苏北盆地海安凹陷下白垩统层序地层和沉积相研究

运用地震、测井和分析化验等资料,对苏北盆地海安凹陷下白垩统泰州组进行了层序地层和沉积相研究,将泰州组划分为2个三级层序(泰一段构成层序I1 和泰二段构成层序I2)和5个体系域,其中,层序I1沉积于盆地断陷期, 由于受仪征运动的影响该层序多与下伏浦口组为角度不整合接触,彼此间为典型的层序界面,发育辫状河冲积平原相、辫状河三角洲前缘相、滨—浅湖相和半深湖相沉积;层序I2形成于盆地拗陷期，主要发育辫状河三角洲前缘相、半深湖—深湖相沉积, 湖泊沉积范围广,湖相暗色泥岩沉积是盆地主要烃源岩。指出海安凹陷生油层主要发育于沉积层序I2中部湖侵体系域的泥灰岩段,该生油层本身又是良好盖层;而储集层则主要发育在沉积层序Ⅰ1和I2顶部的高水位晚期;海安凹陷中心发育的辫状河三角洲前缘及前三角洲砂体是油气的有利勘探区。     

二连盆地下白垩统岩性地层油藏构造控制因素

根据地震、测井及钻井信息和层序地层学理论,对二连盆地岩性地层油气藏类型进行的深入研究表明,影响二连盆地下白垩统岩性地层油藏的主要因素有断陷结构的类型、坡折带控砂模式和断裂调节带类型。根据构造样式,将二连盆地断陷结构进一步细分为单断断超式、单断断槽式及复合式3种类型;将坡折带控砂模式细分为陡坡断崖型与近岸水下扇、陡坡断坡型与近岸水下扇—浊积扇、陡坡断阶型与扇三角洲—浊积扇、缓坡斜坡型与辫状河三角洲—扇三角洲、缓坡挠曲型与扇三角洲—浊积扇、缓坡断阶型与辫状河三角洲或扇三角洲—浊积扇6种类型;将断裂调节带划分为断层断弯型、断层断接型、断层交叉型和断沟型4种类型。对不同类型构造控制因素进行了分析,为二连盆地岩性地层油藏的研究和勘探提供了理论依据。     

二连盆地下白垩统层序地层及砂体分布垂向序列

二连盆地是在海西期地槽褶皱基底上发育起来的早白垩世断陷湖泊群,具有潮盆潮侵规模较小、气候条件干燥、湖水咸化、沉积旋回单一、多物源、近物源和粗碎屑等沉积特征,以及发育岩性地层油气藏为主的油气分布特点。本文通过对巴音教兰、乌里雅斯太、吉尔嘎朗图和赛汉塔拉等凹陷层序地层分析,建立了二连盆地下白垩统层序地层综合剖面,并总结了三级层序框架内砂体分布的垂向序列。主要的结论为：其一,受三期幕式话动影响,断陷形成了3个大的沉积旋回和3个区域不整合面,构成了下白垩统3个二级层序；其二,受断陷内翘倾和块断等构造活动的控制,以及三级气候旋回和物源供给因素的影响,下白垩统划分出6个三缓层序；其三,在单断断陷湖盆中,湖泊阶段的早、晚期由于凹陷边界断层活动较弱,断面较缓,陡坡可以发育扇三角洲,在湖泊阶段的中期主要为水下扇砂砾岩体,并在洼槽区发育浊积扇。在整个湖泊阶段,缓坡的扇三角洲和辫状河三角洲砂体交替出现。     

吉尔嘎朗图凹陷宝饶洼槽下白垩统层序地层与沉积体系

运用高分辨率层序地层学原理和方法，通过对钻井和地震资料的综合分析，在二连盆地吉尔嘎朗图凹陷下白垩统中识别出1个超长期基准面旋回（二级层序）SSC1和5个长期基准面旋回（三级层序）：LSC1、LSC2、LSC3、LSC4、LSC5，分析了各旋回的发育特征。识别出5种类型的沉积体系：滨浅湖-近岸水下扇；较深水湖-浊积扇；滨浅湖-扇三角洲；滨浅湖-辫状河三角洲和河流沉积体系。在等时地层格架内分析了各基准面旋回的沉积体系构成和储层砂体的发育情况，综合分析生、诸、盖条件后认为：在垂向上，LSC3旋回为本区最有利的储集层段，在平面上，本区的油气勘探应主要寻找宝饶构造带辫状河三角洲前缘砂体，主要储层砂体类型为前缘分流水道砂和前缘席状砂。     

