吐鲁番坳陷侏罗系泥岩超压特征及其对油气成藏的控制

吐鲁番坳陷已发现油气藏主要分布于中侏罗统,上侏罗统、白垩系及第三系也有分布,为了查明该坳陷油气藏的分布与超压泥岩地层的关系,对泥岩地层超压特征进行了研究.结果表明,吐鲁番坳陷存在多套超压泥岩盖层,其中最稳定与最有利的区域封盖层是中侏罗统七克台组超压泥岩段.吐鲁番坳陷侏罗系及其以上的油气藏分布主要受超压泥岩盖层的控制,在没有超压泥岩段发育的地区,油气藏由于多期断裂的活动而遭受破坏.此外,油藏与气藏对超压泥岩盖层的依存度存在差别,超压泥岩段对油藏的封盖作用多表现为间接封堵,而对气藏与气顶油藏的封盖作用多表现为直接封堵.分析认为,在中国西部多旋回叠合盆地中,如果没有盐岩、膏岩存在,超压泥岩在油气成藏及油气藏的后期保存过程中具有很重要的作用.图5参13     

通王断裂带沙河街组油气成藏主控因素研究

通王断裂带地区位于济阳坳陷东营凹陷南斜坡东部,沙河街组是本区的主要含油层系。通过烃源岩分析、储集层类型划分、孔隙流体动力场的描述、优质输导体系类型及断裂构造特征的研究,认为牛庄洼陷烃源岩主要为沙四上和沙三段深湖相—半深湖相暗色泥岩、油页岩,油气以生油洼陷为中心,呈环状或半环状分布;沙三段大型三角洲相储集砂体、沙四段中上部的滨浅湖近岸砂坝、远岸砂坝和席状砂岩储层是主要储集层类型;砂体—断层类输导体系是本区优质输导体系,牛庄洼陷北部发育的高压型复式温压系统,使油气顺着断层、砂体向南部通王断裂带常压常温和常压高温区运移。通王断裂带的油气藏主要是受断裂控制的构造油气藏,王家岗油田往西的中浅层是断层类油藏的有利地区,王家岗地区北部和陈官庄地区的西北部,是沙三段隐蔽油气藏以及断层—岩性复合型油气藏勘探的有利勘探地区。     

东营凹陷南斜坡输导体系发育特征

济阳坳陷东营凹陷南斜坡广泛发育断裂、砂体和不整合面等多种类型输导层，构成复杂的立体网络通道。以断层为垂向运移通道的油气藏常在断层带附近多层叠置；以连通砂体为主要运移通道的油气藏常形成于距烃源层较近或相邻的层位；不整合面作为运移通道往往可使油气长距离运移形成各种地层油气藏。东营凹陷南斜坡的油气藏都是油气经过两种或多种输导层阶梯式运移而形成的，多个不整合面、油源断层以及各层系储集砂体的空间配置对油气分布的控制方式很复杂，砂体、断层和不整合面组成的输导系统的末端和边缘往往是油气运移的重要指向区。图5参15     

济阳坳陷古近系-新近系地层油气藏油气输导方式

济阳坳陷构造活动频繁、岩相复杂,地层油气藏多处于盆缘,决定了油气输导方式多样.基于对济阳坳陷已探明的古近系-新近系地层油气藏油气输导过程的剖析,将古近系-新近系地层油气藏油气输导方式划分为3类4种,即断层-骨架砂体型、断层-骨架砂体-不整合型、断层-不整合型.其中,断层-骨架砂体型可进一步细分为断层-不整合面之上骨架砂体型和断层-不整合面之下骨架砂体型2种.不同的输导方式分别控制着相应的油气藏类型.在总结各种油气输导方式的基础上,建立了古近系-新近系地层油气藏油气输导综合模式.     

东营凹陷北部陡坡带隐蔽油气藏的形成与分布

东营凹陷北部陡坡带不同时期发育了不同类型的隐蔽油气藏,断陷期主要形成各种类型岩性及与之相关的复合油藏,主要包括透镜体油藏、构造-岩性油藏、上翘尖灭油藏、物性油藏;断-坳过渡期形成了以地层油藏为主及与地层控制因素有关的岩性和构造油藏,主要包括地层不整合、断层-岩性油藏、地层超覆-断层油气藏、受地层不整合控制的断层-岩性油藏及地层油藏。不同的隐蔽油气藏聚集了不同类型的油气,北部陡坡带外围断陷期形成的受构造控制的沙河街组三段地层-岩性油藏、断-坳过渡期形成的以地层为主的圈闭中主要聚集源自沙河街组四段烃源岩的油气;内侧靠近生油中心的沙河街组三段透镜体岩性及其他与岩性相关的油藏、沙河街组三段上部断层-岩性等油藏主要聚集源自沙河街组三段烃源岩的油气。北部陡坡带隐蔽油气藏的形成与油气分布特征受控于古构造背景、油气疏导体系、生储盖组合及成烃与成藏要素的有机配置等多种因素。     

