渤中西次洼东营组层序地层特征与沉积体系演化

以经典层序地层学理论为基础,结合高分辨率基准面旋回分析,根据钻井、地震、古生物、电测曲线等资料对渤中西次洼东营组开展了层序地层学研究。东营组可以划分为三个三级层序,即东一层序、东二层序、东三层序,其中东二层序发育较为完整,进一步细分出低位体系域、湖扩展体系域和高位体系域。最后识别出东营组各层序单元沉积体系类型并恢复了岩相古地理,渤中西次洼及围区沉积体系主要受来自石臼坨凸起和沙垒田凸起两大物源体系控制,按层序及体系域发育时间分析了本区东营组沉积体系平面展布规律及纵向演化规律。     

渤中凹陷下第三系有效气源岩评价

在气源岩评价与盆地模拟的基础上,利用有效气源岩判别图版．对渤中凹陷下第三系气源岩进行了系统研究。查明了沙三段、沙二段、沙一段、东三段、东二段和东一段气源岩的有机质丰度、有机质类型及热演化程度。有效气源岩判识结果表明,Es组气源岩是有效气源岩;Ed3段气源岩部分能成为有效气源岩;而Ed1段和Ed2段气源岩成熟度达不到排气要求,为非有效气源岩。     

渤中凹陷石南地区东营组烃源岩特征及油气勘探意义

渤中凹陷石南地区东营组源岩有机质丰度高,属于中等—较好生油岩。油源对比表明,东营组源岩对研究区东营组和浅层油气成藏有重要作用。研究区构造发育演化特征表明,对于浅层油气成藏来说,在没有断层沟通深层沙河街组油源的情况下,东营组生成油气以沟通东营组油源断层以及晚期断层为主要油气运移通道,形成下生上储型油气藏,"花心"断块的油气富集程度比"花瓣"断块要高。所以,浅层油气成藏的关键是运移和圈闭的有效性。对于东营组油气成藏来说,如果圈闭和储层配置良好,也可以通过自生自储的方式捕获来自东营组成熟烃源岩生成的油气。QHD34-4构造东营组蠕虫状地震反射特征的低位域河道砂岩分布广泛,QHD35-2构造钻遇的东营组岩性圈闭含油气性好,这有可能打开渤中凹陷斜坡带东营组岩性圈闭的勘探局面。     

东营凹陷北部陡坡带沙河街组四段砂砾岩成岩作用

在整理已收集资料的基础上,对普通和铸体薄片镜下观察认为:东营凹陷北部陡坡带沙河街组四段岩性主要为砂砾岩,砂岩主要是岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩和长石砂岩,填隙物主要为钙质、硅质胶结物和泥质杂基,结构和成分成熟度较低。成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用,其中前2种作用对储层的孔隙空间破坏很大,而溶蚀作用可以显著地改善储层的储集性能。     

渤中凹陷西斜坡碎屑锆石特征及物源定量示踪

通过对渤中凹陷西斜坡沙河街组、东营组的锆石形态特征分析,识别出岩浆成因和变质成因２ 类锆石,分别反映了母岩为岩浆岩和变质岩的物源。在锆石成因分析基础上,采用锆石Ｕ－Ｐｂ 定年技术,结合区域沉积演化,定量示踪了沙一段、东二下段和东二上段的物源位置及不同的岩性组合。该物源示踪结果对渤中凹陷西斜坡古近系沉积相带的展布以及有利砂体的预测都具有重要的指导意义。     

渤中凹陷凝析油地球化学特征及油源研究

对渤中凹陷凝析油样品进行了全油色谱、色谱质谱与碳同位素分析,探讨了凝析油的生物标志物与碳同位素地球化学特征,并进行了油源对比。研究结果表明,渤中凹陷凝析油中C24四环萜烷与伽马蜡烷含量变化有明显的差异,据此可将凝析油分为2类,再结合源岩的地球化学特征,推断QHD30-1N-1井和BZ22-2-1ST井凝析油与沙一段、沙二段烃源岩具有亲缘关系,CFD18-2E-1井凝析油来源于东下段烃源岩。     

