东营凹陷利津-民丰地区中深层裂解气成藏史

东营凹陷已发现的中深层裂解气主要分布在利津-民丰地区的古近系沙河街组第四段储层中,其来源为洼陷区沙四下亚段烃源岩。以沙四下亚段烃源岩的生烃史恢复为基础,结合成岩矿物流体包裹体和天然气成藏地质背景,对该区中深层裂解气藏的形成时间和充注期次进行了分析。结果表明,利津-民丰地区沙四下亚段烃源岩具有两期生烃过程,第一期以生油为主,第二期生成大量油气;沙四下亚段自下而上3套烃源岩达到生成裂解气的时期分别为东营组沉积初期、东营组沉积末期和馆陶组沉积末期;沙四下亚段储层具有两期油气充注过程：第一期为沙二段-东营组沉积末期,以充注原油为主;第二期从馆陶组沉积末期开始,一直持续至今,该期又可分为两个阶段：馆陶-明化镇组沉积初期以充注原油为主,明化镇组沉积中期至今以充注裂解气为主;构造高部位地区仅存在第二期原油的充注。     

塔里木盆地满东1致密气藏成因机制

满东1气藏是塔里木盆地东部典型的致密砂岩气藏,但其成因机制研究亟待加强。利用流体包裹体岩相学观察、均一温度测试、定量颗粒荧光分析等手段厘定了油气充注史,应用储层孔隙度演化模型恢复了储层孔隙度演化史,并综合两者之间的关系明确了满东1致密气藏的成因类型和成藏机制。研究结果表明:满东1气藏天然气主要源自寒武系—中下奥陶统烃源岩,此气藏具有2期油气充注历史,即晚加里东—早海西期的石油充注和晚燕山期—喜马拉雅期以来的天然气充注;满东1气藏志留系柯坪塔格组储层在燕山末期致密化,形成现今的致密储层;喜马拉雅期,寒武系、奥陶系古油气藏内的原油裂解气在志留系储层中成藏,此时储层已致密化,即天然气充注期晚于储层致密期,因此满东1气藏的成因类型属于先致密后成藏型"致密深盆气藏"。综合分析后认为,满东1气藏原油裂解气勘探前景广阔,特别是下古生界具有良好的资源前景。     

断陷盆地天然气运聚成藏史研究——以东濮凹陷文23气田为例

天然气运聚成藏史包括天然气的来源、运移通道、充注过程、充注期次及成藏各要素的配置关系。以渤海湾盆地东濮凹陷文23气田为例,在油气地质综合研究基础上,借助天然气分析测试资料,对该气田沙四段气藏天然气生成、运移、聚集、保存等动态成藏过程进行了研究。结果表明,文23地区天然气主要来源于前梨园洼陷石炭-二叠系煤系源岩。在沙一段沉积期至东营组沉积末期,洼陷带生成的煤成气沿文东断层向上运移进入沙四段砂体,并沿着砂体高孔隙高渗透带向西北方向运聚,在沙四段储集层的有利部位聚集成藏,为一期连续充注成藏。其古气水界面比现今气藏的气水界面约低10m,表明文23沙四段气藏中的天然气在东营运动晚期存在一定程度的散失。     

断陷盆地天然气运聚成藏史研究——以东濮凹陷文23气田为例

天然气运聚成藏史包括天然气的来源、运移通道、充注过程、充注期次及成藏各要素的配置关系.以渤海湾盆地东濮凹陷文23气田为例,在油气地质综合研究基础上,借助天然气分析测试资料,对该气田沙四段气藏天然气生成、运移、聚集、保存等动态成藏过程进行了研究.结果表明,文23地区天然气主要来源于前梨园洼陷石炭-二叠系煤系源岩.在沙一段沉积期至东营组沉积末期,洼陷带生成的煤成气沿文东断层向上运移进入沙四段砂体,并沿着砂体高孔隙高渗透带向西北方向运聚,在沙四段储集层的有利部位聚集成藏,为一期连续充注成藏.其古气水界面比现今气藏的气水界面约低10 m,表明文23沙四段气藏中的天然气在东营运动晚期存在一定程度的散失.     

