渤海湾盆地惠民凹陷临南洼陷沙河街组现今超压分布特征及成因

临南洼陷是渤海湾盆地济阳坳陷惠民凹陷中的主要富烃洼陷,油气田主要分布在洼陷内及其南北两侧的断裂构造带,临南洼陷深部沙河街组超压较发育。利用钻井、钻杆测压（DST）、测井和地震资料,结合Eaton超压预测经验公式,对砂岩实测压力特征、超压测井响应、超压剖面和平面分布特征以及成因进行了研究。临南洼陷沙河街组砂岩DST实测超压深度约为3 005~4 355 m,剩余压力约为7.95~30.45 MPa,压力系数约为1.21~1.78;超压带内的泥岩和砂岩均表现为偏离正常趋势的高声波时差响应特征,并对应泥岩高电阻率异常;层位上沙四上亚段至沙三中、下亚段地层主要发育弱超压,局部出现中—强超压;剖面上深洼区超压带分布的深度范围约在3 000~4 500 m;平面上发育多个小的中—强超压区,超压区主要分布在深洼区和中央断裂带范围,超压顶界面深度约为2 500~3 700 m。临南洼陷古近系砂岩占比高是超压发育比较局限的主要控制因素。该凹陷超压砂岩储层主要为含油层,含烃流体充注为临南洼陷深层沙三、四段砂岩超压的主要原因;优质烃源岩埋深大,超压烃源岩镜质体反射率约为0.5%~1.5%,处于生油阶段且不具有低密度特征,表明生油作用是烃源岩增压的主要因素。      

欠压实与流体膨胀成因超压的定量评价

基于岩石应力-应变机理及岩石孔隙结构,研究了欠压实与流体膨胀成因超压的测井响应特征,建立了两种成因超压测井评价模型,并对东濮凹陷超压成因进行了定量评价。研究结果表明：欠压实成因超压下,地层"存储孔"与"连通孔"大于正常压实地层,体积属性、传导属性发生变化,导致地层呈高孔隙度、高声波时差、低密度、低电阻率特征;流体膨胀成因超压下,仅"连通孔"明显扩大,传导属性发生变化,而体积属性变化不大,导致地层孔隙度、密度不变,而声波时差增加、电阻率减小。基于不同成因超压所表现出的各种地质、测井响应差异,建立了声波时差/密度/电阻率-有效应力模型和声波时差/电阻率-密度模型,用于定量评价欠压实与流体膨胀成因超压的贡献大小。模型在东濮凹陷超压成因评价中得到了应用,应用结果显示东濮凹陷沙河街组二段和沙河街组三段超压以欠压实成因为主,总体贡献率为53%~92%,流体膨胀（生烃作用）成因超压主要分布于沙河街组三段,总体贡献率为8%~47%;平面上,由洼陷带、斜坡带至中央隆起带,流体膨胀（生烃作用）成因超压贡献率逐渐降低,欠压实成因超压贡献率逐渐增加。     

沾化凹陷沙河街组异常高压分布及形成机制探讨

利用数值盆地模拟方法 ,应用部分井内实测的地层压力作为标定 ,模拟计算了沾化凹陷沙河街组地层压力及剩余压力的分布特征及演化过程。研究表明 :沾化凹陷的超压异常主要出现在沙三段下亚段和沙一段 ,主要分布于洼陷区及斜坡带 ,盆地边缘为常压。泥岩不平衡的压实作用、有机质生烃是该区异常高压形成的主要机制 ,断层的分布及其活动对异常高压也有重要的影响     

渤南洼陷超压发育特征及其形成机理

渤南洼陷、地层压力表现为明显的超压特征。纵向上，沙三段以上及沙四上段以下发育正常压力，沙三段与沙四上段之间发育超压。平面上异常压力有由北向南逐渐增强的趋势，北部陡坡带发育微弱超压，洼陷带较强，而缓坡带超压发育最强。分析表明，泥岩欠压实、生烃作用和粘土矿物转化等是渤南洼陷超压形成的主要原因。     

临南洼陷压力场特征及其与油气分布的关系

为揭示临南洼陷超压对油气运聚的影响,并明确其对油气富集的控制作用,在建立基于地质块体追踪的静态压力场的基础上,恢复古压力场的动态演化过程,分析超压与油气运聚的关系.结果 表明:临南洼陷从隆起带—斜坡带—洼陷带压力场呈现常压—弱超压—超压的变化规律.其中沙三段超压幅度较大,沙四段上亚段次之.超压演化经历了早期低幅增压(沙...     

