渤海湾盆地济阳坳陷三合村洼陷油气成藏研究

为了解释渤海湾盆地渤南洼陷外源油气在三合村洼陷内部聚集成藏的问题,利用流体包裹体、生物标志化合物等资料,结合典型井埋藏史与边界断裂演化史分析,从油气成藏期与运移路径演化2个方面进行研究。结果发现,流体包裹体均一温度与反映成熟度的生物标志化合物参数均证实,三合村洼陷存在东营组沉积早期、馆陶组及明化镇组沉积晚期油气成藏过程,早期油气主要源自渤南洼陷沙四上烃源岩,之后渤南洼陷沙三段及沙一段烃源岩相继成熟供烃,构成了三合村洼陷完整的成藏序列。东营组成藏期,边界断层未能错开三角洲砂体,渤南油气可沿统一砂体直接向三合村运聚;晚期由断层、砂体及不整合构成的复合体系,为油气聚集提供了良好的输导通道。油气正是通过“早期统一砂体运移”和“断层—砂体—不整合复合运移”等方式向三合村洼陷内部及其南部斜坡运聚,形成多种类型的油气聚集。     

多旋回叠合盆地油气成藏期次与成藏时期确定——以渤海湾盆地临清坳陷东部上古生界为例

摘要：勘探实践表明,多旋回叠合盆地油气成藏过程的复杂性极大地影响了油气勘探进程。对渤海湾盆地临清坳陷东部上古生界石炭-二叠系烃源岩生烃史进行模拟的结果表明,该盆地分别在中-晚三叠世、晚白垩世、古近纪和新近纪-第四纪发生了4次生烃过程,且第一次生烃量小、可忽略不计,第二次生烃量也不大,主要生烃高峰期发生在新生代;而6口井76块流体包裹体样品的系统分析成果揭示,上古生界分别在晚侏罗世-早白垩世、古近纪和新近纪-第四纪发生了3期以天然气充注为主的油气成藏过程,第一期成藏发生在141.9~95.7 Ma,第二期成藏发生在51.0~33.1 Ma,第三期成藏发生在19.7~0 Ma,且每期成藏均起始于叠合盆地拗陷阶段,终止于构造抬升阶段。储层有机包裹体观测表明,第一期充注油气几乎全被破坏成残留沥青,第二期和第三期充注的油气有可能在以北西向断裂分隔的中央洼陷上古生界地层-构造圈闭聚集成藏而成为潜在的勘探目标。     

济阳坳陷东营凹陷沙三中亚段流体包裹体古流体势场恢复

通过对东营凹陷沙三中亚段砂岩储层中376块流体包裹体样品的系统分析,将研究区的油气充注划分为3个期次,并确定出3期油气充注发生的时间。运用流体包裹体PVT热动力学模拟的方法,获得了3个充注期的古压力演化,结合本区平面和剖面上现今地层压力的分布,确定了沙三中亚段油气藏可视为处于同一个含油气压力系统中。在此基础上,利用流体包裹体所获得的参数恢复了沙三中亚段3期古油水势场的演化,并分析了其分布特征,探讨了油气充注期中的有利油气聚集区。认为东营凹陷油气藏的分布与古流体势的演化有密切的联系,3期油气充注时期古油势控制成藏的阀值分别为7,10.5和22 kJ/kg,利津洼陷北坡和牛庄洼陷南坡是第一期有利的油气低势聚集带,围绕牛庄洼陷和利津洼陷这两大高油势中心的周边区域为第二期有利油气成藏带,第三期油气有利成藏带逐渐扩展到民丰和博兴两大洼陷周缘区域。     

潜山圈闭成藏特征及地质风险评价——以渤海湾盆地济阳坳陷为例

渤海湾盆地济阳坳陷潜山圈闭主要有断块、残丘和内幕潜山3种类型,不同类型的潜山圈闭具有不同的成藏特征,控制成藏的地质因素所发挥的作用不同。针对保存、运聚配套、圈闭、储层条件等4项地质条件及圈闭可靠程度共5项评价指标对圈闭地质风险进行综合评价,采用“5项条件评价值加权求和”的方法求取地质风险系数,建立潜山圈闭地质风险评价分级标准。对济阳坳陷潜山圈闭的评价结果表明,所建立的潜山圈闭地质风险评价方法和评价标准,能反映探区地质特点和勘探实际情况。     