成藏期剩余压力与储层排替压力下限耦合恢复油气成藏过程——以济阳坳陷车西洼陷为例

通过对济阳坳陷车西洼陷主要油田储层孔喉半径与含油气性关系的研究,确定了现今储层排替压力下限,结合地层沉积速率和压实模型,得到了不同时期储层排替压力下限。基于成藏期剩余压力与储层排替压力下限的耦合关系恢复了研究区主要油田源下油气藏的形成过程。在古近系东营组沉积末期有少量油气充注,在馆陶组沉积中期生烃范围恢复到东营组剥蚀期前的水平并再次充注,主体油藏大规模聚集形成于明化镇组沉积早期,南部斜坡带的潜山油气藏成藏期最晚,为明化镇组沉积末期（距今2 Ma左右）。根据成藏期油气运聚动力与阻力的耦合关系,预测源下油气藏分布范围为明化镇组沉积末期沙三段底部剩余压力大于0.6 MPa的地区。     

济阳坳陷东营凹陷北带丰深1井区深层沙四下古油藏与天然气成因

济阳坳陷东营凹陷北带丰深1井区深层古近系沙四段下亚段以产出凝析油气为特征。根据天然气烃类气体组成、氮气含量、气体碳同位素、储层显微荧光薄片观察与测试结果以及热模拟实验结果综合分析,丰深1井区天然气属于原油裂解气,且储层孔隙大量分布热蚀变焦沥青。结合储层地温史和烃源岩生烃史,证实该区深层沙四下砂砾岩体存在古近纪末期(Es1末)古油藏,并在新近纪明化镇组沉积期至今(Nm-Q)因热力作用发生裂解,形成现今的深层凝析气藏。同时发现,在古油藏边缘,如丰深3井区存在源岩干酪根裂解与原油裂解成因的混合气;储层大量微观泄压缝的存在是凝析气藏保持正常压力系统的主要原因。     

济阳坳陷渤南-孤北地区深层天然气成藏期分析

通过气源岩热演化生烃史、储层流体包裹体均一温度、天然气轻烃及构造活动综合分析,探讨了济阳坳陷渤南-孤北地区深层天然气藏的形成时间和期次.研究表明,孤北潜山带存在2期不同成因天然气的充注过程:煤成气于新近纪馆陶沉积晚期充注、油型气于新近纪明化镇中期充注;渤南洼陷油型气藏存在沙一末至东营末期和明化镇期至现今的2次充注过程,以第二期充注为主.不同构造部位、不同层系的成藏期有明显差异,构造低部位气藏形成时间早于高部位.     

东濮凹陷文东地区深层超压与成藏模式探讨

文东地区紧邻东濮凹陷最大的前梨园生油气洼陷,深层储量丰富。地层压力在纵向上具有典型双层结构,其沙三中下亚段超压普遍发育,且为强超压中心。采用流体包裹体热动力学模拟技术结合盆地数值模拟成果恢复了本区古流体压力。研究表明,深部沙三中亚段压力演化具有波动性。明化镇组沉积期至现今,生烃作用引起的超压强度逐渐增加,超压的存在对油气运聚产生重要的影响。提出文东油气成藏具有超压系统源外断压联控和源内超压充注两类成藏模式。加强超压相关研究对于本区下一步深层致密砂岩等非常规气藏的勘探开发具有重大意义。     

渤海湾盆地杜寨气田深层致密砂岩气成藏机理

截至目前,我国发现并成功开采的致密砂岩气藏主要分布于中西部地区,气源岩有机质类型为偏腐殖型;而天然气成因类型为油型气的致密砂岩气藏则较为少见,尚缺乏系统的研究。为此,以渤海湾盆地东濮凹陷杜寨气田古近系始新统沙河街组三段(以下简称沙三段)气藏为例,应用地质、地球化学、测井等资料,对沙三段中—下亚段致密砂岩气的成藏地质背景进行了系统研究,并在依据储集成岩演化、充注动/阻力演化及烃源岩热演化等成藏要素对天然气成藏阶段进行划分的基础上,根据储层成岩演化序列与油气成藏期次间的耦合关系分析其成藏过程。研究结果表明:(1)沙三段气藏成因类型为油型气的致密砂岩气,具备有机质丰度及成熟度较高的优质烃源岩、累计厚度较大且分布范围较广的储集层、与烃源岩互层的良好的源储配置关系、充足的成藏动力及良好的封盖保存条件等有利的成藏条件;(2)沙三中—下亚段储集层致密,浮力作用下天然气很难发生有效充注,欠压实作用、生烃作用等引起的异常高压是天然气充注的主要动力;(3)沙三中—下亚段经历了两期致密化过程和两期油气充注,致密砂岩气整体具有"先致密、后成藏"的特征,其成藏过程可分为4个演化阶段。     