东营凹陷北部陡坡带砂砾岩油藏类型及序列模式

东营凹陷北部陡坡带砂砾岩油藏表现出很强的有序性,通过对不同层系砂砾岩油藏的解剖,探讨了各类油藏的基本特征及其有序性展布的控制因素,建立了砂砾岩油藏序列模式。研究结果表明,砂砾岩油藏模式可概括为深层凝析气藏、深层扇根封堵岩性油藏、中深层构造-岩性油藏、中浅层物性差异封堵岩性油藏依次发育的油藏组合模式,在平面上呈环带状展布,由洼陷中心到盆地边缘依次发育深层气环带、深层稀油带、中深层稀油带和中浅层稠油环带。砂砾岩油藏的成藏控制因素各异,其中,深层凝析气藏和稀油岩性油藏成藏的首要因素是扇体上倾方向的扇根遮挡能力,中深层构造-岩性油藏的形成取决于是否存在有效的微幅背斜构造圈闭,而浅层物性差异封堵岩性油藏的形成取决于稠油不易流动的特性。根据各类型油藏的基本特征和油气富集规律,应设计不同的勘探部署方案。     

渤中凹陷油气勘探潜力分析——与东营凹陷和沾化凹陷类比

渤中凹陷与东营凹陷、沾化在构造格局、地质演化与油气分布上表现出一定的相似性与时空差异性。多年的勘探已在东营凹陷与沾化凹陷取得了较大的成功,该研究从东营与沾化凹陷的探明程度、探井密度、勘探阶段、资源量与资源丰度以及勘探领域等方面入手,来类比分析渤中凹陷的情况。结果表明：渤中凹陷勘探整体处于低勘探程度区,尚处在“区带解剖、滚动勘探”的第二阶段,以构造油气藏勘探为主兼探隐蔽油气藏,大致相当于东营与沾化凹陷上世纪80年代末～90年代初勘探程度;下步勘探应该增强信心,加大地震与钻井工作量;勘探目标应该挺进古近系及更老地层,平面上,勘探应从凸起转向斜坡和凹陷区。由此可见,渤中凹陷勘探领域宽广,勘探潜力巨大。     

渤中凹陷A2-1构造东营组储层物性控制因素分析

根据岩石薄片、扫描电镜、物性和测井等资料,分析了渤中凹陷A2-1构造东营组砂岩储层品质控制因素,探讨了测试段产能差异的原因.通过分析认为:渤中凹陷古近系东营组储层物性主要受压实作用、沉积条件、碳酸盐胶结、溶蚀作用和黏土转化阶段控制.在负胶结物投点图上,大部分砂岩都落在压实作用区间,显示了压实作用是减少孔隙的主要因素;沉...     

渤中凹陷及其周围东营组层序地层特征

以T.A.Cross提出的高分辨率层序地层学理论为指导,运用钻井,测井和地震资料,分析不同级别层序界面的性质,类型及沉积体系发育特征,在渤中凹陷及其周围东营组内划分出了长期,中期和短期3个级别的基准面旋回,其中地震剖面上可识别出SA,SB,SC等3个中期旋回,钻井上可划分出MSC1－MSC4等4个中期旋回;建立以中期地层旋回为骨架单元的东营组层序地层对比格架,分析了各旋回单元在不同A／S值（可容纳空间增长速率与沉积物补给通量之比）背景下的演化规律及各类沉积体系的发育特点,并结合前人研究成果,初步探讨了区域上东营组有利储盖组合的平面分布规律。     

渤中凹陷石南斜坡区古近系中深层优质储层形成机理

运用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、包裹体、X衍射和物性分析等手段,对渤中凹陷石南斜坡区古近系中深层储层特征及形成机理进行研究.结果表明,研究区古近系中深层存在优质储层,孔隙度为20％左右,渗透率为(100～1000)×10-3μm2,为高孔高渗储层.储层孔隙类型以粒内溶孔、粒间溶孔和残余原生粒间孔为主,次生孔隙较原生孔隙发育.沉积作用为研究区中深层优质储层的形成提供了前提和基础,溶蚀作用是形成该优质储层的直接原因,成岩演化控制了区内古近系中深层储层中3个次生孔隙发育带.异常高压和烃类早期充注是形成中深层优质储层的辅助因素.     

