东营凹陷砂岩透镜体油气成藏机理及有利区预测

近几年济阳坳陷的勘探实践表明, 对岩性油藏的含油性差异、成藏机理尚认识不清, 这制约了隐蔽油气藏的进一步勘探.在东营凹陷145个砂岩透镜体油藏含油性统计分析的基础上, 结合典型透镜体油藏详细解剖和核磁共振物理模拟实验结果综合研究后发现: 砂岩透镜体圈闭形成时的构造和沉积环境、围岩生排烃条件、砂体储集条件是其成藏的主控因素.只有围岩(源岩) 进入供烃门限后, 其与砂体界面处的毛管压力差、烃浓度梯度产生的扩散力和膨胀力3者之和大于砂体中过剩的水向外渗滤遇到的阻力, 即成藏动力大于成藏阻力时, 砂岩透镜体才能成藏.当砂体沉积环境、围岩生排烃条件、砂体自身储集条件3方面均满足一定条件时, 圈闭才具备形成砂岩透镜体油藏的条件, 并且上述3方面条件越优越, 圈闭含油性就越好.用此方法对东营凹陷下第三系沙三中亚段砂岩透镜体油藏的分布进行了预测.      

东营凹陷岩性油藏主控因素及成藏模式

在对东营凹陷145个岩性油藏含油性统计分析的基础上,结合典型岩性油藏和典型落空圈闭的剖析,对岩性油藏成藏主控因素和成藏模式进行了系统研究。岩性油藏成藏主要受构造沉积背景、烃源岩(围岩)生排烃强度和砂体储集物性等3个因素控制,不同的构造带上具有不同的成藏模式。洼陷带主要发育典型的自生自储自盖的砂岩透镜体油藏,陡坡带主要发育砂岩透镜体、物性封闭、砂岩上倾尖灭、构造-岩性油藏组合,缓坡带、中央背斜带的翼部主要发育砂岩透镜体、砂岩上倾尖灭和断层-岩性油藏。     

东营凹陷岩性油藏成藏期次与成藏过程

东营凹陷岩性油藏分布规律复杂,成藏时期存在差异,从而影响了对岩性油藏形成和分布规律的深入认识.综合运用东营凹陷的构造演化史及岩性圈闭形成史、烃源岩主要生排烃史和流体包裹体均一温度等资料,对东营凹陷岩性油藏的成藏期次、成藏过程、成藏阶段和不同期次岩性油藏的平面分布规律进行了系统研究.研究结果表明:东营凹陷岩性油藏的成藏期次主要有两期,即古近纪东营组沉积末期和新近纪馆陶组-明化镇组沉积时期,且以馆陶组-明化镇组沉积时期为主要成藏期;不同成藏期次的岩性油藏具有一定的分布规律:第一期分布于生油洼陷,为岩性油藏,其包裹体均一温度分布较宽,油气充注持续时间长,具有两期充注的特点;第二期分布于断裂带和斜坡带,为构造-岩性油藏和岩性油藏,其包裹体均一温度分布较窄,油气成藏时间较晚,主要为馆陶组-明化镇组沉积时期充注;东营凹陷岩性油藏的形成具有明显的阶段性,可以划分为成藏准备、成藏和保存3个阶段.     

东营凹陷隐伏砂岩体油气藏含油气性定量预测方法

在对东营凹陷133个隐伏砂岩体含油气性详细剖析的基础上,分析了砂岩体含油气性的主控因素,并应用地质统计方法和成藏动力学分析方法,分别建立了圈闭充满度和含油饱和度的预测模型。研究结果表明,东营凹陷隐伏砂岩体能否成藏主要受砂岩体物性、围岩生排烃条件、砂岩体与围岩接触关系及砂岩体自身规模的影响;成藏主动力包括砂泥岩毛细管压力差、烃浓度差引起的扩散力、烃生成产生的膨胀力,成藏阻力主要为砂岩体内的毛细管阻力。模拟结果表明,实测的圈闭充满度和含油饱和度与预测的圈闭充满度和含油饱和度的差异不大,吻合率在80%以上。     

