东营凹陷深层构造剖析及其地质意义

以东营凹陷中、古生界构造特征为研究对象,依托高精度三维地震反射资料,通过地震反射界面确认、构造形迹精细解剖,重构了东营凹陷轴向基岩推覆褶皱带,发现了南北向走滑带,分析了剪切带的几何学特征,探讨了东营凹陷深层构造的动力成因机制。该项研究对深化东营凹陷深层勘探具有重要的地质意义。     

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.     

东营凹陷油气差异分离现象及其地质意义

东营凹陷是渤海湾油气区含油极为丰富的盆地之一,主要成油旋迴是渐新统沙河街组。整个盆地的油气藏有其特点,低饱和的油藏是在中等深度范围内,而高饱和油藏、油气藏及气藏只出现在浅部。中等深度1800～3200米内的独立油藏,全部都是低饱和油藏,至今未发现过一个气藏,饱和压力一般小于110大气压;大约在1800米以内的浅部,饱和压力值高达170大气压,有的不到100大气压,油藏伴生气藏,个别有纯气藏。大量资料说明东营凹陷深部油藏与浅部油藏基本上来自同一油源,由于构造破坏作用,使深部油藏转移到浅层。本文介绍东营凹陷在断裂活动强烈、垂向运移明显、溢出点位置不固定的条件下,差异分离作用的特点,据此可大致计算出油气聚集的时间。     

东营凹陷古近系深层凝析气藏形成条件

通过对东营凹陷沙四段下亚段烃源岩和储层特征进行分析，并结合丰深1井沙四段下亚段凝析气藏的精细解剖，探讨东营凹陷深层凝析气藏的形成条件。研究结果表明，沙四段下亚段盐间发育的暗色泥岩为主要烃源岩，属于“自生自储”型气藏。东营凹陷北部控盆断层下降盘同期广泛发育的砂砾岩扇体和异常高压带，为油气聚集提供了良好的储层和有利的保存条件，扇体之上沉积的巨厚膏岩层是优质的盖层，同时，适当的温压条件且温压场的耦合，决定了该凝析气藏的形成和保存。     

重新认识东营凹陷的深层构造

应用高分辨率重磁异常视深度滤波方法对东营凹陷布格重力异常进行视深度滤波处理，并获得由浅至深的水平切片。发现浅层(1～5km)异常主要反映Es3-Ed浅层构造；深层(6～10km)异常主要反映Es4-Ek深层构造。初步确定全区有11条较大断裂．其中对全区有重大影响的有两条，即长达110km北北西走向的惠-东大断裂及北北西走向的陈-东隐蔽断裂。此外还解释出10个潜伏低凸起，为认识该区的深层构造提供了依据，并为下一步油气勘探指出了靶区。     

东营凹陷压力系统特征分析

在分析超压和低压形成机制的基础上，采用声波时差和地震速度的方法计算地层压力，研究了东营凹陷压力系统及其分布特征，分析认为凹陷内主要以利津洼陷和牛庄洼陷为中心构成两个超高压－高压系统，环利津洼陷和牛庄洼陷的断裂带为泄压区；在民丰洼陷和博兴洼陷只有小范围的超压区。压力系统的环带状分布受断裂和边缘粗碎屑沉积体分布的控制。在洼陷内部，断裂对压力系统起着明显的分隔作用。     

东营凹陷南坡东段沙四段原油特征及其地质意义

东营凹陷南坡东段丁家屋子与八面河构造带之间的鞍部,新发现了王146区块沙四段油气藏.该油气藏埋深为1 462.9～1 748.5 m,但原油物性表现为高密度、高粘度和低凝固点的特征,为典型的深层稠油油藏,对其油气运移及聚集规律仍不清楚,缺乏对深层稠油油气藏形成机理的研究.基于单井原油物性资料及其标志性化合物特征分析,明确了研究区油气主要来自于沙四段烃源岩,油气自生油洼陷向外运移过程中即开始发生降解作用;依据原油降解程度的差异,进一步明确研究区存在2条油气优势运移路径,一条主要沿丁家屋子构造带走向运移,另一条主要沿八面河构造带走向运移.其中油气沿丁家屋子构造带走向运移过程中的降解作用最为强烈,从而导致王146区块深层稠油油气藏的形成,因此沿着油气优势运移路径区域仍具有广阔的勘探前景.     

