沾化凹陷渤南洼陷沙河街组原油成因类型及分布特征

利用饱和烃色谱、色—质谱谱图特征及生物标志化合物指标,在沙河街组不同层系烃源岩地化特征差异性对比的基础上,结合原油地化特征,分析了沾化凹陷渤南洼陷已发现油气的成因类型及其分布规律。分析表明,渤南洼陷发育沙三段和沙四段2套有效烃源岩,其中沙四段烃源岩按照地化特征差异又细分为膏盐间和膏盐下烃源岩,三者在伽马蜡烷含量、姥植比和成熟度指标上存在明显差异。油源对比表明,目前已发现的原油存在5种成因类型,且具有一定的分布规律。沙三Ⅰ型和沙三Ⅱ型原油均来源于沙三段烃源岩,但是在成熟度和分布上明显不同,沙三Ⅰ型原油分布在洼陷区的沙三中上亚段,成熟度相对较低;沙三Ⅱ型原油分布层位较深,成熟度较高。沙四Ⅰ型原油分布零星,来源于沙四段膏盐间烃源岩。沙四Ⅱ型原油主要来源于沙四段膏盐下烃源岩,多为自生自储型油藏;混源型油气来源于沙三和沙四段烃源岩。油气分布远离油源中心,多位于断阶带上,断层作用对其分布影响明显。     

渤海湾盆地惠民凹陷临南洼陷沙河街组原油地球化学特征及油源对比

惠民凹陷是渤海湾盆地济阳坳陷中的一个富油气单元。系统研究惠民凹陷临南洼陷20个原油样品和4个烃源岩样品地球化学特征,分析其成熟度、沉积环境和有机质来源,利用烃源岩和原油生物标志化合物参数建立油-岩关系,筛选有效参数运用交会图和聚类统计划分原油类型和进行油源对比。研究区原油已进入成熟阶段,生油母质的沉积环境为弱氧化-弱还原的湖沼相-淡水湖相,具有陆相湖盆混合型母质特征。总体上,研究区原油有较高的饱和烃含量和较低的胶质及沥青质含量,正构烷烃为"平台式"双峰形态分布,伽马蜡烷含量较低,4-甲基甾烷含量较高。研究区内不同地区原油的地球化学特征存在一定差别,可按地区分为南带和北带。相比南带的原油,北带原油样品中4-甲基甾烷/C29R、Ts/Tm比值较低,而C29降藿烷/C29降新藿烷、1,2,7-/1,2,6-三甲基萘、菲/∑甲基菲较高。研究区沙四段烃源岩有机质类型为Ⅲ型,有机质丰度较低;沙三段烃源岩有机质以Ⅱ型为主,有机质丰度较高,其中,沙三下亚段和中亚段是临南洼陷的主力烃源岩。通过系统对比研究区原油和烃源岩的地球化学特征,认为临南洼陷沙三、沙四段原油来自沙三下、中亚段烃源岩。     

渤海湾盆地牛庄洼陷南斜坡油砂烃来源分析

对渤海湾盆地东营凹陷牛庄洼陷南斜坡不同埋深油砂及其相邻烃源岩的分析表明,埋深<2700m的油砂烃化学组成与相邻沙四段页岩抽提物有显著差异,两者不具相关性,油砂中的烃类主要为深部的运移烃。油砂烃具有常规油的气相色谱特征,而未熟-低熟页岩在高碳数部位有一明显的甾萜类等高分子量化合物未分辨鼓包,且正构烷烃奇偶优势明显;油砂烃含高丰度的"地质型"甾烷,而未熟-低熟页岩中C29甾烷αββ20S含量甚微,但热稳定性低的化合物5β(H)甾烷及13α(H),14α(H)-三环萜烷含量较高;油砂烃几乎不含甲藻甾烷,而未熟-低熟页岩中含丰富的此类化合物。由深至浅,油砂烃成熟度依次降低,伽玛蜡烷相对含量增高,升藿烷"翘尾"现象变得明显。油砂烃的成熟度梯度及烃类组成的规律性变化不仅可以指示油气运移的大致方向,而且揭示出不同演化阶段烃源岩的生烃特征有别和/或油气运移过程中未熟-低熟烃源岩沥青的混合作用。     

