东营凹陷牛庄洼陷砂岩透镜体的成藏机理

针对济阳坳陷东营凹陷牛庄洼陷砂岩透镜体的含油性及其油气充注程度差异较大、成藏机理复杂的特点,根据成藏动力学和成藏运动学理论,利用动、静态相结合的研究方法对砂岩透镜体的成藏机理进行了探讨。研究结果表明:牛庄洼陷砂岩透镜体油藏主要发育在沙河街组超压系统内,并且围绕断裂带呈环带分布;牛庄洼陷大部分砂岩透镜体油藏具有"混源性"及"它源性"的油源条件;与超压系统周缘的幕式泄流泄压过程相对应,超压系统内烃类物质和地层水构成的混相流体也发生了幕式、自组织运移,并且砂岩透镜体的油气充注过程与地层流体的自组织活动存在着良好的耦合关系;当混相流体穿越砂岩透镜体时,透镜体砂岩与其围岩的接触面具有半渗透膜效应;在半渗透膜效应下,混相流体活动性明显控制着该类油藏的空间分布和油气富集程度。因此,处于超压系统的泄流泄压带以及内侧的砂岩透镜体具有良好的油气勘探前景。     

砂岩透镜体成藏的成岩控制机理--以济阳坳陷牛庄洼陷沙三中亚段为例

利用岩石薄片和扫描电镜等资料，对牛庄洼陷沙三中亚段砂岩透镜体的显微特征及成岩矿物的组合关系进行研究，认为成岩作用对砂岩透镜体成藏具有控制作用：一方面为砂体成藏提供储集空间和有效圈闭。另一方面增加了油气进入砂体的阻力。根据对牛庄洼陷96个砂岩透镜体的物性分析发现，在成岩作用的控制下，砂体成藏的物性存在临界值。该认识不仅丰富了油气成藏机理的理论，而且时该区油气勘探具有指导意义。     

牛庄洼陷砂岩透镜体成藏关键因素与富集条件研究

针对牛庄洼陷洼槽带浊积砂岩体油气成藏与富集区域存在较大差异的问题,从断层输导、成藏期储层古孔隙度及砂体-断层配置关系入手,对区内沙三中亚段砂体成藏与富集规律进行分析。研究结果表明：仅被单断层切穿的砂体油气无法成藏,只有同时被2条或多条断层切穿的砂岩体才能使油气有效成藏。具备成藏条件的砂岩透镜体,其成藏期古孔隙度越大越有利于油气富集。因此,至少被2条断层切穿且成藏期古孔隙度较大的砂岩体是研究区的有利勘探目标。该研究成果为牛庄洼陷洼槽带砂岩透镜体进一步勘探提供理论指导。     

济阳坳陷东营凹陷沙三中亚段流体包裹体古流体势场恢复

通过对东营凹陷沙三中亚段砂岩储层中376块流体包裹体样品的系统分析,将研究区的油气充注划分为3个期次,并确定出3期油气充注发生的时间。运用流体包裹体PVT热动力学模拟的方法,获得了3个充注期的古压力演化,结合本区平面和剖面上现今地层压力的分布,确定了沙三中亚段油气藏可视为处于同一个含油气压力系统中。在此基础上,利用流体包裹体所获得的参数恢复了沙三中亚段3期古油水势场的演化,并分析了其分布特征,探讨了油气充注期中的有利油气聚集区。认为东营凹陷油气藏的分布与古流体势的演化有密切的联系,3期油气充注时期古油势控制成藏的阀值分别为7,10.5和22 kJ/kg,利津洼陷北坡和牛庄洼陷南坡是第一期有利的油气低势聚集带,围绕牛庄洼陷和利津洼陷这两大高油势中心的周边区域为第二期有利油气成藏带,第三期油气有利成藏带逐渐扩展到民丰和博兴两大洼陷周缘区域。     

东营凹陷砂岩透镜体油气藏成藏特征探讨--以营11岩性油藏为例

岩性油气藏成藏机理是石油地质学研究的重要课题 ,迄今为止 ,油气成藏动力机制、运聚机理等问题一直没有完全解决。文中以营 11岩性油气藏为例 ,分析了透镜状岩性油气藏的成藏特征。良好的油源条件、独特的输导体系和成藏动力是控制东营凹陷岩性油气藏成藏的主要因素。提出了地层压差成藏模式。在地层压差作用下 ,油气不断进入砂体 ,同时由于岩石的润湿性 ,砂体中的水不断从顶部排出 ,直至压力趋于平衡。     