东营凹陷下第三系地层异常高压体系及其石油地质意义

地层流体压力异常是含油气盆地存在的一个普遍现象。选用丰富的声波测井资料,根据等效深度法首次计算了东营凹陷下第三系地层异常压力和剩余压力值,分析了异常高压体系的发育特征及其对油气的控制作用。研究表明：高压体系的发育与欠压实、蒙脱石向伊利石转化以及油气的生成有关。异常高压是油气运移、聚集的主要动力,异常高压体系产生的流体压裂、幕式排烃作用对油气的运移聚集十分有利。油气主要分布在高压体系中的相对低压区。东营凹陷中央隆起带的塑性拱张构造是异常高压体系的泄压区,也是油气聚集的最有利区,其较深层位（Ｅｓ３中下─Ｅｓ４上）是今后油气勘探的有利目标。     

东营凹陷沙河街组地层水化学特征及其石油地质意义

对东营凹陷沙河街组地层水化学研究结果表明:沙河街组地层水为矿化度较高,阴、阳离子分别以Cl-和Na++K+为主的氯化钙型水,rNa/rCl平均值在0.92～1.12之间,rSO4×100/rCl平均值在3.68～5.73之间,rCl-Na/rMg平均值在-0.52～5.37之间;剖面上,沙河街组地层水化学成分和离子比值随深度表现为阶梯式增加型、增加-减小交替型和变化混乱型3种变化类型.平面上,沙河街组矿化度由凹陷边缘向中心递增,并且沙三段-沙一段矿化度高值区主要分布在中央断裂带附近;沙河街组现今地层水总体处于封闭的流体动力环境,但同一地层不同构造单元的地层水的流体动力环境相差较大,油气的聚集和保存条件也相差较大;在地质历史时期流体曾沿中央断裂带由深层向浅层运移,且中央断裂带受大气淋滤水影响较弱,有利于后期油气的聚集和保存.     

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。     

东营凹陷深部储层流度属性提取及应用

东营凹陷深部储层埋深大、储层薄,为干燥环境下沉积的红层,采用常规储层描述与预测方法难以取得好的效果。在流度属性表征方法计算公式详细推导和流度属性本质含义解剖的基础上,根据研究区岩石物理参数和流体置换的特征,建立了含油层和干层的理论模型,发现将储层主频作为优势频率提取的流度属性,具有很好的有利储层识别度,含油砂体的流度属性能量团比干层及其它地层的能量要强。对东营凹陷深部实际三维工区数据进行目标处理,过井剖面的有利储层得到很好展示;沿层流度属性切片,其储层厚度、储层流体类型及其分布范围与井点图吻合度很高,进一步验证了方法的有效性。研究成果拓展了流度属性的应用范围(以往仅局限于低频),也为深部储层预测开辟了一条新的途径,具有重要的理论意义和较好的推广价值。     

利用东营凹陷典型剖面分析地层压力演化与油气成藏关系

运用盆地模拟方法对东营凹陷新生界地层异常压力演化特征进行分析,并结合油气成藏期次分 析对异常压力演化与油气藏分布进行了研究。模拟结果显示：东营凹陷古近系沙四上亚段（Es₄^上）和沙三 下亚段（Es₃^下）烃源岩地层中普遍发育异常压力,并以超压为主;异常压力演化具有波动性,总体上经历了 早期形成、中期下降调整、晚期再次增大3 个阶段,分别对应沙河街组-东营组沉积期、沉积间断构造抬 升期和馆陶组-第四纪沉积期。通过超压演化与油气成藏期次分析发现,现今处于超压环境中的油藏,在 成藏过程中未必处于超压环境。早期形成的异常压力为Es₄^上和Es₃^下部分烃源岩中油气向邻近的圈闭运 移聚集提供了充足的成藏动力,并有利于油气藏的保存。     

查干凹陷现今地温场研究及其油气地质意义

查干凹陷是银-额盆地最具油气勘探潜力的凹陷,文中应用9口井的测温资料,计算了查干凹陷的地温梯度、大地热流,分析了查干凹陷地温梯度平面分布特征.研究结果表明:查干凹陷具有稳定区域的中等地温型地温场特征,其平均地温梯度为3.36℃/100m,平均估算大地热流为54.04 mW/m2;凹陷地温梯度的分布呈现毛敦次凸最高,东部次凹次之,西部次凹最低的特征;其分布与基底埋深相关,还与查干凹陷区巨厚沉积盖层和凹陷四周凸起之间产生的“热折射”效应作用有关.另外,查干凹陷烃源岩的成熟度受古地温影响.研究成果为查干凹陷及银-额盆地其他凹陷的烃源岩生烃评价提供了地温资料.     

东营凹陷地层流体特征与油气成藏

根据地层水地球化学特征及分布特点,建立东营凹陷古近系沙河街组地层水主要成因类型划分标准,明确了有效烃源岩层排出的沉积-埋藏水与油气运移宏观规律的一致性和其对油气运移的辅助指示作用。综合地层水分布及压力场特征将古近系流体划分为3个流体系统:常压开放流体系统、超压封闭流体系统和过渡带流体系统,分析了不同流体系统内成藏流体特征、成藏动力和流动方式的差异。根据向储集层充注的含烃流体特征和圈闭泄水方式,划分出3种典型含烃流体富集模式。超压封闭流体系统内油富集以高含油饱和度流体充注排挤地层水富集模式为主,容易形成连续型油藏,成藏流体含油饱和度、含烃流体充注压力、圈闭的泄流条件等影响油气的富集程度;常压开放流体系统中的油藏多为低饱和度流体充注-水溢出模式和低饱和度流体充注-水渗出富集模式,充注的含烃流体数量、含烃流体的含油饱和度、圈闭幅度和盖层封油能力等影响油富集程度。     