毛细管力的初次运移及成藏作用有效性分析

毛细管压力差通常被认为是油气初次运移及源内成藏的重要动力,但毛细管力驱动油由小孔向大孔迁移的前提是岩石孔隙表面亲水。文章结合东营凹陷沙三中亚段成熟烃源岩内砂体含油概率较低,且原油多非来自成熟源岩围岩情况,对砂岩及页岩的润湿性进行了探讨。东营凹陷部分砂岩存在润湿性反转,与较高的非烃及沥青质含量的原油接触,是砂岩润湿性反转的主要原因;而泥页岩烃源岩在大量生烃演化过程中,其整体润湿性也表现为中间润湿甚至亲油性。润湿性改变导致毛细管压力方向改变,初次运移及源内油藏成藏作用减弱甚至消失,是沙三中亚段成熟源岩内砂体含油概率低的主要原因。据此认为,对于高丰度的生烃早期阶段的泥页岩烃源岩,毛细管力作为初次运移及源内油藏成藏动力的作用可能是有限的。     

利用核磁共振物理模拟实验研究岩性油气藏成藏机理

本文采用核磁共振成像技术(NMR)进行物理模拟实验,直观地观测了岩性圈闭中油的聚集成藏过程并定量模拟了不同条件下砂体中的含油性。实验结果表明,油气在砂体中的聚集是缓慢的,向上、向下及侧向都有油的运移,但以向上的运移速度较快,其次是侧向,向下较慢;温度、压力、砂体物性和围岩含油性是影响砂体含油性的重要因素。在实验研究的基础上,分析了岩性油气成藏的微观机理,将油气成藏过程划分为三个阶段,第一阶段为在扩散作用力、烃浓度差异压力作为动力克服毛细管阻力下的油气在烃源岩孔隙中心顺干酪根网络运移的过程;第二阶段为在毛细管压力差引导下的油气在砂泥岩界面通过孔隙和喉道渗滤的过程;第三阶段为在浮力作用下克服流体流动粘滞阻力和吸附阻力在砂体内富集的过程。     

准噶尔盆地西缘春光探区岩性油气藏成藏主控因素

准噶尔盆地西缘春光探区具有多层系立体含油特征,单个油气藏规模小、数量多且富集高产,主要发育有冲积扇-河流沉积体系和三角洲沉积体系,以岩性油气藏为主。油气源对比表明,西部稀油和中质油油藏主要为四棵树凹陷油源,东部稀油和稠油油藏主要为昌吉凹陷油源,不整合、厚砂层、断裂构成了春光探区油气运移的立体输导体系,冲积扇、辫状河和三角洲砂体提供了有利的储集空间。油气成藏具"多源供烃、断层纵向输导、毯砂横向输导、砂体尖灭带富集"特点,多源供烃是油气藏富集的基础,"多维度"输导体系是油气成藏的关键,砂体的展布控制着油气富集区带。     

断陷盆地陡坡带砂砾岩油气分布有序性及富集差异性——以东营凹陷为例

正砂砾岩是断陷盆地陡坡带主要的砂体类型(张善文等,2001;瞿建华等,2019),由于其侧向与烃源岩指状接触,油气成藏条件优越,是陡坡带主要的油气勘探对象。东营凹陷陡坡带砂砾岩的勘探整体经历了构造油藏—岩性油藏—复杂隐蔽油藏勘探阶段(孔凡仙,2000),目前处于中—高勘探程度阶段。如何实现油气储量的不断发现,     