局限湖盆滨浅湖滩坝砂体沉积特征——以东营凹陷青南洼陷沙四上亚段为例

滨浅湖滩坝砂体是陆相断陷湖盆最主要的砂体之一,前人对开阔湖盆滨浅湖滩坝砂体的分布规律已有非常深入的研究,但缺少对局限湖盆滨浅湖滩坝砂体分布规律的研究。文中以东营凹陷青南洼陷沙四上亚段为例,利用岩心观察、粒度概率累积曲线等方法,分析了青南洼陷滩坝砂体的沉积特征,剖析了滩坝砂体分布的主控因素,建立了双物源控制下的局限湖盆滨浅湖滩坝砂体沉积模式。研究表明:青南洼陷沙四上亚段沉积时期,滩坝砂体的岩石类型以中砂岩和粉细砂岩为主,成分和结构成熟度中等,沉积构造以反映弱水动力的块状层理和生物扰动构造为主;古物源控制了滩坝砂体的沉积特征,古水动力控制了滩坝砂体的发育规模,由于波浪和沿岸流作用较弱,滩坝砂体的纵向和横向分布距离均较短。     

利用流体包裹体分析和计算油气的充注史和古流体势——以鄂尔多斯盆地榆林地区上古生界为例

通过包裹体测温、荧光光谱分析及流体势分析,结合区域地质资料,认为鄂尔多斯盆地榆林地区上古生界油气具有多期连续性充注特征.从晚三叠世中期到早白垩世末期,油气不断注入,烃类组分随埋深由低成熟到高成熟,虽可划分为6期,但应为连续充注的一期成藏,其中早侏罗世中期-中侏罗世末期和中侏罗世末期-早白垩世末期是两个大规模天然气充注时期.用VTFLINC PVT模拟软件计算包裹体流体势结果显示,榆32井是长期的低势区,榆43-8井和榆25井等流体势较高.     

断陷湖盆湖底扇砂岩体沉积特征及主控因素分析 ——以东营凹陷民丰地区沙三段中亚段为例

基于岩心观察、地震及钻、测、录井资料综合分析,以高分辨率层序地层学和沉积学理论为指导,重构波阻抗反演技术为手段,对民丰地区沙三段中亚段湖底扇砂岩体进行精细刻画与研究.结果表明,研究区沙三段中亚段深水湖底扇沉积主要受北东向永安镇三角洲物源体系影响,区域内发育滑动-滑塌砂岩体、砂质碎屑流砂岩体、底流改造砂岩体及浊流砂岩体等...     

深层砂岩储层特征及成岩差异演化过程——以辽河坳陷东部凹陷牛居—长滩洼陷沙三上亚段为例

辽河坳陷东部凹陷牛居—长滩洼陷深层沙三上亚段沉积体系复杂、储层横向变化大,深层探井少,储层成岩作用研究程度较低。利用铸体薄片、扫描电镜、X-射线衍射、流体包裹体等多种技术手段,对沙三上亚段储层性质、成岩演化特征进行了分析,划分了成岩相类型,并对比了不同类型储层成岩差异演化过程。结果表明,沙三上亚段储层岩性为中—细粒岩屑砂岩,以低孔、特低渗为主,储集空间主要为次生溶蚀孔隙,储层经历了压实减孔、早期胶结减孔、有机酸溶蚀增孔、晚期胶结减孔4个阶段。不同类型储层成岩演化过程具有明显差异,强压实相和强钙质胶结相砂岩致密化时间最早,中等成岩相砂岩次之,强溶蚀相砂岩最晚。强压实相和强钙质胶结相砂岩受高杂基含量和高碳酸盐胶结含量的影响,成岩早期孔隙度快速减少,导致晚期有机酸溶蚀的范围和强度有限;而强溶蚀相砂岩由于早期压实程度相对较弱,保留一定粒间孔隙,受有机酸溶蚀作用的影响较大,储层物性得到良好改善。     

原油包裹体中芳香烃组分类型与成熟度关系——以三肇凹陷扶余油层为例

为了明确油包裹体中芳香烃组分与原油成熟度的关系,基于原油的荧光性,利用单个包裹体组分无损分析的荧光光谱方法,对松辽盆地三肇凹陷扶余油层油包裹体荧光光谱进行了定量化描述。首先获取了储层油包裹体荧光颜色类型,然后获得了单个油包裹体荧光光谱图,并对比标准芳香烃在波长为365 nm单色光激发下的荧光光谱主峰波长特征值,最终划分了油气充注幕次及不同幕次油包裹体芳香烃组分类型。研究结果表明:扶余油层发育黄色、黄绿色、蓝绿色和蓝色4种荧光颜色油包裹体,代表了不同成熟度的油气充注。其中第1幕黄色荧光油包裹体主峰对应的波长(λ_max)为576.0～584.5 nm,为低成熟度油充注;第2幕黄绿色荧光油包裹体λ_max为528.7～546.3 nm,为中等成熟度油充注;第3幕蓝绿色荧光油包裹体λ_max为491.6～516.1 nm,为中等成熟度油充注;第4幕蓝色荧光油包裹体λ_max为440.6～456.5 nm,为高成熟度油充注。综合判定得出,三肇凹陷扶余油层在地质历史时期经历了4幕油气充注。油包裹体中芳香烃组分主要有十...     

