珠江口盆地西江凹陷X井区珠海组沉积特征分析

珠江口盆地西江凹陷X井区珠海组以三角洲沉积发育为特征。根据X井岩心观察,从岩石学特征分析出发,在珠海组识别出10种岩石相以及6种岩石相组合,进而在X井珠海组中识别出分流河道、天然堤、分流河道间、潮汐沙坝、潮沟、混合坪等沉积微相,总结出珠海组不同时期的沉积相序组合模式及珠海组三角洲沉积的沉积演化特征。

渤海莱州湾凹陷中部古近系沙三段烃源岩地球化学特征及沉积环境

通过对渤海海域莱州湾凹陷中部古近系沙三段烃源岩样品的热解、TOC、饱和烃GC/MS分析以及主、微量元素分析,研究了其烃源岩的地球化学特征及沉积环境。研究结果表明:(1)莱州湾凹陷中部古近系沙三段烃源岩有机质丰度差异较大,总体为好—优质烃源岩,有机质类型以Ⅰ—Ⅱ型为主,整体处于低熟—成熟阶段;(2)通过Pr/nC_(17)-Ph/nC_(18)图版、C_(24)四环萜烷/C_(26)三环萜烷(C_(24)TeT/C_(26)TT)、C_(27)/C_(29)规则甾烷、奥利烷指数等参数判断沙三段烃源岩有机质来源为低等水生生物和高等植物的混源输入;(3)综合CIA,Sr/Ba,Pr/Ph,V/(V+Ni),U/Th值和伽马蜡烷指数等分析了烃源岩形成时期的古环境,认为沙三段沉积时期气候温暖湿润,降水丰富,水体为淡水—微咸水,陆源输入较多,具有较高的初始生产力,沉积时期整体表现为贫氧的弱氧化弱还原环境,沙三下段—沙三上段沉积环境整体变化不大,古气候和古水体盐度基本保持不变,但陆源输入及水体氧化条件随沉积进程呈逐渐增加的趋势。

黄河口凹陷南斜坡古近系沙一段古气候、物源及源区构造背景

碎屑沉积岩的主微量元素记录了丰富的地球化学信息,可用于古气候、物源及构造背景的恢复。通过对黄河口凹陷南斜坡古近系沙河街组一段(沙一段,E_(1)s^(1))碎屑沉积岩元素地球化学分析,探讨了沙一段沉积时期古气候、物源及构造背景。Th/Sc-Zr/Sc图解和成分变异指数(ICV)表明,研究区沙一段物源为母岩风化后的首次沉积,成分成熟度较高;校正后的化学蚀变指数(CIA_(corr))和钾长石蚀变指数(PIA)表明沙一段物源经历了中等程度的风化作用,沙一段沉积时期气候温暖湿润;主、微量和稀土元素显示,沙一段物源主要表现为上地壳来源长英质火成岩的特征,具有明显的负Eu异常,主要来源于前寒武纪花岗岩类岩石和少量中基性混合物源;物源区具有活动大陆边缘和大陆岛弧的构造背景,较为复杂的构造背景与西太平洋板块向东亚大陆俯冲有关。

利用饱和烃降解率划分原油降解级别的方法及应用

微生物降解是浅层原油常见的次生变化,为了简单快捷地确定原油遭受生物降解的程度,提出一种利用饱和烃降解率划分原油生物降解级别的方法。该方法利用生物降解原油的饱和烃色谱图会出现“UCM”峰的特点,在同一比例尺下读取“UCM”峰面积和残留饱和烃包络面积,计算饱和烃降解率,并依此将原油降解级别划分为10个等级。利用该方法对LDW坳陷32个原油样品饱和烃降解率进行计算,并对生物降解级别进行划分。结果表明LDW坳陷原油生物降解级别分布在1~7级,且不同构造位置原油降解级别存在差异,同一构造不同深度原油的降解级别也不尽相同;总体上中南部(D36-1构造以南)原油降解级别较高,Z25-1构造及其以北原油降解级别较低,原油降解级别随油藏埋藏深度变浅而升高,反映浅埋原油易于降解的特征;该方法步骤简单,且具有分析周期短、成本低、精度高的优点,为定量划分原油生物降解级别提供了高效方法。