渤海湾盆地车镇凹陷大王北洼陷原油类型及成因分析

根据原油物性、含硫量和族组分组成,将渤海湾盆地车镇凹陷大王北洼陷原油分为中—低密度、低粘度、低含硫原油和中—高密度、中—高粘度、高含硫原油2大类.根据原油碳同位素组成,结合生物标志化合物特征,对2类原油的成因和成藏进行了分析.结果表明,第一类原油以该区淡水—微咸水的半深湖—深湖环境下沉积的沙三段成熟烃源岩为母源,保存条件良好,基本没有发生次生变化;第二类原油为至少2期不同来源、不同保存条件下形成的混源原油,沙四段盐湖—咸水湖沉积环境下形成的烃源岩提供的成熟度较低的高含硫原油为最初来源,成藏之后,由于埋藏较浅,发生了一定程度的生物降解,之后沙三段成熟烃源岩提供的原油再次混入,此外沙一段低熟烃源岩提供的低熟油也有一定贡献,导致了该类原油组成和分布的复杂性.     

利津洼陷和民丰洼陷沙河街组生烃史分析

通过对岩石热解、镜质体反射率、沥青转化率、CPI和OEP等生物标志化合物成熟度参数的分析 ,认为研究区Es1,Es2 段和Es上3 亚段烃源岩热演化处于未成熟低熟油生成阶段 ,Es中3 ,Es下3 和Es上4亚段烃源岩处于成熟阶段 ,Es下4烃源岩处于高成熟阶段 ,孔店组 (Ek)烃源岩处于过成熟阶段 ;生烃史分析表明 ,利津洼陷内烃源岩埋藏深、生烃期长、成熟度高 ,在渐新世中晚期和中新世晚期分别出现生油高峰期 ;相比较而言 ,民丰洼陷烃源岩埋藏相对较浅、生烃期短、成熟度较低 ,Es上4和Es下3 亚段烃源岩在新近世才大量生油     

渤海湾盆地惠民凹陷临南洼陷沙河街组现今超压分布特征及成因

临南洼陷是渤海湾盆地济阳坳陷惠民凹陷中的主要富烃洼陷,油气田主要分布在洼陷内及其南北两侧的断裂构造带,临南洼陷深部沙河街组超压较发育。利用钻井、钻杆测压（DST）、测井和地震资料,结合Eaton超压预测经验公式,对砂岩实测压力特征、超压测井响应、超压剖面和平面分布特征以及成因进行了研究。临南洼陷沙河街组砂岩DST实测超压深度约为3 005~4 355 m,剩余压力约为7.95~30.45 MPa,压力系数约为1.21~1.78;超压带内的泥岩和砂岩均表现为偏离正常趋势的高声波时差响应特征,并对应泥岩高电阻率异常;层位上沙四上亚段至沙三中、下亚段地层主要发育弱超压,局部出现中—强超压;剖面上深洼区超压带分布的深度范围约在3 000~4 500 m;平面上发育多个小的中—强超压区,超压区主要分布在深洼区和中央断裂带范围,超压顶界面深度约为2 500~3 700 m。临南洼陷古近系砂岩占比高是超压发育比较局限的主要控制因素。该凹陷超压砂岩储层主要为含油层,含烃流体充注为临南洼陷深层沙三、四段砂岩超压的主要原因;优质烃源岩埋深大,超压烃源岩镜质体反射率约为0.5%~1.5%,处于生油阶段且不具有低密度特征,表明生油作用是烃源岩增压的主要因素。     

渤海湾盆地东营凹陷孔店组烃源岩特征研究

沙三下和沙四上是东营凹陷的2套优质烃源岩。目前认为东营凹陷南斜坡原油主要属于“沙四型”,而对于东营凹陷孔店组的生烃潜力一直存在着争论。油源对比结果表明,孔店组烃源岩以较高的伽马蜡烷区别于沙三型烃源岩,又以较高的三升藿烷和C₂₉甾烷S构型区别于沙四型烃源岩;南斜坡孔店组及其以下的深层原油与孔店组烃源岩具有亲缘关系。虽然目前发现的孔店组烃源岩有机质含量较低、类型差、成熟度较高,综合评价较差,但是生物标志化合物显示,向沉积中心其有机质有优化的趋势。因此推测在沉积中心发育更优质的孔店组烃源岩,其生烃潜力不容忽视。     

