东营凹陷稠油特征及其成因分类

东营凹陷稠油密度高、粘度大、胶质和沥青盾含量高。大部分蚀变的稠油密度与粘度的对数呈线性关系，而低成熟稠油则呈特殊的变化关系。稠油硫含量与蚀变作用程度无必然联系，既取决于生油母质类型或沉积环境的差异，又受降解烃类的细菌差型的影响。目前储层内稠油可划分为两大类，一是未经蚀变的低成熟桐油；二是具蚀变标志的成熟油或低成熟油。原油蚀变后提高了甾烷异构化反应程度，某些样品远近超过导构化反应平衡终最值。因此，蚀变油的甾烷成熟度参数不宜用于油源对比。     

东营凹陷稠油油藏成因机制探讨

东营凹陷的稠油油藏多分布在凹陷边缘的非生油岩系中,它们是凹陷内的油气经地层不整合通道运移,并在不整合伴生圈闭中聚集而形成的次生油气藏。烃类沿地层不整合运移所留下的各种痕迹,揭示了稠油地层油藏的成因机制。油质变稠的原因,主要是油气长距离运移,高地温的作用和区域盖层封堵性变差,促使原油中轻组分大量散失,重组分浓缩的结果。     

东营凹陷复杂断块油气田成因机制探讨

东营凹陷的复杂断块油气田是深层原生油气藏被断层破坏后，油气经二次或多次运移至浅层的断层伴生圈闭而形成的次生油气藏。油气运移以垂向为主，以高压作动力，断裂为通道。断裂的多期、持续活动，不仅使断层增多、断块变小，而且也使油田成为多含油层系、多油水系统和多流体性质的复杂断块油气田。油气沿断裂运移所留下的各种痕迹，指示了复杂断块油气田的成因机制。     

东营凹陷中央断裂背斜带油气运移聚集特征

以渤海湾盆地最大的复式油气聚集带──东营凹陷中央断裂背斜构造带为例,分析凹中隆型复式油气聚集带的油气运移聚集特征和成藏模式,探讨该构造带中断层对油气运移聚集的多方面影响。根据油气来源、运移特点和流体压力状况,将该带油气藏的形成归纳为下部自源原生型、中部它源原生型、上部它源次生型３种成藏模式。研究区具有早第三纪末和晚第三纪馆陶组沉积末─明化镇组中期这两个主要成藏期,以晚期成藏为主。油气沿断裂间歇式运移,并沿断层形成多套叠瓦式油藏组合。断裂的纵向发育层位与油气的赋存层系有密切关系。     

东营凹陷油田水的油气运聚指向性研究

以东营凹陷油田水为研究对象,分析了油田水纵向和横向上的变化,研究了其油气聚集指向性．．结果表明,深层油田水矿化度高值区与成熟烃源岩层展布一致,这与深部烃源岩层长期水岩作用及临近的膏盐层有关：中浅层由于大气淡水作用及水岩交换时间短,油田水矿化度一般较低。受流体并常高压驱动,深部烃源岩层排出的高矿化度含烃流体发生离心运移,垂向上沿油源断层向上运移,在中浅层圈闭聚集成藏的同时,使储层油田水矿化度增高,中浅层油田水矿化度高值区与断裂带、砂体及鼻状构造带展布相吻合,也与已探明的油气藏分布相一致。因此,油田水矿化度低值区中的高值带是油气运聚的有利区带,对于中高勘探程度的舍油气盆地．追踪油田水高矿化度展布带是预测油气藏的一种新方法.     

东营凹陷与地层水运移相关的低电阻率油层

东营凹陷由高矿化度地层水引起的低电阻率油层在所发现的低阻油层中占较大的比例。分析了东营凹陷高矿化度地层水的来源及运移动力。目前地层中地层水的化学特性是地理、地质环境变迁导致的地下水动力场和化学场经漫长、复杂演化的结果。油层中地层水的化学特性可能等同于临近水层的化学特性,当地层水与其宿主岩的形成时间不同时,就可能与之完全不同。沉积盆地中的外来水可以来源于浅部或地表,重力是其运移的主要动力。也可以来源于深部,流体的高压是其运移的主要动力。邻近高压封存箱储层中的地层水的性质不仅取决于原生水还取决于来自深部地层的外来水以及油气在其中的富集程度。东营凹陷断裂构造带发育,在北坡、南坡和中央隆起带发育较多断至沙三中亚段、沙四段的大断层,它们有利于油气向上运移,同时也为深部高矿化度地层水的向上运移提供了通道,因此这些大的构造断裂附近的储层是有利的低电阻率油层分布带。     

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.     

