渤南洼陷超压系统划分及结构特征

沾化凹陷的渤南洼陷为富油洼陷, 实测超压出现在沙三、四段, 埋深为2 300~4 200 m。综合大量的地压测试、测井和地质资料, 研究了现今超压分布和超压的测井及地震响应, 对单井、剖面超压发育特征和影响超压结构的地质要素进行了深入分析。超压带内泥岩声波时差偏离正常趋势线, 而泥岩密度没有明显偏低的响应。研究表明:渤南洼陷存在3个超压系统, 上超压系统为浅层沙一段发育的弱超压, 沙三段中下部的强超压构成中超压系统的主体, 下超压系统位于沙四段中;砂质质量分数大于20%的沙二段为常压。超压源层、低渗封隔层和断裂构造带3类地质要素控制着超压幅度和超压结构。泥质源岩产生的多相流体是形成超压系统的物质基础;沙一段压实泥岩、沙三中亚段的互层致密砂岩和泥岩、沙四上亚段的膏盐层作为压力系统封隔层, 对超压系统的形成和分布起到控制作用;断裂具有泄压和封堵双重性, 对地层压力和油气层横向分布具有重要影响。利用地震层速度计算得到了渤南洼陷现今大规模超压系统分布特征的整体认识。     

东营凹陷民丰洼陷北带沙四段深层超压封存箱与油气成藏

东营凹陷沙三段、沙四段普遍发育超压,在沙三上亚段底部与沙三中亚段顶部钙质泥岩与暗色泥岩过渡带、沙四下亚段顶部和底部稳定盐膏岩层的封隔作用下,形成了两个超压封存箱,即沙三段—沙四上亚段超压封存箱和沙四下亚段超压封存箱。由于每个超压封存箱内均发育优质烃源岩,因此,沙三段、沙四段又可划分为两个相互独立的含油气系统,即沙三段—沙四上亚段含油气系统和沙四下亚段含油气系统。东营凹陷民丰洼陷北带沙四段深层近岸水下扇具有“扇根封堵、扇中富集、扇缘输导”的油气成藏特征,油气来自同期发育的、与近岸水下扇侧向接触的烃源岩,主要形成“自生自储”型岩性油气藏。     

渤南洼陷沙四上亚段膏盐层成因探讨

为明确渤南洼陷沙四上亚段膏盐层成因,综合利用录井、分析化验等资料对膏盐层发育特征、成因类型等进行了分 析。结果表明：渤南洼陷沙四上亚段膏盐层主要以石膏质泥岩和含膏泥岩为主,其次为石膏岩和泥膏岩,石膏岩在纵向上 主要分布在2800~3600 m深度段,在横向上呈两条粗带状东西向展布;膏盐层沉积期气候湿润,水深较大,膏盐层为深水 成因,火成岩与膏盐层分布具有良好的耦合关系,推测火成岩喷发和侵入为膏盐层形成提供了来源物质。     

渤南洼陷北带沙四上亚段储层成岩流体演化

渤南洼陷北带沙四上亚段在埋藏过程中经历了多期酸碱流体演化,同时经历了多期油气充注作用,导致储层物性经历了复杂的演化过程。对渤南洼陷北带沙四上亚段埋藏演化史、有机质热演化、膏盐层脱水等综合研究,结合各种烃类和盐水包裹体特征分析,确定了渤南洼陷北带沙四上亚段成岩流体演化序列：(1)沙四上亚段沉积时期气候干旱,原始地层水呈弱碱性。(2)开始沉积至距今42.5 Ma,有机质尚未成熟,地层流体仍保持弱碱性,成岩作用主要为压实排水作用,形成早期球粒状黄铁矿胶结物。(3)距今42.5~30 Ma,为有机酸控制下的酸性环境,发生长石溶解、石英加大。(4)距今30~24.6 Ma,有机酸发生脱羧,同时沙四上亚段顶部膏盐层脱出大量碱性水,使地层水pH值呈碱性,发生碳酸盐胶结和石英溶解,其中距今28.8~24.6 Ma,发生第一期油气充注;距今24.6~6 Ma,地层经历抬升及再沉降,在抬升过程中有机质再次生成有机酸,使地层水pH值呈酸性,发生第二期酸性溶解、石英加大,其中距今10~6 Ma,发生第二期油气充注。(5)距今6 Ma至现今,沙四上亚段膏盐层发生脱水,地层流体呈碱性,发育少量晚期黄铁矿胶结等。     