济阳坳陷东营凹陷浊积型砂体的成藏特征及其差异性

应用沉积学、高分辨率层序地层学和成藏动力学等方法对济阳坳陷东营凹陷4大洼陷浊积型砂体的发育特征和油气成藏进行了研究,结果表明它们既存在共同的特征,又表现出明显的差异性。共性主要表现为：层序地层控制着不同浊积砂体的发育层位;洼陷中浊积砂体的油气成藏机理和成藏模式基本一致;洼陷中浊积砂体的油气藏充满度非均质性强。而差异性则主要表现在不同洼艏,浊积型油藏发育的规模、数量、分布特征和油气平均充满度不一致。综合分析认为浊积岩体系、地层压力、层序地层和断裂体系的发育特征是控制东营凹陷4大洼陷浊积砂体发育和油藏形成及其差异性的主要因素。     

老爷庙地区石油地质特征与油气分布

老爷庙构造带为一滚动背斜构造带,发育3个级别的断层:(1)EWNE走向的控凹断层;(2)NNENE走向的控油断层;(3)NW-NW-W走向的控圈闭断层。沙河街组三段4～5亚段的深湖相泥岩及沙河街组一段至东营组三段的浅湖半深湖相泥岩为主力生油岩,此二套生油岩已进入成熟阶段,有机质类型以混合型及腐殖型为主,均具较高丰度,为较好好生油岩。辫状河道砂体、水下重力流砂体、水下分流河道砂体、河口坝砂体及深水浊积砂体为主要储集体,具高孔、高渗特征。油气藏的类型主要受控于裂陷盆地的伸展程度、同生断层及沉积相带。裂陷旋回控制含油气系统的分布,同生断层使含油面积扩大,储集体相带的配置决定油气的富集程度。     

歧口凹陷埕北断阶带输导体系特征及其对油气分布的控制

受构造和沉积作用控制,黄骅坳陷歧口凹陷埕北断阶带发育了断层、砂体和不整合等多种类型输导层,构成复杂的立体网络通道。以断层为主要运移通道的油气藏常在断裂带附近多层叠置;以连通砂体为主要运移通道的油气藏常形成于距烃源层较近或相邻的层位;不整合作为运移通道往往可使油气长距离运移形成各种地层油气藏。埕北断阶带的油气藏多为油气经过两种或多种输导层阶梯式运移而形成的,多个不整合、油源断层以及各层系砂体的空间配置控制了油气藏的类型和分布,砂体、断层和不整合组成的输导体系的末端和边缘往往是油气运移的重要指向区。     

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。     

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。     

辽东湾海域天然气分布特点及其控制因素

辽东湾海域天然气可分为油型气,煤成气和生物成因气3种类型。除JZ31-6气田为生物成因干气外,其余主要气田中天然气均为湿气。研究区天然气的分布具有北多南少,深部沙河街组多,浅部东营组和新近系少的特点。这一特点主要受到烃源岩有机质类型与热演化程度、盖层厚度、超压等因素的影响。辽东湾北部气藏主力烃源岩有机质类型偏Ⅱ2型,而南部偏Ⅱ1型,且热演化程度北高南低。同时,东三段区域盖层北厚南薄,且在北部广泛发育欠压实成因的超压。超压和泥岩盖层的双重封堵为北部天然气藏提供了良好的保存条件。此外,辽中凹陷北洼沙三段烃源岩通过生烃产生的超压,为天然气由洼陷向辽西凸起带运移成藏提供了充足的动力。     

