渤海湾盆地歧口凹陷沙河街组烃源岩沉积环境及形成机理

烃源岩分布与其形成环境密切相关,对油气分布具有重要影响。对烃源岩的评价及其形成环境的研究可为渤海湾盆地黄骅坳陷歧口凹陷下一步的勘探指明方向。从烃源岩发育特征和演化过程入手,深入研究了歧口凹陷沙河街组烃源岩的地球化学特征、分布规律及形成机理。结果表明：沙河街组烃源岩有机质丰度达到了中等—最好的级别,有机碳含量整体呈现从沙三段（Es₃）到沙一下亚段（Es₁^x）到沙一上亚段（Es₁^s）先增大后减小的特征;有机质类型为I型—III型,且沙一上亚段、沙一中亚段以I型—II₁型有机质为主,沙一下亚段、沙二段（Es₂）、沙三段I型—III型有机质均有分布,反映沙河街组沉积期有机质来源为湖泊原生有机质和陆源有机质混源。沙河街组烃源岩在平面上的分布具有分布范围广、沉积厚度大的特征,优质烃源岩在斜坡区更为发育。古气候研究结果表明,在沙河街组沉积期,该地区风化强度中等,整体以温暖湿润的古气候条件为主,有利于生物的发育。歧口凹陷沙河街组沉积期水体古盐度较大,属于半咸水环境。古盐度与古气候之间没有明显的相关关系,水体咸化的原因可能与海水入侵有关。古盐度和有机质含量的关系表明：在低盐度阶段,有机质含量随古盐度的升高而增大;在高盐度阶段,有机质含量随古盐度的升高而减小。根据微量元素比值和C_org∶P摩尔比值,歧口凹陷沙河街组沉积期发育氧化—亚氧化的沉积环境,Pr/Ph值显示在Es₁^x间歇性发育强还原环境,提高了有机质的保存条件。通过对沙河街组沉积期湖泊古生产力的恢复,沙河街组沉积期歧口凹陷整体上为中—富营养湖泊,板桥地区古生产力较低,为贫—中营养湖泊。歧口凹陷整体相对较高的古生产力水平及较高的陆源有机质输入量为该地区有效烃源岩的形成提供了物质基础。在纵向上,沙河街组沉积期古生产力水平具有Es₁>Es₃>Es₂的特征。古生产力条件是影响歧口凹陷沙河街组烃源岩形成的主要因素。由于斜坡区陆源有机质和水生有机质的双重贡献,优质烃源岩更为发育。     

黄骅坳陷沙河街组一段碎屑岩沉积特征及构造对沉积的控制作用

黄骅坳陷是渤海湾盆地内重要的含油气坳陷之一。综合运用岩心、岩性组合、沉积构造、古生物、地震等资料,对渤海湾盆地黄骅坳陷沙河街组一段沉积特征进行了研究,将黄骅坳陷古近系沙河街组一段分为沙一下(Es¹⁽¹⁾)、沙一中(Es¹⁽²⁾)和沙一上(Es¹⁽³⁾)3个三级层序、9个体系域。研究认为,沙河街组一段碎屑岩沉积主要发育辫状河三角洲、曲流河三角洲、近岸水下扇、重力流和湖泊5种沉积相类型。同时研究了各沉积相类型的沉积特征和空间展布特征。辫状河三角洲主要发育在板桥凹陷、北塘凹陷和歧口凹陷西南部,曲流河三角洲主要发育在黄骅坳陷南区和埕宁隆起东南部,近岸水下扇主要发育在陡坡大断层沧县隆起的根部,重力流主要发育在歧北凹陷深湖区。最后指出,构造演化、断层陡缓和古地貌是控制黄骅坳陷沙河街组一段碎屑岩沉积体系的主控因素。     

渤海湾盆地歧口凹陷沙河街组三段一亚段地质特征与页岩油勘探实践

歧口凹陷沙河街组三段一亚段[Es3(1)]页岩油勘探获得高产、稳产工业油流,证实湖相页岩油具有较大勘探潜力,并形成亿吨级规模战场,对渤海湾盆地广泛分布的沙河街组页岩油勘探具有重要借鉴意义.针对歧口凹陷沙河街组三段页岩层系沉积环境、岩性、储集性、脆性和含油性等方面展开综合研究,Es3(1)半深湖-深湖区泥页岩孔缝发育,脆...     

