渤海湾盆地临南洼陷古近系沙河街组源-储组合类型与致密(低渗)砂岩油差异富集模式

为了揭示渤海湾盆地临南洼陷古近系沙河街组致密(低渗)砂岩油的差异富集机理,在依据空间配置和岩性组合划分源-储组合类型的基础上,综合利用测井、录井、试油和岩心分析测试资料,对不同源-储组合类型含油性及其供烃条件、储集条件、输导条件和运聚动力进行了分析,建立了致密(低渗)砂岩油差异富集模式。结果显示:①研究区存在源-储共生型(夹层型、互层型)、源-储紧邻型(源上型、源间型和源下型)、源-储间隔型(源下型)3大类6亚类源-储组合,对应3种致密(低渗)砂岩油富集模式。②源-储共生型具有“强供烃-强动力-高效充注-储集控富”模式,供烃条件和运聚动力最优,油气通过孔缝高效充注,储层含油性最好;相较于互层型,砂体厚度制约了夹层型油气富集规模。③源-储紧邻型具有“较强供烃-差异动力-联合输导-多元控富”模式,供烃条件较好,运聚动力变化大,油气通过孔缝-断裂-砂体联合输导,优先充注物性和孔隙结构好的储层,储层含油性较好;亚类中,源间型供烃条件和运聚动力优于源上型和源下型,含油性最好。④源-储间隔型具有“弱供烃-弱动力-断砂输导-输储控富”模式,供烃和运聚动力较弱,断裂、砂体组成的有效输导通道和优质储层发育对于油气富集至关重要,含油性整体较差。

烃源岩生排烃动力学研究——以惠民凹陷临南洼陷沙河街组烃源岩为例

本研究以惠民凹陷临南洼陷沙河街组为例,应用GOR—Evaluation模拟软件,提出了以动力学为基础、定量评价烃源岩生排烃历史的方法。该方法的要点在于:应用黄金管—高压釜限定体系热模拟实验装置,研究典型烃源岩生烃动力学参数;结合临南洼陷烃源岩EOM/TOC—-深度剖面,模拟计算烃源岩开始排烃时的烃产率(Hpm);通过分析烃源岩地球化学资料,进行烃源岩分类、建立生排烃模拟的综合地球化学参数。应用该方法研究了临南洼陷Es31暗色泥岩、Es23-3暗色泥岩与暗色页岩的生排烃特征。研究结果表明:临南洼陷Es32-3暗色页岩与暗色泥岩Hpm值分别为150mg/g与170mg/g;临南洼陷X101井Es32-3暗色页岩、Es32-3暗色泥岩及Es31底暗色泥岩生油门限分别出现在20Ma、13Ma与19Ma,排油门限分别出现在10Ma、8Ma及2Ma。这三类烃源岩的生烃门限对应EasyRo在0.55%左右,但他们的排油门限存在明显的差别,EasyRo变化范围0.61%～0.69%。该研究方法的优点在于,将实验数据模拟与实际地球化学资料相结合,避免了复杂排烃参数的设定与排烃机理的解释,研究结果可应用于烃源岩生排烃定量评价、有效烃源岩圈定及油气资源量预测等方面。

烃源岩与输导体系配置规律研究——以济阳坳陷临南洼陷为例

烃源岩与输导体系的配置组合,按二者的接触关系,可分为垂向、侧向和交错接触型3种;按输导体的类型不同,可分为源岩—断层、源岩—连通砂体和源岩—不整合3种。分析了形成各类组合的控制因素,指出了源岩与输导体系配置规律的研究意义。不同的配置组合油气运移方式、运移效率以及形成油气藏的类型都存在一定的差异,并最终导致油气空间分布的不同特点。济阳坳陷临南洼陷中央隆起带源岩—断层配置组合决定了油气垂向优势运移,而夏口断裂带源岩—连通砂体配置组合决定了油气横向优势运移。

惠民凹陷临南洼陷油气运移特征研究

在详细分析临南洼陷油气运移的动力系统、输导条件、运移方向以及运移时期的基础上,对临南洼陷内油气运移特征进行了系统研究。研究结果表明:(1)临南洼陷油气运移系统具有明显的分层特征,在3000m以上地层为正常压力系统,3000m以下地层为混合压力系统,浮力和异常压力构成了临南洼陷内油气运移的主要动力;(2)近东西走向的断层和相互连通的砂体共同组成了油气由洼陷中心向边缘运移的通道;(3)油气由洼陷中心向边缘运移共有4个优势运移方向;(4)油气运移时期出现在渐新世东营期。

