��姰��������Ȼ���ɲ�����——��ѹ�����ṹ������

东濮凹陷是渤海湾盆地中既富油又富气的主要凹陷之一，凹陷内深层超压现象十分突出。为了深入认识凹陷超压与深层气分布的内在关系，弄清深层油气的成藏特点，以便进一步指导勘探，以钻井、岩心、分析化验资料为基础，通过实验模拟，并以成藏动力学的相关理论为指导，建立了东濮凹陷超压封存箱的结构，进而深入研究了超压与深层气成藏的关系。提出了凹陷内超压封存箱控制下的3种天然气成藏模式，认为储集条件、盖层条件和超压环境是深层气聚集和分布的重要控制因素，超压过渡带或过渡带中的局部高压异常区是深层气的有利分布区。根据具体的成藏模式和成藏控制因素，提出了凹陷内深层气的有利勘探方向，其中部分认识已被新近的钻探井所证实。     

东濮凹陷成藏动力学系统划分及其意义

根据高精度层序地层高频沉积旋回、泥岩欠压实、有机地球化学特征.结合封闭条件和盐湖盆地地层发育盖异性特征,东濮凹陷古近系—第四系地层自上而下可划分为5个成藏动力学系统,即顶部它源常压开放成藏动力学系统、上部混源常压开放成藏动力学系统、中部混合源弱超压半封闭成藏动力学系统、下部自源超压半封闭成藏动力学系统、底部自源超压封闭成藏动力学系统,其中、下部成藏动力学系统是东濮凹陷最重要的油气系统。这种成藏动力学系统划分对深化东濮凹陷油气勘探、寻找隐蔽性油气藏具有重要意义。     

东濮凹陷下第三系泥岩异常超压带微裂隙研究

主要论述了泥岩异常超压带内微裂隙的几种确定方法、分布及成藏机制的研究。表明东濮凹陷异常超压带微裂隙排烃带垂向分布在3300～4400m之间,横向上区域性分布。同时,在微裂隙带内,泥岩孔隙度、伊蒙混层矿物含量、氯仿沥青“A”／TOC和20S／(20S 20R)C29等值出现较明显的低值,说明该带出现油气运移。提出了泥岩混相涌流成藏模式。     

东濮凹陷次生孔隙成因探讨

东濮凹陷深层勘探预示着在深层发育异常高孔隙储层。利用实际资料,发现异常高压纵、横向分布特点,从宏观和微观2个方面对其成因和对储层的作用进行分析。结果显示：超压异常的形成与不均衡压实、孔隙流体增加、孔隙体积减小有关。超压异常控制成岩作用环境及孔隙的纵向演化,主要表现在高次生孔隙的发育和孔隙的分带性。次生孔隙的发育主要受微裂缝形成、生烃酸性环境溶蚀作用、原生孔隙的保存作用、热液循环溶蚀作用和热液交代作用的影响。在异常超压控制下,东濮凹陷深层形成了以次生孔隙发育带为主、次生孔隙递减带和致密带为辅的次生孔隙分布格局。次生孔隙带的广泛发育,对于扩大东濮凹陷深层勘探领域有重要意义。     

渤海湾盆地东濮凹陷天然气成藏条件与富集规律

渤海湾盆地东濮凹陷具有下第三系和上古生界2套烃源岩,生烃中心控制着气藏分布,构造特征控制着天然气的聚集,盐岩、厚层泥岩盖层有利于天然气藏的保存,生、储、盖组合关系决定了天然气纵向上的分段性。深层高异常压力和次生孔隙发育带是天然气富集高产的重要条件。东濮凹陷天然气分为上古生界煤成气和下第三系凝析气2种成藏模式,具有晚期成藏和幕式成藏的特点。东濮凹陷目前天然气剩余资源量较大,是中国东部重要的天然气勘探开发阵地,下一步应以下第三系凝析气藏和上古生界煤成气藏作为勘探的重点。      

