东营凹陷坨-胜-永断裂带天然气成藏条件及富集规律

充足的气源、多种类型圈闭及优质的区域盖层和局部盖层构成研究区天然气成藏的有利地质条件。研究表明 ,温压场直接控制了天然气的分异和聚集 ,埋深处于 2 0 0 0m以上的圈闭有利于天然气成藏 ;断层不仅为油气运移提供了垂向运移通道 ,而且为油气成藏提供了遮挡条件 ;三角洲沉积体系的三元结构与生烃、运移和圈闭有机地结合为一体。断裂带天然气成藏模式揭示 ,油气聚集从洼陷中心到边缘呈油藏—气顶油藏—纯气藏的分布规律     

坨-胜-永断裂带高密度深井钻井液技术

坨-胜-永断裂带储油层埋藏深、压力高，断层发育，构造较复杂，在钻井过程中容易发生与高密度钻井液相关的钻井问题。通过分析研究，确定在三开之前采用低密度聚合物铵盐体系，三开之后采用抗高温抗盐的聚合物硅氟防塌降滤失钻井液。提出了在该区块使用高密度钻井液技术的主要施工措施：禁止直接加加重材料．采用混重钻井液的逐步加重方式，同时保证加重材料有充分的水化时间；对直井，润滑剂总含量应为2％～3％．对定向井，润滑剂总含量应为3％～5％；该区块高密度钻井液用水的矿化度不能超标，氯离子含量应小于1000mg／L，钙镁离子含量均应小于200mg／L；处理剂应具备良好的抗高温和抗盐性能；保证四级固控设备的使用率，特别是离心机在每次下钻后调整钻井液时的使用至关重要。现场应用表明，聚合物硅钾基防塌降滤失钻井液具有滤失量低、抑制性强、抗高温、防塌和润滑性能好、携岩能力强等优点。     

东营凹陷胜坨地区油源及其成藏特征研究

根据油砂及烃源岩样品的色谱、色质等多种地球化学分析结果，胜坨地区存在3种类型的原油：第Ⅰ类原油来源于胜坨地区南侧、民丰洼陷沙四上亚段烃源岩；第Ⅱ类原油来源于胜坨地区北侧和利津洼陷沙三下亚段烃源岩；第Ⅲ类原油为沙四上、沙三下亚段烃源岩混合来源，其主要分布在断裂发育区，说明断裂对混源的作用较大。在此基础上进行了不同类型原油运移、成藏特征研究，建立了该区的复式油气成藏模式。其结果为该区下步开发奠定了基础。     

东营凹陷东北斜坡带沉积特征及成藏规律研究

通过对东营凹陷东北斜坡带坨142块沙二段15砂组的研究，对该区沙二段地层进行了沉积相及微相划分，描述了斜坡带储层沉积特征，建立储层沉积模式，探讨了斜坡带成藏的控制因素，建立了油气成藏模式，为今后该区的勘探指明了方向。     

东营凹陷胜坨地区早期油藏描述及其应用效果

早期油藏描述是部署油藏评价井位,编制开发方案,进行油藏滚动开发的基地,也是指导下一步勘探工作的重要依据。东营凹陷胜坨地区根据新油藏的特点,针对不同的油藏类型,采用不同的方法组合进行早期描述,取得了巨大成效。通过对测井约束反演,构造分析,储集层划分与对比,储集层参数预测等早期油藏描述主要方法及其组合在胜坨地区的应用效果的分析,提出了下一步开展早期油藏描述的建议和应注意的问题。     

廊固凹陷中西部下第三系天然气藏形成条件及富集规律

廊固凹陷是华北油田下第三系产气的主力凹陷，是最早向京供气的产气区，现在是陕京输气管线向北京供气的应急调峰的重点后备地区。文章主要从构造特征、天然气成因类型、生储盖组合特征、天然气保存条件等方面阐述了廊固凹陷中西部下第三系天然气藏的形成条件及富集规律。重点阐述了中浅层天然气的成因类型及天然气的成藏条件，建立了该地区气藏的成藏模式。勘探实践证明，该区天然气资源丰富，构造、储层、运移与保存配置合理，成藏条件优越，完全具备形成较大储量规模的气田。尤其是旧州－固安构造带勘探程度较低，又有多个有利构造，应是比较现实的勘探领域。     

