渤海湾盆地车镇凹陷地层超压特征与油气赋存关系

渤海湾盆地车镇凹陷超压发育广泛,基于钻井实测(DST)资料和测井资料,对车镇凹陷地层超压特征及超压与油气的赋存关系进行了分析。研究结果表明,始新统沙河街组三段和四段地层发育异常高压,异常压力主要出现在埋深2 100 m以下地层中,最大压力系数达到1.78。车镇凹陷泥岩声波时差对地层超压有较好的响应关系,在超压层段,声波时差明显偏离正常压实趋势,具有较高的声波时差值,通过典型单井泥岩声波时差确定了正常声波时差趋势线,并建立了地层压力预测模型,综合主要超压区域单井预测压力,分析了超压顶界面主要在2 100～3 200 m之间,发育单超压系统。剖面上压力体分布特征表明,压力体形成以洼陷深部位为中心向周围逐渐递减的压力结构。超压对油气运移和赋存起着控制作用,套尔河洼陷油藏主要分布在压力系数为1.6的压力体外围;车西洼陷油藏主要分布在压力系数为1.4的压力体外围。      

珠江口盆地文昌A凹陷地层压力特征及演化史

应用钻井、测井、地震等资料及盆地模拟技术对珠江口盆地文昌A凹陷地层压力特征及演化史进行了研究。结果表明:凹
陷现今储层压力以常压-弱超压为主,深部珠海组三段-文昌组泥岩发育明显的欠压实现象;地层压力演化历经始新世(48~33.9
Ma)、早渐新世(33.9~28.4Ma)和晚渐新世—现今(28.4~0Ma)2个半“增压—泄压”旋回,欠压实作用导致早期超压的形成,晚期超
压则为文昌组和恩平组烃源岩生烃作用所致。压力演化的旋回性主要受控于构造运动的旋回性,断层是超压释放的主要通道。      

渤海海域渤东凹陷烃源岩特征与勘探潜力

近年来渤东凹陷内油气勘探因一直未取得重大突破而陷入低谷,主力烃源岩不明确是制约该区油气勘探的核心问题。结合地震、钻井、测井和分析化验等资料,对渤东地区烃源岩地球化学指标、分布特征及成因环境进行了分析,借助盆地模拟和油源对比结果,明确了渤东凹陷的主力烃源岩层系和勘探潜力。渤东凹陷发育东三段、沙一段、沙三段和沙四段4套烃源岩,其中,沙三段烃源岩有机质类型好、丰度高,为很好的烃源岩,其生烃量占凹陷总生烃量的61%,是渤东凹陷的主力烃源岩。地质分析表明,PL9-1油田的油气主要来自渤东凹陷,预示渤东凹陷具备较大的勘探潜力。油源对比结果表明,PL9-1油田75%的原油来自于沙三段烃源岩,渤东凹陷及周缘地区今后的勘探应以寻找沙三段烃源岩生成的油气为主。      

酒泉盆地营尔凹陷异常高压形成机理

酒泉盆地营尔凹陷下白垩统砂泥岩普遍发育超压。通过对地层压实特征、黏土矿物转化及有机质演化特征的分析,揭
示了凹陷超压形成的机理。结果表明:①营尔凹陷纵向上发育常压带、浅层超压带、过渡带和深层超压带4个压力带,超压带内具
有明显的泥岩密度降低、电阻率减小和声波时差增大的欠压实特征,表明不均衡压实作用是形成该区超压的主要原因;②凹陷内
发育3个蒙脱石向伊利石转化带,第一迅速转化带对应于浅层超压带,第二迅速转化带对应于深层超压带,反映黏土矿物转化与
凹陷超压有一定的联系;③深层有机质演化程度较高(镜质体反射率Ro>0.6%),与浅层超压带相比,生烃作用对深层超压带的
超压贡献更大。由此认为,营尔凹陷的下白垩统地层超压是不均衡压实作用、黏土矿物脱水作用和生烃作用共同影响的结果,并
且隆起带和洼陷带的成因机理有所差异。      

潜江凹陷潜江组油气成藏期次及时间分析

基于圈闭形成时间法推测潜江凹陷潜江组油气藏形成的最早时间为上始新统潜二段沉积初期,利用烃源岩生排烃史法
分析潜江凹陷潜江组油气成藏的最早时间为晚始新世,应用流体包裹体资料揭示潜江凹陷潜江组共经历了晚始新世-早渐新世
(37~32Ma)、早渐新世-中中新世(32~14Ma)及中上新世-现今(3~0Ma)共3期油气充注过程,并以第2期早渐新世-中中
新世油气充注最为重要,且自蚌湖向斜带和潜北陡坡带至周矶向斜带再至斜坡带,油气充注时间有逐渐变晚的趋势。由此得出,
综合应用流体包裹体法、圈闭形成时间法、烃源岩生排烃史法等多种方法可较为有效地确定具有复杂构造-沉积背景与演化历史
的含油气盆地(凹陷)的油气成藏期次与时间。      