东濮凹陷下第三系成藏动力学系统分析

为加强对油气勘探工作的指导，运用成藏动力学系统的理论和方法对东濮凹陷的油气成藏规律进行了研究，分析了形成东濮凹陷成藏动力学系统的构造沉积背景，将东濮凹陷划分为2个大的构造沉积旋回和5个演化阶段，在构造沉积研究的基础上，通过地层压力系统的研究结合油源及成藏动力学系统的封闭程度，将东濮凹陷下第三系划分为3个一级成藏动力学系统，下部自源－它源超高压半封闭系统，中部自源－它源高压半封闭系统，上部它源正常压力半封系统，并认为一级系统内部可以进一步划分出若干个次级子系统，分析了东濮凹陷成藏动力学系统的联络体系，认为东濮凹陷成藏动力学系统的联络体系主要是断层，不整合和岩性岩相变化带，指出了东濮凹陷成藏动力学系统的3种成藏模式及特征。     

东濮凹陷浅层气成藏规律分析

研究东濮凹陷浅层气的成藏条件，发育及分布规律，为这一新领域的勘探提供参考依据。方法：对濮凹陷中央隆起带北部濮城构造浅层开展沉积，构造及成藏条件等地质综合研究。结果：认为明化镇组具备形成浅层岩性气藏的成藏条件，为下第三系气源沿断层垂向运移并在浅层岩性圈闭中聚集的成藏模式。     

东濮凹陷中央隆起带南部油气成藏模式

东濮凹陷中央隆起带南部地区油气分布零星。油气成藏受主干断裂、烃源岩类型、生烃期次等因素控制。主要发育3种成藏模式：深层地垒带以石炭～二叠系为烃源岩，聚集早期(早第三纪)煤系生成的气形成古生新储煤成气藏；复杂断阶带发育反向正断、屋脊状圈闭，形成多期反向断阶油藏，具有反向断块成藏、高点富集的“一把刷子”的成藏特点；近洼斜坡带构造简单，临近油气源，但埋藏深度大，储层物性差，聚集晚期(晚第三纪)葛岗集洼陷生成的气形成斜坡带深层湿气藏。     

东濮凹陷构造特征及古生界有利勘探区带评价

利用地震、钻井等资料,对东濮凹陷进行构造解析,并结合煤系源岩高热演化区的生气强度进行了研究区古生界有利勘探区带预测。研究结果表明：①东濮凹陷具有印支—燕山期挤压分区、古近纪拉张成带、沙四—沙三段沉积期断陷控洼、沙二段沉积期走滑成块的演化特征,从而导致古近系具有多断、多凸、多洼的结构特征。②东濮凹陷在多期构造应力叠合作用下形成“棋盘式”含油气系统,各含油气系统内油气普遍具有“上油下气、早油晚气、连续成藏”的特征,总体上发育4类油气藏,建立了弱改造型盆地“近源聚集、连续成藏、断超控富”的油气富集模式。③东濮凹陷中区构造改造弱,油气富集,南北向挤压断层控制着古生界残余地层的分布,是深层煤层气原生油气藏有利区带;在高热演化区以烃源岩为中心,利用多成藏要素叠合可优选出卫城—文留构造带为有利勘探区。     

东濮凹陷深层气盖层封闭性及有效性研究

在油气源充足的条件下,盖层的分布与封闭性能控制着油气的运移、聚集与保存,良好的盖层可以阻滞油气渗流运移并降低天然气的扩散散失,使其在盖层下聚集成藏。与油藏相比,天然气藏对盖层条件要求更高。文章从宏观、微观及时空配置关系等方面对东濮凹陷深层气盖层的特征、封盖能力及有效性进行了分析,认为东濮凹陷深层气盖层主要是沙三段的暗色泥岩及盐岩,盖层品质好、分布广、厚度大;盖层物性封闭能力以好为主,部分为中等;沙三段地层普遍存在的异常压力,对其下伏气藏构成超压封闭;深部盖层本身也是烃源岩,其中的天然气浓度高于下伏储层中的天然气浓度,烃浓度封闭作用明显;盖层初步具有封闭能力对应的封气门限时间大大早于生烃期;盖层的有效性显著。     

