东营凹陷烃源岩排油机理

东营凹陷主力烃源岩生成的油气主要以油相形式从烃源岩中排出,水溶相是未熟油-低熟油初次运移的主要形式,在高成熟阶段,气溶相则为主要运移形式.幕式排油是烃源岩系统演化过程中的一种重要排油方式,此时烃类以混合相形式运移.虽然东营凹陷烃源岩系统在一定时间和空间内具有相对滞排特征,但滞排使超压得到积累和"幕式"释放,因而厚层烃源岩仍具有较高的排油效率,其滞排系数(残留烃与生烃量比值)基本小于0.4.     

东营凹陷沙河街组烃源岩结构对排烃成藏的控制作用

东营凹陷主力烃源岩沙四段上亚段及沙三段下亚段具有多种岩性结构形式,为考察不同岩性结构的烃源岩排烃作用及成藏特征,对其地质地球化学特征进行了研究。通过对钻井取心物理特征的观察及不同结构烃源岩地质地球化学特征的比较,认为沙四段上亚段及沙三段下亚段下部主要发育纹层状泥页岩,油气以远距离侧向运移为主;沙三段下亚段上部及沙三段中亚段主要发育块状泥岩,油气以垂向运移为主,存在透镜体充注式排烃、顶部泥岩向下伏砂岩排烃及底部泥岩向上覆砂岩排烃三种方式。东营凹陷不同结构的烃源岩的排烃方武造成了油气分布的差异,沙四型原油分布于凹陷外围,沙三型原油分布于凹陷内围,混合型原油分布于中间地带。     

东营凹陷古近系沙三段异常高压及成藏响应

通过对东营凹陷古近系异常高压分布和砂岩透镜体成藏响应特征分析后认为:岩性油气藏发育的沙三段主要处于下部异常高压体系中;平面上,该高压体系的分布基本上与生油洼陷一致――北部陡坡带压力系数较高,南部缓坡带压力系数相对较低,这与欠压实发育带分布规律具有很好的一致性,也就证实了欠压实和泥岩成熟生烃作用是导致东营凹陷沙三段普遍超压的重要因素;包围在异常高压泥岩中的透镜体处于低势区,在泥岩和砂岩流体压力差异作用下,泥岩破裂,发生幕式排烃作用;砂体在烃类充注之后,也形成与烃源岩平面分布规律相似的较高的流体压力。     

用超压释放法确定烃源岩排烃期次——以古龙凹陷青山口组为例

为了研究松辽盆地古龙凹陷青山口组超压烃源岩排烃期次,在超压烃源岩排烃机制分析的基础上,利用声波时差建立的超压释放期次的研究方法,得到青山口组超压曾发生过3次释放,它们分别是嫩一段沉积末期,嫩四段沉积中后期和明水组沉积末期,目前正处于第4次演化过程中。经超压释放期与烃源岩生烃门限期的比较,认为古龙凹陷青山口组超压烃源岩的主要排烃期是明水组沉积末期,与大庆油田萨尔图、葡萄花、高台子等油气藏的圈闭形成期是同期的,这是大庆油田形成的重要条件之一。     

济阳坳陷古近系烃源岩结构及排烃的非均一性

济阳坳陷古近系湖相纹层状泥页岩中的有机碳分布非均一性强烈,烃源岩结构有大段纯泥岩式、砂岩嵌入式、指状式、泥岩嵌入式、泥包砂式、砂包泥式和砂泥交互式等,其压实状态、压力分布状态及排烃特征互不相同。烃源岩压实不均衡导致排烃的非均一性,厚层烃源岩中的滞排现象和超压体系的幕式排烃特征是非均一性的两种极端体现。烃源岩排烃的非均一性为分阶段进行排烃模拟提供了新思路。图3表1参22     

