渤海湾盆地东营—惠民凹陷油气成藏模式和油气富集控制因素

东营凹陷和惠民凹陷作为济阳坳陷南部两个相邻的、构造格局相似的陆相箕状断陷,其石油地质特征有相似之处,但油气富集程度有明显差异。控制油气富集的主要因素有油源条件、构造特征、火山活动以及生储盖组合与构造的配置等。生储盖组合与构造特征的配置,是造成不同构造部位主要储油气层位和油气藏类型差异性的直接原因。结合油源特征、生储盖组合和输导系统特征,东营、惠民凹陷的油气成藏模式可归为5种类型:洼陷带自生自储-侧向运移成藏模式、洼陷区上生下储-垂向运移成藏模式、中央隆起带和北部陡坡带下生上储-垂向运移成藏模式、南部斜坡带下生上储-复合运移成藏模式和周边凸起区新生古储-复合成藏模式。     

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。     

渤海湾盆地沾化凹陷断层活动与新近系油气成藏关系

通过对沾化凹陷断层平剖面样式及其活动性、油气成藏期及新近系油气分布规律等方面的研究,探讨了断层活动与新近系油气成藏的关系。结果表明,研究区断层活动强度具有在沙三段沉积期前"西强东弱"、沙三段沉积期后"东强西弱"的特点,且北东向及近东西向断层活动时间与油气充注期匹配性好。控烃期和控运期是断层活动影响油气成藏的2个关键时期,其中控烃期断层活动为油气成藏提供良好的物质基础,控运期断层活动为油气输导提供优越的通道条件;根据控烃期和控运期断层活动速率,将研究区主要断层的控油级别分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级,其中Ⅰ级、Ⅱ级断层控制的披覆构造带新近系油气较为富集,断层控油级别决定新近系油气富集程度。     

东营凹陷压力系统发育对油气成藏的控制

东营凹陷异常压力的分带性与泥岩的突破压力(或保存能力)具有明显的对应关系,随着深度增加,泥岩突破压力及地层流体压力系数均增大,泥岩封隔层对流体压力的保存也是形成异常压力的重要条件。基于增压机制的阶段性差异,对东营凹陷平面上及典型剖面中重要地质历史时期源动力(烃源岩流体压力)场进行了分析,主力烃源岩的源动力在时间和空间上发育不均衡,从整体上影响了储集层油气来源及油藏的形成,控制了油气运移的方向。现今油藏总体沿地质历史时期源动力场降低的方向分布,表现出油藏的分布与源动力的演化具有一定的继承性;油气运移和成藏也影响了地层压力场的分布,高压油气运移到储集层后,其泥岩封隔层不同程度地保存了流体压力。由于增压-卸压的平衡关系,源动力传递过程中在不同压力系统中构成了不同的动力条件,造成了各压力系统中油气成藏类型和特征具有一定的差异性。根据源动力的演化史,指出沙河街组深层是寻找高压轻质油藏及天然气藏的重要目标。图8参30     

东营凹陷梁北地区沙二段油气成藏特征

梁北地区沙二段油气藏具有不同于其它相邻地区的成藏特征。在分析梁北地区沙二段油气藏成藏条件的基础上，提出本区沙二段主要油气藏类型为反向屋脊断块遮挡渍气藏和断层－岩性复合油藏，且消二上、沙二下油气藏特征不相同的观点，总结了该地区沙二段油气成藏模式。     

渤海湾盆地东营凹陷博兴地区油气藏形成与分布特征

该文讨论了东营凹陷西南部博兴地区的油气成藏条件、油气藏特征及油气富集规律。受特殊地质背景的影响,该区成藏条件较为优越,储集体十分发育,但油源条件相对不足。油气藏类型丰富多样,以地层及复合油气藏发育为特色,油气藏的类型在纵向上和平面上都有一定的展布规律。油气主要富集于受断裂和古隆起控制的正向构造带中,油气富集层位具有东北部深且相对富油、西南部浅且相对富气的特点,油气富集层系具有明显的分区性,构造背景及油气源条件对油气的富集具有重要的控制作用。     

江汉盆地沔阳凹陷油气成藏特征与成藏模式

论述了江汉盆地沔阳凹陷白垩系一下第三系的油气藏特征，总结了成藏模式。沔阳凹陷油藏类型以构造油藏为主，少量岩性油藏。新沟嘴组下段油气来源于自身的烃源岩，凹陷中北部以侧向排烃为主，潜江组沉积末期是其生排烃和油气运移的关键时刻，油气主要富集于距离成熟烃源体最近的鼻状隆起带内。白垩系为多源次生成藏，垂向排烃为主，油气主要富集于大断层上升盘的构造圈闭中。主要成藏模式有五种，自源一侧向排烃一封闭型是最有效的成藏模式。     