盆地深部形成油气藏的有利因素

本文主要阐述了形成深部油气藏的三个因素:即Ⅰ型干酪根在高成熟阶段具有一定的生烃潜力;碳酸盐岩生油岩的成熟作用慢于泥岩生油岩,晶包有机质转化及释放烃类是在高成熟阶段,碳酸盐岩生油岩生油下限的R。值在1.5％以下,液态窗的深度比泥岩大500～1000m;较高的压力是形成深部油藏的另一个重要因素。生油岩的高压生烃模拟实验揭示了高压可以使生油期滞后及提高产油率。地温梯度较低的塔里木、准噶尔盆地腹部,由于压力较高,生油的下限可达7000m。在快速沉降的新生代盆地,由于泥岩快速生油而又难以排放,形成局部异常高压带。异常高压区生油的深度可以向下延伸1000多米,封隔层之下的高压区是深部形成大规模油气藏的广阔场所。     

东濮凹陷深层异常温压条件下的油气生成特征

运用石油与天然气生成理论,讨论了东濮凹陷深层异常温压条件下烃源岩热演化的异常现象。研究表明,与正常压力油气热演化规律相比,异常高压作用下,烃源岩热演化程度明显偏低,有机质热演化程度与其受热史不匹配,有机质的热演化明显受到抑制。只有地层压力达到一定门限值时,才会明显发生这种现象。在东濮凹陷,当压力系数大于1.5时,有机质的热演化出现明显异常。对深层异常温压条件下烃源岩的生烃潜力研究表明,深层烃源岩仍然具有较高的生烃潜力。同时对该区深层含烃流体相态、储集性及深部盖层封闭性能等问题进行的分析表明,东濮凹陷深层异常温压条件下油气勘探具有良好前景     

准噶尔盆地腹部超压控制烃、储演化与油气充注过程

准噶尔盆地中生界地层普遍发育异常高压,且与油气分布关系复杂.为了明确异常高压形成演化过程与烃源岩成烃演化、储层成岩演化的关系及其在成藏期油气充注过程中的作用,综合利用钻井、测井和录井资料,充分采用地球物理与地球化学测试成果,建立地层压力、生物标志物、储层物性分布之间的相关性,明确异常高压对成烃、储层成岩演化以及油气充注过程的影响.结果表明：在超压作用影响下,烃类演化保持较长的时限,对于盆地腹部有效烃源岩的长期演化具有积极的促进作用;同时,储层砂岩的孔渗条件也直接或间接地受控于异常高压演化,是现今深部储层砂岩保持较好的孔渗条件的重要成因之一;成藏关键期,油气充注过程在超压或强超压驱替作用下,油气的横向和垂向运移具幕式排放特征.     

准噶尔盆地马桥凸起异常高压成因及油气成藏模式

准噶尔盆地马桥凸起下侏罗统三工河组上部流体压力封闭层呈等深（顶部深度为４．４７０～４．４８５ｋｍ）分布，其以上为正常流体压力系统，以下为异常高压流体系统（压力系数可达１．９～２．１）。压力封闭层的形成除与储集层物性因素有关之外，还与地层水运移过程中的矿化热液沉淀作用有关。晚白垩世以来，封闭层与其下伏的三工河组中、下部及八道湾组共同阻挡了深部地层水及油气进一步向上运移，成为马桥凸起区的区域性盖层，使二叠系烃源岩早期（晚三叠世末至侏罗纪）生成的石油与晚期（白垩纪以来）生成的油气相分隔，并阻止下侏罗统煤系烃源岩生成的天然气向中侏罗统运移。据此认为，在马桥凸起区，中侏罗统发现的石油是深部油气藏早期部分破坏而形成的次生油藏；下侏罗统异常高压油气藏为多源油气多期混合成藏，因储集层物性差，大规模成藏的可能性较小；深部石炭系、二叠系和三叠系的圈闭有良好的成藏条件，应有较好的油气勘探前景。图４参３（梁大新摘）     

