东濮凹陷早第三纪的海侵(泛)事件

依据生物化石Sphenolithusciperoensis,Dictyococcitesabisectus,Coccolithuspelagicus,Reticulofenestrasp .,Sinocystaminuta ,S .subtilis,Cordosphaeridium ,Achomosphaera ,Spiniferites,Ophinomorphanodosa ,Cla dosiphoniasinensis ,Knightiasp .和石盐中的溴 (Br-)及溴氯系数 (Br-× 10 3/Cl-) ,碳酸盐岩中氧、碳同位素 (δ18O、δ13C)值 ,泥岩中的Th/U值 ,认为东濮凹陷早第三纪沙河街组三段、一段沉积期发生过海侵事件。

东濮凹陷濮城下第三系含油气系统运聚系数研究

一个含油气系统的油气运聚系数是指其油气聚集量(或资源量)与生烃量之比,它是油气资源评价的关键参数之一。东濮凹陷濮城下第三系含油气系统为勘探程度高、地质认识程度高及油气资源探明程度高的地质单元,是一个洼中隆构造。其供烃边界分布清楚,对油气藏特征、成藏条件、及成藏历史认识深刻,可视为一个由油气运移分割槽所围限的、具有相似油气运移特征的,独立和完整的油气运聚单元。油气运聚系数研究是评价各地质要素对油气运聚效果的综合影响,用盆地模拟方法计算出最大生烃灶的有效烃源岩的生烃量,然后以现今已经聚集的探明油气地质储量为基础,利用油藏规模序列法及翁氏旋回法预测出最终可探明的油气地质储量,近而反算出该含油气系统的油、气运聚系数分别为12.9%～15.6%(油)和0.905%(气),该结果对地质条件相似地区的油气运聚系数研究及选取具有参考意义。

孢粉化石的信息函数与古环境分析

介绍了利用化石孢粉信息函数进行古环境分析的基本原理及其计算方法。研究表明 :影响孢粉化石丰富程度的因素主要有古气候、古地貌、沉积环境等 ;通过对孢粉化石丰度、分异度的研究 ,即可恢复古环境。

从古生物和地球化学标志看东濮凹陷早第三纪的海侵事件

东濮凹陷是否有海侵发生 ,直接影响着油气资源的评价 .通过对钙质超微化石、沟鞭藻类、遗迹化石、枝管藻、鱼类等古生物化石资料和石盐中的溴 ( Br-)及溴氯系数 ( Br-× 1 0 -3/Cl-)、碳酸盐岩中氧和碳同位素 ( δ18O,δ13C)值、泥岩中的 w( Th) /w( U)值等地化资料分析研究 ,认为东濮凹陷早第三纪沙河街组三段。

桥口、白庙地区天然气地球化学特征及气源追踪

目的 为指导油气勘探,对桥口、白庙地区油气的地球化学特征及气源追踪进行了研究。方法 通过对天然气成分、稳定碳同位素、稀有气体同位素等地化特征的对比研究,准确分析油气的来源地区和层位。结果 桥口地区油气主要来源于前梨园洼陷下第三系烃源岩,天然气为油型气;白庙地区油气成因比较复杂,有来源于前梨园洼陷、葛岗集洼陷的下第三系烃源岩和深部石炭 二叠纪煤系地层烃源岩,其构造翼部为油型气,构造腰部为混合气,构造高部为煤型气。结论 为气源分析提供了一种新方法,对天然气勘探有重要意义。

盐湖环境成岩作用特征及其对高孔隙带形成的影响

渤海湾盆地东濮凹陷黄河以北地区古近系沙河街组沉积于典型的咸水—盐湖环境,发育巨厚的盐岩层,碳酸盐胶结强烈,硫酸盐矿物呈层状或块状分布,黏土矿物中以伊利石含量最高,边溶蚀边交代作用显著。其成岩作用具有明显的盐湖盆地特点,使沙河街组纵向发育次生高孔隙带,约2500m深度的第一次生孔隙发育带一般孔隙度大于20％,2850～3700m的第二次生孔隙发育带孔隙度约为14％。

东濮凹陷杜桥白地区天然气藏的成藏期次

储层自生伊利石同位素年龄、油气藏饱和压力及流体包裹体均一温度等的测试结果表明 :东濮凹陷杜桥白地区天然气成藏主要分为两大阶段。第一阶段大约在 3 0 .4～ 18.4Ma间 ,相当于东营馆陶组沉积早期 ,是天然气藏最为主要的形成时期。此阶段大部分对应于 2 7～ 17Ma的剥蚀期 ,因地层剥蚀压力减小 ,有利于天然气成藏。第二阶段为 2Ma以来 (相当于第四纪 )。这一阶段一方面是已形成气藏的调整 ,另一方面是二次生成天然气的继续注入。杜桥白地区天然气藏形成期总体上具有层位越新、成藏时期越晚 ,层位越老、成藏时期越早的特点。相比而言 ,杜寨地区天然气成藏较早 。

