东营凹陷烃源岩超压体系特征及勘探意义

东营凹陷下第三系烃源岩中普遍发育异常高压,根据对超压体系的地球化学行为分析后认为压实不均衡是形成沙三中异常高压的主要原因,生烃作用是形成沙四上超压的主要机制,而沙三下同时具备压实不均衡及生烃作用的双向增压效应断裂沟通的砂岩体及构造背斜等是有利的勘探目标,超压泥岩体周围的透镜状砂体是隐蔽油气藏的潜在目标     

东营凹陷古近系砂岩次生孔隙成因与纵向分布规律

东营凹陷古近系砂岩储集层的次生孔隙主要为不同期次的碳酸盐胶结物溶蚀成因,其次为长石溶蚀产生的次生孔隙,黏土矿物脱水促使这些溶蚀作用发生。早期方解石溶蚀作用为有机质成熟产生的有机酸所致,产生的次生孔隙分布深度较浅;晚期的含铁方解石和含铁白云石溶蚀作用与有机酸脱羧和有机质裂解产生的CO2有关,产生的次生孔隙主要分布于2500m以下深度。图3表1参22     

渤中凹陷古近系优质烃源岩特征及分布

综合应用钻井、地震等地质资料,以大量烃源岩样品地球化学分析为基础,从有机质丰度、类型、成熟度、沉积环境、母质来源以及生物标志物等方面对渤中凹陷古近系烃源岩地球化学特征进行了研究,指出了渤中凹陷优质烃源岩的发育层段,阐明了优质烃源岩的形成条件和分布规律,并在此基础上剖析优质烃源岩与油气成藏的关系,进一步揭示了渤中凹陷的勘探潜力。研究结果表明,渤中凹陷沙三段、沙二段—沙一段以及东营组3套烃源岩中都存在有机质丰度高、类型好、生排烃潜力大的优质烃源岩。其中,沙三段烃源岩有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主,有机质丰度最高且已经进入生烃门限,优质烃源岩最为发育。从母质来源和沉积环境方面分析了3套烃源岩的形成条件,发现生物产率高、母源类型好、保存条件良好是优质烃源岩形成的主要原因。总结了优质烃源岩的时空展布特征,优质烃源岩的形成受控于沉积环境和沉积中心,主要发育于半深湖—深湖相带,由沉积中心向外逐渐变薄;优质烃源岩的空间分布控制了渤中凹陷油气分布,凹陷近源斜坡带是进一步油气勘探的有利地区。     

利津洼陷古近系烃源岩异常高压计算方法与分布特征

东营凹陷利津洼陷古近系沙四段上亚段、沙三段下亚段和沙三段中亚段烃源岩中广泛发育异常高压.对其异常高压的成因进行分析,利用综合解释法建立了研究区80口已钻井的地层孔隙压力系数剖面;明确了沙四段上亚段、沙三段下亚段和沙三段中亚段的地层孔隙压力系数等值线分布,分析了利津洼陷烃源岩地层异常高压的分布特征.研究结果表明,综合解释法在计算由欠压实和生烃膨胀等多种成因共同作用形成的利津洼陷古近系烃源岩异常高压时的精度较高;研究区古近系烃源岩异常高压分布与洼陷形态一致,呈东北—西南向展布,在洼陷深陷区以高压和超高压为主,至洼陷边缘构造高部位逐渐呈辐射状降低至正常压力;洼陷中心的异常高压是烃源岩向洼陷边缘排烃的主要动力.     

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.     

渤海湾盆地东营凹陷烃源岩生烃动力学研究

大量研究已经证明,将干酪根生烃热模拟实验结果直接应用于含油气盆地烃源岩评价存在很大风险性。生烃动力学方法可将实验生烃数据外推地质过程,因而具有较高的应用价值。本研究采用金管 高压釜封闭体系对渤海湾盆地东营凹陷1块Es⁴⁽²⁾褐色页岩进行了生烃动力学研究,对热模拟产物4种组成C₁、C_1-5、C_6-12及C₁₃⁺生成动力学参数,采用Kinetics动力学软件进行计算,并模拟了具体地质条件下的成烃规律。将本研究结果与早期研究结果以及实际地质资料进行了对比,结果表明,烃源岩生烃动力学模型可较好吻合地质条件下生烃过程,在油气勘探中具有广泛应用前景。     

