渤海湾盆地惠民凹陷临北地区帚状构造物理模拟实验研究

渤海湾盆地惠民凹陷地质构造复杂。以惠民凹陷临北地区帚状构造为主要研究对象,通过大量地质、钻井及地震资料研究,建立了该区典型帚状构造发育的地质模型,应用构造物理模拟手段对帚状构造发育的古应力环境进行了构造变形的动态过程模拟实验。实验结果证明,临北帚状构造受控于右旋走滑构造应力场;基于此,自北而南发育形成了多组北东向呈雁列式展布的正断层;呈现为自北而南、自撒开端向收敛端的演化序列。且从沙四期始到东营组发育期, 构造活动呈现了弱-强-较强的变化规律,从而控制了洼陷沉积和主要三角洲(鼻状构造)的发育和迁移。     

渤海湾盆地歧口凹陷中新生代火成岩储层特征

在岩心观察基础上,根据大量常规薄片与铸体薄片的鉴定与统计,通过孔隙度与渗透率测定等手段,对歧口凹陷中新生代火成岩储层的岩石类型、储集空间类型、物性特征等进行了详细研究,同时对火成岩储层发育的主控因素进行了阐述和分析。结果表明:歧口凹陷中新生代火成岩可分为6大类20余种火成岩岩石类型;其中,以安山岩和玄武岩类物性最好,其次为辉绿岩和凝灰岩,英安岩最差;火成岩储层的形成与储集性能的改善主要与构造作用、风化淋滤作用、溶蚀作用、蚀变作用有关。     

辽河盆地东部凹陷中部火山岩储层特征研究

辽河盆地东部凹陷中部沙三段地层中发育了三期厚度不等的火山岩 ,是该区主要的储层之一。通过对该区火山岩喷发时代、岩石类型、储层物性及裂缝特征的研究 ,认为该套火山岩岩性主要为粗面岩、玄武岩及凝灰岩三种 ,其中储层岩性以粗面岩为主 ,基质物性较差 ,后期受构造裂缝的改造 ,成为有利储层。并建立了火山岩储层分类评价标准。确认本区优质粗面岩储层主要分布于构造破碎带上 ,厚度在 2 0～ 2 0 0m之间。     

三塘湖盆地条湖凹陷火山岩储层物性特征及其影响因素

本文对三塘湖盆地条湖凹陷火山岩储层物性特征及影响和控制储层空间发育程度的主要地质因素-构造运动、岩性岩相和成岩作用进行阐述。     

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。     

渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层敏感性

储层敏感性分析是判别储层伤害程度的重要手段,对后期高效开发和剩余油挖潜具有重要意义。选取渤海湾盆地沾化凹陷垦西油田新近系馆陶组储层岩心样品,结合薄片观察、X射线衍射分析及压汞测试、流动水驱实验,对馆陶组上段和下段储层伤害指数和敏感性特征进行了分析。研究结果表明：(1)渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层岩石胶结疏松,孔隙结构总体孔径较大,孔喉分布较均匀,连通性较好;岩石矿物组成以石英、斜长石、钾长石和岩屑为主,黏土矿物主要包括高岭石、伊利石、绿泥石及伊蒙混层;馆上段以细粒为主,馆下段以中粒为主。(2)馆陶组储层普遍具中等速敏性、弱碱敏性、弱盐敏性特征;上下两段的酸敏性特征差异较大,上段具有非酸敏性特征,而下段具有强酸敏性特征,酸敏指数达78.28%;(3)研究区馆陶组铁白云石、绿泥石含量及孔隙结构对储层敏感性具有控制作用。(4)控制注采流速是研究区开发方案中的重要内容,对馆下段酸敏带来的储层伤害要进行防护和治理。     