胜利油区渤南洼陷沙四上亚段成岩演化序列研究

根据粘土矿物演化、有机质演化、成岩矿物特征、阴极发光、铸体薄片以及包裹体等方面研究,厘定了渤南洼陷沙四上亚段目前处于成岩晚期A2-B亚期;建立了渤南洼陷深部储层成岩演化序列,阐明了粘土矿物及其演化是储层形成的序参量;研究了渤南洼陷沙四上亚段成岩作用。重点探讨了泥岩和砂岩中粘土矿物对深部储层的影响——砂岩储层中的无机成岩作用与生油岩中的有机质成岩作用密切相关,二者相互作用的结果使邻近储层铝硅酸盐颗粒和碳酸盐溶蚀,形成次生孔隙;且发现高岭石大量出现是次生孔隙发育的一个标志,预测3600m附近极有可能存在一次生孔隙发育带。     

沾化凹陷渤南洼陷北带沙四上亚段致密储层成因机理

渤南洼陷是渤海湾盆地济阳坳陷重要的油气富集区,其中渤南洼陷北带发育的深层砂砾岩致密油藏是沙河街组沙四上亚段油气增产的关键,其储层成因机理研究是该区实现未开发储量动用的基础。通过对钻井、铸体薄片、扫描电镜、储层物性、压汞、核磁共振等相关资料分析,认为致密储层分布于2类扇三角洲沉积物中,受沉积体系差异影响。早期形成的扇三角洲规模较大,沉积物延伸距离长,机械分异作用强,颗粒粗细分明,孔渗具有良好的正相关对应关系;后期形成的扇三角洲规模较小,沉积物近源、快速堆积,机械分异作用弱,颗粒混杂堆积,孔渗对应关系不明显。刚性、易溶的岩屑能够有效提高砂砾岩储层物性,其在原始沉积物中的含量不能过低。储层岩性以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主,成分成熟度和结构成熟度均较低;孔隙类型以次生孔隙和原生孔隙为主,喉道类型以片状和弯片状为主,孔隙连通性差;孔隙结构包括5类,储层非均质性强。压实作用和胶结作用是破坏渤南洼陷北带沙四上亚段砂砾岩储层物性的重要因素,胶结作用多类型、多期次、强破坏,其中伊利石胶结的强弱对储层性能影响显著。溶蚀作用、破裂作用和超压作用有助于储层物性的改善,但建设性成岩作用总体影响有限。综合分析渤南洼陷北带沙四段致密储层形成机制,认为石英、长石和岩屑相对含量近似,伊利石相对含量更低的粗砂岩储层为研究区有利储层。孔喉大小和孔喉比与孔隙度和渗透率一样,是评价致密储层的关键参数,孔隙度、渗透率越高,孔喉半径越大,孔喉比越小,则储层物性越好。     

孤北洼陷孔店组与沙河街组四段的多重地层划分

对孤北洼陷孔店组、沙四段生物、岩石、电性及地震地层等多重地层划分进行详细的研究,研究结果表明孔三段属灰紫色冲积产物,孔二段发育典型的暗色泥岩,沙四下亚段为红色砂、泥岩,沙四上亚段主要是灰色泥岩,夹有砂岩;电测结果表明:进入沙四下亚段时电阻率曲线相应抬起,沙四上亚段整体是一个低阻段,沙四段顶界划在下斜坡电阻的底部。孤北洼陷地层划分时要注重多重地层划分的方法,单一资料用于划分地层难于反映真实面貌。     