东营凹陷岩性油气藏动态成藏过程

利用流体包裹体均一温度,结合埋藏史和古地温资料,对东营凹陷牛35砂体和营11砂体成藏的动态过程进行了研究。通过砂体埋藏史、热史和油气充注史动态模拟,系统分析了烃源岩演化,砂体孔隙度、渗透率演化,油气充注时期及超压的形成时期等。综合分析后认为,砂体在90℃的古温度和17MPa的古压力条件下,利于形成岩性油气藏。在成藏过程中或成藏后,油气的大量充注会导致地层超压的形成。处于不同成藏系统中的砂体,其充满度以及压力系数不一致。在油源充足情况下,深层封闭成藏系统中易形成高充满度、高压力系数的透镜状岩性油气藏;而在半开放成藏系统中会形成充满度中等、压力系数较高的岩性油气藏。     

利用流体包裹体分析惠民南斜坡古流体势及油气运移方向

利用流体包裹体测试数据结合热力学计算可恢复油气运移时期的古流体势,从而有助于预测油气富集区。通过惠民凹陷南部缓坡带的100多个包裹体分析,结合区域地质资料,研究了该区沙河街组四段地层在明化镇时期的古流体势分布,认为钱502及曲斜8为该区油气充注时期的低势区,有利于油气聚集。     

东营凹陷深部流体活动及其生烃效应初探

东营凹陷深部汉体的活动大量存在已被证实，其主要表现地球化学异常、重金属元素异常、岩浆活动及深部结构异常和古地热梯度异常等。深部流体进入沉积盆地主要通过深大断裂和岩浆喷发，将打破原有的物质能量平衡，从多个方面对油气成藏造成影响，对生烃的影响是一个重要方面，它至少可以从3个方面影响烃类的生成。一是直接以物质形成参加生烃过程，加氢模拟实验结果表明，深部流体中的氢与有机质可能发生加氢反应而增加烃的产率；二是热效应，深部流体能够携带大量的热，这有助于提高有机持成熟度，加快有机质生烃；三是催化作用；深部流体携带的各种元素可能成为烃源岩生烃的催化剂，深入研究深部汉体对东营凹陷油气生成的影响不仅具有重要的理论意义，也具有重大的现实意义。     

牛庄洼陷沙三中亚段浊积砂体储集特征研究

根据岩心观察以及对油井资料、构造背景等资料的综合分析，认为东营凹陷牛庄洼陷沙三中亚段存在深水浊积扇和三角洲前缘滑塌浊积扇砂体。讨论浊积砂体的储集空间类型及各微相砂体的孔渗特征，认为主要发育剩余原生粒间孔隙、次生孔隙、原生微孔隙、微裂缝4种类型储集空间；内扇主水道和中扇辫状不道砂体的储集较好，而中扇辫状水道前缘砂体和外扇内的砂体粒度较细，杂基含量较高，原生孔隙小而少，因而其储集性能相对较差；成岩作用对浊积砂体物性的改造明显，压实、胶结及黏土填隙作用导致孔渗性变差，而溶蚀作用、交代作用则有利于孔渗性的改变。评价认为，沙三中亚段储集层为中低孔低渗型的中等储集层，这是沉积－成岩演化中埋藏深、形成时代早、成岩作用较强等因素造成的。     

东营凹陷北带民丰洼陷深层凝析油藏成藏史及其勘探意义

盆地深层高温、高压特点决定其油气成藏的复杂性。在东营凹陷北带民丰洼陷丰深1井深层流体包裹体宿主矿物成岩序次、烃类包裹体荧光光谱分析、显微测温以及石油包裹体热动力模拟研究的基础上,结合盆模技术、天然气碳同位素地球化学和原油裂解动力学,探讨了东营凹陷北带深层丰深1井凝析油气成藏过程中的PVTx-t（压力-体积-温度-组分-时间）演化史。结果表明,丰深1井沙河街组四段下亚段（简称沙四下亚段）伴随常压-低幅超压-常压的压力旋回相应地发生过2幕原油和1幕天然气充注。其中发淡黄色-蓝白色荧光油充注代表了第1幕油充注,形成早期油藏,晚期深部原油裂解气再次充注并对早期油藏施加了调整改造之影响,以至最终形成了现今的凝析油藏（第2幕蓝色荧光油）。丰深1井深层油气成藏特点决定该区构造高部位以油藏、深部以原油裂解气藏、中部以凝析油气藏为特征的分布格局。这种深层油气成藏模式对中国东部其他断陷盆地深层的油气勘探具有一定的指导意义。     