准噶尔盆地中部第3区块侏罗系、白垩系油气成藏主控因素

准噶尔盆地中部3区块侏罗-白垩系的油气成藏主要受烃源岩、沉积相、古隆起、异常压力、断裂及不整合的控制。多套烃源岩的多期生烃为该区成藏提供了雄厚的物质基础;有利沉积相带内优质储集层的发育为油气提供了储集空间;异常高压与岩性双重封堵阻止了油气的逸散;古隆起发育与演化控制了圈闭的形成和发育;早期形成的断裂沟通了源岩和储集砂体,后期断裂和不整合面的组合可以作为流体运移的“立体、网状输导”通道,使油气成藏得以实现。确定了侏罗-白垩系油气的成藏期次,建立了油气成藏模式。该区块油气成藏特征可概括为“多期生烃,混源充注,断裂不整合高效输导,晚期改造成藏定型”     

造山运动对变质流体及深部有机质演化的控制

对深部岩层应变速率在超临界阈值状态下形成的变质流体中有机质的化学物理反应进行剖析,认为地壳深部的高温高压条件是有机质生油的另一种地质特殊环境。讨论了碰撞造山过程中垂向增生应变、水平挤出应变、极限拉升应变与深部有机质的生、运、聚之间的相关性,认为中国西部新构造运动控制着成盆、成烃、成藏的全过程。深部有机质成烃是中国西部盆地新生代陆相油气藏的重要组成部分。     

盐间泥岩裂缝超压油气藏成藏作用——以东濮凹陷文留构造为例

盐间泥岩裂缝性超压油气藏是一种特殊类型的油气藏，与一般泥岩裂缝性油气藏相比，其成藏作用具有以下特征：白生白储；泥岩裂缝发育于超压层段内；油气主要富集在断裂带附近。东濮凹陷文留地区盐间泥岩裂缝异常高压油气藏丰要发育在以深湖-半深湖相沉积环境为主的Es3^2内，岩性为盐泥互层，砂岩不发育。盐间泥岩为优质烃源岩，成熟度较高，生烃潜力巨大；烃源岩上、下被盐岩所夹持，盖层条件较好；储集层为泥岩裂缝，裂缝的产生主要由断层活动、异常流体压力及盐丘上拱泥岩发生破裂所致，裂缝主要为剪切裂缝和张裂缝。图5表1参14     

深部油气成藏机理概论

随着油气勘探向纵深发展,深层成为油气勘探的重点目标和热门区域深部油气成藏机理在生、储、盖、运、保等方面与浅部有很大差别,深层大多发育超压,超压系统内的烃源岩演化会受到抑制。另一方面,深部流体促进烃源岩成熟;超压可以缓;中压实作用和抑制胶结作用,从而保存和改善储层;深部的储盖能量配置在很大程度上影响成藏;深部流体的排放形式多为幕式排烃的瞬态流体,这意味着油气可以在晚期快速成藏;深部流体具有高热量、强溶解能力、高能量的特点,可以促进原本不可能成熟的烃源岩生烃,强化那些已经成熟的烃源岩,强的溶解能力不断溶解围岩及砂体的胶结物,在储层中产生裂缝和溶洞,从而改善储层通过分析深部油气成藏的各个要素,系统总结了深部油气成藏的生烃、储层、排烃方式、盖层的特点。     

永安镇地区断层特征及其与油气成藏的关系

永安镇地区油藏丰富,断层不仅控制着构造带的形成,而且对油气的运聚成藏也起到非常关键的作用.在对大量地震及岩心资料研究的基础上,对主干断层的发育特征进行了分析;并结合断层活动速率及断层不同部位在不同地质时期封闭性的模糊综合评价,对主干断层不同部位的油气输导能力进行分析,明确研究区断层与油气成藏的关系.结果表明,永3断层东段和永41断层东段的活动时期与生、排烃期相匹配,但封闭性好,不利于油气的侧向输导;永3断层西段、永41断层西段及永67断层的活动持续时间长,与生、排烃期具有良好的匹配关系,且封闭性差,可以为油气的侧向运移提供运移通道,是研究区油气成藏的有利地区.主干断层的组合方式及其输导性和封闭性的差异使研究区油气藏的分布层位由南向北依次变浅,形成了阶梯状的油气成藏模式.