东营凹陷中央隆起带东营组构造及成藏条件研究--以现河庄油田为例

以东营凹陷中央隆起带的现河庄油田为例，利用地质、地震和大量的钻井资料，分析了渤海湾盆地东营运动对区内东营组构造形态和构造特征的影响；从地震相、沉积相入手，研究了储层、盖层的沉积和分布规律，阐述了构造运动和沉积作用对东营组油气聚集情况的影响，确定了现河庄东营组的油气藏类型，总结出油气藏分布规律，指导生产取得了明显的经济效益。     

廓固凹陷中西部下第三系天然气藏形成条件及富集规律

廊固凹陷是华北油田下第三系产气的主力凹陷,是最早向京供气的产气区,现在是陕京输气管线向北京供气的应急调峰的重点后备地区.文章主要从构造特征、天然气成因类型、生储盖组合特征、天然气保存条件等方面阐述了廊固凹陷中西部下第三系天然气藏的形成条件及富集规律.重点阐述了中浅层天然气的成因类型及天然气的成藏条件,建立了该地区气藏的成藏模式.勘探实践证明,该区天然气资源丰富,构造、储层、运移与保存配置合理,成藏条件优越,完全具备形成较大储量规模的气田.尤其是旧州-固安构造带勘探程度较低,又有多个有利构造,应是比较现实的勘探领域.     

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。     

东营凹陷樊东地区沙三中沉积体系与成藏条件

根据基准面旋回原理和地震相分析技术，将东营凹陷樊东地区沙三中地层划分为SA和SB两个等时地层单元。SA主要由三角洲-滑塌浊积岩所构成．而SB主要为斜坡扇-盆底扇沉积体系。进一步研究表明，顶超面奔坡折带控制了砂体的成因、分布以及岩性圈闭的形成。其中盆底扇、滑塌浊积岩砂体以及斜坡扇砂体是岩性圈闭的有利勘探目标。     

东营凹陷通王断裂带古流体势演化及其对油气藏分布的控制

控制烃类运移和聚集的根本因素是地下流体动力场 ,即地下流体势。恢复自烃类形成以来的各个地史时期的古流体势 ,有助于正确认识油气藏的分布规律。古流体势恢复可以归结为古孔隙度、古埋深及古地层压力的恢复。东营凹陷通王断裂带沙二段和沙三中段在东营末期和明化镇末期的流体势分布特征分析表明 ,东营凹陷南斜坡下第三系油气藏的分布与古流体势的演化有密切的联系 ,但是不同类型的油气藏与古流体势演化的关系又不完全一样     

东营凹陷通王断裂带古流体势演化及其对油气藏分布的控制

控制烃类运移和聚集的根本因素是地下流体动力场，即地下流体势。恢复自烃类形成以来的各个地史时期的古流体势，有助于正确认识油气藏的分布规律。古流体势恢复可以归结为古孔隙度、古理深及古地层压力的恢复。东营凹陷通王断裂带沙二段和沙三中段在东营末期和明化镇末期的流体势分布特征分析表明，东营凹陷南斜坡下第三系油气藏的分布与古流体势的演化有密切的联系，但是不同类型的油气藏与古流体势演化的关系又不完全一样。     

白云凹陷天然气水合物成藏条件

针对珠江口盆地白云凹陷，应用地质勘探法、速度法及地震似海底反射（BSR）法对该凹陷的天然气水合物沉积进行了预测研究。结果认为，该凹陷具备有利于天然气水合物成藏的水深、温度、压力条件及配套地质条件：①发育两套主要的烃源岩（文昌组和恩平组），有机碳含量和镜质体反射率值都较高，以生气为主，生烃潜力极大，为天然气水合物成藏提供了充足的气源；②运移条件优越，有两类运移通道，一是沟通气源的断层，二是底辟作用所形成的通道；③运移模式有三种，一是单一断层运移，二是单一底辟构造运移，三是先底辟构造运移再断层运移。近期的实钻也在该凹陷首次发现了两类天然气水合物沉积：一是有地震BSR标志的天然气水合物，二是无BSR标志的天然气水合物。该凹陷不但存在单BSR天然气水合物沉积，而且还存在双BSR天然气水合物沉积。该凹陷天然气水合物沉积层厚度一般为250～450 m。初步预测认为，白云凹陷的天然气水合物资源潜力极大。     