星海油田二区沙河街组异常地层孔隙压力计算

埕海油田二区构造复杂，断层发育，其东营组以上地层属于正常压力系统，而沙河街组压力系数大于1．20为异常高压层。本文从等效深度法的基本原理出发，讨论了基于测井资料的砂泥岩地层正常压实趋势线的构建问题，并利用声波时差值建立了工区地层正常压实趋势线及方程，由此预测了沙河街组的地层孔隙压力，其预测值与实测值误差较小，与实钻显示情况吻合。结果表明，只要建立合理的正常压实趋势线方程，采用等效深度法可以较好地解决沙河街组异常地层孔隙压力的预测问题。     

孤北洼陷砂岩超压带分布特征及主控因素

孤北洼陷油气资源丰富,超压带发育。实测地层压力显示,孤北洼陷砂岩超压带主要分布深度为2 800~3 800 m。由于砂岩和泥岩声波时差均与超压有很好的响应关系,且变化幅度和变化趋势一致,故采用Eaton法预测砂岩超压带分布范围,结合实测地层压力进一步分析砂岩超压带分布特征及主控因素。分析结果表明:纵向上,孤北洼陷发育沙一段—东营组底部和沙四段—沙三段2个超压带,其中,沙四段—沙三段为主要超压带;平面上,超压带集中分布于东、西2个次洼,自洼陷中心向凸起及边界断层超压幅度逐渐变小。超压带分布主要受断裂作用、泥岩厚度和含量及烃源岩生油作用等因素控制。     

西湖凹陷中部西斜坡地区超压成因机制

沉积盆地超压成因研究已取得了重要进展,关于超压主要成因的认识也发生了重要变化,以往一些被普遍认为属于典型不均衡压实成因的超压已被部分或完全否定,生烃作用作为超压成因的普遍性得到愈来愈多的证实。西湖凹陷多个构造带的不同层位均发育超压,目前认为超压的形成仍然离不开不均衡压实（欠压实作用）的贡献。根据异常压力形成的基本地质条件和异常压力产生的地质、地球物理效应两方面因素,利用测井曲线组合分析法、鲍尔斯法（加载-卸载曲线法）、声波速度-密度交会图法、孔隙度对比法、压力计算反推法以及综合分析法系统解剖分析了西湖凹陷中部西斜坡地区平湖组不同岩性异常压力成因。研究结果表明：西湖凹陷中部西斜坡泥岩中烃源岩超压主要为自源生烃增压,非烃源岩超压为邻源压力传导成因。储层中至少存在常压-超压型和常压-超压-常压型两种压力结构类型,异常压力自南向北顶界面逐渐变深,主要为油气在生烃增压驱动下向储层运移过程中的压力传导所致。     

渤海湾盆地南堡凹陷异常压力系统及其形成机理

渤海湾盆地南堡凹陷异常压力现象普遍发育,但对于凹陷中不同构造带异常压力的刻画与成因机制的探讨却较为薄弱。利用357口井1 354个钻杆测试数据（DST）和重复地层压力测试数据（RFT）,测井曲线资料等,详细刻画了不同构造带的压力结构特征。研究表明：南堡凹陷地层压力系统纵向上可划分为3个带,浅部常压带（<1 800 m）、中部过渡带（1 800~2 400 m）和深部异常高压带（>2 400 m）。沙三段发育大规模异常高压,压力系数最高达1.9,超压带顶界面深度约为2 400 m;老爷庙构造带中、浅层发育低幅度超压带,压力系数约为1.2;滩海地区东一段和东二段局部发育异常低压。利用数值模拟技术和垂直有效应力-声波时差判别图版等方法,并结合烃源岩生排烃过程综合分析等,深入探讨了南堡凹陷不同异常压力系统的形成机理,研究认为：①深部沙三段的大规模超压主要来源于东营时期的泥岩不均衡压实作用,生烃作用也有一定贡献,但相对前者贡献较小;②明化镇时期,生烃作用是最主要的增压机制,而欠压实作用贡献则相对有限;③中浅层低幅超压带来源于深部超压的“传导”,开启的断裂带为其传递通道;④东营末期的区域抬升剥蚀作用引起岩石骨架孔隙回弹和流体收缩,是形成本区异常低压的主要原因。     