济阳坳陷垦西地区油气藏成藏模式

运用成藏动力学系统的理论和方法，对垦西地区的成藏模式进行了研究分析，指出该区存在侧向和垂向2大类型的油气运聚成藏模式，前者主要包括沙四段烃源岩油气的侧向运聚成藏模式、沙三段烃源岩油气的侧向运聚成藏模式和沙四段烃源岩凝析油气的侧向运聚成藏模式3种类型，后者包括沙四段烃源岩油气的垂向运聚式成藏模式和沙三段烃源岩油气的垂向运聚成藏模式2种类型。     

渤海湾盆地廊固凹陷杨税务潜山油气成藏的流体包裹体证据

廊固凹陷杨税务潜山凝析油天然气藏是近年来渤海湾盆地的重要勘探发现,但对其油气成藏过程的认识还不够深入。通过对潜山储层中的流体包裹体进行岩相学、显微测温、拉曼光谱和PVT模拟等分析表明,储层中主要发育5类流体包裹体,即气液两相盐水包裹体、气体包裹体、气液两相烃类包裹体、气液两相富气包裹体和单液相烃类包裹体。杨税务潜山主要发育2期油气成藏过程,以晚期天然气充注为主。第1期烃类包裹体主要发蓝绿色荧光,单相烃类包裹体较多,气液两相烃类包裹体较少,共生盐水包裹体较少,未见含甲烷的富气包裹体,以原油充注为主,形成于东营组沉积期成藏阶段。第2期烃类包裹体以气液两相富气包裹体为主,其气液比相对较大,液相发蓝色荧光,为高成熟度凝析油,富气包裹体中含甲烷等气体,说明成藏的天然气为湿气,成藏期为明化镇组沉积期至今。成藏期的古压力计算表明,第1期成藏的压力系数在1.00~1.17,属于正常压力油气藏;第2期成藏的压力系数相对较高,在0.95~1.33,总体属于正常压力范围,个别井区达到异常高压范围（压力系数大于1.20）。杨税务潜山油气藏的古今压力系数变化不大,表明其封闭性较好,有利于油气保存。     

渤海湾盆地济阳坳陷孤北潜山下古生界油气来源及运移方向

为明确渤海湾盆地济阳坳陷孤北潜山下古生界油气运聚特征,指出下步油气勘探方向,利用钻井、地震、分析化验等资料,对该区油气来源、输导体系及油气运聚方式进行了研究。孤北潜山下古生界油气来自渤南洼陷沙三段烃源岩,断层与下古生界风化壳是油气运移的主要通道。其中北东向断层与东西向盆倾断层活动时期与渤南洼陷生烃期一致,是油气运移的重要通道之一;下古生界潜山顶面风化壳厚度大,物性好,渗流能力强,可以作为油气远距离横向运移的良好输导层。原油主要充注方向为自西向东、自北向南,西排山与渤南洼陷通过孤西1号断层对接,渤南洼陷生成的油气可直接运移到西排山中聚集成藏;而对于中排山和东排山,油气首先沿埕东断层和孤北断层向东运移至潜山低部位,然后沿下古生界风化壳向高部位运聚成藏;同时中排山油气也可以沿东西向盆倾断层F₁或F₂走向运移进入东排山。西排山中部、中排山北部埕东断层上升盘及整个东排山是研究区下一步重点勘探区域。     

构造作用与济阳坳陷上第三系油气成藏

从渤海湾盆地区域地质背景和断裂作用等方面入手 ,对济阳坳陷上第三系油气成藏特点和主要控制因素进行了探讨。提出上第三系油气成藏具有源控、相控、断控、盖控等特点。下第三系沉降沉积中心的迁移对上第三系油气藏的形成和分布具有重要作用 ,上第三系油气主要富集于坳陷东北部环渤海地区 ,主要原因是沉降沉积中心的迁移造就了晚期成藏的优越条件。断层对油气纵向运移并形成上第三系馆陶组厚层砂岩体油气聚集发挥了重要作用。油气沿断裂的运移呈幕式 ,切入烃源岩的断裂类似于潜水泵 ,周期性地将油气输送到上覆层系 ,与横向连通砂体构成立体网状运移体系。凹陷中受断裂控制形成的低凸起是油气富集的最有利场所     