黄河口凹陷南部缓坡带馆陶组河流相层序特征

黄河口凹陷馆陶组主要为辫状河沉积,泥岩盖层缺乏,勘探未予重视。通过岩心、测井、地震资料综合分析,认为黄河口凹陷南部斜坡带发育辫状河和曲流河两种沉积体系。利用河流相层序地层学分析方法,建立了研究区馆陶组的层序地层格架,划分出了2个三级层序(SQG2和SQG1),每个三级层序都包含一个高可容纳空间体系域和一个低可容纳空间体系域。在此基础上,总结了该区馆陶组沉积层序演化特征,在SQG2层序低可容纳空间体系域发育期,研究区为辫状河沉积,主要发育多期复合的辫状河道砂体,在SQG2层序高可容纳空间体系域发育期,研究区为曲流河沉积,主要发育孤立的点砂坝砂体和高比例的泛滥平原泥。SQG1层序演化特征与馆陶组下段类似,由于SQG1层序发育时期,可容纳空间处于较高水平,因此SQG1段砂体的粒度和砂岩百分含量比馆陶组下段整体偏小。黄河口凹陷南部缓坡带馆陶组的两套曲流河沉积可以作为良好的盖层,为油气聚集创造条件。在本次研究的指导下,研究区相继获得了一定的油气发现。

重矿物多元统计分析在物源研究中的应用——以黄河口凹陷为例

利用16口井的重矿物百分含量数据,通过Q型聚类分析、因子分析方法确定不同物源体系的发育范围及其母岩类型,结合不同物源体系单独的ZTR指数等值线图,对黄河口凹陷明化镇组物源特征进行了详细的研究。研究结果认为:研究区存在4个物源沉积区,分别是西北部物源区、东北部物源区、南部物源区及东南部物源区,各沉积区的重矿物组合特征明显,母岩特征复杂,主次物源分明。西北部沉积物主要母岩为变质岩,次要物源为中酸性、中基性岩浆岩;东北部沉积物主要母岩为中酸性岩浆岩,次要母岩为变质岩与沉积岩;南部沉积物主要母岩为变质岩,次要母岩为中基性岩浆岩;东南部沉积物主要母岩为中基性岩浆岩,次要母岩为变质岩。西北部、东北部沉积物属于远源沉积,而南部、东南部沉积物属于近源沉积;西北部物源区沉积物来自西北方向,东北部物源区沉积物来自东北方向,南部物源区沉积物来自西南方向,东南部物源区沉积物来自东南方向。

黄河口凹陷南部斜坡带低阻油层成因分析

近几年在黄河口凹陷南部缓坡带馆陶组获得了一系列的油层发现,其中含有大量的低电阻率油层,且存在高产能的低电阻率油层,具有一定的勘探潜力,由于低阻油层与水层电阻率相当,给测井评价带来了较大的难度。综合岩心、薄片等资料,从粒度、泥质含量及黏土矿物、孔隙结构、束缚水饱和度、导电矿物等5个方面对该区馆陶组低阻油层微观成因机理进行了系统的研究。通过低阻储层段与正常储层段多方面的对比,得出研究区岩性细、泥质含量高、孔隙结构复杂,高束缚水饱和度是影响该区储层低阻的重要因素。在此基础上,探讨了低阻的宏观地质成因,认为该区馆陶组低阻油层的形成在地质上受研究区内沉积背景及成藏动力的控制。

渤海湾盆地渤中凹陷西南部深层烃源岩有机相预测

针对渤海湾盆地渤中凹陷西南部烃源岩层系多、非均质性较强等特点,开展了烃源岩干酪根显微组分、元素分析、岩石热解、气相色谱等地球化学分析测试,在沉积相的约束下对比了Δlog R系列方法、多元回归法、BP神经网络法预测有机质丰度参数的优劣,优选BP神经网络法进行烃源岩总有机碳含量、裂解烃含量的单井预测,进而计算得到氢指数预测曲线,结合总有机碳含量进行有机相分析,定量刻画各层系烃源岩的有机相,分析烃源岩的优劣和展布特征。结果表明,BP神经网络法的预测精度相对较高,东营组二段下亚段烃源岩主要为Ⅱ_(2)型干酪根,氢指数为125~400 mg/g,总有机碳含量基本小于3%,其有机相主要为BC相、C相和CD相;东营组三段烃源岩主要为Ⅱ_(1)—Ⅱ_(2)型干酪根,沙河街组沙一二段、沙三段烃源岩主要为Ⅰ—Ⅱ_(1)型干酪根,这三套烃源岩的氢指数为250~650 mg/g,总有机碳含量为3%左右或大于3%,其有机相主要为B相、BC相和C相。沙河街组优质烃源岩主要发育于研究区中南部,是下一步勘探的重点区域。