东营凹陷古近系砂岩储集层特征对比

东营凹陷可分为北部陡坡带、中央隆起带和南部缓坡带，由于地质背景有差异，古近系砂岩储集层在不同地区的特征不同：北部陡坡带以近岸水下扇砂砾岩沉积为主，进入晚成岩期的时间早，深度浅，次生孔隙发育中等，主要分布在1650-2450m深度，3200-3500m深度存在第二次生孔隙带，碳酸盐溶蚀和胶结作用在垂向具有分带性；中央隆起带以浊积扇砂岩为主，但由于断裂发育，酸性水活跃，进入晚成岩期的时间也较早，次生孔隙最发育，又分布范围大，1800-3500m深度均发育次生孔隙，碳酸盐胶结弱，储集层物性最好；南部缓坡带以滨浅湖和三角洲沉积为主，进入晚成岩期的时间晚，次生孔隙发育少，北部和中部物性相对差。图4表1参31     

东营凹陷深层膏盐岩分布及其对烃源岩热演化的影响

以东营凹陷深层膏盐岩层附近烃源岩为主要研究对象,运用烃源岩层的R.值、Tmax值及伊利石结晶度等热演化指标,对膏盐岩层对于烃源岩层热演化的影响进行了综合分析,且和相似条件下的无膏盐岩层进行了对比.结果表明:膏盐岩层发育区对于烃源岩的热演化影响较大;由于膏盐岩特殊的热性质,膏盐岩层下部地热向上传递,地温梯度降低,烃源岩热...     

渤海湾盆地青东凹陷古近系烃源岩生烃潜力分析

通过分析已有样品的有机碳含量、生烃潜量、氢指数、最大热解温度及镜质体反射率Ro等参数,对青东凹陷古近系烃源岩有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度进行研究。该区沙三段、沙四段为好-非常好的烃源岩,东营组、沙一段、沙二段烃源岩类型以腐殖型(Ⅲ型)和混合型(Ⅱ型)为主,而沙三段、沙四段烃源岩类型主要为腐泥型(Ⅰ型)和混合型(Ⅱ1型)。沙三段、沙四段烃源岩,已进入低熟-成熟期,具有较强的生烃能力。     

东营凹陷沙三段烃源岩生烃模式研究

为了进一步明确分散有机质(一般烃源岩)与有机质富集层(优质烃源岩)生烃过程的差异,采用东营凹陷沙三段中、下亚段烃源岩岩心进行生排烃模拟实验。结合地质剖面分析,认为沙三段中、下亚段烃源岩的生烃特征有明显的不同。沙三段中亚段主要生烃阶段为Ro大于0.5%;沙三段下亚段在Ro为0.4%-0.5%时可生成少量低熟油,当Ro大于0.5%时进入成熟阶段,具有较高的油气产率。沙三段下亚段烃源岩比中亚段明显具有更高的生烃潜力,且生烃区间较大。这取决于其特定的沉积环境所形成的烃源岩在有机质类型、富集程度等方面的差异。     

东营凹陷油源特征分析

东营凹陷油气丰富，发育了古近系沙河街组三段、四段两套有效烃源岩。根据烃源岩及原油的地球化学特征分析，探讨凹陷内各油田的石油来源。将东营凹陷已发现石油划分为沙三型、沙四型及混合型，认为：南斜坡地区原油主要来源于沙四段烃源岩，凹陷中部及北部油田的原油主要源于沙三段或为沙三段、沙四段的混源油；凹陷周边油田的原油大多数来源于沙四上亚段烃源岩，大致呈环状分布于凹陷边部；凹陷中部油田的原油以沙三型为主。各供油洼陷生成的油气就近运移聚集，油气环绕生油洼陷呈环带状分布。图4表1参8     

东营凹陷太古界岩浆岩储层特征研究

该文根据大量的岩心岩石薄片、铸体薄片、压汞等资料,对东营凹陷太古界岩浆岩储层的岩石类型、储集空间类型、物性特征等进行了研究。结果表明：太古界岩浆岩储层主要以脆性的花岗岩类、闪长岩类和脉岩类为主要储集岩;储集空间以裂缝为主,其次为溶孔和溶洞,孔隙度和渗透率均较低,总体属于低孔、低渗的孔隙-裂缝型储层;岩浆岩储层的储集空间...     