济阳坳陷致密砂岩储层油气成藏机理探讨

致密砂岩储层渗透率小于10×10-3μm2,由于其储集空间类型及特征的特殊性,在油气成藏机理方面与常规油气藏存在根本的区别。该文从分析"根缘气"的形成条件及成藏特点出发,以模拟实验为基础,根据济阳坳陷致密储层特点,探讨油气成藏机理:致密储层油气运移成藏以超压充注为主,超压传递到达的边界就是其含油(气)边界,超压梯度大,油气充注的距离和圈闭滞留的范围就大,含烃饱和度也相对高。通过成藏相似性研究认为,济阳坳陷致密砂岩油气藏具以下特点:①烃源岩持续供烃,源内及附近储层蕴含着大量的分异性较差的油气;②致密砂岩储层"相势控藏";③具有大面积分布致密油气藏的条件,勘探潜力大。     

准噶尔盆地腹部储层流体包裹体与油气成藏期次研究

储层流体包裹体研究是目前成藏期分析常用的方法。通过准噶尔盆地腹部含油砂岩储层流体包裹体的系统取样研究，得到储层流体包裹体的四组均一温度：50～65℃，70～90％℃，90～110℃，110～120℃。结合埋藏史和热史的恢复，认为本区油气成藏具有多期性，主要有早期充注和晚期充注两期，其中以晚期充注为主。     

济阳坳陷桩海地区古潜山油藏控制规律及有利区预测

为研究济阳坳陷桩海地区的古潜山油藏控制规律,通过大量二维地震剖面解释,绘制了研究区中、古生界沉积残留厚度图,编制了基底构造纲要与油藏分布图。研究表明,12条大断裂控制了本区大地构造格局,并控制了中、古生界的沉积残留厚度,古生界残留厚度为0～2 200 m,中生界残留厚度为0～3 900 m。桩海地区有效烃源岩主要为沙河街组和馆陶组,储层为寒武—奥陶系地层,沙河街组泥岩为良好盖层,断裂和不整合面作为运移通道。根据12条断裂所分割的区域,将研究区划分为8个区块,并对其作了成藏预测。     

断层对南堡凹陷潜山油气藏的控制作用

断块型潜山油气藏是渤海湾盆地的一种重要油气藏类型,断层对该类油气藏具有重要的控制作用。为了揭示断层对南堡凹陷断块型潜山油气聚集与保存的作用,利用三维地震、钻井、测井等资料进行断层面形态的刻画、断层封闭性的计算及断层对储层改造作用的分析,重点剖析了南堡凹陷内5条断层对油气的优势运移通道、油气保存、油气的储集空间等方面的控制作用。研究结果表明：①油气的运移方向受断层面形态的控制,汇聚型输导体系有利于油气的运移,且断层面曲率大的部位试油中可获得较高的产能;②成藏期后断层的启闭系数控制着油气的保存及现今的含油气性,潜山顶部的断层启闭系数小于1时,断层纵向封闭好,油气保存条件好,后期含油气性高,大于3时,断层纵向封闭差,油气向浅部运移;③断层改造潜山储层的储集性能主要体现在裂缝的差异性分布,储层的裂缝密度与其距二级断层的距离呈现出较好的负相关性,且在一定程度上储层产能随裂缝密度的增加而增大。     

冀中坳陷潜山油气藏特征

由于碳酸盐岩储集体非均质性极强,造成油气分布十分复杂,使得冀中坳陷潜山油气勘探难度加 大。该文利用石油地质、地球物理、有机地球化学等理论和方法,结合勘探实践,对冀中坳陷潜山油气藏特 征进行了系统的研究。结果表明：潜山油气主要来源于古近系和石炭系-二叠系烃源岩;储集层主要由中 上元古界和下古生界碳酸盐岩组成,储集空间主要为孔、洞、缝系统;古近系泥质岩、石炭系-二叠系煤系 地层和潜山内幕泥质岩隔层构成了潜山油气藏良好的盖（隔）层,并发育2 类、8 套储盖组合;潜山发育的 断层和不整合是油气的主要运移通道。根据圈闭类型的差异,将潜山油气藏分为潜山顶油气藏、潜山坡油 气藏和潜山内幕油气藏3 种类型。潜山油气近油源分布,具东富西贫、南油北气的特征,并在断裂带附近 的潜山及潜山内幕圈闭中富集,构成了复式油气聚集带。研究成果有助于深入揭示冀中坳陷潜山油气成 藏规律,对今后潜山圈闭评价、区带优选等也具有很好的指导作用。     