东营凹陷现今大规模超压系统整体分布特征及主控因素

东营凹陷为超压富烃凹陷, 钻井揭示该凹陷现今大规模超压系统出现在始新统沙三-四段烃源岩层系.根据大量的钻杆测试(DST)数据, 实测沙三-四段砂岩异常高压的深度范围约在2 200~4 400 m, 剩余压力约为4~40 MPa, 压力系数为1.2~1.99.根据钻井和测井以及地震速度资料解释, 超压带钻井泥浆密度明显增加, 超压泥岩层具有偏离正常趋势的异常高声波时差测井响应和异常低地震层速度响应特征.综合解释超压系统顶界面埋深在2 200~2 900 m, 对应地温在90~120 ℃; 超压顶界面深度随着烃源岩层系顶界埋深的增加而增加.超压系统范围内烃源岩层系样品镜质体反射率(R_o)分布在0.5%~1.2%, 沙三中、下亚段-沙四上亚段成熟烃源岩(R_o为0.5%~1.2%)及其生油作用控制了超压分布的主体区域, 佐证了东营凹陷现今大规模超压发育区与烃源岩生油增压有成因联系; 成熟烃源岩的累积厚度、埋深及热成熟度是超压系统整体分布特征和超压发育幅度的主控因素; 断裂系统和输导性砂体对东营凹陷沙三-四段烃源岩层系中发育的大规模超压系统的分布特征和结构变化具有重要影响.      

渤南洼陷沙四下亚段扇三角洲前缘优质储层成因

优质储层成因已成为制约中深层油气高效勘探开发的关键问题.综合利用钻井岩心、测录井、三维地震等资料, 通过岩心观察、薄片鉴定、分析测试等技术方法, 对渤南洼陷沙四下亚段扇三角洲前缘优质储层成因进行研究.研究表明: 沉积相带原始物性好坏、成岩作用类型及强弱差异、地层超压强弱及发生时间、油气充注强弱及发生时间、断层/不整合对流体的输导以及膏盐层的作用是控制沙四下亚段储层物性的主要因素.优质储层发育是特定"源-流-汇"成岩系统综合作用的结果, 有利沉积条件是优质储层发育的基础; 储层与烃源岩之间的有利通道(断裂、不整合、相对高孔渗储层)是优质储层发育的前提; 储集层与烃源岩较短的运移路径是优质储层发育的关键; 充足的流体来源、油气充注、地层超压是优质储层发育的保证.      

渤南洼陷沙河街组四段下亚段成岩作用与储层孔隙演化

为揭示渤南洼陷沙四下亚段成岩演化规律及其对次生孔隙形成的影响,明确勘探方向,应用铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X衍射分析等资料对其进行了研究。结果表明:在沉积环境、埋藏深度和有机酸共同控制下,渤南洼陷出现的压实、压溶、胶结、溶蚀和交代5种主要成岩作用类型在不同区域的成岩强度和分布范围有所差异;受控于断裂体系、沙四上亚段烃源岩及异常高压分布,洼陷中心断裂带处的储集体经历了碱酸交替的成岩环境,在3 200~4 600 m深度段形成了次生孔隙发育带,而洼陷边缘的储集体孔隙演化呈现的是正常压实曲线;依据次生孔隙发育规律,预测有利勘探区应是在洼陷中心、断裂发育、上覆沙四上亚段地层中存在异常高压和较厚烃源岩的区域,结合已发现含油面积,认为下一步的勘探方向应是洼陷中西部的辫状河道储集体与北部辫状河三角洲前缘储集体发育区。研究结果为深层油气有利勘探区预测探索了一条新途径。     