阳信洼陷烃源岩地球化学特征

应用多种有机地球化学参数，对阳信洼陷烃源岩的有机质丰度、类型及成熟度随深度的演化特征进行了研究，结果表明：沙三段和沙一段烃源岩有机质丰度高，类型好，而烃转化率较低；沙四段烃源岩有机质丰度较低，类型较差，但烃转化率高。将烃源岩有机质热演化划分为3个阶段：0～1550m为未成熟生物气阶段；1550～2600m为低熟油阶段；深度大于2600m为成熟油阶段。阳信洼陷主力烃源岩为沙四段和沙三段，这2个层段是今后勘探的重点。     

海拉尔盆地原油地球化学特征与成因分类

海拉尔盆地原油绝大多数为正常密度的中高蜡低硫成熟原油，部分为轻质中高蜡成熟原油，少量为中低蜡低成熟稠油；全油碳同位素值为-34‰～25‰，生物标志化合物组成与分布特征变化很大，说明生油母质的组成和沉积环境差异很大。根据原油碳同位素和生物标志化合物组成特征，将该盆地原油分为5种类型：第一类以碳同位素组成轻、伽马蜡烷含量高、无重排甾烷为特征，分布于巴彦呼舒凹陷；第二类以碳同位素组成轻、伽马蜡烷和重排甾烷含量中-低为特征，分布干乌尔逊凹陷南部地区；第三类以碳同位素组成较轻、伽马蜡烷含量低和富含重排甾烷、Ts、C29Ts、C30重排藿烷为特征，分布于乌尔逊凹陷北部和贝尔凹陷；第四类以碳同位素组成重、伽马蜡烷含量中一低和富含重排甾烷、Ts、C29Ts为特征，分布于呼伦湖凹陷；第五类以碳同位素组成重、Pr/Ph值高、富含C29甾烷和重排甾烷、C27甾烷异常低、无伽马蜡皖为特征，为煤系原油，分布于呼和湖凹陷。图5参8     

渤南洼陷北部陡坡带沙河街组砂砾岩有效储层物性下限及其主控因素

结合研究区测井解释成果和油田试油资料,综合应用分布函数曲线法和试油法,确定了渤海湾盆地渤南洼陷北部陡坡带沙河街组不同深度段的砂砾岩有效储层物性下限,并拟合出物性下限与深度的关系式,在此基础上分析了岩性、沉积相、成岩阶段、地层压力等对砂砾岩有效储层发育的影响。研究结果表明:有效储层物性下限有随埋深增加而逐渐降低的趋势;有利的沉积相带是砂砾岩有效储层发育的关键因素,对储层质量起决定性作用。研究区有效储层主要分布于西部的滑塌浊积扇及中东部近岸水下扇的扇中亚相;其中近岸水下扇的扇中亚相最为有利,其次为滑塌浊积扇。成岩作用也在一定程度上影响有效储层物性。研究区砂砾岩体主要处于中成岩阶段A₁和A₂亚期,对应于有机质热演化的主要生油气阶段,有利于形成次生孔隙,其中溶蚀作用使得深部储层物性变好。研究区地层压力对有效储层物性的影响较小。     