东营凹陷古近系碎屑岩成因类型及特征

东营凹陷在古近纪湖盆演化各阶段发育了不同成因类型的碎屑岩储集体，其沉积相主要是冲积扇、河流、近岸水下扇、扇三角洲、深水浊积扇、三角洲、三角洲前缘滑塌浊积扇以及滨浅湖滩坝，岩石类型主要是砾岩、含砾砂岩、中粗砂岩及粉砂岩。不同成因类型的碎屑岩储集体成分成熟度和结构成熟度差异较大，三角洲河口坝及滨浅湖滩坝砂体成分成熟度和结构成熟度最高。不同成因类型储集体的物性特征不同，河流相、(扇)三角洲前线水下分流河道及河口坝砂体储集物性最好，其次为(扇)三角洲前线席状砂及滨浅湖滩坝砂体，近岸水下扇和浊积扇砂体物性相对较差。图4表4参9     

渤海湾盆地东营凹陷烃源岩碳氧同位素组成及地质意义

对渤海湾盆地东营凹陷沙河街组烃源岩层段开展了系统取样和碳酸盐碳氧同位素分析,并结合文献中的数据资料,在层位精细划分基础上,系统总结了碳氧同位素组成特征及纵向的差异,并探索分析了古湖泊环境的演变过程。沙四段下亚段δ¹³C和δ¹⁸O呈现较好的正相关,指示了断陷初始期盆地封闭性水文地质条件,但其碳氧同位素又整体相对较轻,并且具有从下部向上部逐渐变重的特征,表明盐湖水体不稳定并受到不同程度的淡水影响作用。沙四段上亚段δ¹³C和δ¹⁸O整体呈现较好的正相关且明显加重,指示了断陷加速期咸化湖泊水体环境较为稳定和封闭的特征。沙三段下亚段不同岩性碳酸盐碳氧同位素存在一定差异,其中较好反映烃源岩原始碳氧同位素组成特征的非钙片页岩,其δ¹³C和δ¹⁸O值分布非常集中,指示断陷鼎盛期非常稳定、封闭的半咸化湖泊环境。沙三段中亚段与沙三段下亚段非钙片泥岩数据较为接近,从一定程度上继承了沙三下亚段沉积期湖泊水体的碳氧同位素特征。     

渤海湾盆地东营凹陷古近系泥页岩孔隙特征及孔隙度演化规律

基于现代实验手段,对渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩孔隙进行观察分析,研究其孔径分布和孔隙度与埋深的变化关系。指出黏土矿物晶间孔、方解石晶间孔、砂质粒间孔、黄铁矿晶间孔和有机孔隙等是东营凹陷古近系泥页岩的主要孔隙类型;泥页岩中纳米级孔隙非常发育,25 nm以下孔隙占孔隙总体积的49.7%~86.3%;并阐明了孔隙度随深度的变化规律。通过对东营凹陷古近系孔隙度演化特征和影响因素的系统研究,建立了泥页岩孔隙演化模式,把东营凹陷古近系泥页岩孔隙演化划分为基本面貌形成阶段、调整改造阶段和结构滞变阶段,深入剖析了各阶段孔隙度演化规律和主控因素,认为第二和第三阶段对页岩油气储集性能的影响最大;指出具有较大的厚度、较高的有机质丰度、黄铁矿较为发育、热硫酸盐还原作用较强是泥页岩储集空间发育的有利条件。     

东营凹陷古近系砂岩储集层物性控制因素评价

东营凹陷古近系砂岩储集层物性主要受压实、碳酸盐胶结和溶蚀作用、沉积条件控制。根据铸体薄片和阴极发光薄片、扫描电镜、物性、碳酸盐含量等数据，分析了该区储集层物性的控制因素，对各因素的影响大小和程度进行较为定量的评价。结论是：压实作用对孔隙度的影响主要表现在埋藏早期或碳酸盐胶结程度低的阶段，埋深每增加1000m孔隙度降低约6．8％；胶结作用对储集层性质影响较大，碳酸盐含量小于15％时砂岩孔隙度一般大于20％，碳酸盐含量超过15％后，埋深每增加1000m碳酸盐胶结减孔约3％；溶蚀作用对储集层性质改善很大，产生的次生孔隙最大可达20％。溶蚀作用在宏观上受区域构造背景控制，断层较发育的地区溶蚀作用较强，粒度中一细、分选好、杂基少的中、细粒砂岩溶蚀作用最强；沉积条件对物性的影响主要表现在对原生孔隙的发育程度和溶蚀、胶结等成岩作用的控制方面。图4表3参27