东濮凹陷柳屯洼陷沙三上亚段流体压力场研究

流体压力场分布特征对泥岩裂缝油藏勘探和开发具有非常重要的作用,而盐间地层的压力分布有其特殊性。综合利用钻井、泥岩测井声波时差和地震资料,分析了东濮凹陷柳屯洼陷沙三上亚段的流体压力场特征,为该盐间泥岩裂缝油藏的进一步研究奠定了基础。研究结果表明:①本区沙三上亚段压力结构可划分为正常-渐变-弱超压型和正常-突变-强超压型两大类;②盐间泥岩裂缝油藏位于洼陷超高压力系统内;③现今沙三上亚段压力剖面具有东西分异、上下分带、受控于膏盐岩分布的特点,各类型裂缝和膏盐岩形成的微构造组成了该亚段纵横向的复杂输导网络系统;④膏盐岩封盖和石膏脱水是影响本区超压发育的重要机制之一,并造成了洼陷东西两侧流体压力场特征的差异。     

胜利油田渤南洼陷沙四上段沉积环境分析

通过地质和物探手段相结合，宏观和微观方法相结合，对渤南洼陷构造发育特征和沙四上段沉积相特征进行了深入的研究。根据沉积旋回性、韵律性等特征，确定渤南洼陷沙四上段沉积环境为滨（浅）湖－半深湖和湖底扇。根据沉积学标志，测井相标志和地震相标志，对沙四上段沉积环境为滨（浅）湖－半深湖和湖底扇。根据沉只学标志，测井相标志和地震相标志，对沙四上段湖底扇沉积微相进行了详细划分和描述，将湖底扇划分为内扇、中扇和外扇3个亚相，并进一步划分为5个微相。在上述基础上，揭示了湖底扇的平面展布规律，建立了沙四上段湖底扇的沉积模式。     

东营凹陷博兴洼陷沙四上亚段滩坝优质储层形成机理与分布特征

综合运用岩心观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜分析、岩石物性测试以及试油结果等分析方法,对东营凹陷博兴洼陷沙四上亚段滩坝中深部储层基本特征进行了研究。结果表明：滩坝中深部储层主要为低孔低渗储层,储集空间表现为原生孔隙和次生孔隙并存发育;研究区优质储层的形成机理主要有沉积作用、地层超压、油气充注、酸性溶蚀和绿泥石颗粒包壳;坝主体和滩脊距泥岩层较远部位储层分选好,抗压实能力强,由于酸性溶解对储层的改造以及油气充注对胶结作用的抑制,中深层仍发育大量原生孔隙和次生孔隙,储层物性较好,并在异常超压和绿泥石颗粒包壳的保护下保存至今并成为有效优质储层;坝主体和滩脊距泥岩层较近部位储层,由于早期强烈的碳酸盐胶结作用并形成致密胶结壳,导致现今储层物性极差,主要发育无效储层;坝侧缘以及滩席储层原始沉积条件差,杂基含量高,在埋藏过程中以压实作用和泥质碳酸盐胶结作用为主,溶解作用微弱,现今物性差,从浅层到深层基本全为无效储层。博兴洼陷沙四上亚段滩坝优质储层主要分布在厚层坝主体和滩脊砂体的中部位置。     

济阳坳陷沾化凹陷沙一下亚段优质烃源岩成因分析

沾化凹陷发育沙四上亚段、沙三下亚段和沙一下亚段3套烃源岩,前人对沙一下亚段烃源岩未进行深入研究。本文利用有机地球化学方法对沾化凹陷沙一下亚段烃源岩品质进行分析,研究表明沙一下亚段烃源岩有机质丰度高、干酪根类型以Ⅰ型为主,为优质烃源岩;烃源岩沉积中心位于渤南洼陷,但孤南洼陷烃源岩品质最好。孤北洼陷和孤南洼陷的部分烃源岩达到大量排烃阶段,所以勘探开发研究应重视来自沙一下亚段烃源岩的贡献。沉积环境分析表明,沙一下亚段沉积期沾化凹陷构造沉降速率较小,气候为北亚热带至暖温带中等偏干旱气候,均不支持形成优质烃源岩。沙一下亚段高品质烃源岩的形成的主要原因是高盐度导致湖泊的高生产力和良好的水体分层。湖盆高盐度是由于鲁佩期的海侵导致,海侵沿孤南洼陷—孤北洼陷—渤南洼陷的方向推进,导致孤南洼陷虽然不是沉积、沉降中心,但烃源岩品质最好。     

