渤海湾盆地沧东凹陷孔二段细粒混合沉积岩特征及控制因素

渤海湾盆地沧东凹陷孔店组二段（孔二段）深水细粒沉积岩中普遍发育陆源碎屑与碳酸盐矿物的混合沉积。细粒沉积岩中的混合沉积样式可划分为组分混合和组构混合两种类型,组分混合表现为不同矿物在层内的混合沉积;组构混合表现为单一矿物纹层或组分混合纹层在垂向上的相互叠置。通过岩心精细描述、薄片镜下鉴定和全岩X-射线衍射分析等手段,认为沧东凹陷孔二段细粒沉积岩中发育两种组分混合类型：粘土-碳酸盐型组分混合（CM1）、长英质-碳酸盐-粘土型组分混合（CM2）;以及4种组构混合类型：长英质/粘土-碳酸盐型组构混合（SM1）、长英质/粘土/碳酸盐型组构混合（SM2）、粘土/碳酸盐型组构混合（SM3）和粘土-碳酸盐/粘土-有机质型组构混合（SM4）等。混合沉积样式在垂向上主要呈两种组合形式,分别以云（灰）质细粒混合沉积岩和长英质细粒混合沉积岩为主导,自下而上均表现为块状、层状和纹层状的有序变化。气候变化形成云（灰）质细粒混合沉积岩为主导的垂向组合,而陆源碎屑供应强度变化则形成以长英质细粒混合沉积岩为主导的垂向组合。     

渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔二段页岩层系原油地球化学特征

利用原油物性、族组分分离与定量、饱和烃色谱—质谱、芳烃色谱—质谱、稳定碳同位素等分析测试资料,系统分析了渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔二段页岩层系原油地球化学特征。研究表明,原油属于中质、中凝稠油,流动性较差;原油中烃类含量偏低,饱芳比和非沥比均较低。不同构造单元上的原油生物标志物及稳定碳同位素分布特征相似,反映其母质来源及生烃演化过程基本一致。饱和烃色谱以正态分布的单峰型为主,轻碳优势不明显,C₂₇、C₂₈、C₂₉规则甾烷呈“上升型”分布,三环萜烷含量低,反映原油有机母质来源具有湖相水生生物和陆源高等植物的双重贡献,且以陆源高等植物为主。伽马蜡烷指数、重排霍烷含量及分布、Pr/Ph、三芴系列化合物、原油稳定碳同位素分布等指标反映了原油形成于弱氧化—还原条件下的淡水—微咸水沉积环境。正构烷烃分布特征和奇偶优势比、αββ/（ααα+αββ）C₂₉与20S/（20S+20R）C₂₉甾烷异构化指数以及霍烷异构化指数均指示原油成熟度偏低。     

沧东凹陷孔一段沉积体系特征研究

以沧东凹陷古近系孔店组一段为目的层段,利用岩心识别了沉积构造、岩性组合特征和沉积微相,借助轻矿物资料开展了物源体系分析,利用钻井砂岩厚度分析砂体空间分布规律。综合分析表明,沧东凹陷孔一段主要发育块状构造、交错层理等辫状河道砂坝沉积,受四大物源体系的控制即东部徐杨桥物源和孟村物源、西部舍女寺物源、北部孔店物源,在沧东凹陷的西部,主要发育冲积扇沉积体系,而在凹陷的其他区域,主要发育辫状河三角洲-滨浅湖沉积体系。     

渤海湾盆地沧东凹陷孔店组二段细粒沉积岩形成机理与环境演化

非常规油气的兴起引发了细粒沉积岩研究的热潮,然而对湖相细粒沉积岩形成机理与环境演化的研究尚处于探索阶段。基于岩心、薄片、全岩X射线衍射、AMICS矿物分析和地球化学等资料,以岩石类型和沉积构造为依据,将渤海湾盆地沧东凹陷孔(孔店组)二段细粒沉积岩划分为层状细粒长英沉积岩相、块状细粒混积岩相、纹层状细粒混积岩相、纹层状白云岩相和块状白云岩相等5种岩相类型,详细分析每种岩相的沉积环境和形成机理。不同岩相按照一定次序叠置构成4类典型岩相组合,在气候干湿度、水体性质和物源供给强度等方面差异显著,分别对应强陆源输入沉积模式、季节性气候沉积模式、半干旱季节性气候沉积模式和持续干旱沉积模式。通过岩相组合划分和地球化学特征分析,孔二段沉积时期沧东凹陷沉积环境自下而上可划分为Ek⁽2(4))～Ek⁽2(3))季节性气候阶段、Ek⁽2(2))潮湿气候阶段与Ek⁽2(1))干旱-潮湿转换阶段。研究成果可以为沧东凹陷页岩油的勘探和开发提供理论依据。     