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。     

三塘湖盆地马朗凹陷火山岩储层测井评价

火山岩储层测井评价的主要难点,也是重点有三个,即火山岩岩性识别、火山岩储层储集空间有效性评价以及油气水判别。在此通过岩心观察和岩石薄片鉴定等资料为基础,结合常规测井响应特征和成像测井等信息,识别各种火山岩岩性;还利用声波时差、岩性密度等测井技术,结合岩心分析,开展裂缝、孔隙的定性识别和定量评价;同时加大测井新技术的推广和应用,如应用成像测井技术直观显示裂缝、孔洞的发育状况,应用偶极子声波测井技术反映储层的非均质性和渗透特性,应用核磁共振测井技术确定储层孔隙结构及物性变化特征;另外还利用图版法、压汞法和差谱法等手段进行油气判别,基本形成了一套火山岩储层综合解释技术、方法和思路,在科研生产中取得了一定成效。     

渤海湾盆地东营-惠民凹陷孔店期原型盆地分析

东营—惠民凹陷隶属渤海湾盆地,位于济阳坳陷的南部,古新统和始新统的下部的孔店组中已获工业性油气流。孔店组的含油气远景与控制形成油气藏各要素的孔店期盆地原型密切相关。该文通过分析构造演化剖面沉积相图,认为孔店期原型盆地为北断南超的伸展半地堑,盆地长轴方向整体为近东西向,主要的控制性断层是北东东向的宁南断层、无南断层西段和陈南断层西段,北西向的陈南断层东段、无南断层东段和石村断层有重要影响。北西向构造的影响在东部大于西部,孔店早期大于晚期。太平洋板块向欧亚板块俯冲以及亚洲东部大陆边缘由安第斯型向西太平洋型转化导致上地幔隆升作用的加剧和郯庐断层由左旋走滑向右旋走滑的转化是东营—惠民凹陷孔店期盆地发育地球动力学背景。     

东海盆地西湖凹陷G构造储层特征研究

为了进一步研究西湖凹陷G构造的储层特征,运用薄片分析、扫描电镜、X衍射分析等多种方法,对该构造储层岩石学特征、孔隙类型、孔隙结构特征及物性特征进行分析研究。结果表明:储层岩石类型主要是长石岩屑砂岩,其次是岩屑长石砂岩;粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔以及原生粒间孔是主要储层孔隙类型,孔隙结构以小孔隙、细喉道、分选中等的特征为主;花港组储层主要为中-低孔隙度、中-低渗透率储层,平湖组储层为特低孔隙度、特低渗透率储层。最后根据上述研究结果,综合分析得出沉积条件、成岩作用和异常高压是影响研究区物性的主要因素。     

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。     

莺山凹陷营城组火山岩储层特征及成因

莺山凹陷火山岩资源潜力大,是松辽盆地深层天然气勘探重要接替领域。但由于莺山凹陷营城组火山岩储层致密,储层分布规律不清楚,制约了勘探部署工作。针对勘探难点,对比分析了徐家围子断陷、莺山凹陷的火山岩储层特征,并着重探讨了莺山凹陷火山岩储集空间演化规律和主控因素。研究认为:莺山凹陷火山岩储集空间类型以溶蚀孔隙、裂缝为主,为溶孔(缝)—构造缝—冷凝收缩缝组合类型,水下喷发造成了火山岩原生孔隙不发育,营城组沉积后形成的2期构造裂缝为储层的溶蚀改造提供了通道,登娄库组沉积后期的酸性流体的注入对储层进行了溶蚀改造。     

辽河盆地东部凹陷火山岩油藏类型及成藏条件研究

辽河盆地东部凹陷是火山活动最为强烈的地区,也是辽河盆地已发现火山岩油藏最多的地区。火山岩油藏类型有裂缝型、裂缝-孔隙型、风化-淋滤孔缝型等。研究区火山岩夹于巨厚的生油岩之间,或上覆巨厚的生油岩,生油岩具有较好的生油条件;火山岩中原生及次生孔缝发育,储集性能较好,并且可以提供油气运移的良好通道;成藏条件间还具有良好的时空配置关系,因而研究区火山岩具有良好的成藏条件。火山岩油藏在分布上具有以下规律性:水下喷发形成的淬碎熔岩及火山碎屑岩等为有利岩石类型,在靠近主要及次级断层的应力集中部位较有利于油藏的形成,火山锥在地形上常为高部位,有利于油气的聚集和保存。     