临南洼陷临商断裂带与油气成藏的关系

断裂控藏主要体现在成藏期对油气运聚的输导和封闭。通过临南洼陷临商断裂带断层活动速率分析,结合成藏期断裂不同部位封闭性的模糊综合评价,讨论临商断裂带与油气成藏的关系。结果表明,临商断裂主支活动性强、持续时间长(活动到第四纪),与成藏期(东营组沉积时期、明化镇组沉积时期至今)相匹配,有利于垂向输导;分支活动性明显较弱且消亡早,与主要成藏期匹配差,不利于垂向输导。在东营组沉积时期断裂对油气以侧向输导为主,现今则表现为主支下部侧向输导、上部封闭,分支以封闭为主,局部侧向输导。反映了临商断裂带对油气运聚成藏的控制具有很大的时空差异,正是这些差异使得临商断裂带具有不同的成藏模式,即主断层下盘主支成藏模式和阶梯状帚状分支成藏模式。

临南洼陷沙三段孔隙度控制因素分析与定量模型

利用物性数据分析、铸体薄片鉴定、扫描电镜观察、图像分析技术等手段,探讨了临南洼陷沙三段砂岩储层孔隙度控制因素,并运用灰色关联等研究方法量化各因素的影响程度,最终建立储层孔隙度综合预测模型。结果表明,控制临南洼陷沙三段砂岩储层孔隙度的因素包括与沉积相关的粒度因素和分选因素,以及与成岩相关的压实因素、胶结因素和溶蚀因素。在限定压实条件下,孔隙随埋深的变化和岩石粒度、分选系数具相关性;粒度较粗的储集层物性相对较好,且分选性对原始物性的影响要大于粒级的影响;碳酸盐岩胶结物质体积分数大于5%时,孔隙度与碳酸盐岩体积分数呈负相关;以长石颗粒溶蚀为主的溶蚀作用具有明显的增孔效应;随着黏土矿物含量增高,孔隙度逐渐降低。运用灰色关联法量化各项地质参数对储层孔隙度的影响,进而在设定现今储层孔隙度为正常埋藏压实保存孔隙度与其他成岩作用对孔隙度贡献的叠加的前提下,建立了孔隙度综合预测的数学模型。经17组数据的验证,该预测方法的准确率可达90.5%。

惠民凹陷临南地区分流河道砂体描述

分流河道砂体是临南油田重要的勘探开发目标,可分为水上和水下2种类型。运用正演模拟、地质统计、地震相分析等技术手段,分析了分流河道砂体的地震反射特征,划分了三角洲平原亚相和前缘亚相的分布范围,总结了分流河道砂体的分布规律。研究表明:临南地区水下分流河道砂体主要发育在三角洲前缘亚相,其地震反射特征为连续性相对较好的中—强反射,厚度中心在街3井—夏53井之间;水上分流河道砂体发育在三角洲平原亚相,地震反射特征为短轴状—杂乱反射,中—弱振幅,连续性差—中等,尖灭点不易分辨识别,主要分布在街3井以南的地区。

渤海湾盆地临南洼陷高硫干酪根油气生成模式研究

渤海湾盆地临南洼陷沙河街组三段—四段暗色页岩和暗色泥岩干酪根中富含有机硫,对这类干酪根的油气生成模式一直未进行深入的研究。应用生烃动力学方法对取自渤海湾盆地临南洼陷沙河街组四段的一块典型富硫干酪根进行了生烃动力学参数及生烃模式研究。结果表明,该干酪根油气生成模式为：生油门限出现在EasyRo为0.53%,主生油期出现在0.60%~0.75%,生油下限出现在0.85%,对应埋深分别为2 500,2 600~3 250,3 850 m;天然气生成门限出现在EasyRo为1.05%与1.23%,对应埋深分别为4 100 m和4 650 m。与传统生油模式相比,该干酪根具有石油窗范围窄,主生油峰出现较早等特点。该研究成果对该区油气评价与勘探具有重要的指导作用。

