙四段近岸水下扇为研究对象,在有效储层物性下限定量计算的基础上,探讨了近岸水下扇不同亚相物性演化特征,并分析了不同地区近岸水下扇内扇砂砾岩物性演化特征差异性及原因。东营凹陷北带沙四段近岸水下扇内扇亚相砂砾岩孔隙度随埋深降低的速率大于孔隙度下限值随埋深降低的速率,浅层发育有效储层,而深层不发育有效储层;中扇和外扇亚相砂砾岩在不同深度均发育有效储层。岩屑类型差异性控制了砂砾岩压实、胶结作用演化的差异性,进而控制了东营凹陷北带不同地区沙四段近岸水下扇内扇亚相砂砾岩孔隙度包络线低于孔隙度下限的起始深度的差异性,民丰地区和胜坨地区约为3300m左右,利津地区约为2900m。     

渤海湾盆地东营凹陷深层砂砾岩储层成岩演化特征

渤海湾盆地东营凹陷深层砂砾岩扇体成岩演化复杂,影响因素多,油气储层预测难度大。以岩石镜下微观特征观察为基础,通过深入剖析内因与外因对深层砂砾岩储层成岩演化的影响,认为沉积相带、欠压实、盐膏刺穿、酸性流体溶蚀、烃类流体早期充注、构造活动、绿泥石膜等是影响储集性能的有利因素,而正常压实、碳酸盐与硫酸盐胶结、粘土矿物含量高、高矿化度地层水结晶、溶态盐扩散等是影响储集性能的不利因素。扇中相带、欠压实、烃类早期充注、绿泥石膜等有利于原生孔隙的保存,盐膏刺穿、构造活动等有利于裂缝的发育,酸性流体对碳酸盐和长石矿物的溶蚀是次生孔隙大量发育的主要原因,三者构成的立体连通孔—缝网络有效提升了深层砂砾岩储层的孔渗性能。      

东营凹陷陡坡带盐18—永921地区砂砾岩沉积与储层特征

断陷盆地陡坡带断裂活动强烈,常表现为深水重力流砂砾质沉积和烃源岩同层的特征,储层物性评价成为该区域油气勘探的关键.针对东营凹陷盐18-永921地区沙三下亚段和沙四上亚段,通过地层细分、沉积相厘定和储层特征分析,探索了优质储层发育规律.地质-地震综合的沉积相研究表明,该区沉积充填过程和相类型受控于边界断裂的演化,自下而上经历了扇三角洲沉积、近岸水下扇—洪水型湖底扇沉积和近岸水下扇—滑塌型湖底扇沉积3个演化阶段.砂砾岩储层储集空间以孔隙为主,裂缝不发育,孔隙中原生孔隙明显占优势.当埋深小于2 600 m时,沉积作用是该区砂砾岩储层物性的主控因素;当埋深大于2 600 m时,储层进入晚成岩阶段,溶蚀作用增强,除沉积作用外,溶蚀作用开始对储层物性产生重要影响.根据储层物性主控因素分析结果,提出沙三下亚段和沙四上亚段Ⅰ～Ⅳ砂组中近岸水下扇中扇的辫状水道、沙四上亚段Ⅴ,Ⅵ砂组中洪水湖底扇和Ⅶ,Ⅷ砂组中扇三角洲前缘控制了各时期优质储层的分布.     

东营凹陷深层自源型油气成藏模式与勘探实践

东营凹陷深层是以“红层”为典型特征的沙河街组四段下亚段（沙四下亚段）—孔店组,该套层系沉积厚度大、储量发现少,蕴含着极大的勘探潜力。综合深层烃源岩评价、高成熟油源对比及自源型油气成藏模式的系统分析,明确了深层沙四下亚段和孔店组二段（孔二段）两套烃源岩的基本特征,落实了深层的资源潜力,同时深入剖析关键成藏要素条件,建立了自源型差异油气成藏模式。研究表明,深层孔二段烃源岩有机质类型为Ⅱ1—Ⅲ型,评价为过成熟中等烃源岩;沙四下亚段烃源岩有机质类型为Ⅰ—Ⅱ1型,评价为成熟优质烃源岩。利用原型盆地的井—震追踪落实烃源岩展布,进而评价出深层资源量为11.35×108t。同时,建立了两种自源型油气藏的差异成藏模式,一种是陡坡带沙四下亚段烃源岩直接对接深层砂砾岩储层,匹配形成凝析油气—常规油的纵向有序油气藏;另一种是南部斜坡带孔店组源内的“源—断—储—圈”差异油气运聚模式。分析认为,基于东营凹陷深层烃源岩品质与规模的深化认识,以及两种自源型油藏模式的认识可将勘探目的层至少下探1500m,初步估算新增圈闭资源量近2×108t,东营凹陷深层自源型油藏预计在“十四五”期间迎来重大突破。     