歧口凹陷古近系天然气藏主要特征

歧口凹陷已发现板桥和千米桥两个中型凝析气田,通过近两年的预探,在埕海潜山和歧口古近系深层天然气勘探又取得了重要突破,显示出歧口凹陷天然气具有良好的勘探前景。从生储盖等成藏要素方面对歧口凹陷古近系天然气藏进行了系统的解剖,明确了歧口凹陷古近系天然气藏的主要特征。研究表明,歧口凹陷天然气主要分布在沙河街组中深层,浅层次生气藏主要位于构造圈闭中,中深层气藏位于构造岩性圈闭中;天然气成因类型以偏腐殖型气为主;储层类型以孔隙型为主,中深层裂缝发育,双重孔隙介质特征明显;两套最大湖泛期形成的区域盖层发育异常超压,天然气保存条件好;气藏主要位于高生气强度区,以晚期成藏为主,平面上具有"南油北气"、纵向上具有"上油下气"的分布特征。     

莘县凹陷下第三系含油气系统分析

莘县凹陷位于渤海湾盆地临清坳陷东部,其主力烃源岩发育在沙河街组一段、三段及四段+孔店组.馆陶组沉积末期,烃源岩进入生、排烃高峰期,为含油气系统形成的关键时刻.依据油气显示及油源对比结果,该凹陷下第三系可划分为两大含油气系统:沙河街组三段已知含油气系统由沙河街组三段下亚段和中、上亚段两个子系统组成,前一子系统已发现贾2井、莘4井油藏,后一子系统目前尚未发现油气显示;沙河街组四段+孔店组推测含油气系统由沙河街组四段和孔店组两个子系统组成,目前均未发现油气显示.含油气系统内主要发育构造、构造-岩性及岩性3类油气藏,形成于中新世.生烃凹陷、生烃时期及断层封堵性控制了油气藏的分布,堂邑次凹环洼带为有利的成藏区.     

裂陷湖盆深层烃类赋存相态极限的动力学过程分析——以渤海湾盆地歧口凹陷为例

为适应东部盆地向深层—超深层勘探的需求,通过歧口凹陷沙河街组典型原油的裂解生气模拟实验,采用原油裂解生烃动力学特征研究深层烃类流体相态变化规律。结果表明:原油裂解气生烃动力学可以方便地研究地质条件下原油裂解程度,进而判断地下油气相态的理论深度极限。在固定频率因子A=10~(14)S~(-1)前提下,渤海湾盆地歧口凹陷沙河街组原油裂解成C_1—C_5的活化能分布在250~270kJ/mol之间,平均活化能E_0=255.47kJ/mol,高于海相原油的245kJ/mol(59kCal/mol)。在同等升温速率条件下,其裂解生气路径与西部海相原油存在明显差异。以歧口凹陷地层沉积埋藏史确定的热史路径进行动力计算结果显示,歧口凹陷深层单一液相原油存在的理论深度极限为5 700m,凝析油气存在的理论深度极限为6 700m。结合歧北次凹和滨海具体地质条件进行油气藏相态演变过程分析,结果表明:在实际地质条件下,干酪根的裂解生气和更深部气源的充注气侵,使得原有油藏提前达到极高的气油比,纯液相原油提前消失。油气运移到浅部过程中受温—压条件的变化,导致了油气的分异和相态转换。温度和时间决定的生烃效应是深层油气相态的内因,在具体分析单个油藏相态时,不仅要考虑油气来源、组成、油气成藏过程,尤其还要注意后期构造活动造成的油气调整改造,这些是后期油气相态分异转化的外因。     

歧口凹陷南大港断裂活动性分析及其油气意义

以歧口凹陷三维地震剖面为主要基础资料,通过计算沙河街组三段、一段以及东营组沉积时期的古落差,剖析了南大港断裂的活动性。结果表明,南大港断裂在沙河街组一段沉积时期活动性最强,断裂未表现出明显的构造迁移现象,与整个区域断裂的活动规律"格格不入",其原因应与基底走滑断裂的活动有关。另外,还提出了南大港断裂现今的形态是在明化镇组后才形成的。最后,论述了南大港断裂对于油气生成、运移以及聚集成藏的影响,指出了其重要的油气意义。     