库车坳陷克拉苏构造带深层致密砂岩气成藏机制

为深化对克拉苏构造带深层致密砂岩气成藏机制的认识,开展了油气充注史和孔隙度演化史研究。以库车坳陷大北1气藏为例,运用流体包裹体岩相学和显微测温技术厘定油气充注史,采用定量回剥的方法恢复了储层孔隙演化史,根据两者的耦合关系明确了大北1气藏成藏机制。研究结果表明:大北1气藏存在3期油气充注过程,第1期为新近纪康村期至库车期的成熟原油充注,储层孔隙度为12%～14%,形成常规油藏;第2期为新近纪库车期高成熟油气充注,储层孔隙度为8%～10%,常规气藏与致密深盆气藏共存;第3期为新近纪库车末期至第四纪西域期的干气充注,储层孔隙度约为5%,形成致密常规与致密深盆复合气藏,西域期至今由于后期构造运动导致储层发育大量裂缝,气藏遭受改造,天然气沿裂缝在浮力作用下运移调整至构造高部位聚集。该研究成果进一步拓展了库车凹陷克拉苏构造带致密气勘探开发前景,为研究区有利区预测奠定一定的理论基础。     

渤海湾盆地东营凹陷古近系深层油气成藏系统及勘探潜力

东营凹陷是渤海湾盆地具有代表性的陆相断陷盆地,深部层系勘探程度低,丰深1、丰深斜101等井获得高产工业油气流,显示了良好的勘探潜力。以东营凹陷古近系深层为对象,在烃源岩分析基础上,结合优质储层成因研究,建立油气成藏模式,明确深层勘探潜力方向。结果表明:东营凹陷古近系深层的沙四下亚段及孔店组构成独立的含油气系统,孔二段、沙四下亚段发育的盐湖(咸化)环境烃源岩具有排烃时期早、排烃时间长、效率高、生排烃周期长的特点,为深层油气成藏系统提供了有利的油源条件;咸化湖泊的多类型沉积体经历了酸-碱交替的成岩流体环境,形成了以次生溶蚀孔隙为主的优质储层,为深层油气成藏提供了良好的储集条件;深层油气成藏系统的油气藏分布与断陷盆地结构、沉积储层发育和成藏动力系统具有良好的对应性,"自源型"及"他源型"油气成藏模式有序分布;缓坡带红层和滩坝砂岩及陡坡带砂砾岩等不同类型油气藏是东营凹陷古近系深层重要的勘探领域。     

东濮凹陷中央隆起带南部油气成藏模式

东濮凹陷中央隆起带南部地区油气分布零星。油气成藏受主干断裂、烃源岩类型、生烃期次等因素控制。主要发育3种成藏模式：深层地垒带以石炭～二叠系为烃源岩，聚集早期(早第三纪)煤系生成的气形成古生新储煤成气藏；复杂断阶带发育反向正断、屋脊状圈闭，形成多期反向断阶油藏，具有反向断块成藏、高点富集的“一把刷子”的成藏特点；近洼斜坡带构造简单，临近油气源，但埋藏深度大，储层物性差，聚集晚期(晚第三纪)葛岗集洼陷生成的气形成斜坡带深层湿气藏。     

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。     

渤海湾盆地中南部上古生界天然气资源潜力

渤海湾盆地上古生界煤系烃源岩经历了复杂的埋藏史、热史和生烃史，具有多期次的生烃过程，该区上古生界天然气具有晚期成藏特征，古近纪以来所生成的天然气具有较大的资源意义。为此，建立了渤海湾盆地中南部地区上古生界烃源岩的生烃史地质模型，据此对生烃过程进行了数值模拟，通过生成生烃强度随地理坐标和时间变化的三维数据体，实现了对任意平面范围、任意时间段生烃量的定量计算。依据越晚期的生烃量其资源贡献率越高的原理，结合对天然气成藏条件的深入分析，预测了渤海湾盆地中南部地区上古生界天然气资源量的分布规律，进而提出了勘探建议：惠民凹陷的滋镇洼陷、阳信洼陷，东营凹陷南部，东濮凹陷东部次洼、中央隆起带和西部次洼是寻找上古生界天然气的远景区；沾化凹陷孤北地区、东濮凹陷中央隆起带、东营凹陷南坡、惠民凹陷的滋镇洼陷南坡则可作为近期寻找天然气资源的重点区带。     

东濮凹陷天然气富集规律

通过实验模拟,气体组分及同位素特征分析,对东濮凹陷不同类型天然气藏进行了聚类分析,并对成因进行判识。明确了古近系和石炭—二叠系2套烃源岩,在高热演化条件下可依次形成原油裂解气、湖相泥岩干酪根晚期裂解气及煤成气,3种主要生气方式造就了东濮凹陷深层富气。成因判识及气藏动态过程分析表明,东濮凹陷凝析气藏及煤成气藏具有"近源聚集、接力成藏、W型分布"的成藏特征。结合典型气藏解剖,指出深层凝析气及煤成气的富集主要受高热演化烃源岩的分布控制,其中,凝析气藏的有利勘探区域受深度(小于4 350 m)、坡度(同沉积断层)、有机质丰度(TOC0.8%)("三度")控制,二次生烃区域斜坡构造部位及深层储层"甜点"发育区是古近系深层凝析气藏勘探重点领域。煤成气的有利勘探区域主要集中在上古生界煤系源岩Ro2.0%、生气强度大于20×108 m3/km2的区域,中央隆起带及斜坡中下部位为有利勘探区。     