辽东湾地区辽西低凸起油气田成藏地质条件的差异

在油气藏特征、油气来源、输导体系等综合对比分析的基础上,总结了辽东湾地区辽西低凸起JZ20-2凝析气田、JZ25-1S油气田、SZ36-1油田3个大中型油气田成藏模式的差异性。JZ20-2为单向双源成藏模式,以东营组二段下亚段—东营组三段区域超压盖层分隔,上部东营组正常地层压力油藏为辽中北洼东营组三段烃源岩排出的油气沿东营组二段三角洲砂体运聚而成,下部沙河街组及潜山超压凝析气藏则是由辽中北洼沙河街组烃源岩释放出的超压凝析油气沿不整合运聚而成。JZ25-1S为双向油源混合型成藏模式,辽西凹陷的油气沿西侧辽西1号、辽西2号边界断层垂向运移到辽西低凸起,同时辽中凹陷油气沿东斜坡不整合、砂体侧向运移,最终两个方向油气在JZ25-1S构造沙河街组二段砂体或太古界潜山储集体混合聚集成藏。SZ36-1为单向油源成藏模式,辽中南洼的油气沿油源断层-三角洲砂体大规模、长距离运移至SZ36-1构造东营组二段砂体中聚集成藏。     

渤海海域秦南凹陷油气地质特征及勘探潜力

秦南凹陷是渤海海域勘探程度最低的凹陷之一,前期勘探成果不理想,凹陷的生烃能力一直受到质疑。通过对秦南凹陷油气地质特征研究表明:秦南凹陷内小型次洼已具备较大的生排烃能力,凹陷中心的东洼和中洼烃源岩分布范围更广、体积更大、埋藏更深,应具有更大的生排烃能力;凹陷的结构类型控制油气优势运移方向;稳定分布的东二下段泥岩沉积控制了油气富集层位;长期活动断层的发育位置及程度控制了新近系油气成藏的区域与富集程度;主要发育了自生自储、早生晚储、下生上储近源成藏3种成藏模式。研究认为,石臼坨凸起北侧斜坡区、秦南凸起东侧斜坡区以及秦南Ⅰ、Ⅱ号断裂附近为有利勘探区域,具有较大勘探潜力。     

地温-地压场特征与油气分布的关系——以辽东湾地区为例

利用辽东湾地区70余口探井实测的静温静压数据以及地震地层压力预测的数据，对辽东湾地区地温场、地压场、地温－地压系统特征进行剖析，并探讨了它们与油气分布的关系。该地区目前已发现的大中型油气田多位于辽西低凸起高地温梯度区。辽东湾发育深、浅2个超压体系，浅层超压体系主要对应东三段，深层超压体系主要对应沙三段，油气藏主要位于超压区的边缘或常压区。深、浅2个超压体系在北、中、南部地区发育特征的差异控制油气分布层位的差异性，北部地区沙一、二段是最主要的含油层系，中、南部地区则以东二段为最主要的含油层系。辽东湾发育高压型复式温压系统，上下2套温压系统能量差较大，油气垂向运移动力强，趋向于在温压系统分界附近富集成藏。     

郯庐断裂带辽东湾段新生代右旋走滑变形及其模拟实验

郯庐断裂带是一条区域性深断裂带,地球物理勘探资料表明郯庐深断裂主位移带在辽东湾坳陷大致沿坳陷东部边缘通过.辽东湾坳陷东部沿辽东凸起两侧发育有若干陡倾或近直立的断层.这些断层自盆地基底一直切割到新近系中,部分断层甚至切割到更新统及全新统.在辽东凸起南段,断层表现为向南西撒开、向北收敛的帚状断层组合,所有断层在剖面上均显示正断层位移特征;在辽东凸起北段,断层表现为向北北西发散、向南收敛的羽状断层组合,西侧的部分断层在剖面上具有明显的逆冲断层位移特征.辽东凸起附近盆地盖层中的断层组合表明,北北东向断层在新生代有明显的右旋走滑运动.沙箱模拟实验表明,沿辽东凸起南、北两段的断层组合可能与郯庐深断裂新生代右旋走滑位移有关,断层组合形式、运动性质的差异可能与郯庐深断裂主位移带走向变化有关.     

鄂尔多斯麻黄山西区中生界过剩压力与油气关系

通过泥岩压实研究,结合油气分布,探讨鄂尔多斯盆地麻黄山西区中生界过剩压力与油气关系.研究表明,麻黄山西区中生界过剩压力平面上分布于东部稳定带和中央凹陷带,剖面上主要发育于长7段和延7段.油源断裂和较深的下切古河谷作为油气运移通道,起泄压汇源作用,使得延长组烃源岩生成的油气在延安组高效成藏;延安组区域过剩压力带增强了区域盖层的封盖能力,阻止油气向上运移或散失,使油气在其下圈闭中聚集成藏;小断层和裂缝系统对延<,7>段区域过剩压力带有一定的泄压作用,这也是目前东部稳定带延安组区域过剩压力带之上发现少量油气的原因.麻黄山西区中生界在东部稳定带发育与过剩压力有关的下组合、中组合,上组合3种油气分布模式;而中央凹陷带和西部断裂带发育与过剩压力有关的中组合油气分布模式.     