沾化凹陷西部新生界地层剥蚀量恢复及地质意义

利用地震地层综合法和邻近厚度比值法对沾化凹陷西部新生界沙二段和东一段地层进行剥蚀厚度计算和原型盆地恢复,明确了沙二段和东一段地层的剥蚀特征:陈家庄凸起北坡东一段、沙二段剥蚀地层呈东西向窄条状展布。研究区的剥蚀量恢复揭示了渤南洼陷盆地沉积中心迁移特点:沙三段时期在于右旋走滑应力场作用下,形成了2个沉积中心,沙二段时期演化至东营早期,沉积中心分割性增强,地层厚度加大,至东一期变成一个沉积中心。剥蚀量计算和原型盆地分析揭示了研究区沙二段地层剥蚀面与沙一段生油岩的匹配叠置不仅是整个剥蚀线附近大量钻遇良好的油气显示,也是发育优势圈闭的主要控制因素之一。     

火山岩储层中的烃碱流体作用及其地质意义

徐家围子断陷位于松辽盆地北部,断陷发育期火山活动强烈,早白垩世营城组火山岩分布最为广泛,是松辽盆地北部深层天然气的重要储层类型。兴城地区营城组火山岩气藏储层以酸性火山岩为主,储集空间可分为原生孔隙、次生孔隙和裂隙3种类型。其中次生溶蚀孔隙是本区主要储集类型之一。烃碱流体作用对改善储层的储渗能力具有重要意义,主要体现在次生孔隙带的形成、发育程度上。烃碱流体不仅可以使火山岩体处于开放体系,原有矿物发生交代蚀变、溶蚀,造成岩石内部结构破坏、机械强度减低、孔隙度增加,形成类似海绵体的结构,也可以充填、阻塞孔隙而降低孔渗性质,这取决于烃碱流体在储层中引起物质带入与带出的比例。     

渤海湾盆地冀中坳陷霸县凹陷深层沙四段源岩有机相评价及意义

渤海湾盆地冀中坳陷霸县凹陷沙四段烃源岩为凹陷深层油气的主要来源,对沙四段不同有机相源岩进行定量描述有助于理解深层油气成藏过程.沙四段源岩有机相包括C、D/E和F相,其中C相源岩厚度较薄,总体上小于40 m,沙四段主要以D/E相和F相源岩为主,D/E相源岩厚度介于50～250 m之间.凹陷中钻揭的沙四段源岩镜质体反射率最...     

东营凹陷泥页岩孔隙结构特征及其演化规律

泥页岩物质组成多样且孔隙结构复杂,明确其孔隙结构特征及其演化规律对预测泥页岩油气富集层段具有重要意义。为此,以东营凹陷S井泥页岩为研究对象,采用氮气吸附-压汞联合测孔法,获取泥页岩完整的孔径分布特征及不同类型孔体积等定量参数。结果表明:泥质粉砂岩以大孔为主,粉砂质泥岩和泥岩以介孔和微孔为主。通过分析矿物组分、有机组分与孔隙结构的关系,探讨孔隙结构发育的影响因素,发现泥页岩中黏土矿物含量和类型对介孔和微孔发育影响较大,碳酸盐类矿物对孔隙结构发育的影响受其成因控制;有机质丰度、类型等对孔隙结构的发育影响更显著。分析孔隙结构、矿物组分和有机组分的剖面演化特征,发现在埋藏演化过程中,矿物转化、有机质生烃及埋藏压实作用共同导致孔隙演化的多阶段性。     

东海西湖凹陷古近系砂岩侵入体及其地质意义

在调研国外文献的基础上,通过对中国东海西湖凹陷的区域构造背景及岩心资料进行对比分析,认为在东海西湖凹陷中发育砂岩侵入体。 研究区发育的砂岩侵入体包括大量泥岩碎屑、液化岩脉、泄水构造（碟柱状构造）、液化卷曲变形构造、重荷模与火焰状构造及球-枕状构造。 从沉积学角度对砂岩侵入体的形成机制、岩心特征及其对石油地质的意义等方面进行了简要的讨论。砂岩的侵入能够形成特殊的侵入圈闭,并能极大地提高储层的孔隙度和渗透率,从而改善油气储层的储集物性。 因此,正确认识并深入研究砂岩侵入体对岩性-地层油气藏的勘探开发具有重要意义。     

东营凹陷砂岩透镜体油藏油源新认识及其石油地质意义

东营凹陷沙三段中、下亚段砂岩透镜体油藏油源对比结果表明，油气来自沙三段中、下亚段和沙四段上亚段有效烃源岩，并非完全是“自生自储”油藏。砂岩透镜体油藏油气成藏的主要动力是流体异常高压，而不是毛细管压力和烃浓度差；油气运移通道除砂体和断层外，还有小断层、裂缝和微裂缝组成的隐蔽输导体系；油气成藏有断层-砂体、裂缝-裂缝、裂缝-砂体和砂体4种模式。