二连盆地下白垩统油气运移特征

应用二连盆地主要生油凹陷中泥、砂岩的分析化验等资料,系统分析了本区油气运移作用,总结了主力烃源层的油气运移特征。主要的认识为:1)本区下白垩统K₁ba和K₁bt¹2套成熟烃源岩排烃率可以达到32%~72%,是主力排烃层。进入生油高峰阶段的Ⅰ类生油凹陷有良好的生烃与排烃条件,具有形成工业价值油气藏的能力;2)根据泥岩压实曲线和粘土矿物变化等资料分析认为,快速压实阶段是排烃(油气初次运移)的最佳时期;3)从烃源岩生油期与排烃期的匹配关系分析,二连盆地只有Ⅰ类生油凹陷的成油带与泥岩快速压实阶段相吻合,构成油气生成与运移的良好匹配关系;4)油源断层和不整合面是油气二次运移的重要通道,特别是K₁bt¹/K₁ba不整合面具有良好的孔渗条件,其不整合面上、下的各种类型圈闭是油气勘探的主要目标;5)通过油气运移效应分析认为,乌里雅斯太凹陷原油运移效应最高,其次为阿南、赛汉塔拉、额仁淖尔凹陷,而巴音都兰和吉尔嘎郎图凹陷的原油未发生长距离运移。     

宝饶洼槽下白垩统层序地层与生储盖组合

运用层序地层学原理和方法,通过对钻井和地震资料的综合分析, 在二连盆地吉尔嘎朗图凹陷下白垩统中识别出1个超长期基准面旋回(二级层序)SSC₁和5个长期基准面旋回(三级层序)LSC₁、LSC₂、LSC₃、LSC₄,LSC₅,并分析了各旋回的发育特征。在等时地层格架内,分析了其生油岩、储集层、盖层及储盖组合的发育和分布特征与基准面旋回的内在联系,指出本区研究层段主要发育LSC₁、LSC₂、LSC₃+LSC₄和LSC₅共4套储羞组合,其中LSC₃+LSC₄储盖组合为最有利的含油储盖组合。     

鄂尔多斯盆地中西部下白垩统露头区裂缝研究

通过对研究区野外露头宏观裂缝的详细观测与统计,研究了鄂尔多斯盆地中西部下白垩统裂缝系统的发育特征与成因类型,同时依据构造解析（Tectonic Analysis）的相关理论与方法,分析了裂缝形成的构造应力场。其结果表明：研究区下白垩统主要发育了4组高角度或近直立裂缝,其走向分别为北东东向、北东向、北北西向及北西向;裂缝的横向延伸长度比纵向切深大得多,两者的主体布范围（或峰值）分别介于为3～20m与0．1～0．6m;裂缝间距总体呈对数正态分布,大小主要集中在0～0．8m,约占85％;从裂缝地质成因来看,上述4组裂缝均为直接受控于区域构造应力场的区域构造裂缝,而从裂缝力学性质角度看,则又普遍表现出剪切裂缝的典型特征,都归属于剪裂缝范畴,并且在区域上构成早晚两期平面X型共轭剪切裂缝体系,其中北东东-北西向共轭剪切裂缝主要形成于盆地燕山期构造应力场,北北西-北东向共轭剪切裂缝则主要在盆地喜山期构造应力场的控制下形成．     

北黄海盆地上侏罗统烃源岩测井评价

北黄海盆地尚处于勘探早期,盆地内烃源岩厚度巨大,但钻井取心较少,测试样品有限,难于对该区的烃源岩条件作出整体评价。文中结合地层沉积特征和地球化学测试数据,利用Δlog R技术,根据有机质在测井曲线上的响应特征,考虑岩性组合的差异,建立了适合研究区不同岩性组合的2种有机质丰度测井解释模型,获得钻井剖面上连续分布的总有机碳质量分数信息。研究表明:北黄海盆地东部坳陷上侏罗统烃源岩发育,上部J3SQ2层序中烃源岩厚度50~300 m,坳陷中心总有机碳质量分数大部分高于1.5%;下部J3SQ1层序中烃源岩厚度50~200 m,总有机碳质量分数0.5%~2.0%。2套层序中烃源岩总有机碳质量分数均表现出由坳陷中心向四周降低的特征。整体上,研究区上侏罗统烃源岩以中等烃源岩为主,具有生成油气的物质基础,邻近生烃中心的构造带应具有较好的勘探前景。     