东营凹陷北部陡坡带天然气成藏条件及模式分析

为了指导下一步天然气藏的勘探,详细分析了工区内影响天然气成藏的生、储、盖条件,总结出民丰、胜坨、利津地区不同的天然气成藏模式。研究表明,东营北带深层烃源岩主要为盐下的暗色泥岩,其储集空间主要为湖盆周围呈扇状分布的砂砾岩体内的次生孔隙和裂缝,利津地区沙四下以气为主,胜坨地区沙四下以较高气油比的油为主,民丰地区沙四下盐上以油为主,盐下以气为主。     

砂砾岩储层成因差异及其对储集物性的控制效应————以玛湖凹陷玛 2 井区下乌尔禾组为例

根据岩心观察及测井和录井资料分析、铸体薄片微观分析和物性测试等,对玛湖凹陷玛 2 井区中二叠统下乌尔禾组砂砾岩储层成因类型进行了分析,认为研究层段储层岩性主要为砂砾岩、含砾砂岩、砂岩及泥质砂岩等。其中,将砂砾岩按成因的不同可进一步划分为牵引流砂砾岩及重力流砂砾岩两类,它们在成熟度、泥质杂基含量、孔隙类型等诸多方面均具有明显的差异,继而造成储集物性的巨大差异。该区砂砾岩的孔隙类型以次生孔隙为主,总体属于低孔、低渗储层;沉积环境（微相）对目的层砂砾岩储层的储集物性具有明显的控制效应;水下分流河道微相发育的牵引流砂砾岩储集物性最好,扇面河道微相次之,泥石流及碎屑流微相内形成的重力流砂砾岩储集物性最差,甚至可形成物性隔夹层。     

济阳坳陷东营凹陷北带丰深1井区深层沙四下古油藏与天然气成因

济阳坳陷东营凹陷北带丰深1井区深层古近系沙四段下亚段以产出凝析油气为特征。根据天然气烃类气体组成、氮气含量、气体碳同位素、储层显微荧光薄片观察与测试结果以及热模拟实验结果综合分析,丰深1井区天然气属于原油裂解气,且储层孔隙大量分布热蚀变焦沥青。结合储层地温史和烃源岩生烃史,证实该区深层沙四下砂砾岩体存在古近纪末期(Es1末)古油藏,并在新近纪明化镇组沉积期至今(Nm-Q)因热力作用发生裂解,形成现今的深层凝析气藏。同时发现,在古油藏边缘,如丰深3井区存在源岩干酪根裂解与原油裂解成因的混合气;储层大量微观泄压缝的存在是凝析气藏保持正常压力系统的主要原因。     

断陷盆地深层低渗透天然气储层孔隙演化定量研究

运用微观薄片、扫描电镜和微观图像等资料,以东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩体天然气储层为例,结合其储层温度与埋深资料,应用定量回推反演的方法对低渗透天然气储层孔隙演化进行了定量研究。根据储集空间类型和孔隙特征将储层划分为以次生溶蚀孔隙为主、次生孔隙与原生残余孔隙共存和以微裂缝为主3种类型。依据对储层物性的影响可以将成岩作用分为2大类:建设性的成岩作用类型(欠压实作用、溶解作用和重结晶作用)和破坏性的成岩作用类型(压实作用、沥青充填作用及各种胶结沉淀作用),并引入成岩作用强度的概念,定量分析了各类成岩作用对3种类型储层的孔隙演化的控制作用,认为Ⅰ型储层主要受酸性溶蚀作用影响,Ⅱ型储层由于上覆膏盐层的影响保留了一定量的原生孔隙,Ⅲ型储层早期压实强烈,后期酸性地层水很难进入,基本无溶蚀作用。     