鄂尔多斯盆地中部延长组下组合流体包裹体特征和油气充注期次

通过对储层成岩作用、流体包裹体岩相学和孔隙沥青特征的分析,在烃包裹体期次划分的基础上,结合流体包裹体均一温度特征、烃源岩热演化史、地层埋藏史和储层成岩史,确定了鄂尔多斯盆地中部延长组下组合油气充注期次。结果表明:鄂尔多斯盆地中部延长组长8段和长9段致密储层主要发育压实、胶结、交代和溶解4种成岩作用,自生矿物主要为绿泥石、石英胶结物、长石胶结物和方解石胶结物。根据包裹体宿主矿物形成序列,识别出3期烃包裹体。第一期烃包裹体分布在石英愈合缝、石英次生加大边和充填孔隙的石英胶结物中,少数低成熟的黄色荧光烃包裹体及黑色荧光沥青包裹体代表了烃源岩进入生烃门限后排出的少量烃类充注,多数成熟度较高的蓝色、蓝白色荧光烃包裹体代表了生烃高峰期大量烃类充注;第二期烃包裹体分布在长石胶结物中,数量较少,显示蓝色和蓝白色荧光,在溶蚀孔隙周围或沿解理分布,呈短柱状,边界平直;第三期烃包裹体分布在方解石胶结物中,呈孤立或零星分布,形状近六边形;后两期烃包裹体均是在烃类充注结束后捕获孔隙中烃类形成的。研究区延长组长8段和长9段经历了晚侏罗世末期至早白垩世末期的一期烃类持续充注。     

川东南丁山地区石牛栏组成脉流体来源与油气成藏

四川盆地东南部志留系油气成藏过程研究缺少成藏和破坏阶段的直接证据,丁山地区志留系石牛栏组储层内沥青和方解石脉体记录了储层内流体演化的信息,对研究油气藏油气成藏演化过程有重要的指示作用。运用显微岩相学、阴极发光、微区原位元素和流体包裹体分析方法,确定了古流体来源和活动时间,并恢复了甲烷包裹体古压力,结合烃源岩生烃演化史和地质特征揭示了石牛栏组油气成藏演化过程和主控因素。研究结果表明丁山地区石牛栏组储层内发育两期方解石脉体,原油充注发生在两期方解石脉形成之前。第一期方解石脉形成于距今约127 Ma,阴极发光颜色为褐红色,方解石脉形成于偏还原环境,成脉流体来源于同层位成岩流体。第二期方解石脉形成于距今约83 Ma,阴极发光颜色为褐黄色,方解石脉形成于偏氧化环境。龙马溪组烃源岩大量生油阶段在距今190~150 Ma之间,生成的石油充注到石牛栏组储层中并在距今约135 Ma裂解成气藏。甲烷包裹体捕获压力为51.77~57.46 MPa,储层压力系数为1.26~1.40。石牛栏组古气藏在燕山期以来,由于构造运动导致地层抬升剥蚀和断裂发育,促使天然气泄漏。      

鄂尔多斯盆地延长组石油充注动力的包裹体热动力学模拟

基于包裹体热动力学与油气成分模型的PIT软件可利用包裹体均一温度与气液比模拟计算出捕获压力,由于不需要测定单个包裹体的成分而使得模拟过程简单且模拟结果具有一定的可靠性。利用该软件对鄂尔多斯盆地延长组烃源岩层系内裂缝脉体和砂岩储层中油包裹体的捕获压力进行了模拟计算。结果表明,延长组烃源岩与储层中包裹体的捕获压力多为异常高压,其剩余古压力一般大于3 MPa,压力系数多在1.2以上。异常高压不但是延长组长7段烃源岩排烃与石油垂向充注的主要动力,而且可能是驱动低渗透储层中石油侧向运移的重要动力。      