渤海湾盆地东濮凹陷古近系沙河街组层序地层

通过对研究区300多口钻井的地层对比和3000多米岩心的详细观察及区域构造-沉积演化分析,综合运用构造、古生物、岩性、地质年代以及测井和地震反射等6个方面的特征,将东濮凹陷古近系划分为3个超长期层序,分别对应于沙河街组四段下亚段、沙河街组四段上亚段-沙河街组三段、沙河街组二段-东营组;并将沙河街组四段上亚段-沙河街组一段划分为4个长期层序,分别对应于沙河街组四段上亚段-沙河街组三段四亚段、沙河街组三段三亚段、沙河街组三段二亚段-沙河街组三段一亚段、沙河街组二段-沙河街组一段。提出同一套连续沉积的盐岩在长期及超长期层序划分中具不可分割性,并结合东濮凹陷及渤海湾盆地层序划分的实例,指出目前普遍存在的层序地层划分方案与岩石地层划分方案相一致的现象值得商榷。     

歧口凹陷沙河街组一段中部区域盖层封气能力综合评价

依据单井以及气藏资料,对歧口凹陷沙河街组一段中部区域盖层综合评价参数进行了研究。认为盖层的厚度普遍较大且连续性好,有较强的微观封闭能力;但北大港潜山构造带和板桥凹陷北部地区较高的储层压力系数与盖层内断裂的垂直断距较大造成偏小的断层岩排替压力不利于盖层对天然气保存。基于盖层厚度、排替压力、气藏压力系数与断层垂向封闭特征等4个参数建立盖层封气能力综合评价方法,并根据歧口凹陷盖层封气能力评价标准,对盖层的封气能力进行了评价。研究认为沙河街组一段中部区域盖层在歧口凹陷大部分地区均具有封闭中、低储量丰度气藏的能力,在凹陷区具备封闭高储量丰度气藏的能力,评价结果与目前气藏的特征具有较好的一致性。     

渤中、渤东凹陷结构认识及有利勘探方向

渤中、渤东凹陷沙河街组三、四段为断陷沉积:凹陷东部断陷沉积受NE向断裂(郯庐断裂系)控制.雁行排列的NE向断裂将其分隔成3个主半地堑.凹陷西部断陷沉积受NW或近E-W向断裂控制,亦形成3个主半地堑.断陷期的沙河街组三段是凹陷的主力烃源岩,厚度可达3000m,而东营组下段生油指标达到好烃源岩标准,也是一套值得重视的烃源岩.环渤中凹陷的诸多凸起是寻找上第三系油藏的有利地区,凸起边缘和凹中隆则是寻找上第三系油藏和东营组优质油气藏的有利地区.     

渤海海域烃源岩产气能力热模拟实验研究

采用气源岩定量测定和评价技术，对渤海海域古近纪形成的烃源岩作了比较系统的热模拟产气实验研究。结果表明，沙河街组烃源岩产气能力很强，是主要气源岩。渤中和沙南凹陷沙三段气源岩产气能力最强，歧口、渤东凹陷和辽东湾地区沙一段气源岩产气能力最强。东营组三段气源岩在沙南、渤中、渤东和歧口凹陷具强的产气能力，是重要气源岩。由少数样品的实验结果揭示，前古近纪气源岩为有效气源岩，其中侏罗系煤系烃源岩产气能力极强，石炭系煤系烃源岩也有强的产气能力，是具勘探潜力的气源层。各种类型的气源岩天然气大量形成均集中在成熟和高成熟阶段，因此，成熟和高成熟的各类烃源岩分布区是天然气形成的主要地区，也是天然气勘探最有利地区。图4表1参6     