渤海湾盆地秦南凹陷东南缘中深层砂砾岩优质储层发育的控制因素

渤海湾盆地秦南凹陷东南缘中深层沙一、二段普遍发育扇三角洲相的砂砾岩低孔低渗储层，局部层段发育高孔高渗带，储集空间以溶蚀孔、生物体腔孔为主，有利储层发育机理与目前所发现的一般致密砂砾岩不完全相同。利用岩心、铸体薄片、埋藏史及流体包裹体等分析手段，对秦南凹陷中深层沙一、二段砂砾岩优质储层发育特征和控制因素进行了研究。结果表明：研究区沙一、二段扇三角洲砂砾岩中常夹含螺砂砾岩，属于扇三角洲间歇性废弃的水下分流河道经波浪改造后，与螺屑混合沉积而成。砂砾岩中方解石胶结作用比较强烈，是储层致密的主要原因。含螺砂砾岩是优质储层发育的主要岩石类型。颗粒支撑、分选较好、螺化石富体腔孔、具一定程度的早期隐晶白云石包壳胶结的砂砾岩是形成优质储层的主要岩性因素；因颗粒支撑造成压实程度弱，成岩流体易于渗入，酸性孔隙水对中酸性火山岩岩屑、白云石胶结物和长石的强烈溶蚀，过早注入的油气对孔隙的后期保护，是砂砾岩优质储层发育的主要成岩因素。这种有利储层的形成机理，对陡坡带半咸水环境下的致密砂砾岩储层油气勘探具有较好的参考意义。     

酒泉盆地营尔凹陷下沟组储层成岩作用与孔隙演化

通过对岩心、薄片的观察,结合X衍射和电镜扫描等分析手段,对营尔凹陷下沟组(K1x)碎屑岩储层的成岩作用、孔隙的形成及演化过程进行了详细研究。结果表明,K1x经历了3个成岩阶段,早成岩B亚段、中成岩A亚段、中成岩B亚段;在成岩过程中,对孔隙形成及演化起主要控制作用的是压实作用、胶结作用和溶解作用。压实作用具有两面性,机械压实使原生孔隙减少,是导致储层低孔-低渗的主要原因,而局部区域的异常压实则保护原生孔隙不被交代;胶结作用中胶结物主要以方解石和白云石沉淀为主,晚期存在石英加大现象,导致储层物性变差;溶蚀作用中酸性流体溶解碳酸盐胶结物和长石,从而形成大量次生孔隙,改善储集性能。     

准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡百口泉组砂砾岩储层成岩作用及对储集性能的影响

砂砾岩作为重要油气储层类型之一,以非均质性显著、易受成岩作用影响为特征,因而分析其成岩作用及对储集性能的影响是储层研究的关键。文章在准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷地区,以最近勘探取得重大突破的西斜坡艾湖油田下三叠统百口泉组（T₁b）缓坡扇三角洲砂砾岩储层为例,研究了成岩作用类型及对储集能力的影响。结果表明,研究区砂砾岩主要发育了四种成岩作用类型：压实、交代（碎屑长石的钠长石化和蒙皂石的伊利石化）、溶蚀（钾长石和方解石等）和胶结（方解石、高岭石和少量绿泥石）。它们对储集性能的影响差异显著。压实作用显著破坏了颗粒间的原生孔隙,降低了储层物性;矿物交代总体对储层物性影响有限;相比而言,在断裂沟通含烃流体促进下,钾长石等矿物的溶解在扇三角洲前缘的水下河道与颗粒流沉积等具有较好初始物性的砂砾岩,形成了次生孔隙发育带,显著改善了砂砾岩的储集性能;胶结作用不利于砂砾岩成岩中晚期孔隙的保存,特别是高岭石和方解石的局部富集导致了低渗透层的形成。据此,发现研究区不同段的储层发育有明显差异,由下至上百一段在油源断裂附近发育优质储层;百二段在油源断裂的上倾位置发育优质-较好储层;而百三段研究区储层几乎不发育。