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。     

渤海湾盆地沧东凹陷页岩油效益开发探索与突破

渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷孔二段页岩油规模效益开发面临中低成熟页岩油主力产层评价优选、纵向多甜点层立体开发动用、复杂断块2000m长水平段优快钻完井、纹层型页岩储层高效体积压裂改造和高凝—高含蜡页岩油高效举升等难题。沧东凹陷孔二段页岩油勘探开发经历研究探索、水平井突破、产能评价和先导试验4个阶段,仍有60%的已投产水平井单井EUR小于2.0×10⁴t,单井产量偏低成为制约湖相页岩油效益开发的瓶颈问题。通过综合分析沧东凹陷孔二段47口已投产井测井、录井、压裂参数和生产数据资料,针对复杂断块湖相页岩油效益甜点评价和箱体优选、井网部署、随钻导向、压裂改造和排采制度等方面进行了系统攻关,落实官东地区C1、C3和C5共3个效益开发甜点层,有利面积为42～53.3km²,估算Ⅰ类资源量1.54×10⁸t。优选沧东凹陷5号平台孔二段C1(3)和C3(8)2个10m级甜点层开展页岩油效益开发先导试验,攻克复杂断块水基钻井液长水平段钻探难题,创新形成纹层型页岩油高效压裂技术,实现纹层型页岩储层渗透率提高、溶胀增能、混相降黏,5口试验井测试...     

渤海湾盆地东濮凹陷T-R旋回层序地层学与隐蔽油藏研究

作者从经典模式应用于断陷盆地中所存在的问题讨论入手,认为T-R旋回划分方案更适合中国东部陆相断陷湖盆的层序地层学研究.同时,还运用T-R旋回的基本概念与原理,分析了断陷盆地层序地层学T-R旋回的层序地层格架模式,建立了东濮凹陷下第三系三级层序地层格架,将下第三系划分为1个一级T-R旋回、3个二级T-R旋回,并进一步从沙河街组中识别出9个三级T-R旋回.通过研究主要目的层三级层序湖进(T)和湖退(R)体系域的沉积体系展布,进一步查明主要目的层段的砂体分布规律,确立有利于隐蔽油气藏发育的砂体类型,并预测其有利勘探方向.     

渤海湾盆地东濮凹陷盐间细粒沉积岩岩相与含油性特征

东濮凹陷古近系盐间地层具有较好的页岩油资源潜力,但目前对其岩相类型、含油性及其影响因素尚未进行过系统研究,制约了对页岩油富集规律的认识和勘探工作的顺利开展.文中利用文410和濮156两口新钻井的连续取心资料,通过系统地测试分析,深入研究了盐间细粒沉积岩的岩相类型和含油性特征.结果显示,东濮凹陷盐间主要发育层状黏土岩、层...     

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩油形成条件及富集主控因素

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段属于淡水—半咸水封闭型坳陷湖盆沉积,沉积相带沿湖盆区呈环带状展布,外环为三角洲前缘常规砂岩发育带,内环为大面积分布的细粒沉积岩相区,优质烃源岩发育,具备良好的页岩油形成条件,分布面积为750km²,厚度为50~300m。岩性主要为细粒含长石、石英沉积岩、细粒混合沉积岩、碳酸盐岩三大岩类组成,白云岩物性较好,孔隙度平均为5.8%,其次是细粒混合沉积岩,孔隙度平均为3.3%,细粒含长石、石英沉积岩最低,孔隙度平均为3.1%,微裂缝均发育。页岩有机质丰度高,TOC值为1.89%~5.41%,S₁+S₂值为9.03~67mg/g,具有早生早排、生烃周期长等特点。页岩油源储共生、持续充注、优势岩石组构相决定甜点分布区。井震结合,预测甜点体面积为260km²,多口井钻探获得工业油流,展示了页岩油良好的勘探前景。     