渤中坳陷活跃烃源岩分布特征及其对PL19-3油气成藏的控制作用

渤中坳陷存在多套烃源岩,烃源岩与油气分布关系的研究对该区油气勘探具有重要的意义。通过演化史分析、盆地模拟及地化分析技术对渤中坳陷活跃烃源岩的分布作了研究。渤中坳陷沙河街组活跃烃源岩主要分布于黄河口凹陷、庙西凹陷和渤东凹陷,而渤中凹陷主体区域沙河街组烃源岩已经达到了高过成熟阶段,仅在边缘分布少许活跃的烃源岩。东下段活跃烃源岩主要分布于庙西凹陷的北段、渤东凹陷以及渤中凹陷的东部边缘。活跃烃源岩的分布控制了油气来源,PL19-3油源及油气成熟度研究表明其油气主要来源于周边活跃烃源岩,渤中坳陷周边沉降中心高成熟度地区对其贡献有限。     

东营凹陷陡坡带深部储层储集空间演化特征

对储集空间类型及其演化规律的认识，是评价深部储层储集性和寻找有利勘探靶区的基础。利用岩石薄片、扫描电镜等分析工具，对东营凹陷陡坡带深部储层储集空间类型及成因等储层微观特征进行了分析，结合层序地层格架和凹陷埋藏演化史，研究了储集空间发育的主控因素和演化特征。研究结果表明，东营凹陷陡坡带深部储集空间主要由溶蚀孔隙、残余粒间孔、微孔隙和裂缝组成；由溶孔、残余粒间孔和微孔隙组成的孔隙系统和各类裂缝组成的裂缝系统交织在一起，在裂缝发育区构成了以基质孔隙为节点，以裂缝为支架的节点型网络系统，在孔隙发育区形成了以溶孔为主体，由残余粒间孔连通并且延伸进入各类微孔的储集空间组合。研究区深部储集空间经历了早期粘土矿物衬边和方解石胶结、埋藏早期快速压实、高岭石充填、石膏脱水转化为硬石膏、盐膏层塑性流动、烃类侵入和破裂一充填等多个演化阶段。沉积构造活动、成岩作用和异常高压是控制研究E深部储层发育的主要因素。     

渤中坳陷披覆背斜大油田形成特征

渤中坳陷披覆背斜大油田含油层系集中在新近系明化镇、馆陶组,主要在凸起或低凸起构造上分布.渤中坳陷PL19-3油田、QHD32-6油田和CFD11-1油田油源主要来自渤中凹陷,披覆背斜油气田具有紧邻富生烃凹陷、良好的储层及储盖组合、有利的构造位置、优良的疏导体系组合等形成特征.同时,结合渤海海域在凸起和低凸起构造上探井的失利原因,认为在新近系寻找披覆背斜大油田应注重运移条件的分析,而在古近系寻找披覆背斜大油田应注重储层和储盖组合的分析.     