埕海油田二区沙河街组异常地层孔隙压力计算

埕海油田二区构造复杂,断层发育,其东营组以上地层属于正常压力系统,而沙河街组压力系数大于1.20为异常高压层。本文从等效深度法的基本原理出发,讨论了基于测井资料的砂泥岩地层正常压实趋势线的构建问题,并利用声波时差值建立了工区地层正常压实趋势线及方程,由此预测了沙河街组的地层孔隙压力,其预测值与实测值误差较小,与实钻显示情况吻合。结果表明,只要建立合理的正常压实趋势线方程,采用等效深度法可以较好地解决沙河街组异常地层孔隙压力的预测问题。     

济阳坳陷超压结构差异性及其控制因素

济阳坳陷作为我国东部渤海湾盆地内重要的富烃坳陷之一,内部具有复杂多样的压力环境。通过对济阳坳陷内各凹陷的实测地层压力统计、泥岩超压测井响应以及超压剖面发育特征的研究,将东营凹陷、车镇凹陷、沾化凹陷和惠民凹陷的超压系统划分为3种：单-强超压系统、复合超压系统与单-弱超压系统。单-强超压系统分布在东营凹陷与车镇凹陷,纵向上发育沙河街组三段-四段一个超压系统,超压幅度大,压力系数可达1.8以上。复合超压系统分布在沾化凹陷,纵向上发育沙一段、沙三段和沙四段3个超压带,且相互独立。单-弱超压系统分布在惠民凹陷,发育沙三段一个超压系统,超压的幅度相对较弱,压力系数不超过1.4。超压结构的差异性与烃源岩发育层系、热演化程度、压力封闭层分布以及断裂活动密切相关。烃源岩分布与演化控制了超压的形成和分布,压力封闭层控制着超压顶底界面,深大断裂控制了超压系统内外横向边界。     

渤海湾盆地歧口凹陷沙河街组烃源岩沉积环境及形成机理

烃源岩分布与其形成环境密切相关,对油气分布具有重要影响。对烃源岩的评价及其形成环境的研究可为渤海湾盆地黄骅坳陷歧口凹陷下一步的勘探指明方向。从烃源岩发育特征和演化过程入手,深入研究了歧口凹陷沙河街组烃源岩的地球化学特征、分布规律及形成机理。结果表明：沙河街组烃源岩有机质丰度达到了中等—最好的级别,有机碳含量整体呈现从沙三段（Es₃）到沙一下亚段（Es₁^x）到沙一上亚段（Es₁^s）先增大后减小的特征;有机质类型为I型—III型,且沙一上亚段、沙一中亚段以I型—II₁型有机质为主,沙一下亚段、沙二段（Es₂）、沙三段I型—III型有机质均有分布,反映沙河街组沉积期有机质来源为湖泊原生有机质和陆源有机质混源。沙河街组烃源岩在平面上的分布具有分布范围广、沉积厚度大的特征,优质烃源岩在斜坡区更为发育。古气候研究结果表明,在沙河街组沉积期,该地区风化强度中等,整体以温暖湿润的古气候条件为主,有利于生物的发育。歧口凹陷沙河街组沉积期水体古盐度较大,属于半咸水环境。古盐度与古气候之间没有明显的相关关系,水体咸化的原因可能与海水入侵有关。古盐度和有机质含量的关系表明：在低盐度阶段,有机质含量随古盐度的升高而增大;在高盐度阶段,有机质含量随古盐度的升高而减小。根据微量元素比值和C_org∶P摩尔比值,歧口凹陷沙河街组沉积期发育氧化—亚氧化的沉积环境,Pr/Ph值显示在Es₁^x间歇性发育强还原环境,提高了有机质的保存条件。通过对沙河街组沉积期湖泊古生产力的恢复,沙河街组沉积期歧口凹陷整体上为中—富营养湖泊,板桥地区古生产力较低,为贫—中营养湖泊。歧口凹陷整体相对较高的古生产力水平及较高的陆源有机质输入量为该地区有效烃源岩的形成提供了物质基础。在纵向上,沙河街组沉积期古生产力水平具有Es₁>Es₃>Es₂的特征。古生产力条件是影响歧口凹陷沙河街组烃源岩形成的主要因素。由于斜坡区陆源有机质和水生有机质的双重贡献,优质烃源岩更为发育。     