渤海湾盆地沾化凹陷古近系沙三下亚段旋回地层学分析及地层划分

湖相细粒沉积多具有连续性,能记录和保存显著的天文旋回信号,是进行天文旋回分析的理想地层。通过对渤海湾盆地沾化凹陷重点井沙三下亚段自然伽马数据进行MTM频谱分析和FFT进化谐波分析,建立了“浮动”天文年代标尺,并在单井上进行了天文旋回地层划分及连井地层对比,为全区搭建了地层格架。研究结果表明：(1)渤海湾盆地沾化凹陷沙三下亚段记录了显著的天文旋回信号,匹配出最优沉积速率为9.0×103cm/Ma;由长偏心率、短偏心率、斜率和岁差周期产生的旋回地层厚度分别为42.3 m,9.0 m,2.4～4.7 m和1.3～1.9 m;(2)沙三下亚段比较稳定的记录了6个长偏心率旋回、25个短偏心率旋回,可将短偏心率曲线作为地层划分依据来进行高精度地层对比。(3)运用天文旋回理论进行岩相发育规律、岩相空间配置关系的预测,可为湖盆沉积中心页岩油气地质“甜点”的精细勘探提供依据。     

渤海湾盆地枣园油田古近系孔店组沸石矿物的岩浆热液成因

通过普通薄片、电子探针、包裹体测温、激光拉曼光谱、激光剥蚀电感耦合等离子体质谱等技术分析手段,对渤海湾盆地枣园油田Z56井古近系孔店组二段(简称孔二段)热液流体活动进行识别,并探讨岩浆热液流体与孔二段沸石矿物的成因联系.实验发现:①泥岩裂缝内可见焦沥青与绿泥石、重晶石、黄铜矿、黄铁矿、钠沸石、方沸石等热液特征矿物共生;...     

渤海湾盆地东濮凹陷陆相页岩层系储集特征及其主控因素

文中综合运用岩心观察及镜下鉴定、X射线衍射、氩离子抛光扫描电镜、N2吸附-高压压汞联合测定和微米CT等技术手段,系统地研究了东濮凹陷古近系页岩层系储层岩相发育特征及其储集机理。东濮凹陷古近系页岩层系主要发育纹层状碳酸盐岩-碳酸盐质岩相、层状黏土岩-黏土质混合岩相、块状黏土岩-长英质黏土岩相等3种主要岩相类型,各岩相的储集空间、孔径分布及含油性差异明显。纹层状碳酸盐岩-碳酸盐质岩相具有较高的有机质丰度（总有机碳质量分数平均为1.65%）;储集空间主要发育层理缝、生烃增压网状缝等宏观裂缝,黏土矿物晶间孔、碳酸盐矿物晶间孔、溶蚀孔、有机质孔等微观孔隙也较发育;以孔径大于20 nm的孔隙为主,中值孔喉半径为145 nm。研究表明：页岩层系中大孔的发育主要受沉积构造和矿物组分中碳酸盐矿物的含量控制,同时,中—高热演化阶段油气生成产生的有机质孔和生烃增压网状缝促进了储集空间的连通性。因此,处于中—高热演化阶段的纹层状碳酸盐岩-碳酸盐质岩相具有良好的储集空间和较大的孔喉,且含油性较高,是东濮凹陷古近系最有利的页岩油勘探目标。     

陆相湖盆细粒沉积区页岩层系石油地质特征与油气发现 ——以黄骅坳陷沧东凹陷孔二段为例

传统观点认为,湖盆半深湖-深湖区主要以高黏土、低陆源碎屑的相对均质泥页岩类烃源岩为主,是寻找油气藏的"禁区",但近年来中外页岩油气的勘探发现完全突破了过去的传统认识。为探究湖盆细粒沉积区页岩层系基本地质特征,以G108-8,GD14及GD12三口井635 m岩心8 000余块次分析化验资料及配套测井、录井资料为基础,对黄骅坳陷沧东凹陷孔二段页岩层系开展了岩性特征、储层特征、有机地化特征及其对储层的影响改造作用等方面的研究。研究发现,孔二段页岩层系矿物组分复杂、岩石类型多样,按照X射线衍射矿物组分可划分为长英质页岩、灰云岩及混合质页岩等3大类、7小类;页岩层系不仅具有生油能力,而且具有一定的储集能力,发育有机质孔、晶间孔、微裂缝等多类型的孔缝系统,且具有良好的工程可改造性;有机质的丰度、热演化成熟度等对页岩层系储层的孔隙发育、含油量、碳酸盐结晶程度等具有明显的影响。页岩层系矿物组成及结构构造的差异性造成了不同岩石类型石油地质特征的差异,灰云岩类应寻找短距离运移烃,而长英质页岩和混合质页岩应以寻找自身滞留烃为主,三大岩石类型均可成为页岩油良好储层,但不同岩石类型应采取相适应的工程改造措施,才能最大化页岩油的勘探开发效益。     