含油气盆地激光原位方解石U-Pb年龄对油气成藏年代的约束——以渤海湾盆地东营凹陷为例

油气成藏年代学研究是揭示油气成藏过程的关键。以渤海湾盆地东营凹陷为例,通过厘定方解石脉的发育期次,采用激光原位U-Pb同位素定年技术测定含原生烃类包裹体的方解石脉的绝对年龄,结合砂岩储层样品的流体包裹体分析,最终可综合确定油气成藏年代。流体包裹体岩相学、荧光特征和显微测温结果指示东营凹陷沙河街组存在2期油充注,但由于东营组沉积末期地层抬升剥蚀造成温度下降,采用流体包裹体方法解释的第1期油充注时间存在多解性。通过激光原位方解石U-Pb定年技术可消除第1期油充注时间的多解性,厘定第1期油充注时间在距今24～20 Ma东营组抬升剥蚀期,第2期油充注时间在距今4～3 Ma。激光原位方解石U-Pb定年技术结合流体包裹体分析可很好地用于约束油气成藏时间,提升油气成藏定年的精度,为含油气盆地特别是多旋回叠合盆地的油气成藏年代学提供更为可靠的研究方法。     

东营凹陷博兴洼陷石油生成、运移和聚集史数值模拟

渤海湾盆地东营凹陷博兴洼陷烃源岩为沙河街组三段中、下亚段和沙河街组四段上亚段暗色泥岩,原油探明地质储量主要集中在沙三段和沙四段砂岩储层中。在恢复东营凹陷博兴洼陷热史的基础上,对烃源岩段成熟史、生排烃史和油气聚集史特征进行了模拟。结果表明:①至少存在两期原油的生、排烃过程,第一期为30~25Ma,第二期为16~0Ma,特别是距今5Ma(馆陶组沉积末期)以来,石油大量生成并排出形成现今的油气分布格局,而现今主力烃源岩段仍处于大量生油阶段;②沙四段原油的生成量和聚集量都明显大于沙三段,说明主力烃源岩段的生、排烃特征对原油纵向分布具有一定控制作用;③在沙三中、下亚段和沙四上亚段共划出7个距离源区较近的有利油气聚集区,而缓坡带虽处于油气低势区,有利于油气的聚集,但烃源岩成熟度低,并且来自于洼陷区的原油受博兴断裂带阻隔,导致博兴缓坡带油气聚集量小。     

泥页岩沉积特征与生烃能力——以东营凹陷沙河街组三段中亚段—沙河街组四段上亚段为例

泥页岩的沉积环境与形成方式都将控制其矿物、有机质特征并影响岩石的生烃潜力。选取东营凹陷古近系沙河街组泥页岩,开展岩石薄片观察、X射线衍射和热解等检测,研究岩石的矿物学特征和有机质特征,解析各类泥页岩成因与生烃能力的差异。研究发现,研究区的块状、纹层状和含石膏构造泥页岩中构造特征各异,矿物成分(碎屑、黏土、碳酸盐矿物和石膏类矿物等)含量变化大,有机质特征也各不相同。综合分析矿物与有机质的特征及组合关系,发现细纹层页岩和断续纹层页岩是以生物作用为主导形成的沉积产物,生烃能力最强;宽纹层页岩和均匀块状泥岩属化学沉积作用的产物,具有较强的生烃能力;含碎屑块状泥岩主要通过机械作用沉积而成,含石膏构造泥岩则在蒸发环境下通过化学沉淀形成,两者的生烃能力较弱。比较东营凹陷沙河街组三段中亚段—沙河街组四段上亚段的泥页岩类型,发现沙河街组三段中亚段和沙河街组四段纯下次亚段以机械和化学作用形成的含碎屑块状和含石膏构造泥岩为主,导致2个层段的生烃能力较弱;沙河街组三段下亚段和沙河街组四段纯上次亚段以生物或化学沉积作用形成的纹层状页岩为主,导致2个层段的生烃能力较强。因此,关注泥页岩矿物和有机质组合关系,从机械、化学和生物等沉积方式差异的角度探讨各类泥页岩的成因和生烃能力的变化,能够为非常规油气勘探提供新的思路。     

东营凹陷南坡东段骨架砂体发育特征与油气显示的关系

通过重点解剖东营凹陷南坡东段沙三段中、上亚段三角洲骨架砂体及沙二段河流相骨架砂体各静态地质要素发育特征,认为东营南坡东段骨架砂体具有厚度大、顶面形态及产状较平缓、物性好的特点。与油气显示特征相结合,发现砂体厚度、顶面形态与油气显示关系不明显;而砂体产状、物性与油气显示关系较好,砂体的产状和油气运移动力之一的浮力有关,而物性则与油气运移的毛细管阻力有关。倾角越大、物性越好,油气显示越丰富。因此确定产状、物性是影响砂体输导性能的主控因素,产状和物性的耦合控制了油气的优势运移路径。