东营凹陷沙三—沙四段砂岩储层超压成因与演化

渤海湾盆地东营凹陷沙三—沙四段砂岩储层发育中-强幅度超压,钻井实测压力换算的最大压力系数为2.0,最大剩余压力达40 MPa。分析发现,储层含油性与超压发育程度具有相关性,认为现今储层超压主要源自烃源岩生油超压流体传递。综合盆地模拟技术和流体包裹体分析,恢复了沙三—沙四段砂岩储层古压力的演化历史,认为沙三段—东营组沉积末期的快速沉降作用是导致孔隙流体排出受阻而形成第一期储层流体超压的主要原因,但东营组沉积末期—馆陶组沉积初期构造抬升的泄压作用可使孔隙流体压力降低至常压;在明化镇组沉积末期—现今,由于烃源岩主体仍然处于主油阶段,烃源岩生烃作用产生的大量含油气超压流体充注砂岩储层是形成第二期储层超压的主导成因。     

基于多元统计分析的油-源对比

多元统计分析可以综合考虑多个相关参数间的相互联系,在分类判别方面具有独特的优势,是多套烃源岩发育的复杂背景下油气源对比的有效方法。然而不同的多元统计方法在同一案例中的对比应用以及各自的适用性尚没有学者进行专门的研究分析。渤海湾盆地渤东凹陷发育多套烃源岩,不同构造的油气来源异常复杂,是利用多元统计分析进行油-源对比的最佳案例。综合对比主成分分析、Fisher线性判别分析以及Bayes线性判别分析的应用情况,发现主成分分析不能区分不同层位的烃源岩,因而不能用于渤东凹陷的油源对比,而Fisher和Bayes线性判别分析建立的模型可以区分不同层位的烃源岩,但都不能准确识别混源油。在Bayes判别模型得到的分类概率的基础上,通过优化Bayes判别模型的判别准则,建立了适用于渤东凹陷的油源判别模型,并识别出渤东凹陷存在4类油族,其中油族A、油族B、油族C分别来源于东营组三段（东三段）、沙一段-沙二段、沙三段烃源岩,而油族D为来源于东三段和沙一段-沙二段烃源岩的混源油。     

深层砂砾岩中的深部热流体作用及其地质意义

以渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带东段民丰—盐家地区古近系沙河街组四段（沙四段）深层砂砾岩为例,通过岩心和扫描电镜观察、薄片鉴定、流体包裹体、粘土矿物X射线衍射、镜质体反射率、岩心物性和烃源岩热解参数分析等方法,结合构造演化和岩浆活动背景、地层埋藏史和油气成藏史等研究成果,明确深层砂砾岩中的深部热流体作用标记和时间,并初步探讨其地质意义。结果表明：研究区沙四段砂砾岩中存在爆裂角砾、立方体黄铁矿等和伊/蒙混层-铁白云石-磷灰石、伊/蒙混层-磷灰石-黄铁矿、绿泥石-磷灰石-黄铁矿、磷灰石-黄铁矿等反映深部热流体作用的岩石学特征和矿物（组合）;粘土矿物的垂向演化过程中出现伊/蒙混层比值异常增大、高岭石含量短暂激增的现象;在埋深3 400～4 800 m处游离烃含量（S₁）和裂解烃含量（S₂）异常高,埋深5 500 m处S₁和S₂较低,而热解峰温（T_max）异常高,在埋深4 269～4 800 m处的石英裂缝内有异常高温包裹体;天然气稳定碳同位素中δ¹³ C{}_{\mathrm{C}{\mathrm{O}}_{\mathrm{2}}}值大于 -8 ‰,具有无机成因特征,且具有与深部富CO₂热流体作用相关的NaHCO₃型地层水。以上现象均反映出民丰—盐家地区沙四段砂砾岩在馆陶组-明化镇组沉积时期经历了富CO₂幔源成因的深部流体活动。深部热流体进入砂砾岩储层后对物性起到双重改造作用：引发破裂和促进溶蚀从而改善储层物性;沉淀自生矿物堵塞孔隙,阻碍流体运移,损害储层物性。此外,深部热流体参与沙四下亚段烃源岩热演化及油气生成过程,对烃源岩排烃和原油裂解具有潜在影响。     