南海北部深水区油气地质特征

南海北部陆坡深水区新生代发育两种类型凹陷：一类为大型继承性断 坳叠合型凹陷,其裂谷期、热沉降期和新构造期沉积都很发育,且在垂向上叠合分布;另一类是断陷型凹陷,主要发育裂谷期沉积。大型继承性断 坳叠合型凹陷中发育3套古近系烃源岩,烃源岩体规模大,以生气为主;主力储层是渐新统滨浅海三角洲砂岩、新近系低位扇砂岩;区域盖层是区域性海相泥岩;凸起及低凸起上披覆构造型圈闭发育,凹陷内凹中隆构造圈闭发育。白云凹陷油气具有垂向运移和辐射状运移双重特征,琼东南盆地深水区具有从烃灶向南汇聚运移的特征。丰富的烃源、高效的输导条件、大量的构造圈闭及其有利的配置关系表明,深水区的大型继承性断 坳叠合型凹陷具有巨大的勘探潜力。相对于大型继承性断 坳叠合型凹陷,断陷型凹陷古近系烃源岩规模小,圈闭类型单一且规模小,其油气勘探潜力还有待进一步证实。     

构造-古地貌对沉积的控制作用——以渤海南部莱州湾凹陷沙三段为例

利用地震、测井及录井资料,恢复古近系沙河街组三段沉积时期莱州湾凹陷构造-古地貌特征,分析构造-古地貌对沉积体系的控制作用.沙三段沉积时期,莱州湾凹陷可划分为8个构造-古地貌单元,包括东部断坡带、东北斜坡带、北部斜坡带、西部斜坡带、南部斜坡带、中央凸起带、北部洼陷带和南部洼陷带,西部和南部斜坡带存在明显沟谷.受构造-古地貌控制,沙三段沉积时期莱州湾凹陷的东部发育扇三角洲,西部和南部发育辫状河三角洲,三角洲沉积体系的主体发育部位明显受次洼的控制.受东部断坡控制形成的扇三角洲砂体,受西部和南部缓坡及沟谷控制形成的辫状河三角洲砂体,特别是受西部缓坡控制在北部洼陷发育的大型辫状河三角洲砂体,是油气勘探的重要目标.图7参17     

断层对接型和断层岩型侧向封闭的差异性

在碎屑岩地层中,断裂侧向封闭分为断层岩型侧向封闭和对接型侧向封闭2种类型,过去对这2种类型封闭油气的机理、封闭能力强弱等未进行过对比研究。为正确认识断裂在油气成藏与分布中的作用,分析了断层岩型侧向封闭和对接型侧向封闭的封闭机理和封闭条件;在此基础上,对比研究了这2种断裂侧向封闭的差异性。结果发现,由于起封闭作用的遮挡物和封闭条件不同,造成了对接型与断层岩型侧向封闭的差异性主要表现在以下2个方面：①受其影响形成的圈闭,其油（气）—水界面分布的控制因素不同,受对接型侧向封闭影响形成的圈闭,油（气）—水界面分布受对接岩性控制,而受断层岩型侧向封闭影响形成的圈闭,油（气）—水界面分布受断层岩排替压力大小控制;②侧向封闭能力明显不同,断层对接型的侧向封闭能力明显强于断层岩型的侧向封闭能力。以歧口凹陷板桥断裂为例,相同条件下,板桥断裂对接型侧向封闭油气的能力为断层岩型侧向封闭油气能力的25~43倍。这一显著的差异,造成板桥断裂古近系沙河街组一段,其上部对接型侧向封闭段富集的是天然气,而在其之下的断层岩型封闭段却聚集的是原油。     

源外地层-岩性油气藏成藏与富集高产主控因素

埕海斜坡区是歧口凹陷重要的“源外”油气勘探区带,尤其是地层-岩性油气藏勘探程度较低,剩余勘探潜力较大。通过对埕海斜坡区古近系地层-岩性油气藏成藏条件的研究表明,该区邻近歧口生烃凹陷,存在多个继承性古沟槽,为砂体输送提供了重要通道,发育2类5种地层-岩性圈闭,储盖组合条件良好,具备地层-岩性油气藏形成的地质条件。研究区与生烃中心存在的源储压差是埕海斜坡区地层-岩性油气藏富集的基础,断层、不整合面和渗透性砂层组成的复式输导体系控制了油气运移方向和聚集方式,沉积微相控制了油气的平面分布。通过地层-岩性油藏特征及分布规律研究,建立埕海斜坡区油气富集成藏模式,明确了北部断阶区主要发育构造-岩性油藏,南部高斜坡区主要发育地层-岩性油藏。     