断陷湖盆湖相页岩油形成有利条件及富集特征——以渤海湾盆地沧东凹陷孔店组二段为例

有别于北美海相页岩油气，中国湖相页岩油地质特征十分复杂，湖相页岩油是否具备形成的条件、如何寻找富集层段等问题亟待解决。为了探究湖相页岩油形成的有利条件与富集特征，以渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷孔店组二段为例，综合利用G108-8井、GD12井和GD14井3口取心井的635.8 m取心资料、12 000余块次分析化验资料及20口井的试油、试采资料，从页岩油形成的烃源岩、沉积组构及热演化等方面，对湖相页岩油成藏机理等进行了系统分析。研究结果发现：广泛分布多类型高丰度有机质、高脆性矿物组成、高密度纹层结构及中等热演化阶段是页岩油形成富集的主要条件；湖相页岩层系可划分为纹层状长英质页岩、纹层状混积质页岩、薄层状含灰白云质页岩及厚层状含灰白云质页岩4类组构相，处于中等热演化成熟阶段的纹层状长英质页岩、纹层状混积质页岩组构相为最优组构相类型；S₁^*/TOC值（以单位有机碳的含油量表示）平均大于135 mg/g、滞留烃含量大于阈值100 mg/g的超越效应明显，揭示了"优势组构相-滞留烃超越效应"的页岩油富集特征。采用这一新认识有效指导了页岩油勘探，研究区GD1702H井最高产油量达61 m³/d，自喷生产已超416 d，产量基本稳定在17 m³/d，GD1701H井、GD1702H井两口水平井累积产油量超1.4×10⁴t，证实了中国东部湖相页岩油具备工业性开发的良好潜力。     

济阳坳陷古近系孔店组高频韵律旋回沉积记录及成因

济阳坳陷古近系孔店组发育一套紫红色泥岩、灰色粉砂岩以及膏质泥岩等岩相组合的高频韵律旋回沉积。利用测井资料、录井剖面、岩心观察以及为地球化学元素等手段,对济阳坳陷古近系孔店组高频韵律旋回沉积机制进行了深入研究。结果表明,济阳坳陷孔店组旋回沉积记录包括颜色米级旋回、粒序米级旋回和非粒序米级旋回;发育6种岩相组合类型及23种岩相组合,共划分出276个米级旋回,旋回最大厚度为29.6 m,最小厚度为1.48 m,平均厚度为6.28 m;利用Fisher图解和测井曲线频谱分析,得出岁差周期为19.2～23.4 ka,斜率周期为39.1～51.4 ka,偏心率主要周期95.3～403.1 ka。该差值与古近纪超短期旋回、短期旋回和中期旋回的时间差基本一致,证实了孔店组湖泊相旋回沉积受控于米兰科维奇旋回。除此之外,旋回发育时期的古气候、沉积水介质的共轭震荡、物质供应等沉积动力因素也影响了旋回的发育过程。最后,建立了济阳坳陷古近系孔店组低水位干旱时期和高水位潮湿时期的旋回沉积动力模型,探讨了米兰科维奇旋回控制下旋回沉积的原始沉积动力和古环境面貌。     

渤海湾盆地东营凹陷湖相富有机质页岩纹层特征和储集性能

以渤海湾盆地东营凹陷沙河街组四段上亚段(沙四上亚段)页岩为研究对象,通过有机质分析、薄片观察、扫描电镜、高压压汞和低压氮气吸附等技术,明确页岩纹层特征及其对储层物性的影响,为页岩油勘探开发提供理论依据.沙四上亚段页岩按照成分可划分出4种在孔隙发育特征上具有差异性的纹层单元,总结出7种纹层组合类型.粒状方解石纹层+混合纹...     