渤海湾盆地异常高压晚期形成特征分析

渤海湾盆地各凹陷的形成演化、异常高压纵向分布特征、异常高压主体分布层位和异常高压形成机制具有相似性。首先对东营凹陷、沾化凹陷和辽西凹陷进行了压力场演化的定性分析,结果表明渤海湾盆地凹陷异常高压形成的时代比较晚。然后对沾化凹陷的渤南洼陷进行了压力场演化的定量分析,结果表明渤南洼陷超压形成时代也比较晚,异常高压主体层段--沙四上段和沙三段的超压在东营期末开始形成。综合以上分析,认为渤海湾盆地现今异常高压具有晚期形成特征。     

断陷盆地中浅层油气成藏特征及有利区预测:以渤南洼陷沙二段为例

断陷盆地中浅层圈闭往往覆盖在烃源岩之上,具有多源供烃特征。为深化断陷盆地中浅层油气成藏特征认识及明确有利勘探方向,以渤南洼陷沙二段(简称为Es_2)为例,依据钻井、测井、地震及分析化验等资料开展了研究。结果表明:渤南洼陷沙四上亚段(简称为Es_4~s)、沙三段(简称为Es_3)和沙一段(简称为Es_1)3套烃源岩分别在馆陶组沉积晚期和明化镇组沉积晚期为沙二段油气成藏提供了油气来源;断裂体系沟通油源,为油气纵向运移的通道,是油气成藏的必要条件之一;储集层物性决定含油性,是含油程度高低的关键;渤南洼陷沙二段存在"两期成藏、多源供烃"油气运聚规律,不同成藏期次下形成的单源油和混源油油藏聚集在多类型圈闭中;"多源供烃"成藏模式及其成藏主控因素共同指示出渤南洼陷沙二段下一步的有利勘探方向为中部滩坝砂岩、南部扇三角洲前缘以及西南部多类型储层发育区,各区带油气勘探重点不一,勘探风险各异。     

山东沾化凹陷渤南洼陷沙四段原油的地球化学特征及油源分析

沙四段为沾化凹陷渤南洼陷深层的主要产油层,目前关于沙四段原油的油源问题还存在着不同的认识。通过对研究区部分原油、含油砂岩和烃源岩样品抽提物中饱和烃和芳香烃化合物的地球化学特征的对比分析,讨论了沙三段、沙四段烃源岩对沙四段油层的油源贡献问题。结果表明,渤南洼陷深层沙四段原油可划分为3种类型,第一类原油与第二类原油在地球化学 特征上存在比较明显的差别,其中第一类原油来源于沙四段膏盐层段的暗色泥岩夹层,第二类原油来源于沙四段盐层下部或沙三段的暗色泥岩,第三类原油的地球化学特征介于上述二者之间,推测为沙三段与沙四段烃源岩的混合来源。3类原油在空间上也有一定的分布规律。     

渤南洼陷流体包裹体特征与成藏期流体压力恢复

渤南洼陷油气资源丰富,成藏过程复杂,但其油气成藏时期的动力条件尚不明确.利用流体包裹体显微荧光、均一温度和冰点测试技术,恢复了渤南洼陷主力储层油气成藏期次及其对应的地层压力.研究区沙三段烃类包裹体发黄白色和黄绿色荧光,均一温度为80~130 ℃,为明化镇中后期至今一期成藏;沙四段烃类包裹体灰黄色、黄绿、蓝绿色3种荧光,存在70~80 ℃和90~130 ℃两个温度区间,对应着东营期、明化镇初期至今两期油气充注,且以晚期充注为主.油气运聚时期普遍发育异常高压,第一期成藏时压力系数相对较低;第二期随着烃源岩生烃量的增加,异常压力持续增大、超压范围不断扩展,压力系数高达1.80,为大规模的油气运移提供了充足的动力条件,并控制了洼陷区油气的聚集与宏观分布.      