深层气泥岩盖层封闭能力的综合评价——以东濮凹陷杜桥白地区沙河街组三段泥岩盖层为例

通过对东濮凹陷杜桥白地区沙河街组三段深层气盖层泥岩样品实验测试分析和研究 ,结果表明孔隙度的变化主要受深度和层位的控制 ;渗透率与深度关系密切 ,受层位的影响不大 ,与孔隙度等参数之间也没有明显的相关关系 ;突破压力随深度加大而增大 ,但这一趋势并不是十分突出 ;突破压力与层位的对应关系较明显 ,Es4 3 亚段的突破压力最大 ,Es23 亚段次之 ,而Es3 3 则相对较低。为了准确评价盖层封闭能力 ,选择了孔隙度、渗透率、排替压力、孔径 4个盖层评价的指标参数 ,并根据其重要性的大小分别给予 0 1,0 3,0 5和 0 1的权系数 ,以确定东濮凹陷深层气盖层的评价标准 :当综合评价的权值大于 0 8时 ,为封闭能力好的 1类盖层 ;当权值为 0 6～ 0 8时 ,为封闭能力中等的 2类盖层 ;而权值为 0 5～ <0 6时 ,为 3类盖层 ;权值为 0 3～ <0 5时 ,则为 4类盖层 ;而权值 <0 3时则为非盖层。

东濮凹陷桥口地区油气藏形成期次研究

东濮凹陷桥口构造不同区块第三系油气藏形成期差异较大 ,总体上层位越新成藏时期越晚 ,层位越老成藏时期越早。应用储集层自生伊利石测年、饱和压力及流体包裹体均一温度等方法 ,综合分析认为 ,桥口地区油气藏形成主要分为两大阶段 :第一阶段距今时间约 18.4～ 3 0 .4Ma ,相当于东营组沉积期末—馆陶组沉积早期 ,是最主要的油气藏形成期 ,其中距今 17～ 2 7Ma为剥蚀期 ,压力减小有利于天然气成藏 ,气藏的绝大部分形成于该阶段 ;第二阶段为距今 2Ma以来 ,相当于第四纪至现今 ,已形成的气藏发生调整 ,同时二次生成的天然气继续注入。

东濮凹陷杜桥白地区天然气气源岩分析

应用多种方法确定了杜桥白地区深层天然气的来源 ,研究表明白庙地区天然气主要来源于前梨园洼陷第三系烃源岩和石炭—二叠系煤系地层 ,靠近兰聊断裂带构造高点 ,浅层 Es下2 — Es23气层具有较高的4 0 Ar/ 36 Ar比值 ,为煤型气及混合气 ,而远离兰聊断裂带 ,且处于构造低部位的 Es1 3— Es4 3气层具有较低的 4 0 Ar/ 36 Ar比值 ,为油型气 ;桥口构造 Es33、Es4 3段气层主要为油型气 ;杜寨地区 Es33段气层为油型气 ,来自于 Es33段气源岩。天然气氦同位素分析表明杜寨、桥口地区深层天然气为壳源气 ,白庙地区气藏主要为煤型油型复合气藏 ,并有幔源气的混入。

桥口构造沙三段气藏特征及其控制因素

桥口构造沙三段气藏具有埋深大、含气井段长、储层物性差且纵横向变化大、气层产能低、压力不稳的特点。通过对岩性成分、结构、沉积相带、物性、盖层、构造、烃源岩演化等多方面控制因素的分析认为 ,在诸多的控制因素中 ,沉积相带是主控因素 ,重力流水道砂体及湖底扇中扇辫状水道不仅物性好 ,而且埋藏在生烃洼陷泥岩之中 ,利于捕获油气而富集成藏。因此 ,加强沉积相的精细研究 ,将地震资料与测井资料结合起来分析有利的沉积相带 ,进行储层预测 。