Hydrocarbon charge history of the Paleogene reservoir in the northern Dongpu Depression,Bohai Bay Basin,China

The hydrocarbon charge history of the Paleogene in the northern Dongpu Depression was analyzed in detail based on a comprehensive analysis of the generation and expulsion history of the major hydrocarbon source rocks, fluorescence microscopic features and fluid inclusion petrography. There were two main stages of hydrocarbon generation and expulsion of oil from the major hydrocarbon source rocks. The first stage was the main hydrocarbon expulsion stage. The fluorescence microscopic features also indicated two stages of hydrocarbon accumulation. Carbonaceous bitumen, asphaltene bitumen and colloidal bitumen reflected an early hydrocarbon charge, whereas the oil bitumen reflected a second hydrocarbon charge. Hydrocarbon inclusions also indicate two distinct charges according to the diagenetic evolution sequence, inclusion petrography features combined with the homogenization temperature and reservoir burial history analysis. According to these comprehensive analysis results, the hydrocarbon charge history of the Paleogene reservoir in the northern Dongpu Depression was divided into two phases. The first phase was from the late Dongying depositional period of the Oligocene to the early uplift stages of the late Paleogene. The second phase was from the late Minghuazhen period of the Pliocene to the Quaternary. Reservoirs formed during the first period were widely distributed covering the entire area. In contrast, reservoirs formed during the second period were mainly distributed near the hydrocarbon generation sags. Vertically, it was characterized by a single phase in the upper layers and two phases in the lower layers of the Paleogene.     

新构造运动对东濮凹陷北部古近系烃源岩生烃的影响及其对浅层油气成藏的意义

古近纪以来,东濮凹陷在东营组沉积末期和明化镇组沉积晚期经历了两期构造运动,构造运动对深层烃源岩的生烃作用和浅层油气成藏均具有重要的影响。在埋藏史的恢复和前人热演化史研究的基础上,恢复了古近纪以来沙河街组三段烃源岩的生烃史,探讨了构造运动对沙河街组三段烃源岩生烃的影响,并分析了这种影响对浅层油气成藏的意义。研究认为,东营运动强度较大,抑制或延缓了深层烃源岩的生烃进程,造成了烃源岩晚期大规模生烃;同时,东营运动保存了深部烃源岩的生烃潜力,为后期再度埋深的二次生烃及明化镇组沉积末期浅层油气藏的形成奠定了物质基础。     

齐古断褶带八道湾组砂岩储集层致密化—油气充注时序

为明确准噶尔盆地南缘齐古断褶带下侏罗统八道湾组砂岩储集层致密化及油气充注过程,综合应用铸体薄片图像分析、X射线衍射、场发射扫描电镜观察、流体包裹体分析等方法,结合烃源岩生烃和排烃史、地层埋藏史和热史模拟,对砂岩储集层的致密化过程以及孔隙演化史进行恢复,同时与油气充注史结合,探讨砂岩储集层致密化—油气充注时序对油藏类型的影响。结果表明,齐古断褶带八道湾组致密砂岩主要包括4个成岩相:石英次生加大—溶蚀相、杂基—强压实相、碳酸盐矿物胶结相和自生黏土矿物胶结相,其中石英次生加大—溶蚀相具有较好孔渗条件。储集层致密化原因主要是杂基含量高、碳酸盐矿物胶结严重、溶蚀改造作用有限以及自生黏土矿物堵塞孔隙。此外,齐古断褶带八道湾组致密砂岩属于“先致密后成藏”型储集层,经历了3期油气充注:第1期低成熟度原油充注时,大部分砂岩储集层已进入致密砂岩储集层界限,在超压作用下第2期低成熟度原油和第3期高成熟度油气沿着齐古北断裂充注于致密砂岩中并聚集成藏。新近纪末期,齐古背斜核部开始剥蚀导致剩余压力大幅度减小,油气发生逸散,古油藏经历构造调整后形成小规模致密油气藏。该成藏过程指示齐古背斜高部位以及第2排和第3排构造带处所发育的圈闭油气勘探潜力大。