银额盆地查干凹陷稠油油藏特征及成因

文中对银额盆地查干凹陷原油密度、黏度、族组成和生物标志化合物等特征进行了综合分析,以明确其稠油油藏的特征及成因.结果 显示,查干凹陷发育生物降解和未成熟—低成熟2种成因类型的稠油,分别分布在1500m以浅的苏二段(K1s2)、银根组(K1y)和2300～2450m深度内的巴二段(K1b2).未成熟—低成熟稠油正构烷烃分...     

东濮凹陷与东营凹陷浅层油气成藏条件对比

对比了东濮凹陷与东营凹陷的石油地质条件,总结出造成两凹陷在油气资源量和空间分布差异的原因.东濮凹陷浅层成藏条件不及东营凹陷优越,有小规模成藏的可能,而且成藏控制因素极为复杂,浅层油气成藏条件差的主要原因有:烃源岩的丰度和品质较差,生成的烃类中天然气所占比例大,不易保存;大量生烃和圈闭定型于东营组沉积期末,油气大量散失;新近纪因生烃量小、断层活动弱,缺乏油气向浅层运移的动力和通道,不利于浅层成藏.     

东营凹陷油田水化学特征及成因类型研究

利用东营凹陷丰富的油田水分析测试数据,统计和分析了地层水的化学组成特征及变化规律,并结合区域沉积和构造演化背景,对油田水的成因类型进行了划分。水化学特征分析表明,东营凹陷地层水以CaCl2型为主,仅明化镇组主要是NaHCO3型,水矿化度随深度呈阶梯式增加;常量化学组分的阴离子以Cl-含量最高,阳离子含量以Na++K+含量最高,钠氯系数、变质系数、脱硫酸系数和碳酸盐平衡系数等总体随深度规律性变化,但同一深度分布范围较宽,反映出相同深度上地层水的物理化学作用存在一定差异性。将东营凹陷油田水划分为沉积-埋藏水、溶滤-渗入水、溶滤-渗入水与沉积-埋藏水的混合水3种类型。     

郑408块火烧驱油工程设计

在国内外筛选评价标准的基础上,结合物理模拟试验对郑40块油藏地质条件进行综合筛选和评价,综合论证了敏感性稠油油藏火烧驱油的可行性,详细分析了影响火烧驱油的主要因素,根据物理模拟结果和国内外经验,选取了开展火烧驱油试验的最佳井区。以油藏数值模拟为手段,针对敏感性油藏特点,进行火烧驱油方案优化设计,优化主要参数。现场实施效果良好,为同类油藏的开发提供了借鉴和指导。     

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     

东营凹陷南斜坡东段原油的地球化学特征

东营凹陷南斜坡东段古近系原油具有“多源和远源”的复杂油源条件,原油成因分类成为该区油气地质研究中的一个难点。通过系统分析45处样点共61个原油及岩石氯仿抽提物的生物标志化合物构成特征,对该区原油进行了成因分类和油源判别。该区存在着3种成因类型原油。Ⅰ类原油具有m(Pr)/m(Ph)比值低、甾类化合物异构化程度低和伽马蜡烷相对含量高的特征,反映出Ⅰ类原油可能主要来自沙四上亚段生油岩;Ⅱ类原油的m(Pr)/m(Ph)比值高,甾类化合物异构化程度高和伽马蜡烷相对含量低,表明原油可能主要来自沙三下亚段生油岩;Ⅲ类原油的m(Pr)/m(Ph)比值较高,甾类化合物异构化程度较低,伽马蜡烷相对含量极高,并且相对富含三环萜烷和C₂₉规则甾烷,而δ¹³C值明显偏轻,表明该区可能存在一套尚未落实的生油岩。多种成因类型原油的存在表明,断陷盆地缓坡带油源多样、油气运移和聚集过程复杂,该类构造单元仍存在很大油气勘探潜力。     