临南洼陷流体包裹体特征与成藏时间研究

为确定临南洼陷油气的成藏时期，对洼陷不同构造部位的流体包裹体进行了系统研究。通过对流体包裹体特征的分析，应用流体包裹体均一温度的资料，结合相应沉积埋藏史、热史和生烃史，探讨了临南洼陷油气的运聚成藏历史。临南洼陷砂岩储层中主要发育3类流体包裹体：盐水溶液包裹体、液态烃包裹体和气态烃包裹体，与有机包裹体共生的盐水溶液包裹体的均一温度主要集中在105—125℃。研究结果表明，临南洼陷不同构造部位的油气具有不同的成藏期：处于洼陷中心区的油藏为两期成藏，分别是渐新世东营期和中新世馆陶期至上新世明化镇期，其中第二期为主要成藏期；处在洼陷边缘的油藏为中新世馆陶期至上新世明化镇期一期成藏。

临南洼陷三角洲地震岩相解释方法

惠民凹陷西南部临南洼陷沙三段浊积岩发育规模小、数量多、分布广。以砂组为单元的储层预测容易漏掉地震特征不明显的砂体,难于实现浊积岩的整体预测。在遵循层序及砂组"等时性"和沉积等相"穿时性"对比原则基础上,由地质相、测井相和地震相建立了岩相的三元信息识别模式。通过层序、岩相和砂组单元的构造、厚度与储集体的地震属性研究,形成了岩相单元的浊积岩储层预测三步法:三级层序定古地貌,岩相定区带,砂组定储层。该方法在临南洼陷中应用并取得了良好效果:建立了远砂坝与泥岩、远砂坝与浊积岩、河口坝与泥岩、河口坝与浊积岩4种三角洲前缘亚相与前三角洲亚相的接触模式;落实了多个前三角洲亚相的相构形,预测了洼陷带浊积岩有利发育区,为临南洼陷浊积岩油藏的整体评价和勘探部署提供了可靠依据。

惠民凹陷临南地区第三系油气运移聚集特征研究

为建立惠民凹陷临南斜坡带的复式油气聚集模式,分析了该区第三系油气成藏地质条件,研究了油气运移聚集形式和主要运聚成藏期。研究认为,该区油气聚集形式自源原生型、他源原生型和他源次生型三种成藏模式;其主要成藏期为晚第三纪的馆陶组-明化镇组沉积时期。

惠民凹陷临南洼陷异常低压与油气聚集的关系

目的 探讨惠民凹陷临南洼陷异常压力类型与油气聚集的关系,指导油气勘探。方法 通过大量基础数据,分析了临南洼陷的异常压力特征,以及异常低压对本区油气分布的影响。结果 临南洼陷具有明显的负压型异常压力特征;油气主要在中深部地层富集。结论 临南洼陷的负压异常对该地区油气运聚具有明显的控制作用,异常低压造成深部垂向运移动力较弱,使深部产生的油气不易快速有效地向浅部地层运移,通常只能从洼陷中心向湖盆边缘近距离的侧向和垂向运移,油气主要在中深部地层富集,并在深部形成自生自储式油气藏。

临南洼陷江家店地区沙河街组沉积体系研究

通过沉积相标志的综合研究,总结该地区沉积体系类型、特征及模式;利用层序地层学理论并在综合分析岩心、测井、地震等资料的基础上,对该地区的沉积体系进行了详细划分和描述;将江家店地区沙河街组沉积划分出五个层序,阐明了各类储集砂体的平面分布特征。

惠民凹陷临南洼陷滑塌浊积岩分布规律及其控制因素

从临南洼陷的构造背景出发 ,依据浊积岩的分布特征 ,首次提出了滑塌浊积岩的形成和发育与洼陷带的开阔程度、沉积古地形特征、水动力条件、三角洲的规模、三角洲的高建设性、三角洲的前缘位置变化以及盆地演化阶段紧密相关。在此基础上 ,认为临商断裂下降盘的营子街及夏 10 3井附近可能有浊积扇存在 ,在夏口断裂至营子街断裂系的宽缓斜坡上及江家店鼻状构造至玉皇庙断层附近 ,应有小型滑塌浊积扇分布。指出双丰三角洲的摆动性强 ,当构造等高线与三角洲的进积方向产生一定的交角时 ,很容易产生岩性上倾尖灭。

临南洼陷沙三段浊积砂体地震特征与精细描述

临南洼陷是一个多期多物源充填的洼陷,环绕洼陷沙三段发育多个三角洲沉积体系,勘探潜力较大。近年来,临南洼陷沙三段隐蔽性油藏勘探不断取得新进展,但是随着勘探程度的不断提高,勘探难度越来越大,常规浊积砂体识别描述方法已经很难满足生产需要。针对勘探中存在的难点,通过灰质泥岩剔除技术、浊积砂体地震反射特征研究以及频谱分解技术的应用,对临南洼陷浊积砂体进行了精细识别和描述,取得了较好的效果,指导了该区的勘探部署。