断陷盆地烃源岩压实排烃的非均一性分析--以东营凹陷为例

东营凹陷古近系烃源岩压实排烃有着较强的非均一性,有机质的非均质性分布为其提供了物质基础,压实的非均一性为其创造了动力条件。排烃的非均一性在形式上具微观和宏观两个层次结构,其微观上表现为不同岩性组合的烃源岩以及单层烃源岩内部排烃的明显不同,宏观上表现为不同地区不同层段烃源岩的压实程度以及排烃特征的显著差异。厚层烃源岩内部"滞排"现象及超压体系中间歇性的"幕式排烃"是烃源岩排烃非均一性向两极发展的极端状态。在进行盆地模拟、资源评价时,应充分考虑排烃的非均一性。     

湖相烃源岩排烃差异性模拟研究——以东营凹陷古近系沙三段为例

从岩石结构和有机质特征来说,烃源岩均具有很强的非均质性,以东营凹陷沙三段的块状泥岩、纹层泥岩和油页岩为例,采用烃源岩全岩(未粉碎)进行模拟实验,结合地质剖面,分析了该区烃源岩的排烃机理及其差异性.结果表明,生烃作用是烃源岩排烃的根本原因,早期是富集液态油的主要阶段,当液态油富集达到一定程度时开始排烃;主要的排烃期出现在液态油生成高峰及其之后,当液态油中的总烃(尤其是轻质烃类)大量生成时,排烃效率明显增大.各种原因形成的微层理和微裂缝是油气运移的优势通道.3类烃源岩的排烃效率明显不同,这与烃源岩的结构及演化阶段有关.     

渤海海域优质烃源岩及其分布预测

采用地质统计和地化分析相结合的手段,初步建立了评价和预测优质烃源岩的方法体系,对渤海海域古近系优质烃源岩的发育分布进行了预测.结果表明,纵向上沙河街组优质烃源岩厚度大、品质好,占暗色泥岩比例较大,东营组尽管暗色泥岩厚度较大,其中能达到优质的部分却很少.平面上,渤中凹陷优质烃源岩厚度最大,分布面积最广,其次是辽东湾地区以及岐口凹陷和黄河口凹陷.沙河街组四段+孔店组烃源岩主要发育辽东湾地区、莱州湾凹陷和岐口凹陷.总体而言,沙河街组为渤海海域的主力烃源岩,且以沙河街组三段最为重要.     

考虑烃源岩非均质性的排烃模型

烃源岩组构参数中的源岩厚度对排烃效率的影响较大,利用烃源岩连续厚度和最大有效排烃厚度的相对关系可将源岩分为完全排烃和不完全排烃两种类型。异常压力的发育程度和空间分布特征决定了幕式排烃的空间分布。结合异常压力与烃源岩组构的分布情况将有效烃源岩排烃地质模型划分为:完全排烃模型、不完全排烃模型和幕式排烃模型。将烃源岩非均质性的概念引入到生、排烃数值模拟过程中,利用韵律层的概念,推导出这3种排烃地质模型的数学模型。经牛38井一段烃源岩的计算检验,结果表明新模型提高了计算精度。     

渤海湾盆地南堡富油气凹陷烃源岩的形成及其特征

渤海湾盆地南堡凹陷近年来油气勘探取得重大发现,已成为该盆地油气富集程度最高的富油气凹陷之一。研究发现：下第三系沙河街组特别是沙三4亚段发育高丰度的优质烃源岩,TOC高达5%以上,由于其形成于南堡凹陷主裂陷幕,此时湖盆水体最深,湖盆范围最广,发育大面积深湖相灰色、灰黑色泥岩、钙质泥岩、油页岩,且厚度大,平面上分布稳定,具有巨大的生烃潜力;沙三3亚段的暗色泥岩,生烃潜力较大。指出沙三段烃源岩是南堡凹陷最重要的烃源岩,其生烃量占南堡凹陷70%以上。沙一段烃源岩虽然没有东营组烃源岩厚度大,但是演化程度比东营组烃源岩高,二者生烃量比较接近,分别占南堡凹陷生油量的15%左右。     

欠压实区内岩性油藏幕式成藏机制分析

在欠压实区的某些特定范围内，岩性油藏的形成过程具有典型的幕式特征，有效烃源岩的幕式排烃和烃源岩区内砂岩体的幕式聚烃是两个相对独立但又彼此联系的过程。幕式排烃的通道主要是烃源岩自身发育的微裂缝和由于构造运动而产生的、沟通有效烃源岩与砂体之间联系的断层。微裂缝排烃和断层排烃具有两种不同的动力学特征和排烃机制。只有排烃过程与聚烃过程协调一致，才能完成欠压实区内岩性油藏的幕式成藏过程。     