渤海湾盆地渤中凹陷古近系烃源岩生物标志物特征及其地质意义

渤中凹陷位于渤海湾盆地中东部,主要发育沙三、沙一和东三段烃源岩层,具有良好的油气勘探前景,前期对渤中凹陷有机地球化学特征的研究主要基于岩屑样品,对岩心样品生物标志物特征的研究比较薄弱。本次研究综合利用岩心和岩屑样品,通过有机碳、岩石热解、氯仿沥青“A”、族组分饱和烃色谱-质谱等有机地球化学分析测试,重点对渤中凹陷古近系东营组三段和沙河街组一段、三段烃源岩的有机质丰度、类型、成熟度及母质来源与沉积环境进行研究,明确了渤中凹陷三套泥页岩的地球化学特征及发育控制因素,并建立了区分3套烃源岩的典型生物标志化合物组合特征,以期望为进一步厘清该区域优质烃源岩发育模式及时空分布提供一定的理论依据,进而有利于该区油气的勘探。研究结果表明:3套烃源岩的生烃潜力具有显著差异,沙三段>沙一段>东三段。沙三段烃源岩有机质丰度最高,为好-极好烃源岩,有机质类型为Ⅰ-Ⅱ_(1)型,处于成熟阶段;沙一段次之,为中等-好烃源岩,有机质类型为Ⅱ_(1)-Ⅱ_(2)型,整体处于成熟阶段;东三段稍差,为中等烃源岩,有机质类型以Ⅱ_(1)-Ⅱ_(2)型为主,处于低熟-成熟阶段。岩心样品的生物标志化合物中姥植比(Pr/Ph)、伽马蜡烷指数(Ga/C_(30)H)、C_(27)-C_(28)-C_(29)规则甾烷含量、4-甲基甾烷指数(4-MS/C_(29)甾烷)等参数表明母质输入和沉积环境是控制3套湖相烃源岩差异的主控因素,淡水藻源输入和良好的保存条件是沙三段优质烃源岩发育的关键,低等水生生物输入和强还原的保存条件是沙一段优质烃源岩发育的关键,混源输入和良好的保存条件是东三段优质烃源岩发育的关键。

黄河口凹陷烃源岩有机地球化学特征分析

为了揭示黄河口凹陷不同层段烃源岩供烃潜力,利用8000余组总有机碳、岩石热解、氯仿沥青“A”、有机元素、镜质体反射率等数据,对12个层段的有机质丰度、有机质类型和成熟度进行分析对比。研究发现,沙三中、沙三下亚段有机质丰度最高,达到极好烃源岩标准;沙一段、沙二段、东三段、沙三上为好烃源岩;沙四-孔店组、东二下亚段、东一段为中等—差烃源岩,东二上亚段、明化镇组与馆陶组未达到烃源岩标准。黄河口凹陷烃源岩有机质类型总体偏腐殖型。其中,沙三中、沙三下、沙一—二段、东三段相对较好,沙三上、沙四-孔店组、东二上、东二下有机质类型普遍较差,主要是Ⅱ_(2)—Ⅲ型。沙四-孔店组烃源岩整体处于成熟—高成熟演化阶段,沙河街组烃源岩整体处于生油窗范围,东营组烃源岩处于未熟—低熟阶段。综合有机质丰度、有机质类型和成熟度指标认为,沙三中、沙三下烃源岩最优,沙一二段、沙三上、沙四-孔店组烃源岩次之,东营组还不能大规模供烃。

渤海湾盆地黄河口凹陷油气成藏模式

油气成藏模式的差异性决定了油气运移方式、油气分布规律。通过对黄河口凹陷沙河街组-明化镇组油气成藏组合的特点、分布层系及其主控因素的分析,结合不同构造带油气富集特征,建立了黄河口凹陷4种油气成藏模式:陡坡带"中转站式"成藏模式;中央隆起带"网毯式"成藏模式;缓坡带"复合式"成藏模式;凸起带"阶梯式"成藏模式。不同构造带油气成藏模式差异性决定了油气富集层位,为下一步油气勘探指明了方向。

黄河口凹陷岩浆底辟构造地震响应特征及发育模式

为研究黄河口凹陷岩浆底辟构造油气成藏规律和发育模式,根据底辟构造模式和理论,利用钻井和高精度三维地震资料,研究岩浆底辟构造的成因、地震响应特征和发育模式,分析岩浆底辟构造与油气成藏的关系.结果表明,黄河口凹陷发育2次以裂隙式喷发模式为主的岩浆喷发活动,不同的火山岩亚相(火山通道相、火山口相、侵入相、溢流相和喷发相)具有特定的地震响应特征.此外,黄河口凹陷岩浆底辟构造的发育模式及其成藏规律与其他地区的存在较大差异,该区岩浆底辟构造主要为岩墙遮挡性质的鼻状构造和岩上断层控制的断块构造,发育程度控制油气的运移和聚集.该成果有利于指导黄河口凹陷火山岩发育区的油气勘探.