济阳坳陷临南洼陷油气运聚方向与分布规律

构造应力场、流体势、断面形态特征及其与输导层产状的匹配关系对油气运聚有显著影响。研究结果表明:济阳坳陷临南洼陷油气优势运移方向表现为自生油洼陷向周边,以近SN向运移为主,至临商、夏口断裂带,则上盘的断裂凹面处、断面的凸脊、下盘的断裂凸面处及输导层与断面形成的构造脊是油气运移和汇聚的优势通道和方向;油气藏分布整体表现为沿着油气优势运移通道与方向"顺藤结果"、"沿枝开花"的格局;断裂的侧向封堵性导致临南地区不同位置的含油性差异,构造样式的差异性导致不同盆地结构单元的成藏模式不同。

临南地区煤成气藏成因分析

济阳坳陷广泛分布石炭系和二叠系 ,但是此地层煤成气的成藏问题一直没有获得突破。临南地区曲古 1井产出的天然气证明是源自石炭系和二叠系煤岩。对该地区煤系地层的地球化学特征进行了研究 ,结果表明 ,该煤系具有较大的生烃潜力 ,并经历了 4次生烃过程 ,燕山期和喜山期是主要生烃期。对煤系烃源岩生、排烃期次、构造活动以及煤成气成藏期次的研究认为 ,曲古 1井煤成气藏有两种成因 :①原生气藏在喜山期被破坏后再次聚集而成 ;②埋藏较深的石炭系和二叠系烃源岩在新近纪再次生烃。因此 ,临南地区在燕山期和喜山期形成的圈闭是有利的煤成气勘探目标区。

流体—岩石化学作用控制的成岩相划分与评价——以江家店—瓦屋地区沙三段下亚段为例

从流体—岩石化学作用出发,建立地层水类型与填隙物发育特征之间的关系,有助于准确预测有利储层的发育。利用储层微观分析技术,从分析地层水性质与成岩矿物的关系入手,综合解剖江家店—瓦屋地区沙三段下亚段发育的沉积微相和成岩相特征。结果表明,研究区目的层段主要发育水上分流河道、水下分流河道、河口坝和前缘席状砂等有利沉积微相,识别出的CaCl_2型、CaCl_2-NaHCO_3型和NaHCO_3-Na_2SO_4型这3种地层水类型主要发育在地层水交替阻滞带、地层水过渡带和地层水交替停滞带,岩矿差异和地层水性质决定了研究区特定的流体—岩石化学作用,具有明显的中成岩阶段A期特征,受控于沉积微相和成岩相,形成弱压实泥质杂基充填+铁白云石胶结相、中等压实泥质杂基+碳酸盐胶结相、强压实碳酸盐胶结相、强压实泥质杂基充填相和强压实石英压溶+长石溶蚀相5种成岩相。各类成岩相具有不同的成岩效应,决定了储层扩容化和致密化的方式及特点。通过对成岩相、沉积微相和砂体等厚图等图件的叠合,分级评价了不同沉积微相和成岩相控制的储层发育特点。

临南洼陷岩性油气藏油气充满度主控因素及其模糊综合评价

岩性油气藏是目前临南洼陷的重要勘探领域,通过对已钻探岩性油气藏油气充满度的计算及统计分析可知,该区岩性油气藏油气充满度的主控因素包括砂体发育的构造部位和沉积体系,砂体所在的层位、油气藏类型、砂体物性、埋藏深度以及地层温度和压力也对其起到一定的控制作用。在此基础上,利用模糊数学综合评价方法,确定了该区岩性油气藏油气充满度综合评判标准并建立了模糊综合评价方程,对多个砂体进行了综合评判。

井中岩屑碳酸盐含量与酸解烃关系新认识

用一元回归的方法探寻井中岩屑碳酸盐含量与酸解烃含量的关系,发现二者斜率和相关系数在长期稳产油(气)井、干井或产期短油(气)井中特征迥异。长期稳产油(气)井中泥岩的碳酸盐含量与酸解烃含量的斜率和相关系数大于砂岩,而干井或产期短油(气)井中恰好相反,并从碳酸盐矿物形成和不同岩性吸附性能的角度分析了这种特征的形成机理。据此特征提出一种新探井含油气性预测和老井复查的方法,具有快速、低成本的特点,可有效提高探井和老井复查成功率。