歧口凹陷异常压力对古近系烃源岩热演化的抑制作用及其意义

沉积盆地流体动力学特征是盆地分析的主要内容,对烃源岩热演化及油气成藏具有重要的影响。以歧口凹陷为例,通过大量实测数据和分析化验资料综合分析,探讨了古近系中深层流体压力特征及对成烃演化的抑制作用,建立了超压背景下的烃源岩成烃演化模式,指出了超压存在的石油地质意义。研究表明,歧口凹陷中深层普遍发育异常高压,压力系数为1.2~1.6,属于“正常地温梯度、异常高压”环境,这种环境对古近系中深层烃源岩热演化具有明显的控制作用。超压的普遍发育对歧口凹陷中深层的液态烃下限、有效储层下限、油气保存及有效勘探深度都有十分重要的影响。     

渤海湾盆地歧口凹陷中深层天然气成藏条件与资源潜力

近年来随着勘探目标向中深层拓展,在渤海湾盆地歧口凹陷不仅发现大规模的石油资源,同时发现700多亿立方米的天然气资源。深层烃源岩热演化与储集层物性特征的差异,决定了深层常规、非常规气藏并存,且以4 700m深度为界,该深度以下主体为致密砂岩气。利用成因法、类比法等方法综合计算,歧口凹陷古近系常规天然气资源规模超过3 500×10⁸m³,主要分布在板桥次凹,致密砂岩气资源量为1 760×10⁸m³,主要分布在歧北次凹中深层。通过天然气成藏条件综合评价,进一步揭示了深层优质烃源岩、高演化程度和大规模砂体三大因素有利于天然气规模富集,是深层烃类资源的主要赋存状态。板桥斜坡深层、歧北斜坡深层为深层气勘探的有利目标区,尤其是处于气源中心区、具有一定构造背景、砂体发育的沙二段是深层气现阶段勘探最现实的领域。     

白东地区古近系构造特征与油气成藏条件分析

白东地区位于歧口富油气凹陷滨海海域,是一个受两期构造叠加形成的近东西向大型背斜构造。勘探初期以古近系的东营组、新近系为目的层,以中部地堑构造为主探对象,虽见油气显示,但未获得实质性突破。通过精细研究认为,古近系沙河街组为依附海河断层的大型背斜构造,位于歧口凹陷主体区,天然气资源丰富;构造的分区性和北部燕山物源的波及强弱及储盖组合配置关系的不同,决定了白东地区东部主体带发育以沙一下为勘探目的层系的构造气藏,西翼斜坡区则可形成东营、沙一中、沙一下多套目的层系的构造-岩性气藏。     

东营凹陷古近系天然气成藏条件及其主控因素

东营凹陷古近系深层裂解气勘探呈现出良好的态势，但目前对其成藏条件及其主控因素认识不清，因而制约了该区深层天然气的进一步勘探。对研究区大量的地球化学生烃指标、天然气组成指标及地层压力指标等进行了综合分析研究，结果认为东营凹陷古近系深层拥有古近系渐新统沙河街组沙三下亚段、沙四段以及古近系古新统-始新统孔店组二段共计3套烃源岩层系，形成复合天然气生烃系统，深层裂解气形成于新近系上新统明化镇组中晚期，属于晚期成藏。由于沙四段中部大套膏盐岩的分割，古近系深层超压体系具有盐上、盐下两个次一级超压“封存箱”系统，相应形成盐上、盐下两套天然气成藏系统。各类扇体及次生孔隙是该区深层气主要的储集体及储集空间。该区沙三段中、下部沉积的深湖相灰色泥岩、油页岩，沙三段中上部的中厚层暗色泥岩夹钙质泥岩，以及沙四段中部的大套膏盐层构成了多套优质区域盖层，与弱的后期构造运动相互配置，形成良好的裂解气保存条件。古近系深层发育断层气藏、构造-岩性气藏、各类沉积扇体形成的岩性气藏，其中后者应为该区近期深层天然气勘探的主要目标。