渤中地区天然气成因

系统研究了渤中地区已发现的天然气地球化学特征。天然气主要为烃类气体,纵向上,古近系及以下储集层中的天然气为湿气,新近系的天然气多为干气。天然气甲、乙烷碳同位素变化较大,其中QHD30—1构造天然气乙烷碳同位素最重,而BZ28—1构造天然气甲烷碳同位素最重。天然气成熟度为成熟-高成熟;天然气中烃类气为有机成因气,可分为油型气、煤成气和混合气3类,但以混合气为主。     

东营凹陷北部陡坡带深层砂砾岩体沉积特征及控制因素——以丰深1地区为例

通过对东营凹陷箕状断陷盆地陡坡带丰深1和丰8井岩心的精细观察和描述,结合地震资料的分析,发现本区广泛发育了不同时期的砂砾岩扇体,主要类型有:冲积扇、扇三角洲和近岸水下扇等。这些砂砾岩扇体伴随着断裂活动而产生,其岩性以分选较差的粗碎屑为主,夹在湖相暗色泥岩中,综合分析认为其具有重力流性质。在地震剖面上,这些砂砾岩扇体呈现出独特的多期次的叠置沉积特征,它们的形成受构造活动、水动力条件等因素的控制形成了这种陡坡带特有的反射特征。     

渤海湾盆地渤中凹陷东营组烃源岩地球化学特征及生烃模式

对东营组烃源岩特征及其生烃机理认识不清,制约了渤海湾盆地渤中凹陷油气成藏认识与资源评价。利用有机岩石学、显微组分、孢粉鉴定及原油地球化学参数等资料,系统评价了东营组烃源岩及其生成原油的地球化学特征,探究了有机质生烃的影响因素及生烃模式。结果表明:东营组烃源岩主要为含黏土长英质泥岩和混合型泥岩,矿物组成以石英和黏土矿物为主,长石和碳酸盐矿物次之;东营组三段与东营组二段下亚段总有机碳(TOC)含量平均值分别为1.94%、0.87%,整体为好—优质烃源岩,显微组分以壳质组为主,有机质类型为Ⅱ₁、Ⅱ₂型,处于低成熟—成熟热演化阶段。东营组烃源岩具两期生烃特征,早期生烃高峰对应镜质体反射率(R_o)为0.6%,生成低成熟度烃类,晚期生烃高峰对应R_o为1.0%,生成成熟烃类。原油物性及生物标志化合物特征显示东营组以生成成熟油为主,含少量低熟油,原油整体具有低密度、低黏度、低含硫量、高含蜡量、高饱芳比、高Pr/Ph、高C₁₉/C₂₃三环萜烷值、低伽马蜡烷指数和低4-甲基甾烷指数等特征,属于混源有机质生源、弱氧化—弱还原沉积条件和淡水贫硫湖泊环境综合成因的轻质—中质原油。壳质组中的底栖藻无定形体及松科属孢粉等组分对低成熟—成熟阶段的烃源岩生烃具有重要贡献,黏土矿物和碳酸盐矿物及地层超压在一定程度上影响了烃源岩生烃演化过程。东营组烃源岩发育受淡水湖泊、特殊生物、无机矿物和超压等要素共同控制的双峰生烃模式。研究认识对于开展以渤中凹陷东营组为主力烃源灶的油气勘探具有重要参考意义。     

A method of identifying effective source rocks and its application in the Bozhong Depression,Bohai Sea,China

Research on effective source rocks directly affects the accuracy of identifying hydrocarbon resources, and indirectly affects the exploration decisions in petroliferous basins. Although the previous evaluation methods of effective source rocks vary relatively widely, a complete quantitative evaluation approach has not yet been developed. For that reason, we redefined the concept of effective source rocks based on the existing research results. Surrounding this defi nition, and guided by the hydrocarbon expulsion theory, the quantitative model called “two stages and three steps” method is established to predict effective source rocks. Its application in the Bozhong Depression indicates that among the four sets source rocks in the Bozhong Depression, the Member 3 of the Shahejie Formation (Es₃) has the largest effective source rock thickness, and the Member 1?Member 2 of the Shahejie Formation (Es₁₊₂) is the second largest. The effective part of dark mudstone is only 30%-80% of the total volume and with the increase of buried depth and improvement of quality, the effective part increases. Comprehensive analysis indicates that the “two stages and three steps” method is a practical technique for effective source rock prediction.