苏北盆地高邮凹陷油气成藏特征研究

苏北盆地高邮凹陷近几年油气勘探的一系列重要发现，为重新认识凹陷的石油地质特征，总结油气分布特点和油气聚集规律，提供了较为丰富的信息。根据地层压力、泥岩孔隙度及地层水资料、油源对比和已发现的油藏原油物性（包括高压物性）的纵横向变化规律，总结出不同地质环境下的油气运移方式及油气聚集的规律。通过对该区压力封闭层的分布研究得知：压力封闭层对该区油气运移起明显的控制作用，不同的压力封闭模式控制不同的油气分布类型。该地区地层水的变化规律能有效地反映地层保存条件的差异，地面原油物性变化能很好地反映油气运移的方向，运移系数可以反映油气侧向、垂向运移的程度，定量地得出主要运移方式。     

苏北盆地形成演化与油气成藏关系研究

苏北盆地是结构复杂的中、新生代复合盆地。特殊的形成演化历史,致使盆地的油气成藏条件具有断陷盆地多套烃源岩、多期成烃、多种成藏组合的典型特征,多期构造事件的改造,导致盆区的分化裂解,含油气系统以分割断陷为基础,多次抬升剥蚀造成源岩成熟度相对较低,逆冲、走滑断裂及反转等构造活动,导致成藏规律复杂。     

渤海湾盆地廊固凹陷油气分布特征研究

渤海湾盆地廊固凹陷已全面进入了隐蔽油气藏勘探阶段,如何认识层序地层格架内各种类型油气藏的分布特征是指导本区下一步勘探方向的关键.通过深入研究廊固凹陷古近系地层层序特征,根据其分布组合特点,建立了不同构造单元沉积模式,进一步剖析了凹陷内不同沉积体系特征及其不同组合样式.从整体沉积背景、构造背景认识出发,厘清了层序格架内沉积体系的分布特征;建立了陡坡带、洼槽带及中央带各具特色的6类成藏模式.指出多期次的沉积体系组合、多期次的构造运动叠加、生油层—储集体—圈闭的时空匹配对廊固凹陷各种类型油气藏的分布和富集发挥了重要作用.      

烃源岩层中异常高压研究——以渤海湾盆地东营凹陷古近系为例

异常高压对油气成藏具有重要作用。渤海湾盆地东营凹陷古近系沙三、沙四段烃源岩普遍存在异常高压,泥岩的欠压实作用和生烃作用是异常高压产生的主要因素,异常高压的高值区与暗色泥岩厚度大的地区有较好的对应关系。现今异常高压主要分布在2700~3500 m的深度范围,随着深度的增加,异常高压范围增大。应用异常高压研究成藏作用时,要考虑异常高压的时代性。烃源岩中现今异常高压对油藏的保存具有积极的作用,是未来油源灶;古异常高压对排烃是有效的,油气的主要富集区位于大规模生烃后的古异常低压区。     

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。     

渤海湾盆地东濮凹陷文留地区储层烃类地球化学特征

渤海湾盆地东濮凹陷文留地区东营组埋藏较浅,储层中的烃类受到不同程度的生物降解.储层孔隙中自由烃、矿物表面吸附烃和矿物有机包裹体中烃类的气相色谱、色质资料对比分析揭示,在未遭到生物降解井段,同一油砂样品中3种相态的烃类组成特征具有相似性,但某些指标存在差异.相似性主要反映在γ蜡烷含量高(γ蜡烷指数为0.28~0.81),姥/植比相对较低(0.21~0.51),表明生烃母质主要为低等水生生物,形成于强还原性的盐湖沉积环境.差异性则表现为自由烃的饱和烃主峰碳数相对较低(在C₂₂—C₂₄之间),包裹烃的甾烷C_29ααα20S/(20S+20R)成熟度指标为0.25~0.35.在遭到生物降解井段,包裹烃的正构烷烃分布基本完整,但自由烃和吸附烃的正构烷烃基本消失,反映储层中的油气是不同期次充注的产物.     