涟源凹陷上二叠统大隆组泥页岩裂缝方解石脉体流体包裹体特征及其启示

针对湘中涟源凹陷上二叠统大隆组黑色泥页岩中油气特征及微观保存条件,选择 涟 源 凹 陷 ＸＹ１井 大隆组泥页岩中高角度裂缝方解石脉体,开展了脉体岩相学和阴极发光观察、脉体盐水包裹体和烃类包裹体特征及温压研究,结合泥页岩有机质成熟度及油气生成阶段分析和埋藏－热演化－构造抬升史模拟,确定了裂缝脉体形成时期和深度,讨论了泥页岩油气微观保存条件。研究表明:大隆组泥页岩有机质成熟度Ｒｏ 为１．２％～１．３％,原始有机质中发育有机孔,泥页岩孔隙内液态油中很少发育有机孔;裂缝方解石脉体由早晚两期形成,边界清晰;早期脉体中发育大量蓝白色荧光的液相烃包裹体和气－液两相烃包裹体,发微弱荧光的气相烃包裹体和不发荧光的甲烷包裹体,盐水包裹体均一温度主要介于９３～１３８℃间,对应古埋深为２０００～３０００ｍ;晚期脉体中包裹体发育程度差,仅零星见烃类包裹体,盐水包裹体均一温度主要介于５０～６２℃间,对应古埋深为９００～１１００ｍ;依据早期裂缝方解石脉体中甲烷包裹体激光拉曼参数和甲烷体系状态方程估算甲烷包裹体捕获压力为 ２８．９２～４１．４７ＭＰａ,相应古压力系数为１．１０～１．５７。根据早晚两期裂缝方解石脉体中气－液两相盐水包裹体和烃类包裹体的发育程度以及捕获温压信息推断,在燕山－喜山期大幅度构造抬升和地层剥蚀过程中,泥页岩中多期裂缝形成和开启以及成脉古流体活动,对大隆组泥页岩中滞留油气的微观保存条件产生了一定程度的不利影响。      

胜利油气区有机包裹体研究及其在油气勘探中的应用

应用显微光度术、显微傅立叶红外光谱（Ｍｉｃｒｏ－ＦＴ．ＩＲ）和飞行时间二次离子质谱（ＴＯＦ－ＳＩＭＳ）等原位微分析技术并结合均一温度测量对胜利油气区下第三系沙河街组沙三段中有机包裹体进行了研究。区分出两类有机包裹体，即原生有机包裹体和次生有机包裹体。结果表明两类有机包裹体特征不同，二者物质组成、有机质成分及化学结构、热演化程度等差别也较大。结合地质分析表明原生有机包裹体是沙三段烃源岩生成烃类运移产物，具“自生自储”特点，而次生有机包裹体是沙四段烃源岩生成的烃类二次运移的产物。沙三段是沙河街组油气运移和聚集的主要层位，因而是寻找油气资源的主要目标层。研究表明，有机包裹体是研究油气生成、运移、聚集和演化等成藏系统最有效的手段之一，在油气勘探中有重要的应用意义。     

土库曼斯坦阿姆河右岸卡洛夫—牛津阶储层流体包裹体特征及成藏期

基于阿姆河右岸中部中上侏罗统卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩储层流体包裹体的镜下观察、均一温度测定,结合烃源岩生排烃史、地层埋藏史、热史及构造演化史,恢复阿姆河右岸中部油气藏的成藏过程。结果表明:第一期为早白垩世阿尔必期(120～105 Ma),穆尔加勃坳陷的中下侏罗统烃源岩进入生烃门限,早白垩世晚期,生成的油气沿不整合面及查尔朱基底断裂运移至桑迪克雷隆起的碳酸盐岩礁滩体而聚集成藏,对应的包裹体为赋存于二世代方解石胶结物的、具有定向排列的叶黄色荧光包裹体;第二期为晚白垩世土伦期(75～65 Ma),盆地东南部中下侏罗统生成的凝析气继续充注桑迪克雷隆起的圈闭,中下侏罗统达到生烃高峰,生成的油气开始充注中部油气藏,对应的包裹体为赋存于半自形晶簇状及自形连晶状方解石胶结物的、略具有定向性的绿色荧光包裹体;第三期为晚渐新世—中新世(30～20 Ma),在穆尔加勃坳陷的油气持续充注的背景下,烃源岩对中部油气藏的充注强度不断增加,并在喜山期构造挤压的影响下,对古油气藏进行调整定形,对应的包裹体为与大量气体包裹体共生的杂乱无章的蓝色荧光包裹体。     