渤南洼陷页岩生烃组分动力学分析及其对页岩油气勘探的意义

中国东部古近系页岩层系烃源岩有机质类型较好,成烃生物以浮游藻为主,主要为Ⅰ型有机质。利用热解色谱仪对Ⅰ型有机质进行了烃源岩生烃组分动力学分析,并结合热史外推地质过程,对渤南洼陷烃源岩层段页岩油气生成潜力、组分及含油饱和度进行了研究。渤南洼陷沙三中亚段烃源岩层系轻烃及重烃生烃转化率分别为31.1%和43.8%,已进入主生油期,如排烃不畅,则层系油饱和指数为273.24,有一定的页岩油潜能,但油质重,不利于页岩油开发;沙三下亚段(沙四上亚段)烃源岩层系轻烃及重烃生烃转化率分别为73%和83.5%,原油已大量生成,甲烷生烃转化率为33.2%,已进入大量生成甲烷阶段,湿气生烃转化率为58.1%,是生成湿气的高峰,如排烃不畅,则层系油饱和指数达571.17,且油气并存,弹性驱动力强,是页岩油开发重要目标区;沙四中及下亚段,生油已结束,是甲烷生成高峰期,如排烃效率低,已生成的原油将会裂解,除非形成超压体系,此时烃源岩层系主要是以气为主,应以页岩气勘探开发为主。     

渤海湾盆地沾化凹陷富林洼陷油气来源及分布规律研究

通过对渤海湾盆地沾化凹陷富林洼陷原油的生物标志物分布与组合特征分析,认为该区主要存在3类原油:Ⅰ类原油主要分布于东次洼,呈植烷优势,伽马蜡烷含量高,重排甾烷与4-甲基甾烷含量较低,来源于东次洼本身的沙四上亚段烃源岩;Ⅱ类原油分布于中次洼洼陷内部,具有姥鲛烷优势、伽马蜡烷含量低、重排甾烷含量高的特征,纵向上不同储层油气来源存在差异,其中浅部储层油气来源于孤南洼陷沙三下亚段烃源岩,深部储层油气主要来自于富林洼陷沙三下亚段烃源岩;Ⅲ类原油分布于中次洼断裂带附近,成熟度较低,姥鲛烷优势,伽马蜡烷含量中等,C₂₈甾烷含量丰富,孕甾烷和重排甾烷含量较低,为孤南洼陷沙一段与富林洼陷沙三下亚段烃源岩所形成的混源油。     

渤海湾盆地沾化凹陷沙河街组页岩油微观储集特征

页岩油储层微观孔隙储集特征是勘探开发的重要基础资料。采集渤海湾盆地沾化凹陷罗69井沙河街组三段页岩油层段18块岩心样品,利用氩离子抛光-场发射扫描电镜实验,研究页岩油储层孔隙发育特征。沾化凹陷沙三段页岩油层段为泥岩和灰岩的过渡岩性,以灰质泥岩、泥质灰岩和含泥灰岩为主,夹少量灰岩薄层。页岩油层段主要孔隙类型包括泥质碎片间微孔和碳酸盐矿物的溶蚀孔、晶间孔和晶内孔。页岩油层段的储层孔隙主要由泥质部分提供,泥质粒间孔提供的面孔率贡献最大,方解石溶蚀孔对面孔率有一定贡献,晶间孔和晶内孔的面孔率贡献最低。页岩油储层孔隙的孔径属于纳米级和微米级,纳米级孔隙数量占绝对优势,然而储层孔隙面积主要由数量较少的微米级孔隙提供,即页岩油开发的储集空间应该以微米级孔隙为主要对象。     

陆相盆地不同岩性页岩含油性及可动性比较——以渤海湾盆地东营凹陷古近系沙四上亚段为例

根据矿物组成特征,将渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组四段上亚段页岩划分为2类岩性：灰质泥岩和泥质灰岩。利用X衍射分析、镜下观察、地化分析、孔隙度测试及压汞分析等技术手段,探讨了该区不同岩性页岩在有机质丰度、含油性、储集性特征和页岩油可动条件方面的差异。灰质泥岩比泥质灰岩具有相对更高的有机质丰度和更好的含油性;灰质泥岩具有相对较高的孔隙度,但孔喉一般偏小,而泥质灰岩孔隙度相对较低,但大孔隙喉道更为发育。从含油饱和度指数、矿物对原油的吸附能力、黏土矿物的转化程度方面比较灰质泥岩和泥质灰岩中页岩油的可动性,认为泥质灰岩中的页岩油比灰质泥岩中的页岩油具有更好的可动性条件。     