东营凹陷王家岗地区原油地球化学特征及成因类型

通过对研究区原油、含油砂岩和烃源岩样品抽提物中饱和烃和芳香烃化合物的地球化学特征对比分析, 将该区原油划分为4 种成因类型。第1类原油低密度、低含硫量、高含蜡量、饱和烃碳数分布呈“单峰型”、植烷优势[m(Pr)/m(Ph) 为0.51~0.72) ] 、规则甾烷相对含量C₂₉>C₂₇>C₂₈呈反“L”型, 反映了以高等植物生源为主的特征, 成熟度高, 来源于孔二段烃源岩; 第2类原油高密度、高含硫量、低含蜡量、“单峰型”、异常高植烷含量[m(Pr) /m(Ph) <1.0]、规则甾烷C₂₉>C₂₇>C₂₈呈不对称“V”型、高伽马蜡烷含量, 反映了咸水低等水生生物来源, 成熟度较低, 为沙四段烃源岩生成原油; 第3 类原油饱和烃呈“双峰型”, 规则甾烷C₂₉>C₂₇>C₂₈也呈反“L”型, 反映了低等水生生物与高等陆源植物混合来源的特征, 来源于孔二段和沙四段烃源岩; 第4类原油遭受生物降解, 正构烷烃缺失, 为孔店组和沙四段形成的混源油或沙四段原油。该区4类原油在空间上呈规律性分布。     

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     

东营凹陷正理庄地区沙一段石灰岩沉积相

东营凹陷正理庄地区沙一段顶部发育一套厚约30～60m的薄层碳酸盐岩与砂泥岩互层的沉积层,该层段的碳酸盐岩成分以生物灰岩为主.根据水深和水动力条件,将碳酸盐岩划分为滨湖亚相、浅湖亚相和半深湖亚相,其中浅湖亚相又划分为生物浅滩微相和滩缘微相.生物浅滩具有分布范围广、顶面平坦、沉积厚度较小的特征.浅湖沉积的生物灰岩孔渗性、连通性好,是良好的油气储集层.该段沉积发育于湖盆的微陷扩张期,构造运动相对平静,以基底间歇性沉降为主,导致湖水深度阶段性的变化,最终形成碳酸盐岩与砂泥岩互层的沉积.     

胜科1 井钻前地层压力预测

胜科1井是中石化股份公司一口重点科学探索井,能否顺利实施将会影响到对东营凹陷深层油气藏的认识和勘探进程。该井钻探层位深、地层变化大,钻前异常地层压力预测尤为重要。在地震地质综合研究的基础上,确定了本区地层压力的概念模型,分析了地震速度与地层压力的关系,有效地提取了地震速度并正确地估算了上覆岩层压力。预测结果与开钻后的测试结果吻合较好。     

东营凹陷岩性油气藏含油性定量评价预测

对东营凹陷236个砂岩岩性体的成藏主控因素进行了分析，进一步明确了烃源岩条件、储集条件和成藏动力是该类岩性体成藏的主控因素。应用回归法定量分析了岩性圈闭油气充满度与各类地质因素的相关性，建立了断层一岩性圈闭和孤立砂体圈闭油气充满度定量评价预测公式，预测结果与实钻结果吻合程度较高。该成果对提高岩性油气藏勘探开发效益具有指导意义和应用价值。     

东营凹陷深部异常高压与岩性油气藏的形成

研究了东营凹陷深洼陷内超高压与岩性油气藏成藏的关系。研究表明,深洼陷内砂体的油气充注程度与超高压呈正相关,超高压为其油气向深洼陷内岩性圈闭充注的主要动力;超高压降低了储集层含油藏物性下限,因此,在深洼陷强超压带内,储集层物性条件不是制约油气成藏的主要因素;强超高压的发育有利于超高压裂缝的形成,为油气运移提供有利输导条件;随超高压裂缝的间歇性开启和闭合,油气流体呈混相涌流方式间歇向岩性圈闭充注,圈闭内水则持续缓慢渗出。据此认为,由于强成藏动力的存在,东营凹陷深洼陷内岩性油气藏具有良好的勘探前景。     

东营凹陷中央隆起带东营组构造及成藏条件研究--以现河庄油田为例

以东营凹陷中央隆起带的现河庄油田为例，利用地质、地震和大量的钻井资料，分析了渤海湾盆地东营运动对区内东营组构造形态和构造特征的影响；从地震相、沉积相入手，研究了储层、盖层的沉积和分布规律，阐述了构造运动和沉积作用对东营组油气聚集情况的影响，确定了现河庄东营组的油气藏类型，总结出油气藏分布规律，指导生产取得了明显的经济效益。