东海盆地西湖凹陷天然气来源探讨

关于西湖凹陷天然气的来源是很多学者争论的问题,主要原因在于计算出来的西湖凹陷部分天然气的成熟度与源岩的
热演化程度不一致,因此准确确定天然气成熟度是关键。利用甲烷碳同位素演化二阶段分馏模式,计算出的天然气成熟度则明显
分为两类:一类与西湖凹陷已钻遇渐新统花港组和中上始新统平湖组煤系烃源岩演化程度一致;另一类高于其演化程度,可能来
自古新统-下始新统烃源岩。同时从天然气的地球化学参数:iC₄/nC₄、碳同位素分布、碳同位素系列倒转、煤型气δ13C—Ro 关
系、热模拟实验5方面论证了西湖凹陷天然气存在2种不同来源的天然气。同时分析了天然气的运移特征,认为西湖凹陷的天然
气具有垂向运移特征,垂向运移为西湖凹陷下部深凹部位和上部煤系烃源岩产生的天然气混源提供了前提。      

东营凹陷不同超压成因的有效应力特征

利用实测流体压力(DST)测试结果,结合声波和密度测井资料,对超压段所识别的不均衡压实作用和生烃作用两种超
压成因机制下的实测压力和有效应力随深度的变化特征进行了分析,结果表明:①两种不同成因机制下的实测压力和有效应力特
征具有明显的差异性,不均衡压实作用在压实过程中导致流体排出受阻,地层流体承担上覆岩层压力形成超压,表现为阻止了地
层有效应力增大,因此其实测压力增大段和静岩压力增大趋势大体一致,而有效应力随深度基本保持不变;生油作用在地层正常
压实之后形成超压,发育程度不受上覆岩层压力的影响,因此超压的增大在深度上与上覆岩层压力增大不具有一致性,且超压对
有效应力的影响要小于不均衡压实作用;②这两种不同的超压成因使得有效应力的变化随着声波速度而出现加载和卸载两种趋
势,从而可以用来判断超压成因,利用实测资料计算的有效应力结果说明东营凹陷超压成因机制包括不均衡压实作用和生油作
用,但不均衡压实作用形成超压的范围和规模较小,生油作用对深部大规模超压和强超压的形成至关重要。      

渤海海域东部不同富油凹陷烃源岩生烃特征差异及意义

渤海海域东部发育多个富油凹陷,具有较大的生烃潜力,由于各凹陷形成和发育过程不同,导致不同凹陷、不同层段烃源岩热演化和生、排烃特征具有明显差异。通过对渤海海域东部3个富油凹陷多套烃源岩进行埋藏史、热史和生、排烃史研究,厘定了渤中凹陷、渤东凹陷和庙西凹陷烃源岩生、排烃时间以及演化特征。结果表明:①渤海海域东部地区不同构造单元烃源岩热演化程度具有"西高东低"的趋势,渤中凹陷最早生烃时间为31.5 Ma,渤东凹陷和庙西凹陷最早生烃时间分别为28.2,11.2 Ma,渤中凹陷最早排烃时间为27.8 Ma,而渤东凹陷和庙西凹陷最早排烃时间分别为20.9,6.7 Ma;②渤中凹陷烃源岩热演化程度较高,现今主要为储层提供天然气,为环渤中凹陷地区形成天然气藏和凝析气藏提供了气源;渤东凹陷、庙西凹陷热演化程度依次降低,为储层提供大量油源,盆地边缘地区主要以油藏为主。      

利用盆地模拟方法分析莫里青断陷地层压力演化

基于现今压力场特征分析,应用PetroMod盆地模拟软件中1D及2D古超压计算方法,对伊通盆地莫里青断陷地层压力演化进行了模拟恢复,现今莫里青断陷纵向上大致以2 700 m为储层超压顶面,超压大于双阳组二段及其以下地层。莫里青断陷双阳组及奢岭组地层压力演化都经历了始新世早-中期(57.8~39 Ma)、中始新世-晚渐新世(39~23.7 Ma)、晚渐新世-现今(23.7~0 Ma)3个压力积累-释放旋回,不同之处在于奢岭组超压形成较晚且不同压力旋回内最大剩余压力及超压释放幅度都小于双阳组超压。超压演化的旋回性与构造运动的旋回性具有明显的一致性,抬升剥蚀是导致泄压的主要因素且构造抬升活动强度与剩余压力释放具有正相关性。第一次超压积累主要为始新统双阳组及奢岭组地层欠压实增压所致,第二次、三次增压则以双阳组及奢岭组源岩的生烃作用为主导,现存超压形成于中新世初期以来,属晚期超压。应用盆地模拟方法研究沉积盆地古压力是一种行之有效的方法,不仅能够为压力演化的研究提供可靠的依据,而且可以预测现今压力分布。      