东营凹陷下古生界碳酸盐岩古潜山储层储集空间特征及发育模式

渤海湾盆地东营凹陷寒武系和奥陶系碳酸盐岩储层经受多期构造运动及成岩改造,储层非均质性强。综合应用测录井、岩心、薄片、碳氧同位素、流体包裹体及地震资料,系统研究了东营凹陷下古生界碳酸盐岩储层储集空间特征及发育模式。东营凹陷下古生界碳酸盐岩储层储集空间主要包括裂缝、溶洞及溶孔。溶洞包括灰泥溶洞和角砾间溶洞,裂缝主要包括构造缝和溶蚀缝,孔隙主要包括角砾间溶孔、脉内溶孔及晶间溶孔。东营凹陷下古生界碳酸盐岩古潜山主要由残丘型及断块型潜山构成。残丘型潜山主要分布在草桥地区及郑家—王庄地区,垂向上受不整合面影响发育由垂直渗流带及水平潜流带构成的风化壳储层,储集空间主要为高角度裂缝、角砾间溶洞及水平层状溶洞。残丘型潜山表生岩溶带整体较厚,缝洞规模较大,连通性好,具有良好的储集性能。以灰岩为主的残丘型潜山表生岩溶带厚度可达170 m,以白云岩为主的残丘型潜山表生岩溶带厚度较薄,仅为70 m左右。断块型潜山主要分布在高青—平南地区和王家岗地区,受多期断裂活动和深部热液的影响,储集空间主要为断裂带附近和褶皱顶部的裂缝以及沿其分布的溶蚀孔洞。     

渤海湾盆地济阳坳陷隐蔽潜山油藏新发现及其意义

针对渤海湾盆地济阳坳陷下古生界碳酸盐岩潜山勘探陷入低谷,勘探方向不明的实际情况,通过深入分析其成藏条件,特别是圈闭有效性问题,打破了传统成藏模式束缚,取得了勘探的成功。新发现了埕北313负向构造型、埕北古斜14斜坡型和陈家庄侧向对接高渗透储层型等3种新的潜山油气成藏模式。这3种新的模式使早期认为没有勘探潜力的潜山负向构造带、圈闭有效性差的斜坡带和圈闭侧向不封堵的潜山断块成为有利的勘探目标区。从断层活动特征角度对圈闭有效性进行了分析,同时提出了"类砂泥岩"潜山储层发育模式,为潜山圈闭有效性分析提供了一个全新的思路。     

渤海湾盆地冀中坳陷潜山内幕油气成藏特征

利用地震、钻井地质和测试资料,结合勘探实践,对渤海湾盆地冀中坳陷潜山内幕油气成藏特征进行了研究。结果表明,冀中坳陷潜山内幕油藏的形成主要受烃源岩、储盖组合及输导体系的控制;发育2种类型的潜山内幕成藏模式,即与不整合有关的潜山内幕成藏模式、与断层有关的潜山内幕成藏模式,形成了顺倾坡层状、顺倾坡块状、逆倾坡层状、残丘块状、断壁块状和断壁层状6种潜山内幕油藏类型;中央隆起带潜山深层内幕圈闭、东部斜坡带和西部断阶带内幕圈闭是冀中坳陷今后潜山内幕油藏勘探的有利方向和区带。     

海拉尔盆地贝尔断陷苏德尔特变质岩潜山油藏特征

海拉尔盆地贝尔断陷中的变质岩潜山油藏规模大,产量高。变质岩储层在纵向上可分为:风化破碎带,裂缝、溶孔、溶洞发育带和致密带。前两个带储层均具有裂缝和孔洞储油的特点,它们是在长期剧烈的断裂构造活动、风化、淋滤、湖水侵蚀等作用下形成的。变质岩潜山油藏可分为侵蚀残丘块状潜山油藏、反向断块块状潜山油藏、顺向断块层状不规则潜山油藏3种类型,均具有储集物性优越、油质好、产能高的特点。尤其是在反向屋脊高部位,因裂缝、溶孔、溶洞发育而使其油气富集高产。另外,这些潜山的储集特点不受埋深的控制。