廊固凹陷河西务构造带沙四上亚段有效储层成因机制

中深层有效储层成因机制一直是中深层油气勘探备受关注的内容。综合运用岩心观察、薄片鉴定、物性分析及流体包裹体分析等技术手段,研究了廊固凹陷河西务构造带沙四上亚段储层岩石学特征、储集特征及成岩作用特征,并在有效储层物性下限计算的基础上,分析了有效储层物性控制因素,总结了有效储层成因机制,建立了有效储层成因模式。研究表明：廊固凹陷河西务构造带沙四上亚段储层以岩屑质长石砂岩为主,含少量长石质岩屑砂岩,成分成熟度中等,结构成熟度高;压实作用较强,胶结作用南北差异性明显,溶解作用弱;储层储集空间以原生孔隙为主,含少量的粒内溶孔及粒间溶扩孔隙,孔渗相关性好。储层胶结物含量、分选系数、沉积微相及地层压力是廊固凹陷河西务构造带沙四上亚段有效储层形成的主要控制因素。辫状河三角洲前缘分支河道沉积环境中杂基含量少、分选好、碳酸盐岩屑含量低的细砂岩、中粗砂岩及含砾砂岩是沙四上亚段有效储层形成的有利物质基础。早期地层超压,抑制压实作用,保护原生孔隙;早期油气充注,抑制胶结作用与压实作用,保护孔隙空间。二者共同作用,是有效储层形成的主要原因。溶解作用少量增孔,颗粒边缘形成的早期石英加大抑制压实,对有效储层的形成起辅助作用。     

渤南洼陷北部陡坡带沙四上亚段成岩演化及其对储层物性的影响

综合利用岩芯观察、岩石铸体薄片、流体包裹体、岩芯实测物性并结合埋藏史分析,对渤南洼陷北部陡坡带沙四上亚段砂砾岩储层的成岩演化和物性演化特征进行了研究.结果表明:储层经历了强烈压实、碳酸盐灰泥重结晶、多期胶结和溶解以及复杂交代等成岩演化过程.结合成岩环境演化特征,认为储层经历了多期酸碱交替的流体演化,在同一成岩环境演化背景下,由于近岸水下扇不同亚(微)相沉积特征差异性,控制了不同亚(微)相成岩演化特征的差异性,并决定了其物性演化的差异性.采用反演回剥的方法对地史时期近岸水下扇砂砾岩储层的物性进行了恢复,可知对储层物性演化起到重要影响的有压实作用、碳酸盐胶结、碳酸盐灰泥重结晶作用、酸性溶解及油气充注,并建立了近岸水下扇不同亚(微)相储层物性演化模式:扇根砾岩在埋藏过程中成岩作用以压实作用和灰泥杂基重结晶作用为主,溶解作用微弱,物性持续降低,在中深层灰泥杂基的重结晶作用使扇根砾岩物性快速降低,现今物性极差,主要发育干层.扇中辫状水道距泥岩层较远的储层,由于两期酸性溶解对储层的改造以及油气充注对胶结作用的抑制,中深层仍发育大量原生孔隙和次生孔隙,储层物性较好,可作为良好的油气储集层.扇中辫状水道距泥岩层较近的储层、扇中水道间和扇缘储层成岩作用以强烈胶结作用和交代作用为主要特征,现今物性差,主要发育干层.