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北部地区新生代构造演化特征研究

根据平衡剖面原理、经过去压实校正编制了渤海湾盆地东营凹陷北部地区新生代构造演化剖面图以及沙一段沉积前和馆陶组沉积前的沙三段底面古构造图,并从演化剖面和平面古构造两方面入手进行研究,较系统地总结了该区新生代构造演化特征。综合分析得出,现今的沙三段底面构造轮廓在沙一段沉积前基本形成,研究区盖层滑脱断层较为发育。该结果对分析研究类似地区的构造演化过程具有较好的参考价值。      

松辽盆地北部地区火山岩特征及分布规律

通过松辽盆地北部火山岩的化学元素分析及薄自理鉴定,认为区内火山岩主要以中酸性火山岩为主（岩安岩、流纹岩、中生角砾凝灰岩、凝灰岩等）,属于亚碱性系列中的钙碱性系列。其火山岩系列中的钙碱性系列是与板块俯冲作用有关的岩石系列,喷发方式以爆发相、喷溢相、近火山口相、次火山岩相、火山－沉积相为主,均为深层天然气藏的主要储集层。综合地球物理预测,全区火山岩呈现条带状展布的特征。     

洪浩尔舒特凹陷火山岩储层特征研究

二连盆地洪浩尔舒特凹陷白垩纪火山岩分布广,岩性主要为安山岩、凝灰岩和少量火山角砾岩;岩相分为爆发相、溢流相、喷发沉积相三个亚相;储集空间类型有原生储集空间和次生储集空间及裂缝;储集空间和岩性的差异决定着储集性能的优劣,安山岩储集性能最优越.研究发现,火山岩储集性能受岩性、岩相、成岩作用、构造活动、古地貌特征及风化作用等多因素影响,利用构造研究、属性优选和储层参数反演等手段进行有利储层预测和评价,具有很好的效果,提高了勘探成效.     

辽河盆地东部凹陷欧利坨子地区原油性质与成因

油—油精细对比揭示辽河盆地欧利坨子地区低熟油和成熟油共存,与东部凹陷其它地区原油相比总体上成熟度较低.表现在原油族组成中饱和烃和饱芳比值低(饱/芳值小于3.0)、生物标志物中反映成熟度的参数明显偏低、饱和烃和芳烃碳同位素值(分别为-26.00‰~-27.50‰和-25.00‰~-26.50‰)也明显低于东部凹陷其它地区,单体烃碳同位素类型曲线特征也揭示其原油成熟度较低.油—源对比揭示欧利坨子地区原油来自沙三中下段的暗色泥岩,生物标志物资料揭示源岩热演化程度明显低于东部凹陷其它地区,因而造成该区原油成熟度较低.     

东营、惠民凹陷与火山岩相关的油气藏

东营、惠民凹陷,是火山岩发育的含油气丰度较大的断陷。近年来的勘探成果表明,火山岩作为源岩、储层和盖层可形成许多与它相关的特殊油气藏。文中以地质和地球化学为证据,探讨了这种油气藏的成因。研究这种特殊油气藏的形成,无疑会开阔人们找油、找气的思路,拓宽油气勘探的领域,特别是对火山岩发育的盆地的油气勘探有重要意义。     

松辽盆地北部深层火山岩储层特征

松辽盆地北部深层的火山岩储层主要分布于徐家围子断陷的火石岭组和营城组,其爆发相和溢流相火山岩储集性能较好,孔隙度一般为6.3%～10.8%,渗透率为0.55×10^-3～122.0×10^-3μm²。火山岩的储集性能主要受构造作用、溶蚀作用及流体活动的影响。松辽盆地火山-断陷期的构造活动致使火山岩产生大量次生裂缝,储集性能提高;淋滤作用主要改造爆发相凝灰质熔岩,使其变得极为疏松,孔隙度提高到15%以上。流体活动对火山岩储集性的改造具有双重作用:一方面新矿物的胶结和充填使得储集性能下降;另一方面,蚀变和溶解作用又可使孔隙度增加。因此,应分期次进行研究。