断坳叠置湖盆岩相古地理研究方法——以沧东凹陷为例

通过对沧东凹陷及其周边区域钻孔资料和地震资料的分析,获得对沧东凹陷孔店组残留地层的空间分布和现今构造特征的认识。结合65口井1 120 m岩心、340余口井测井资料、600余口井录井资料和32条地震测线等资料指示的沉积特征,初步判定孔店组沉积期沧东凹陷湖盆演化总体经历了4个阶段,分别为：坳陷初期（孔店组三段沉积时期）、坳陷期（孔店组二段沉积时期）、坳陷末期（孔店组一段下亚段沉积时期）和断陷期（孔店组一段上亚段沉积时期）。4个阶段的湖盆古地理演化过程为：孔店组三段冲积扇-冲积平原（或辫状河三角洲）-滨浅湖沉积体系→孔店组二段辫状河三角洲-深湖沉积体系→孔店组一段下亚段冲积扇-冲积平原-滨浅湖沉积体系→孔店组一段上亚段冲积扇-冲积平原-膏盐湖沉积体系。     

渤海湾盆地东濮凹陷天然气成因及分布特征

针对东濮凹陷高热演化程度区天然气成因复杂,天然气富集规律及勘探潜力认识不清等问题,文中利用聚类分析、生烃模拟实验等手段,对天然气成因类型及分布特征进行了研究。研究结果表明：东濮凹陷存在油型气、煤成气及混合气3大类天然气。其中：油型气包括低熟油型气(R_o介于0.5%～1.2%)、中熟油型气(R_o介于1.2%～1.6%)和高熟油型气(R_o介于1.6%～2.0%),依次分布于构造顶部、斜坡带、洼陷带;煤成气R_o介于2.0%～3.0%,包括源外高熟煤成气和源内高熟煤成气;而混合气主要分布在高热演化烃源灶的大断裂周围。通过对主力生气区分析发现,油型气和煤成气对应的烃源岩主力生气深度分别介于4 000～5 000,5 000～7 000 m,空间上具有接力特征。东濮凹陷天然气富集程度与生烃洼陷的热演化程度关系密切,中、高热演化洼陷(R_o介于1.0%～3.0%)将是渤海湾盆地和东濮凹陷未来天然气勘探的重点领域。     

不同泥岩相有机质赋存特征及对比表面积的影响——以渤海湾盆地沾化凹陷古近系为例

对沾化凹陷古近系L井沙三下亚段不同埋藏深度的泥页岩岩心和薄片进行分析,及X-射线衍射、热解、比表面积检测,结果显示,L井沙三下亚段泥页岩可分为贫有机质纹层的岩相A和富有机质纹层的岩相B,前者有机碳含量(TOC)低,比表面积较大,后者有机碳含量高,比表面积较小。从比表面积与TOC相关性来看,岩相A呈正相关收敛状,而在岩相B则呈发散状,表明岩相A中的有机质主要吸附于矿物表面,而岩相B的有机质主要呈纹层状富集。有机质赋存状态的差异对泥页岩比表面积的影响较为明显,富有机质纹层岩相B的岩石比表面积低于贫有机质纹层岩相A,而不同岩相中矿物对比表面积的贡献度相近,表明不同岩相(A和B)比表面积的差异与有机质纹层的多寡有关。     

渤海湾盆地东营凹陷古近系岩性圈闭分布规律

渤海湾盆地东营凹陷古近系主要存在3种成因类型的岩性圈闭模式,其中与三角洲有关的浊积扇岩性圈闭受三角洲结构控制,与较大规模的湖泛作用有关,多发育在中期基准面上升半旋回;近岸水下扇—浊积扇岩性圈闭受古地貌、断裂性质、断裂活动强度与断裂组合样式等控制,多与沟谷地貌、断阶及断裂的持续活动密切相关;古地貌平台—滩坝岩性圈闭受物源、古地貌及湖岸线控制,主要位于在粗碎屑沉积体前方及侧翼的古地貌平台,发育于长期基准面上升期,其中坝砂主要形成于中期基准面下降期,滩砂主要形成于中期基准面上升期。