渤海湾盆地辽西凸起北段锦州20油田原油地球化学特征及油源对比

辽西凸起是渤海海域辽东湾地区目前勘探程度最高的地区之一。通过对辽西凸起北段锦州20油田沙河街组和东营组原油地球化学分析,明确了该区原油的物性、族组分、成熟度和生物标志化合物的特征,在此基础上进行了油源对比研究。结果表明,辽西凸起北段锦州20油田沙河街组和东营组的原油均属于低硫、轻质低成熟原油,饱和烃色谱完整,显示未遭受明显生物降解。原油母质为混合型,并且沙河街组原油陆源有机质输入较少,东营组原油陆源有机质输入较多,原油母质形成于还原—弱还原条件下的微咸水或咸水沉积环境。沙河街组原油主要来源于辽西凹陷沙河街组三段和沙河街组一段烃源岩;东营组原油具有双洼混源的特征,主要来源于辽西凹陷沙河街组三段和辽中凹陷东营组三段烃源岩。     

辽东湾坳陷辽西凹陷北部和中部洼陷油气成藏条件

对辽西凹陷北部洼陷与中部洼陷的成藏基本条件进行分析对比认为,北部洼陷烃源岩厚度大、有机质丰度高、成熟度高,储集层多为高孔—特高孔、中—高渗砂岩,泥岩盖层单层厚度大、超压广泛发育,圈闭的闭合幅度和面积大,运移动力充足,以断层垂向输导为主,晚期断层不发育,保存条件好;中部洼陷烃源岩厚度相对较小,有机质丰度中等,成熟度较低,储集层以中孔低渗砂岩为主,泥岩盖层单层厚度相对较小、超压局部发育,圈闭的闭合幅度和闭合面积相对较小,运移动力相对较弱,输导体系复杂,晚期断层发育,对先存油气藏具一定破坏作用。研究结果表明,北部洼陷与中部洼陷均具备油气成藏的基本条件,但北部洼陷的成藏条件优于中部洼陷,是辽西凹陷油气勘探的有利区域。     

渤海海域辽东湾坳陷油气成藏条件与分布规律

摘要：利用地震、钻井等资料,从烃源岩、储层、生储盖组合、圈闭及输导条件等方面对辽东湾坳陷油气成藏条件进行了系统的分析。研究表明,辽东湾坳陷烃源岩总体上呈北北东向展布,发育沙河街组三段、一段、东营组三段3套烃源岩,其中沙河街组三段是主力烃源岩层段;储集体分为基岩储集体和碎屑岩储集体,储集条件优越;生储盖层组合方式主要有自生自储式、下生上储式和新生古储式;输导系统以断层为主,同时断层把彼此不相接触、时空跨度较大的烃源岩与不整合面联系起来,构成断层-不整合输导系统;圈闭形成于古近纪沙河街组和东营组沉积时期,多为同沉积构造圈闭,单纯的岩性圈闭发现较少。油气藏在平面上主要分布在郯庐断裂带附近,具有南北分带、东西分块的特点,低凸起构造带是油气主要富集带;纵向上具有从北向南逐渐变新,埋藏深度变浅的特点。     

渤海湾盆地东濮凹陷南部地区古水动力演化与油气运聚

油气的运移、聚集与地下水动力场密切相关。从古水动力场演化角度分析东濮凹陷南部油气运聚机理,流体流动与断裂开启性之间的匹配关系,并利用流体包裹体均一温度数据,结合研究区热演化史和生烃史特征分析了油气藏形成时间,恢复其油气充注过程。结果表明：研究区可划分为3个水动力单元：东、西次凹带发育泥岩压实水离心流;兰聊断裂带发育大气水下渗向心流;中央隆起带位于东西两侧离心流汇合越流泄水区,是油气聚集成藏的有利区域。东营组沉积期是石油最主要的运移、聚集期,该阶段油气主要聚集在中央隆起带断层下盘的底部;东营运动抬升剥蚀期是石油的主要调整运移期。早期形成的深层油气藏向构造高部位的顶部运移调整,重新聚集形成浅层次生油藏;馆陶组-明化镇组沉积期为天然气主成藏期,断层封闭性增强,天然气聚集在构造翼部的深部地层,形成“上油下气、顶油边气”的分布格局。