查干凹陷下白垩统层序地层格架与演化

查干凹陷位于银额盆地东北角,依据地震、岩性、古生物、地化及测井等资料,其白垩系可划分出 1个一级层序、2个二级及 7个三级层序。巴音戈壁组一、二段沉积时期形成层序Ⅰ,Ⅱ;苏红图组沉积时期,形成层序Ⅲ,Ⅳ,Ⅴ;银根组沉积时期形成层序Ⅵ,Ⅶ。查干凹陷已有钻井显示,58%的油气层段分布于低位体系域中,30%的分布于高位体系域,12%的分布在湖侵体系域。     

银根盆地下白垩统石油地质特征及含油气远景评价

银根盆地是内蒙古-天山褶皱系内部的山间盆地,由4个二级构造单元(苏红图坳陷、尚丹坳陷、查干德勒苏坳陷和宗-沙隆起)组成,基底为上古生界变质岩,广泛发育的下白垩统巴音戈壁组厚3-4km。低成熟-成熟烃源岩主要发育于巴音戈壁组中、上亚组,有机质丰度较高,以II、Ⅲ型干酪根为主I以碎屑岩储集层为主,多为低孔低渗储集层,局部发育中孔、中渗储集层I发育3套区域盖层,保存条件较好。根据生储盖条件综合分析,查干德勒苏坳陷为最有利油气远景区,尚丹坳陷、苏红图坳陷为较有利油气远景区。图1表2参10     

北黄海盆地中生界烃源岩评价

北黄海盆地位于黄海海域北部,为中新生代盆地,勘探程度较低,尚处于早期评价阶段。通过对盆地东部钻井烃源岩有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度等有机地化参数分析,认为:上侏罗统烃源岩是具一定潜力的中等烃源岩,也是目前发现原油的油源岩和有效烃源岩;下白垩统烃源岩是本区目前最好的烃源岩,但成熟度偏低,应作为具有一定潜力的潜在油源岩或有效烃源岩加以重视。此次研究对该地区烃源岩的认识起了重要的补充和促进作用,对油气勘探也具有很好的指导意义。     

北黄海盆地中东部近表层沉积物顶空轻烃地球化学特征

通过北黄海盆地253个站位的顶空轻烃数据分析,对该盆地中东部地区的含油气特征进行了讨论。该区轻烃指标为非均匀-严重非均匀地化场,与其他含油气盆地相比,研究区属中等强度的地球化学场。高值主要分布在东部坳陷和中西部隆起区,经过数据预处理和趋势分析,东部坳陷区表现为CH4和C2H6以上重烃的高背景和高强度异常,中部坳陷为低背景和中等强度异常。综合油气地质条件分析认为东部坳陷含油气特征明显优于中部坳陷。轻烃CH4指标在研究区西南部受到沉积环境的一定影响,但其他区域异常反映了油气渗漏特征。趋势异常主要分布在构造边界断层位置,反映了烃类气体沿裂隙通道运移的特点。     

北黄海盆地中生界油源对比及成因分析

通过北黄海盆地4口井中6个样品的测试分析,对该盆地中生界的油-源进行了详细对比和原油成因分析.经过轻烃组成、饱和烃和芳烃的色谱、质谱、饱和烃碳同位素等地化参数类比,进一步明确了产于下白垩统的原油来源于上侏罗统陆相淡水型、以Ⅱ₂型为主的生油母质形成的烃源岩.同时,地化参数表明,白垩系原油属于带环烷型特征的近石蜡型原油,是具有高蜡低硫、低钒镍比、保存条件较好的陆相成熟原油.     

南华北盆地谭庄凹陷构造特征与下白垩统勘探前景

通过对南华北地区谭庄凹陷断裂特征和构造样式的深入研究,确认谭庄凹陷发育了叶鲁断裂、商水断裂等29条断裂。叶鲁断裂和商水断裂分别是谭庄凹陷南、北边界的主控断裂,控制着凹陷内下白垩统和新生界的沉积与保存。谭庄凹陷发育4套烃源岩层系,下白垩统、石炭-二叠系是凹陷内的主力烃源岩层系,古近系、中-下侏罗统为潜在烃源岩层系。     