台地相碳酸盐岩层序划分新方法——以渤中凹陷奥陶系为例

泥质潮坪中,高自然伽马特征多指示浅水沉积环境,导致利用自然伽马测井划分层序界面的传统方法在浅水台地中并不完全适用。为此,以渤海海域渤中21-22地区奥陶系马家沟组为例,提出一种基于自然伽马能谱测井的层序划分新方法,并探讨了层序对储层的控制作用。结果表明:①渤中21-22地区奥陶系马家沟组高自然伽马可划分为风化作用、储层铀富集以及泥质沉积三大成因类型;②自然伽马能谱测井中,Th/K可以有效区分不同成因的高自然伽马,是开展层序界面划分的有效参数;③基于Th/K曲线,将渤中21-22地区奥陶系马家沟组划分为5个三级层序,其中BZ21-2-A井层序完整,而BZ22-1-B井缺少SQ5层序;(4)层序划分结果与储层对应关系表明,裂缝型储层主要分布在风化壳100 m以内,受层序界面控制作用不明显,而溶蚀孔隙型储层主要集中在SQ1—SQ2层序的顶、底面附近,受层序界面控制作用明显。该认识对台地相碳酸盐岩层序界面划分具有借鉴意义。

渤中19-6地区深层油气赋存相态差异性及其成因机制

运用多种相态类型判识方法对渤海渤中19-6大型油气田烃类流体赋存相态进行了综合判识,并基于地层流体高温高压物性特征、油气有机地化特征,结合区域地质背景、烃源岩热演化和成藏过程,对该地区油气赋存相态的成因机制进行了详细分析。研究结果表明:渤中13-2油藏为高挥发油藏,渤中19-6油气藏为特高含凝析油凝析气藏,渤中21-22气藏为高含CO_(2)的湿气气藏;渤中19-6地区深层油气赋存相态整体受控于烃源岩热演化导致的晚期天然气充注强度,此外新近纪以来埋深增温引起的逆蒸发、深部无机CO_(2)气体充注作用也是所形成的次生凝析气藏和高含CO_(2)气藏的重要因素;渤中19-6地区深层油气赋存相态变化可总结为烃类气充注渐变与CO_(2)气充注突变的差异充注的油气相变模式。本文研究成果可为渤海海域深层未来勘探中油气相态研究提供科学依据,并对类似盆地的深层油气勘探具有重要的借鉴意义。

辽西凹陷锦州20-2北油田沙二段油气成藏条件与成藏过程

利用三维地震和钻井资料对辽西凹陷锦州20-2北油田古近系沙河街组第二段油气的烃源岩、储层、圈闭、运移、保存条件及成藏过程进行系统研究。结果表明:(1)锦州20-2北油田沙二段储层具有辽中北洼和辽西北洼“双洼多源”供烃的优势;(2)沙二段储层沉积微相包括水下分流河道和河口坝,大多具中孔-中渗特征,区域盖层为上覆半深湖-深湖相厚层泥岩,储盖组合条件优越;(3)该油田为依附于辽西三号断层并被其派生断层切割形成的一个典型断块圈闭群,在挤压应力背景下,油田处于构造相对高部位,运移条件良好,同时受挤压应力影响,控圈断层闭合度高,保存条件良好;(4)沙二段油气具2期成藏的特征,早期为馆陶组沉积时期(23.3~12 Ma B.P.),晚期为平原组沉积时期(2.6 Ma B.P.至今),其中晚期为油气大规模充注时期。锦州20-2北油田沙二段油气成藏条件优越,主要为晚期充注成藏。

渤中地区不同热解实验条件下的烃源岩生烃动力学研究

为了对比不同类型烃源岩样品在不同的热解模拟实验条件下生油和生气的活化能,选取渤中地区多个湖相泥质烃源岩原岩和干酪根样品进行了开放体系无水热解和封闭体系加水热解实验,烃源岩样品取自不同的洼陷和烃源层位,具有不同的有机质丰度、类型和成熟度。对比结果表明,有机质类型和成熟度对烃源岩生油活化能有重要影响,平均生油活化能随有机质类型变差和成熟度增大而增大。不同的洼陷、烃源层位和样品类型对平均生油活化能无明显影响,而样品类型则影响活化能的分布,原岩活化能分布相比干酪根更加集中。处于成熟阶段烃源岩的生气活化能比处于低熟阶段烃源岩的生油活化能高11~17kJ/mol。相对于开放体系无水热解实验,封闭体系加水热解实验活化能分布集中且能够包含初次裂解和二次裂解过程。本研究应用封闭体系加水热解模拟实验,分别选择低熟烃源岩原岩样品和成熟烃源岩干酪根样品进行生油和生气活化能研究,取得了良好的效果。