鄂尔多斯盆地中生界低渗透岩性油藏形成规律综述

鄂尔多斯盆地中生代为典型的大型内陆坳陷湖盆,含油层系主要为三叠系延长组和侏罗系延安组。长7优质烃源岩为中生界油藏的主要源岩,异常高压为中生界低渗透储层油气大规模运移的主要动力,孔隙性砂体和裂缝系统是中生界石油运移的主要通道,多种输导体系和异常压力的有效组合控制了油藏的展布特征。利用储层成岩流体包裹体、自生伊利石测年和沥青期次等多种方法对成藏期次进行了分析,认为中生界油藏的形成为连续充注一期成藏的特点,成藏期可分为早、中、晚三个阶段,分别对应于早白垩世早期、中期和晚期,主成藏期为早白垩世中期的中期成藏阶段。总结出鄂尔多斯盆地延长组低渗透岩性油藏的形成规律,在长7优质烃源岩欠压实作用和生烃增压共同产生异常高压生的作用下,原油通过互相叠置的相对高渗砂体向上、向下运移,在长4+5、长6、长8形成大规模岩性油藏,并通过微裂缝和前侏罗纪古河输导体系,在长2及侏罗系形成了构造-岩性油藏。     

砂岩透镜体成藏动力学过程模拟与含油气性定量预测

砂岩透镜体油藏作为我国东部油气储量增长的重点, 其成藏动力学研究对于搞清这类特殊油气藏的成藏机理及定量评价和预测圈闭的含油气性具有重要意义.本文利用数值模拟结合地质分析的方法, 在对成藏动力与成藏阻力进行系统分析的基础上, 通过建立成藏动力地质模型和数学模型及成藏动力学特征方程, 对砂岩透镜体成藏过程进行模拟.研究结果表明, 成藏主动力包括砂泥岩毛细管压力差、烃浓度差引起的扩散力、烃生成产生的膨胀力, 成藏阻力主要为砂体内毛细管阻力及岩石的粘滞力和吸附力; 东营凹陷岩性油气藏能否成藏主要受泥岩排烃强度、储层孔隙度、渗透率、地层埋藏深度、泥(页岩) 厚度与砂体厚度之比等因素的综合影响; 岩性油气藏的形成具有阶段性, 在晚成岩阶段, 成藏动力大于成藏阻力, 油气开始充注, 岩性油气藏的形成存在门限深度.利用成藏动力学特征模拟, 建立了成藏动力与含油性的定量关系, 还可以很好地对平面上砂体的含油饱和度分布进行预测.      

东营凹陷永北地区砂砾岩体储集层特征及影响因素

东营凹陷位于济阳坳陷的东南部。通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析、扫描电镜观察等技术手段, 研究了东营凹陷永北地区砂砾岩体储集层的主要岩石类型、储集空间类型、物性特征和影响因素。研究结果表明, 砂砾岩体岩石学特征具有成分成熟度和结构成熟度低的特点; 主要储集空间类型为粒间溶孔和粒内溶孔, 铸膜孔和胶结物溶蚀孔也具有一定的储集意义。影响本区储集物性的因素主要有埋藏深度、成岩作用以及沉积相带, 其中埋藏深度是控制储集层物性的主要因素。      

渤南洼陷古近系早期成藏作用再认识及其地质意义

传统观念认为渤南洼陷古近系具有三期成藏、晚期为主的特点。随着咸化湖盆烃源岩具有早生早排、生排烃量大的新认识的提出,利用钻井、地震及分析化验资料开展了渤南洼陷古近系早期成藏作用的重新评估。结果显示:渤南洼陷沙四上亚段发育有咸化环境下形成的烃源岩,地球化学参数表明其具有生成大量油气的能力,是早期成藏的物质基础;流体包裹体荧光颜色、均一温度共同指示出渤南洼陷罗家地区和三合村洼陷存在早期成藏,三合村洼陷古近系油气是在东营组沉积早期孤南断层断距较小时由渤南洼陷罗家地区运移而来;早期成藏作用的再认识不但使三合村洼陷古近系的油气勘探取得突破,而且构建了完整的油气成藏期次序列;早期成藏造成的岩石润湿性反转利于优势运移通道继承性发育,同时成藏过程中伴随的有机酸充注利于储集空间发育,更重要的是早期成藏作用的再次认识将会转变勘探思路、拓展勘探选区,带来了重要的地质意义和勘探启示。     