苏北—南黄海盆地海相中—古生界密度和速度分析及其地震反射模型构建

苏北—南黄海盆地海相中—古生界地震成像难度大,给油气勘探及相关研究带来巨大困难。从地震反射波成因于岩石密度和速度的差异这一原理,构建适用的反射模型,识别地震标志层,推测地层归属。通过充分调研该区目的层密度和速度资料,分析和对比获取这些资料的四种方法和途径,总结速度和密度随岩性、地层年代、埋深和成岩作用的变化特征,然后构建了该区目的层的速度、密度和地震反射模型,并与实际地震资料进行对比。研究认为：目的层上部海相地层中碳酸盐岩与碎屑岩在速度、密度物性上差异大,下部地层这种差异较小;在构建的地震反射模型中,古生界内部存在3个强反射标志层,分别对应下二叠统栖霞组/孤峰组界面、下石炭统高骊山组/和州组界面和上奥陶统汤头组/五峰组界面。模型界面可与南黄海盆地古生界深部优质层段地震资料对比。     

下扬子区碎屑岩储层物性控制因素分析

根据露头及岩心分析测试数据,分析了下扬子区碎屑岩储层物性主要控制因素。明确区内储层物性主要受沉积、成岩和构造作用影响。龙潭组和老坎组储层物性主要受沉积作用和成岩作用影响,砂岩以碳酸盐胶结为主,次生溶蚀孔隙相对发育;五通组、茅山组和坟头组砂岩主要为硅质胶结和铁矿石胶结,后期溶蚀孔不发育,储层物性主要受构造作用控制。研究认为,老坎组和龙潭组后期溶蚀作用强,次生溶蚀孔隙相对发育,为下扬子区物性条件最好的碎屑岩层系。     

南华北盆地谭庄凹陷下白垩统成岩相分布及优质储层预测

利用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜及物性等分析化验资料,对影响南华北盆地谭庄凹陷下白垩统储层物性的压实作用、胶结作用和溶蚀作用等成岩作用强度进行了定量计算,得出了不同井和不同层段的视压实率、视胶结率和视溶蚀孔隙度,厘定了成岩强度划分标准。将下白垩统储层划分为5种成岩相类型,其中Ⅰ和Ⅱ类成岩相为较好的储集相带,Ⅲ类为中等储集相带,Ⅳ和Ⅴ类为差的储集相带。通过成岩相分布预测,结合沉积体系及次生孔隙发育分布规律,认为谭庄凹陷南部扇三角洲的北部区域、北部三角洲的南部区域处于中等-较强压实强胶结中等溶蚀成岩相带,为各层段的有利储集相带。     

北黄海盆地东部坳陷油气成藏时间研究

东部坳陷是北黄海盆地唯一发现油流的沉积坳陷,具有较好的油气勘探前景,其油气藏形成时间将决定该区油气勘探思路和油气勘探方向。通过烃源岩的油气生排烃史和油层的砂岩包裹体研究,综合分析推断了东部坳陷油气藏成藏时间。研究表明,东部坳陷中侏罗统烃源岩的主要生烃期和排烃期为渐新世,下白垩统和上侏罗统砂岩储层包裹体的油充注时间为早中新世。结合盆地构造演化史综合分析推断,北黄海盆地东部坳陷的油气藏形成时间为晚渐新世至早中新世。     

二连盆地阿尔凹陷下白垩统烃源岩地球化学特征及油源对比

阿尔凹陷是二连盆地的一个次级构造单元,勘探程度较低。 下白垩统为二连盆地的主力烃源岩和产油层,在阿尔凹陷广泛发育。 有机地球化学分析表明,阿尔凹陷下白垩统烃源岩有机质丰度高,以Ⅰ-Ⅱ 型为主,低成熟-成熟,已进入大量生烃阶段,其中腾一段烃源岩生烃能力最强,阿四段烃源岩生烃能力稍差;下白垩统烃源岩主要为淡水-微咸水环境,腾一段为偏强还原-弱氧化环境,阿四段为偏弱氧化环境;烃源岩常规甾烷分布特征为 C29>C27>C28,表明其具有以藻类输入为主、陆源有机质输入为辅的生源特征,而腾一段生源输入的差异可能与湖侵及湖退引起的水体深度变化有关。 下白垩统油砂和烃源岩样品的生物标志化合物特征对比表明,腾一段原油来源于腾一段烃源岩,阿尔善组原油可能主要来源于腾一段烃源岩,混有阿四段的油源。