渤海湾盆地东营凹陷古近系碎屑岩储层成岩研究

应用大量的钻井取心分析测试、薄片、X-衍射等资料,对渤海湾盆地东营凹陷古近系碎屑岩储层成岩序列和孔隙演化进行了研究。东营凹陷古近系埋深大于3000m的碎屑岩储层可划分为晚成岩A,B,C3期;储层孔隙演化的影响因素包括原始沉积作用、成岩作用、生物扰动和构造作用,其中沉积物性质、温压条件、水介质性质和流动方式又在一定程度上影响了成岩作用的强度。从晚成岩A期到晚成岩C期,有机质成熟过程、粘土矿物转化、烃类与硫酸盐矿物的热化学氧化还原反应等造成的酸性地层水介质,使东营凹陷古近系碎屑岩储层在不同构造部位分别发育3个次生孔隙发育带。这一结论对该区的油气勘探具有指导作用。     

陆相断陷盆地断裂系统与异常压力分布特征初探——以济阳坳陷东营凹陷为例

陆相断陷盆地是中国东部盆地的重要类型,在我国石油勘探开发领域中占有重要地位。深层广泛发育的异常流体压力和复杂断裂系统是2个重要特征,研究两者的相互作用有助于更加科学、有效地进行油气运移、聚集研究。在综合分析陆相断陷盆地流体压力和断裂特征的基础上,以济阳坳陷东营凹陷为典型例证,充分应用钻、测井资料,建立了高精度的凹陷异常压力分布模型;结合断裂系统特征,探讨了在三级构造单元格架下,流体压力与断裂系统在空间上的配置关系以及断裂系统对流体压力纵横向分布及封闭特征的影响。     

渤海湾盆地东营凹陷第三纪同沉积构造控砂控油作用

在分析构造、沉积、成藏相互关系的基础上,系统论述了渤海湾盆地东营凹陷第三纪同沉积构造对沉积和油气成藏的控制作用,揭示了同沉积构造有利于油气的生成、运移、聚集和保存。分析认为,在大中型油气藏相继被发现之后,当前应该充分运用层序地层学理论、含油气系统理论及成藏动力学理论,研究东营凹陷同沉积构造的发育演化过程对沉积过程、圈闭形成过程以及成藏过程的控制作用和时空匹配关系,以提高勘探效果。同沉积构造研究由定性研究趋于向定时和定量方面发展,不但更加重视动力机制研究,也开始逐步完善定量化过程模拟。     

东海盆地丽水凹陷异常压力带与油气聚集模式

钻井资料证实,东海盆地丽水凹陷下第三系明月峰组普遍存在异常高压。作者综合了地质、钻井、测井、测试等多方面资料,研究了丽水凹陷异常高压的类型、成因机制及特征,分析了异常高压对油气运聚、成藏机制和油气分布规律的控制作用,总结出在异常高压作用下油气成藏的 3种模式,即在异常高压封隔层之上的砂岩成藏模式、在超压层内部的成藏模式和在封隔层之下的成藏模式。这些模式对油气勘探与开发具有重要的指导意义。     

渤海湾盆地东营凹陷中央隆起带构造特征

断裂发育是渤海湾盆地东营凹陷中央隆起带的主要特征。运用盆地分析技术和调节带理论研究认为,中央隆起带的构造特征是二级断层控制隆起带的形成,三级、四级断层控制局部构造的形成并对局部构造起复杂化作用,断裂组合样式制约油气富集程度。综合应用地震、钻井资料,采用相干和小波变化等技术,精细解释复杂断块构造,建立了复杂断块油藏研究、描述、表征与预测的方法和配套技术,经勘探开发证实有极大的推广价值。     

渤海湾盆地新生代走滑构造与油气聚集

渤海湾盆地形成于新生代右旋扭张构造背景,走滑作用是新生代构造变形、盆地形成和油气聚集的主要控制因素之一。深部断裂的走滑活动,形成了三条北北东向右行主干走滑断裂带和两条北西西向左行主干走滑断裂带,及一系列不同型式的伴生构造,如雁行断裂、雁行褶皱和旋扭构造等。断块走滑位移量的变化,使得引张裂陷作用和挤压抬升作用并存,这可能是早第三纪裂陷、沉积中心由盆地外带向盆地中心迁移与盆地外带抬升、侵蚀作用同时发生的主要机制,也是早第三纪盆地有很强分隔性的重要成因机制之一。走滑派生的挤压、褶皱和抬升作用对渤海湾盆地主要油气圈闭的形成和分布有不同程度的控制作用,盆地不同部分主力含油气层系差异与走滑变形强度有一定关系。     

渤海湾盆地南堡凹陷东营组地层水化学特征的成藏指示意义

南堡凹陷是渤海湾盆地北部的富生烃凹陷,东营组是其重要油气勘探层位。通过对凹陷已有油气藏东营组地层水化学特征参数的统计分析,南堡凹陷地层水总体属于NaHCO₃型,矿化度中等偏低,东营组一段和二段以及北堡油田的保存条件最好。利用地层水地化特征参数开展了断层封堵性示踪。结合区域盖层特征、断裂活动性和油气成藏特征分析,指出在区域性盖层发育区,主干断裂和浅层分支断裂发育带是浅层油气勘探的重要领域;而在东二段以下主干油源断裂带附近,应是中深层油气勘探的主要领域。