辽西雷家地区沙四段中-低熟烃源岩排烃效率与致密油-页岩油勘探前景

辽河西部凹陷雷家地区沙河街组四段在咸化闭塞湖湾环境下,发育高丰度厚层云质、方沸石质泥岩和页岩,整体处于低成熟阶段（R_o=0.3%~0.7%）。铸体薄片、扫描电镜分析表明,页岩储层广泛发育构造缝和收缩缝,碎屑矿物粒间孔发育,纳米孔主要为白云石、方沸石矿物溶蚀孔,有机质纳米孔不发育。采用TOC测井定量评价方法（ΔlgR法）明确了沙四段优质烃源岩（TOC>4%）的纵横向展布特征。其中,杜家台油层优质烃源岩和高升油层优质烃源岩均集中分布在雷家-陈家洼陷地区。排烃效率实验分析结果表明,在当前热演化程度下,烃源岩排烃效率在12%~17%,总生烃量在10~35 mg/g。由于高丰度烃源岩累积厚度大,估算雷家地区沙四段致密油-页岩油总资源量达1.37×10⁸ t。通过源-储组合综合分析,认为雷家地区沙四段杜家台油层为致密油-页岩油有利勘探区,高升油层为页岩油有利勘探区,由于各类岩性均具有一定的生烃潜力和储集能力,适合致密油-页岩油整体开发。     

渤海湾盆地东营凹陷沉积环境和古生产力对优质烃源岩形成的控制

优质烃源岩的形成受诸多因素的影响,认清不同类型烃源岩控制因素的差异对提高非常规油气的勘探效益具有重要意义。选取渤海湾盆地东营凹陷沙三中—沙四上亚段（Es₃^z、Es₃^x、Es₄^cs、Es₄^cx）烃源岩,借助薄片鉴定、热解分析和主微量元素检测等手段,探讨各层段烃源岩形成的控制因素差异。结果表明：Es₃^x和Es₄^cs烃源岩TOC含量较高,且以Ⅱ₁型—Ⅰ型水生有机质为主,分别形成于深水半咸化和深水咸化环境,而Es₄^cx和Es₃^z烃源岩TOC含量偏低,以Ⅲ型—Ⅱ₁型陆源有机质贡献占优,分别形成于浅水咸化蒸发和浅水半咸化环境。古生产力由高到低依次为：Es₄^cs>Es₄^cx>Es₃^x>Es₃^z,充分展现了各层段烃源岩有机质、环境和生产力的差异性。有机质富集程度与古生产力、盐度和水深均成正比,基本不受氧化还原条件影响。高生产力为研究区有机质发育的关键因素,当生产力较高时（Es₄^s和Es₃^x）,有机质的进一步富集则受到环境的明显控制：深水淡化环境下（Es₃^x）,盐度为主要制约因素;咸水环境下（Es₄^cs）,水深的控制作用则凸显出来;而在低生产力浅水淡化湖盆环境下（Es₃^z）,古生产力、盐度和水深对有机质发育的控制都很明显,这体现了多因素对有机质的共同控制以及各层段烃源岩有机质富集的控制因素的差异。因此,研究烃源岩的形成除需要关注生产力与保存条件之外,还应关注盐度、水深等环境因素以及多因素间的耦合作用,这对深化认识烃源岩的发育规律以及指导非常规油气勘探都具有重要意义。     

东营凹陷压力系统发育对油气成藏的控制

东营凹陷异常压力的分带性与泥岩的突破压力(或保存能力)具有明显的对应关系,随着深度增加,泥岩突破压力及地层流体压力系数均增大,泥岩封隔层对流体压力的保存也是形成异常压力的重要条件。基于增压机制的阶段性差异,对东营凹陷平面上及典型剖面中重要地质历史时期源动力(烃源岩流体压力)场进行了分析,主力烃源岩的源动力在时间和空间上发育不均衡,从整体上影响了储集层油气来源及油藏的形成,控制了油气运移的方向。现今油藏总体沿地质历史时期源动力场降低的方向分布,表现出油藏的分布与源动力的演化具有一定的继承性;油气运移和成藏也影响了地层压力场的分布,高压油气运移到储集层后,其泥岩封隔层不同程度地保存了流体压力。由于增压-卸压的平衡关系,源动力传递过程中在不同压力系统中构成了不同的动力条件,造成了各压力系统中油气成藏类型和特征具有一定的差异性。根据源动力的演化史,指出沙河街组深层是寻找高压轻质油藏及天然气藏的重要目标。图8参30