排烃机理及厚度探讨

为研究排烃,苏北盆地建立了4条地球化学剖面。根据剖面源岩在排出路线上未反映出烃浓度的梯度变化,以及各处源岩仍保持原有地球化学特征等说明微孔道排烃的假说不成立。研究表明,层段之间存在异常压力释放及排烃的不均衡,这种不均衡与层段之间的生烃能力差异有密切关系。根据泥岩中观察到的大量微裂隙和层段间的排烃差异,提出烃类排出是一个从压力积聚到压力释放的幕式涌流过程,通过生烃达到地层增压、形成层面破裂和纵向微裂隙,然后排出。微裂隙排烃具有"优势生烃者先排烃、段与段之间差异为主、无厚度限制"三大特点。     

一种生、排烃量计算方法探讨与应用

烃源岩的生烃量等于其残烃量与排出烃量之和。利用氯仿沥青“A”／总有机碳参数随深度的变化关系,可求出烃源岩的残烃率。在烃源岩演化过程中,（S1＋S2）／总有机碳（生烃源力指数）减小的唯一原因是有烃类从烃源岩中排出。无论生烃机制如何,烃源岩的现今烃潜力指数与油气排出以前的原始生烃潜力指数之间的差值始终代表当前每克有机磷的排烃量（排烃率）,据此可计算生成未熟－低熟油的烃源岩的排烃量。将排烃率与对应的残烃率增加,可求出烃源岩的油气发生率,结合烃源岩的厚度、面积、密度及有机磷丰度等资料,可计算生烃量。在东营凹陷八面河油田应用此方法发现,该区下第三系沙三段,沙四段的泥岩与油页岩的生、排烃演化模式不同,泥岩的生烃量巨大,但排烃效率很低。     

东营凹陷泥岩裂缝的特征成因与油气富集

泥岩裂缝油气藏在中外含油气盆地中均有发现,并且泥岩裂缝作为一种隐蔽输导体系,越来越受到广大学者的重视。从东营凹陷裂缝的特征成因出发,按照裂缝与岩层层面的空间关系,分为垂向裂缝、斜向裂缝和水平裂缝,东营凹陷泥岩裂缝主要是与岩浆活动有关的裂缝和垂向差异载荷裂缝。与岩浆活动有关的裂缝主要分布在东营凹陷南部缓坡的上倾方向和西部隆起区,同时垂向差异载荷对东营凹陷第三纪以来的裂缝活动有重要影响,裂缝的发育为油气在烃源岩中运移和聚集提供了有利的运移通道和储集空间。在裂缝中,油气运移阻力较低,在压差或浮力驱动下向上或上倾方向运移,即东营凹陷泥岩裂缝油气藏主要分布在构造高点、鼻状构造轴部附近或断裂带附近。     

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     

芳烃地质色层效应的模拟实验

为考察芳烃系列地质色层效应,利用未混油或混油源岩样品在低温、加压条件下对块状暗色泥岩及灰质泥岩样品进行排烃模拟实验,实验样品来源于渤海湾盆地东营凹陷坨73井沙三下段3160m处泥岩及梁斜61井沙四上段2432m处灰质泥岩,两块样品有机碳含量分别为3.08%和4.0%,成熟度指标R_o分别为0.42%和0.45%。实验结果显示,芳烃系列地质色层效应强弱与芳烃化合物分子量大小呈正相关关系,分子量越大,运移能力越弱,地质色层效应越不明显;排烃过程造成萘等低分子量系列离子流含量整体升高,而三芳甾烷等高分子量系列离子流含量整体下降;在系列内部,重排后的1,3,6-TMN(三甲基萘)较1,2,5-TMN容易运移,甲基取代菲比其对应的无取代基的母体菲难以运移,氧芴、硫芴及联苯系列内部各化合物相对含量变化较大,该系列化合物有关比值具有作为油气运移指标的潜力。