渤中凹陷南部东二下段湖底扇储层控制因素及孔隙定量演化

渤中凹陷南部渐新统东二下段处于深水湖盆沉积环境,优质湖相烃源岩和大规模湖底扇广泛发育,是岩性油气藏勘探的有利区。基于录测井数据、岩石粒度、显微薄片、扫描电镜、流体包裹体等资料,开展渤中凹陷南部东二下段湖底扇储层特征与储层主控因素研究,建立孔隙定量演化模型。研究结果表明:东二下段湖底扇储层岩性以中—细粒岩屑石英长石砂岩为主,孔隙以溶蚀孔为主;湖底扇朵叶复合体内部的朵叶核部、分支水道等有利沉积相带是优质储层形成的基础;持续的压实作用和早晚两期胶结作用是导致孔隙不断损失的主因;有机酸溶蚀和异常高压保孔促溶是改善储层质量的关键。在埋藏过程中储层孔隙演化经历了早成岩A期快速压实减孔、早成岩B期快速压实-胶结减孔、中成岩A1期缓慢压实减孔-有机酸溶蚀增孔和中成岩A2期缓慢压实-胶结作用减孔等4个阶段,其中压实减孔总量为13.64%,早期胶结减孔量为8.24%,溶蚀增孔量为9.55%,尤其是发生在中成岩A1期末油气开始充注成藏之后的晚期胶结减孔量为7.12%,造成储层孔隙度显著降低。

渤海海域深层潜山油气地球化学特征及油气来源

渤海湾盆地渤海海域渤中19-6深层潜山构造带周缘发育多个富烃深次洼,油气聚集条件复杂,对其油气的有机地球化学特征及主要来源认识尚不明确。为此,利用饱和烃及轻烃色谱、色谱—质谱、天然气组分及碳同位素组分检测等地球化学测试技术对该潜山构造带的原油、天然气与其周缘富烃深次洼烃源岩的地球化学特征进行对比分析,运用油—源生物标志化合物分析技术,系统研究了渤中19-6潜山构造带油气的来源与特征。结果表明:(1)渤中19-6深层潜山构造带周缘凹陷主要发育古近系东营组二段下亚段、东营组三段、沙河街组一段及沙河街组三段上亚段等4套烃源岩,其中东三段和沙三上亚段烃源岩为其主力烃源灶,有机质丰度较高,为偏腐泥混合型有机质类型,已进入生烃高峰期;(2)深层太古界潜山及上覆古近系孔店组天然气为典型的油型气,具有不同成熟度天然气混合特征,成藏过程具有多阶段性;(3)浅层与深层油气来源都具有3套烃源岩混源输入的特征,但仍存在着差异性,其中浅层油气来源以东三段烃源岩的输入为主,并且可能存在着东二下亚段烃源岩的输入,而深层油气来源则以沙三上亚段烃源岩的输入为主。结论认为,该区油气源条件复杂,油气源主要以周缘富烃深次洼内沙三上亚段烃源岩为主,其深层凝析气藏表现出多期次油型气输入的特征。