鄂尔多斯盆地延长探区油气勘探理论与实践进展

陕西延长石油(集团)有限责任公司在鄂尔多斯盆地坚持深化精细勘探常规油气藏,积极探索非常规油气,揭示了低渗混合润湿孔隙介质通道中石油推进式运移的动力学条件与机理,创建了特低渗交替式石油成藏理论,厘清了油藏控制因素及富集规律,指明了老油区勘探方向。在天然气勘探方面,揭示了上古生界砂体及裂缝输导、多期充注、原地或垂向运聚的成藏机理,其具有"广覆式"生烃、"大面积"成藏、储集砂体垂向叠置横向连片、近距离运移多层段聚集的特点;下古生界古地貌环境、储层岩溶及成岩作用、运移动力、铝土岩不整合输导体等因素控制了奥陶系马家沟组天然气聚集成藏。形成了对页岩气成因类型、赋存空间、赋存顺序的多项认识,并通过配套使用针对低渗—特低渗油藏及页岩气、致密油等非常规油气领域的多项勘探工程技术,有力指导了油气勘探实践。

东濮凹陷超压异常与次生孔隙

目的探讨东濮凹陷深层超压异常的形成原因和对储层的影响。方法利用实际资料,发现异常高压纵、横向分布特点,从宏观和微观两方面对其成因和对储层的作用进行分析。结果超压异常的形成与不均衡压实、孔隙流体增加、孔隙体积减小有关;超压异常控制成岩作用环境及孔隙的纵向演化,主要表现在高次生孔隙的发育和孔隙的分带性;次生孔隙的发育主要受微裂缝形成、生烃酸性环境溶蚀作用、热液循环溶蚀作用、热液交代作用和原生孔隙保存作用的影响。结论在异常超压控制下,东濮凹陷深层形成了次生孔隙发育带为主、次生孔隙递减带和致密带为辅的次生孔隙分布格局,次生孔隙带的广泛发育对扩大东濮凹陷深层勘探领域具有重要意义。

岩性圈闭盖层封闭动力学模型及其应用研究

岩性圈闭的泥页岩盖层阻止油气突破的过程是一个阻力克服动力的过程,本文在此基础上建立了岩性圈闭盖层封闭动力学模型及相应的数学模型。该模型认为岩性油气藏中的油气突破泥岩盖层的过程也是一个力学平衡现象,动力包括储集层地层压力、浮力,阻力主要包括盖层地层压力、毛管压力。通过对单井古孔隙度及古埋深的恢复,可以对比成藏期目的层油气突破泥岩盖层的动力与阻力之间的大小关系,定量研究泥岩盖层封闭性演化过程。应用该模型发现,白家海凸起彩43井侏罗系三工河组及西山窑组在侏罗纪末期缺乏有效泥岩盖层,白垩纪末期三工河组中下部存在有效盖层,而西山窑组盖层的封闭能力一般。

银根—额济纳旗盆地苏红图坳陷H井锆石LA-ICP-MSU-Pb定年及其地质意义

苏红图坳陷位于银根-额济纳旗盆地的北部,该区勘探程度较低,地层格架尚不明确,特别是对于深部火山 岩所在地层年代存在很大争议.研究区火山岩发育,火山活动对油气成藏影响较大,但火山活动期次尚不明确.通过 对研究区一口钻井系统取样,样品涵盖浅部的沉积岩和深部的火山岩,开展样品的锆石U- Pb年代学研究,以期为以上问题的解决提供证据.结果表明①无论是碎屑锆石还是火山岩锆石,除了少数古老年龄的锆石属于变质成因,其 余年轻的锆石均属于岩浆成因锆石.每个样品均有3组年龄,且不同样品的锆石年龄组有所重叠.②深部火山岩的 形成年代为早白垩世,该年龄对火山岩所在的深部地层年代具有很好的约束作用.③年轻的岩浆成因锆石年龄可划分为 4 组,分别是 132.6±0.7 Ma、237.9±3.2 Ma、（255.4±6.2-263.7±2.2）Ma 和（314.1±2.3-328.5）Ma,代表了研究区晚古生代以来的4期火山活动,对应的年代分别为早白垩世、中三叠世、晚二叠世和早石炭世,其中以晚二叠世火山活动 最为广泛和强烈.本次研究成果为研究区地层划分、火山岩预测等提供了有力的依据.