渤海湾盆地束鹿凹陷古近系沙河街组湖相混积泥灰岩致密油储层特征

渤海湾盆地束鹿凹陷沙河街组三段下亚段（Es^3（下））广泛发育一套湖相混积成因“泥灰岩”，是致密油勘探的主要目标层系。通过岩心和薄片观察、孔渗、压汞、扫描电镜、CT、核磁共振等分析，揭示了该套特殊成因混积泥灰岩储层地质特征；结合地质、地球化学综合分析，明确有利储层发育主控因素，建立储层分类评价标准，指出致密油勘探有利区带。结果表明：束鹿凹陷Es^3（下）泥灰岩主要包括互层混积的纹层状泥灰岩和结构混积的块状泥灰岩两类，矿物组成均以方解石为主，其次为白云石，粘土矿物与石英、长石含量低。储层孔隙度一般低于4.0%，基质渗透率一般小于10×10^-3 μm²，属特低孔特低渗储层。储层孔隙类型多样、孔隙结构复杂，发育两大类8亚类储集空间，基质孔以纳米级孔隙为主。不同岩石结构的泥灰岩储层物性与孔隙结构差异明显，纹层状泥灰岩孔隙分布非均质性强，表现出双重或多重孔隙介质特征，孔渗条件和孔隙结构优于块状泥灰岩。混积泥灰岩有利储层发育受沉积亚相、岩石组构、有机质丰度与成熟度、构造缝等因素综合控制；斜坡内带及洼槽区半深湖-深湖亚相的高TOC纹层状泥灰岩是致密油勘探的有利目标。     

辽河坳陷大民屯凹陷沙河街组四段页岩油富集资源潜力评价

页岩油具有高密度、高粘度以及低孔、低渗的特征,开采难度较大,因此对资源丰度相对较高、开采难度相对较小的富集资源进行评价十分必要。利用热解烃S₁与有机碳含量（TOC）的“三分性”关系确定TOC大于4%为靶区页岩油富集资源划分标准。热解烃S₁存在轻、重烃损失现象,在利用其进行资源评价前,需进行轻烃、重烃恢复。通过对比分析,发现抽提后页岩样品的裂解烃S₂普遍降低,说明S₂中包括一部分残留烃,而该部分残留烃在氯仿抽提过程中已被去除。利用抽提前、后S₂的差值ΔS₂对S₁进行重烃恢复,重烃恢复系数随成熟度的增大而增大。假设页岩在排烃过程中轻烃和重烃等比例排出,利用生烃动力学原理对页岩生成各烃类组分的比例进行评价,进而根据该比例对S₁进行轻烃恢复,轻烃恢复系数随着成熟度的增大呈先减小后增大的趋势。在测井评价页岩有机质非均质性（TOC和S₁）的基础上,对富集资源进行划分,并利用S₁的轻烃、重烃恢复结果,对页岩油富集资源进行资源评价。渤海湾盆地辽河坳陷大民屯凹陷E₂s^4（2）亚段页岩油富集资源量约为2.2×10⁸ t。     

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。     

渤海湾盆地东营凹陷博东潜山周缘地区沙河街组等时地层对比

渤海湾盆地东营凹陷博东潜山周缘地区古近系沙河街组厚度变化大,岩-电标志难于寻找,地层对比划分难度大。以区域地质背景为出发点,在标准地震反射界面的环山引入、古生物地层分析、地震不整合分析等基础上,综合应用岩性、电性等识别方法,进行了界面的准确识别以及等时地层格架的建立,探索了适合环山地区“标准界面引入-多因素约束”的等时地层分析和对比方法。研究区沙河街组发育完整,发育了大致和沙河街组四段下亚段、沙河街组四段上亚段、沙河街组三段下亚段、沙河街组三段中亚段、沙河街组三段上亚段-沙河街组二段下亚段、沙河街组二段上亚段-沙河街组一段等地层单元相对应的6个三级层序。博东潜山的发育对沙河街组四段-沙河街组三段下亚段沉积时期的地层发育特征影响最大,而对沙河街组二段上部及其上覆地层的影响则不明显。