饶阳凹陷武强地区新生代断裂构造特征及其控藏作用

渤海湾盆地饶阳凹陷武强地区新生代断裂构造发育,并对烃源岩、沉积、储层及油气运聚成藏具有重要控制作用.为此,结合钻井、测井等基础地质资料,利用三维地震数据体系统分析了饶阳凹陷武强地区的断裂构造特征,并深入探讨了新生代断裂活动对油气成藏的控制作用.研究结果表明:饶阳凹陷武强地区主要发育非旋转平面式、旋转平面式、铲式及坡坪式４种类型正断层,纵向上多呈断阶型、“y”字型或反“y”字型、“马尾”状及堑垒状等组合形式,平面上多呈雁列式展布;该区新生代共发育孔店组－沙四段(强烈断陷期)、沙三段－沙二段(湖盆扩张期)、沙一段－东营组(抬升剥蚀期)３期断裂体系,且以前两期为主,第３期为抬升剥蚀期,断裂活动微弱;前两期断裂活动是武强地区富烃洼陷形成及两套主力烃源岩发育的重要因素,且断裂活动对研究区的古地貌特征、沉积体系与储集砂体的空间展布亦具有显著的控制作用.基于上述研究成果,认为武强地区断裂活动控制油气成藏的整个过程,不同区带油气成藏分布规律具有明显的分隔性和差异性.      

近海富生油凹陷湖相烃源岩发育模式:以黄河口凹陷古近系为例

黄河口凹陷是中国近海典型的富生油凹陷,发育沙三段、沙一段、东二下-东三段3套古近系湖相烃源岩,明确烃源岩发育模式对类似凹陷早期快速评价有重要参考意义。根据地球化学、构造及古气候等方面的分析,总结了烃源岩特征及发育的主控因素。结果表明:构造和古气候两大因素控制了湖相好烃源岩的发育,构造制约了可容纳空间的变化,古气候影响了原始生产力,构造与古气候共同控制了有机质的保存条件,两者最终决定了有机质的丰度和类型。生产力条件是东二下-东三段和沙三段好烃源岩形成的主控因素,沙一段好烃源岩的形成主要受控于强还原保存条件。根据黄河口凹陷3套烃源岩发育的主控因素,总结出深水窄盆模式、浅水广盆模式、深水广盆模式3类发育模式。      

泌阳凹陷北部缓坡带核桃园组油气运聚成藏过程

为了深入了解油气分布规律，利用流体包裹体显微荧光光谱和显微测温以及一维盆地模拟的埋藏热历史，结合地震构造属性和沉积相分析，对泌阳凹陷北部缓坡带核桃园组油气运聚成藏过程进行了研究。结果显示北部缓坡带核桃园组第三段储层检测到橙黄色、黄绿色和蓝绿色3种颜色荧光油包裹体，反映了3幕不同成熟度的原油捕获。油包裹体的丰度和伴生盐水包裹体均一温度和埋藏史曲线表明，北部储层共存在两期三幕充注事件:第一期规模小，发生于断陷末期的相对低成熟度发橙黄色荧光油，第二期发生在中新世构造抬升期的相对高成熟度的黄绿色和蓝绿色荧光油。流体包裹体古压力模拟显示第二期油气充注时储层是超压状态，推测与当时的构造挤压有关。超压持续作用以及北部地层抬升造成与深凹带源岩增加的流体势差为第二期油气提供了强有力的动力；频繁的断层活动，特别是走滑断裂使得单一的砂体顺层输导转变为砂体顺层输导+断裂垂直输导的复合立体运移输导体系，使得原油以高效率运移到凹陷北部缓坡带。这对精细理解构造抬升控制油气大规模运聚具有重要的意义。      

涠西南凹陷流沙港组烃源岩生产力及发育模式

涠西南凹陷是中国近海北部湾盆地已证实的富烃凹陷,始新统流沙港组是该凹陷主要烃源岩层系.为深入认识涠西南凹陷流沙港组烃源岩的生产力和发育特征,采用有机地球化学与地球生物学相结合、定性分析与定量计算相结合的方法正演恢复了涠西南凹陷不同次洼流沙港组不同层段烃源岩的古生产力、有机质埋藏效率和有机碳埋藏生产力,进而建立了研究区流沙港组烃源岩形成的地球生物学模式.结果表明,涠西南凹陷流沙港组烃源岩的古生产力、有机质埋藏效率及有机碳埋藏生产力在横向不同次洼和纵向不同层段上均存在差异,横向上以B次洼最优,纵向上以流二段最高;涠西南凹陷流沙港组烃源岩发育超营养湖高埋藏效率高埋藏生产力、富营养湖中等埋藏效率中等埋藏生产力及富营养湖低埋藏效率低埋藏生产力3种代表性的地球生物学模式.     

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。