基于井震的火山岩有利储层综合预测——以银额盆地哈日凹陷为例

银额盆地哈日凹陷延哈5井安山岩试出低产油气流,指示了火山岩是该区的重要储层类型之一。为明确哈日凹陷下白垩统火山岩的分布规律、储层特征及勘探潜力,应用岩心、测井及地震资料综合研究了安山岩的地质地球物理特征和有效储层分布。结果表明:哈日凹陷巴一段火山岩层具有上、下两段结构,下段发育安山岩,上段发育凝灰岩、火山碎屑岩与过渡岩性。下段安山岩具气孔和溶蚀孔隙,发育交织结构及杏仁构造,呈厚层块状,自然伽马曲线呈箱型(70~80 API),具有顶底强振幅、内部弱振幅和高波阻抗地震响应。火山口及安山岩加厚带主要沿缓坡带轴向断裂呈串珠状分布,剖面上呈低丘状或透镜状。与孔隙度反演、裂缝识别和含油气性检测等手段综合预测的安山岩有利含油气区相互吻合。

银额盆地哈日凹陷安山岩储层综合识别

为明确哈日凹陷下白垩统火山岩的分布规律、储层特征及勘探潜力,通过岩心、测井及地震储层综合预测方法研究了安山岩的地质地球物理特征和有效储层的分布。结果表明:安山岩具气孔和溶蚀孔隙,显微镜下见交织结构及杏仁构造,测井地层对比图上呈厚层块状和箱型自然伽马曲线形态,自然伽马值介于70~80 API。地震剖面上安山岩层具有顶底界面强振幅内部弱振幅特征。火山口及安山岩加厚带主要沿缓坡带轴向断裂呈串珠状分布,火山口地震剖面上呈低丘状或透镜状。孔隙度反演、裂缝识别和含油气性检测等手段综合预测的安山岩有利含油气区相互吻合。可见该研究成果对该区及具有类似地质背景的火山岩油气勘探提供了一定的思路和方法,具有重要的借鉴意义。

鄂尔多斯盆地南部延长组油页岩地球化学特征及分布规律

基于对鄂尔多斯盆地南部(镇泾—彬长—旬宜—富县地区)延长组不同层段暗色泥岩、碳质泥岩及油页岩样品的地球化学和测井资料的对比分析,研究了油页岩的识别标志及其分布规律。结果表明,不同岩性样品的生物标志物、生烃潜力及测井电性特征差异明显,油页岩具有典型的地球化学和地球物理综合识别标志,分布受沉积环境的控制作用显著,靠近湖盆中央的深湖—半深湖相带是油页岩的主要发育区。

鄂尔多斯盆地延安地区奥陶系风化壳古地貌恢复

鄂尔多斯盆地东南部延安地区奥陶系马家沟组顶部发育风化壳岩溶储层,因古地貌代表了地层沉积和成岩作用的背景,因而在储层的形成和演化过程中具有重要意义。在区域构造背景和地层展布的基础上,综合利用残余厚度法和印模法,并结合铝土岩厚度分布和古沟槽识别结果,准确恢复出延安地区奥陶系风化壳古地貌分布格局。结果显示,延安地区西南部表现为古岩溶高地,中部大部分地区表现为古岩溶斜坡,东部属岩溶斜坡与岩溶盆地之间的过渡带。古地貌格局和古沟槽的分布影响了储层的形成、发育和天然气的富集。延安地区岩溶古高地、靠近侵蚀古沟槽的斜坡位置含气性较好,可能与大气水淋滤等因素导致的储层发育程度、物性好坏、不整合面之上盖层的封盖性等因素有关。

鄂尔多斯盆地延安地区下古生界天然气成藏过程和机理

延安地区下古生界碳酸盐岩主体位于古岩溶斜坡,勘探证实含气性良好,但天然气的成藏过程和机理研究相对薄弱。主要采用盆地数值模拟技术,恢复出关键地质时期的古流体动力特征,分析天然气运移方向,总结上、下古生界输导体系的配置关系,根据马家沟组微观流体活动记录,如包裹体的均一温度、盐度反映的成岩环境和活动期次,及与上古生界储层的对比,探讨了下古生界天然气的成藏过程和机理。研究认为,下古生界天然气主要来自上古生界。三叠纪末,山西组发生第一期油气充注,因规模较小且向下运移动力不足,未能在马家沟组充注。中、晚侏罗世,山西组发生第二期油气充注,在向下运移动力的驱动下,沿着砂体-裂缝输导体向下运移到风化壳,由古沟槽处和岩溶高地铝土岩缺失部位进入马家沟组,在储集性能较好的古地貌构造高点以及沟槽附近聚集成藏。早白垩世,上古生界烃源岩进入生、排烃高峰期,山西组发生第三期油气充注,是天然气向下运移的主要时期,除在第二期油气充注的区域外,在东部酸性流体活动形成的次生孔隙中也可聚集成藏。晚白垩世,烃源岩生气能力降低,天然气进入运聚调整阶段。总体上,延安地区西部、中部,因长期接受上古生界天然气的运移而发生充注,并在马家沟组内发生侧向运移,容易形成较大规模聚集。