杏子川地区油气藏形成条件分析

通过对油气运移、生储盖组合、砂体特征、油气藏类型、成岩作用、油水分布等制约和影响油气藏形成因素的分析，探讨了杏子川地区三叠系延长组长；油层组油气藏形成条件。结果表明，本地区为油气运移的长期指向区，具有良好的生、储、盖组合条件，三角洲平原分流河道砂体成为本区主力含油砂体，复杂的成岩特征造就了本区以成岩圈闭油气藏类型为主，油气主要分布于砂体中部物性较好、成岩作用较弱的部位。     

陆相成熟烃源岩区连通砂体对油气运移的控制作用

基于成熟烃源岩稳态连续排烃机制,分析陆相成熟烃源岩区内连通砂体对油气运移的控制作用,并深入探讨烃源岩内砂体与烃源岩的接触面积、砂泥互层烃源岩层系中砂岩含量、砂体物性、砂体分布及其连续性对排烃效率的影响。结果表明：将连通砂体与烃源岩的接触类型分为垂向沉积相变接触型、侧向沉积相变接触型及交错复合接触型,其中前两者是烃源岩-连通砂体的主要接触类型;烃源岩-连通砂体配置组合以在异常压力驱动下的稳态连续排烃为主;烃源岩内砂体与烃源岩的接触面积越大、砂岩含量越大、砂岩物性越好、砂体分布稳定及连续性好有利于成熟烃源岩排烃,则排烃效率越大,进而控制主要排烃方向和资源量。烃源岩内连通砂体对油气二次运移的作用主要取决于其与烃源岩外连通砂体的分布连续性与物性连通性。如果烃源岩内砂体是孤立的,油气无法运移出烃源岩区,则形成烃源岩内油气藏;如果烃源岩内砂体与烃源岩外砂体分布连续且物性连通,则油气运移距离大,可在更为有利的圈闭分布区成藏。     

东营凹陷古近系砂岩透镜体钙质界壳形成机理及其对油气成藏的影响

砂岩透镜体 / 泥岩接触带钙质界壳是含油气盆地泥岩（烃源岩）－流体（油、气、水）－砂岩（储集岩）相互作用过程中的产物。烃源岩－地层水相互作用生成的有机酸促使烃源岩中矿物、特别是碳酸盐矿物的溶解。烃源岩中生成的烃类流体和地层水，在驱动力的作用下，向临近的砂岩透镜体内运移，同时携带含碳酸盐的有机酸一起运移。烃源岩－水溶液作用后的流体重新进入到一个新的储集岩，在新的物理化学环境中要与储集岩再次发生作用。流体与储集岩作用的直接结果是方解石和白云石沉淀到储集岩中，它们将占有原岩的部分孔隙空间，形成胶结物，进而形成钙质界壳。这样形成的碳酸盐胶结物为晚期胶结物，主要为含铁方解石和铁白云石。砂岩透镜体碳酸盐胶结物含量与孔隙度、渗透率和含油饱和度存在很好的负相关性。钙质界壳的存在使得孔隙结构也发生变化：原生孔隙被碳酸盐胶结物充填，发育的次生孔隙是碳酸盐胶结物的晶间和晶内微孔隙；压汞曲线较陡，排驱压力和中值压力高；喉道偏细，分选较差。东营凹陷牛35井沙三中段2 939 ～3 003 m井段6个主要砂层组的精细解剖表明，砂岩透镜体 / 泥岩接触带钙质界壳是控制砂岩透镜体成藏的重要因素。     

应用定量颗粒荧光技术研究岩性油气藏的隐蔽输导通道

应用定量颗粒荧光技术对东营凹陷牛庄洼陷5口井101块沙三段致密储层、薄层粉砂岩进行了定量荧光QGF-E和QGF分析。分析表明,牛24、牛83、牛876、王550、牛872等5口井致密薄储层颗粒具有相对较高的荧光,显示这些较致密的粉砂岩为过去或现在的油气运移路径/运载层,表明致密砂岩、粉砂岩、薄层砂岩可作为烃类运移的通道。这类薄层隐蔽输导通道为深凹带牛庄洼陷深部沙四段上亚段烃源岩生成的油气进入无断层切割的沙三段中、下亚段的砂岩透镜体而成藏提供了重要的依据。该研究结果对于东营凹陷正在进行的隐蔽油气藏成藏机理的研究可能具有重要意义。     