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。     

渤海湾盆地东营凹陷异常压力分布和演化特征及与油气成藏关系

运用数值模拟方法对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷新生界地层异常压力的分布和演化特征进行研究,结果表明,古近系沙河街组三段和四段地层中广泛发育异常压力,且以超压为主。自沙河街组沉积以来,超压系统开始发育;东营组沉积末期,超压系统逐渐增大。渐新世末喜山运动II幕时期,地层抬升剥蚀,发育负压系统;中新统馆陶组沉积时期,超压系统再次迅速增大;直至明化镇组—第四系沉积时期达到最大范围和最高值。现今凹陷2 200 m以上地层基本为常压,2 200 m以下开始出现明显压力异常。沙河街组高沉积速率导致的欠压实,引发了该时期超压系统的形成,而粘土矿物脱水和烃类大量生成造成了晚期超压系统的发育。结合油气成藏期次研究表明,东营组末期、馆陶组末期及明化镇组—第四系沉积时期,超压系统与凹陷的3期成藏期次具有很好的匹配关系,暗示生烃作用是超压的重要成因,超压又是油气运移的良好动力。     

东营凹陷永安镇地区输导体系构成与控藏作用

研究了东营凹陷永安镇地区输导体系的构成及其组合方式,认为该区由2套骨架砂体、2个不整合面及一系列南掉断层相互配置形成了“T”型、阶梯型和“S”型3种输导体系类型,而输导体系类型决定了该区成藏模式,即在低台阶,以“T”型输导为主,多发育岩性油气藏或构造一岩性油气藏,在中台阶,以阶梯型输导为主,形成岩性一构造油气藏和构造油气藏,在高台阶凸起部位,以“S”型输导为主,多形成地层削蚀和超覆油藏。这些认识对研究区的油气勘探具有指导意义。     

东营凹陷油气成藏期分析

综合盆地构造演化和圈闭发育史、烃源岩主要生、排烃史、油藏饱和压力、成岩矿物流体包裹体等资料,对济阳坳陷东营凹陷的油气藏形成期进行了分析。研究区成藏期主要分为两期,即渐新世末和中新世末至上新世,大规模油气聚集发生于中新世末至上新世,尤以上新世明化镇组沉积中晚期为主。不同层系及不同构造单元中的油气藏,主要形成期存在差异,烃源层系中的岩性油气藏形成时间较早;由下向上,由凹陷中心向边缘,油气藏的主要形成期有逐渐变晚的趋势。     

泌阳凹陷的断层在油气运移和聚集中的作用

实际生产资料表明，泌阳凹陷内断层封闭形式已发现有油－油、油－水邻接等八种形式，封闭机理有断面封闭、对盘岩层封闭和孔隙流体压力封闭。断层活动对油气运移聚集的影响主要有两个方面：第一，同生正断层在活动期是流体的渗流通道；第二，断层活动改变了两盘地层的邻接状态。根据对凹陷内几个主要油田的断层研究分析，断层的封闭能力和特征主要与断层规模（断距大小）、两盘地层邻接状态、产状、埋藏深度、流体性质和断层活动等因素有关。     

东营凹陷始新统红层古沉积环境恢复及其地质意义

综合运用元素ICP-AES分析、地质录井等资料,结合古生物观察、镜下薄片观察及全岩矿物X衍射分析等手段,利用定性和定量相结合的方法,对东营凹陷始新统红层的古沉积环境进行了恢复.研究认为:红层沉积时期古气候干旱,孢粉以裸子植物为主,被子植物次之,大多为旱生的麻黄粉属和三肋麻黄粉;红层为陆上暴露环境中的氧化沉积物,古水介质的古盐度较高,为淡水—微咸水环境,水介质呈现弱碱性—碱性特征;古沉积环境对沉积相类型、成岩作用特征具有一定的控制作用,古气候和水介质氧化还原性决定沉积相类型及沉积体系的展布特征,形成了“冲积扇—洪水—漫湖—盐湖”过渡的沉积体系,水介质的古盐度和酸碱性控制了早期成岩作用,对埋藏成岩作用具有—定的影响,形成了大量早期碳酸盐胶结物,为后期的溶蚀作用奠定了物质基础.