基于成藏过程重建研究渤中凹陷西北缘陡坡带油气差异聚集机理

渤海湾盆地渤中凹陷西北缘陡坡带油气分布“西贫东富”,成藏条件复杂。利用储层定量荧光技术、傅立叶红外光谱技术、原油地球化学参数、流体包裹体岩相学,结合埋藏史、热史及构造演化,从古流体和现代流体特征角度进行系统定时定量化成藏过程恢复,研究差异成藏原因。研究表明,陡坡带经历了两期油气充注过程,第一期开始于明化镇组沉积早期(距今7Ma),来自东南部沙河街组烃源岩的低熟油经历短距离运移在东区古近系成藏,该期原油充注量较少。第二期发生在明化镇组沉积中期(距今5.3 Ma),较高成熟度的烃类由东向西,由深向浅运移,在东、西区古近系形成大规模古油藏。明化镇组沉积晚期(距今3.7 Ma),边界断层活动性增强,西区断层活动速率强于东区,断层作用由封闭作用转为输导作用,西区古近系古油藏大规模破坏,东区东三段古油藏油水界面向上迁移,油气向浅层聚集成藏。第四纪沉积期(距今2.2Ma),断层活动性减弱,逐步形成现今油藏。距离供烃源岩的远近、经历成藏期次的不同以及控藏断裂活动的强弱差异共同导致了渤中凹陷西北缘陡坡带油气差异分布的格局。

渤中34地区东三段薄层滩坝砂形成主控因素及预测

黄河口凹陷渤中34地区东三段发育滨浅湖砂质滩坝,由于其储层薄、埋藏深,储层精细刻画难度大。以渤中34地区B油田为例,分析得到东三段薄层滩坝砂发育范围受控于古地形及其相关的水动力作用。在古地形的控制之下,不同的水动力背景下滩坝砂的发育可以进一步划分远岸坝、近岸坝、沿岸坝。其中古地形高部位发育宽缓的低洼区,在平均低潮线与高潮线之间,最有利于形成近岸坝是B油田滩坝发育的主要类型。以楔状模型为基础,正演出东三段储层振幅值的大小与砂体厚度存在正相关性,以此可以建立一种半定量计算模型。研究表明,基于滩坝主控因素约束下的地质模式与地震振幅属性共同预测对薄层滩坝砂体开发具有重要的指导意义。

黄河口凹陷新生代岩浆活动特征及其控藏作用

渤海湾盆地内中、新生代火成岩广泛发育,大多沿走滑断裂带分布,与油气田分布规律具有一致性。大量研究表明,岩浆活动对于油气成藏具有重要的控制作用,但渤海海域内油气勘探程度较低,在该领域的研究相对薄弱。通过综合地震、地质资料,系统分析了黄河口凹陷郯庐走滑断裂西支-伸展大断裂"接力棒式"联合控制岩浆活动机理,明确了火成岩地震测井响应特征、岩浆活动时空演化规律并建立岩浆喷发模式。在此基础上,探讨了岩浆活动带来的热量和微量相容元素对烃源岩的演化程度和转化率的促进作用,碱性环境下形成的黏土矿物对储层物性的改造作用以及火成岩对油气的封盖作用,为火成岩发育区的油气勘探提供了借鉴。

蓬莱20–2油田原油地球化学特征与油源分析

蓬莱20–2油田位于渤海海域东部庙西南凸起,地处边缘凹陷地带,整体勘探程度较低。应用油藏地球化学方法,从原油物性、生物标志化合物等资料入手,对蓬莱20–2油田原油地球化学特征及油源关系进行了详细分析。结果表明,本区原油均为沙河街组烃源岩所生成,主要有三个不同方向:油田主体区块A区原油主要来源于西北方向渤东凹陷;东部B区原油与东北方向庙西北洼蓬莱15–2油田原油特征相似,推测原油主要来源于庙西北洼;南部C区油砂抽提物与西南方向庙西南洼原油特征接近,推测原油主要来源于庙西南洼。