原油物性演化规律新发现及其对页岩油勘探的启示

针对烃源岩生成的原油物性随热演化如何变化的问题,本文基于对准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组和吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组下段源储紧邻自生自储页岩油物性、地化特征、成藏特征及原油物性与烃源岩热演化关系的分析,综合烃源岩生烃热模拟实验结果与国内外相关文献资料,首次确认了咸化湖相烃源岩生成的原油物性与烃源岩热演化程度之间的变化规律。认为页岩油源岩生成的原油密度和黏度具有随热演化程度增强先增加而后降低的规律,其中生油高峰附近生成的原油非烃相对含量、密度和黏度最高。该认识不仅是对已有的石油地质学中原油物性随热演化规律认识的进一步厘定和修正,而且对页岩油甜点段、甜点区的选择以及页岩油原位转化等都有极为重要和现实的指导作用。     

马朗凹陷芦草沟组泥页岩储层含油性特征与评价

通过泥页岩常规岩芯与密闭取芯的地球化学分析、物性分析、压汞实验分析等,评价马朗凹陷二叠系芦草沟组泥页岩储层的含油性,结合试油情况,研究其富油机制以及有利储层分布特征。结果表明,芦草沟组泥页岩储层含油性受有机质丰度和孔隙度影响,有利层段总有机碳要大于4%,孔隙度大于3%。体积含油率比含油饱和度更能准确表征泥页岩的含油性,油层要求含油率大于1%。压汞分析显示,泥页岩的储层富油机制与常规砂岩不同,包括未运移烃类的就地滞留富集和经历短距离初次运移在与优质源岩临近的次源岩层系中富集两个过程。芦草沟组页岩油的富集受岩性组合类型的影响,以泥岩为主,夹（薄层）泥质灰岩、泥质白云岩或者以灰质泥岩、白云质泥岩为主,为该区最有利岩性组合,含油性最好,对应于深湖-半深湖的沉积环境。     

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油系统的成藏特殊性

通过烃源岩条件、储层特征与原油类型分布及其来源、源-储配置关系的系统分析,分析了准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下段致密油系统的自生自储与层控成藏特征。结果表明,芦草沟组咸水湖相沉积中的不同岩性均有不同含量的原始有机质,其中的泥岩有机质丰度和生烃潜力最高,为主力烃源岩,母质类型具倾油特征,处于生油阶段。位于烃源岩层系内的砂岩类与碳酸盐岩类储集层主要为低孔低渗-致密背景,含油性与物性差异存在密切关系。源-储配置表现为互层和泥包砂特征,具有源、储邻近叠置分布的致密油聚集条件。芦草沟组上、下段的原油物性与地化特征存在明显差异,分别主要来自邻近层段烃源岩。综合研究认为吉木萨尔凹陷内芦草沟组具有就近运移、自生自储的层控致密油成藏模式。     

渤海湾盆地南堡凹陷油气运移路径模拟及示踪

在油气成藏期分析的基础上, 采用盆地流线模拟技术对渤海湾盆地南堡凹陷成藏关键时刻油气运移过程进行了恢复, 根据原油含氮化合物和成熟度指标对典型油气富集区的油气运移路径进行了示踪.油气运移路径模拟结果表明, 研究区南部凹槽源内和源下油气藏在东营末期(距今24.6 Ma)有一期较小规模运移, 油气大规模运移时期为明化镇中期(距今9 Ma).南部凹槽源上油气藏和北部凹槽源内油气藏在明化镇中期有少量油气运移, 大规模运移时期为明化镇末期(距今2 Ma).目前南部凹槽勘探程度较低, 模拟结果表明其具有较大的勘探潜力.原油地球化学指标揭示在源上油气藏富集区, 对于伸入洼陷中心的油源断层, 油气主要沿断层走向, 向构造高部位及断层面两侧砂体运移; 对于平行洼陷中心的油源断层, 油气主要沿断层倾向向构造高部位运移.在源内油气藏富集区, 油气主要通过有效烃源岩层系内发育的砂体向构造高部位运移.