东营凹陷东部沙三段滑塌浊积砂体沉积特征

通过地质、测井、地震及室内综合分析,总结了东营凹陷东部沙河街组三段滑塌浊积砂体的沉积特征,认为滑塌浊积砂体的发育与古代三角洲的进积作用密切相关,可进一步划分为 5种沉积微相;同时建立了该区滑塌浊积砂体的垂向序列和演化模式,分析了滑塌浊积砂体的分布规律,丰富和发展了陆相湖泊浊流沉积的理论和内容。     

东营凹陷西部古近系沙三段沉积特征的再认识及其石油地质意义

东营凹陷西部沙三段进一步勘探重点为岩性圈闭,但对其沉积特征的认识还存在争议.在前人沉积特征研究基础上,从沉积相类型、物源体系、沉积相分布及沉积模式等方面重新认识该区的沉积特征.新认识包括以下几个方面:研究区发育有辫状三角洲、近岸水下扇、浊积扇、滑塌浊积岩、湖泊等几种主要沉积相类型;发育有南部金家、西部高青凸起和东南部等...     

歧口凹陷歧南低斜坡沙三段物源体系及聚砂规律

物源问题一度成为制约歧口凹陷歧南低斜坡沙三段油气勘探的焦点。在综合分析沉积期古地貌及沟谷展布特征、地震属性特征、碎屑颗粒组分、重矿物组合特征、砂体展布特征等资料基础上,探讨歧南低斜坡沙三段沉积时期物源体系特征及分布。结果表明:歧南低斜坡沙三段存在3大物源体系,其中,西部歧南水道物源体系延伸距离远,波及范围大,控制了歧南低斜坡沙三段沉积时期砂体的形成与分布。进一步研究表明,古物源与沉积体系具良好的空间配置关系。受歧南水道主物源体系控制,低斜坡发育辫状河三角洲前缘沉积,砂体分布具"埕宁隆起物源供砂,歧南水道沟槽输砂,物源体系-坡折带联合控砂"的内在机制。物源方向的确定对研究沉积体系展布、砂体分布及有利勘探区预测具重要意义。     

东营凹陷南缓坡浅水三角洲沉积特征与源-汇过程

源-汇系统研究是当今地质学研究热点.东营凹陷南缓坡沙二段沉积时期是构造稳定的斜坡带,与其物源区广饶凸起构成完整的源-汇系统.基于岩心、测井、分析化验及三维地震资料,精细刻画研究区古地貌形态及沉积物搬运通道,明确沙二段浅水辫状河三角洲沉积特征;通过地震属性与钻井岩性标定,明确沉积体系分布及时空演化关系,探讨沉积主控因素及源-汇体系配置关系.结果表明,物源区自西向东发育i~iii三个汇水单元,及V₁~V₄四个古沟谷,碎屑沉积物通过古沟谷搬运输送,向滨-浅湖沉积环境的缓坡（0.52°~1.29°）沉积区供源,形成平面上河道频繁分叉改道、垂向上多个正韵律叠置、岩性以分选中等、磨圆较好的含砾砂岩为主的浅水辫状河三角洲沉积.自沙二下亚段沉积期到沙二上亚段沉积期,沉积体向前推进,规模增大,沉积体系垂向演化主要受控于古气候变化导致的湖平面升降.平面上,Ⅰ~Ⅲ沉积区内朵叶体形态及规模受控于源区汇水单元面积、垂向高差及通道形态与规模,朵叶体面积与垂向高差及汇水单元面积呈正相关.      

贝尔凹陷南屯组物源特征及其对沉积体系的控制

精细刻画古物源环境对恢复沉积体系、寻找优势砂岩发育带和预测勘探目标区等具有重要意义。综合运用古地貌、地震属性、重矿物以及砂地比等方面的资料,由不同角度、分不同层次对贝尔凹陷南屯组沉积时期的物源体系进行精细的分析和刻画。结果表明:贝尔凹陷南屯组沉积时期的物源主要来自凹陷四周的斜坡带以及盆内的低凸起,由盆地四周向中心汇聚,其中南一段与南二段沉积时期的主要物源方向具有明显的继承性。在贝尔凹陷南屯组共识别出9大物源体系,主要发育有扇三角洲、湖底扇等沉积环境,并根据物源区的发育位置、构造样式及构造活动的差异等,将研究区物源分为陡坡断坡型、陡坡同向断阶型、缓坡同向断阶型、缓坡反向断阶型、箕状洼槽型和双断长轴入湖型等6种类型。总之,物源与坡折、沟谷所组成的耦合系统从根本上影响和决定了沉积体系的类型和展布规律。     

乌石凹陷南陡坡带流二段源-汇系统及物性差异性分析

乌石凹陷南陡坡带流二段是近年北部湾盆地油气勘探的重要层系。为明确砂体及有利储层的分布规律,以钻井、地震、分析化验等资料为基础,逐一对流二段沉积体系源-汇系统各要素进行精细解剖,并结合断裂体系的分析,探讨了断裂-物源耦合控砂模式及有利储层分布主控因素。研究表明:区域性湖退促使了流二段中亚段扇三角洲体系的形成;F7断裂展布及活动特征控制了砂体的分布,总结建立了3种类型的断裂控砂模式,断坡带和断裂转换带控制了大-中型扇三角洲体系的发育;母岩类型的差异是储层溶蚀强弱不同的主要原因,中-西区母岩以磁铁矿型花岗岩为主,沉积物中含较多的钾长石等不稳定矿物,溶蚀孔发育,后期的溶蚀作用极大地改善了储层物性。综合以上分析,认为中-西区因大-中型扇三角洲体系发育且储层物性较好,是有利的勘探区域。     

西湖凹陷平北斜坡带海陆过渡相源-汇系统差异性及其耦合模式

为了推进西湖凹陷平北斜坡带岩性油气藏领域的勘探进程,厘清岩性体发育模式和分布规律,基于最新钻井、薄片、重矿物及覆盖全区的高精度三维地震资料,精细刻画西湖凹陷平北斜坡带源-汇系统单元,探讨构建了不同物源供给、地形格局和潮汐改造背景下源-汇系统耦合模式及其差异性.通过重矿物组分与岩屑分析,明确物源区物源组分、方向及供给强度;利用测井与岩心、地震相和多属性聚类分析明确潮汐改造作用在沉积物分布和演化上的响应.结合古地貌形态和断裂活动性,定量-半定量分析源-汇系统各单元要素间相关性,明确物源供给、地形格局和潮汐作用控制下源-汇系统耦合模式及其差异性,分别构建低物源供给-单断-潮汐改造型耦合模式、中等物源供给-古隆起与反向断阶-河控-潮控型耦合模式和高物源供给-同向断阶-河控-潮控型耦合模式.据此指出各源-汇系统内沉积体展布成因及规律,有效指导海陆过渡相背景下有利储集目标预测,为类似地质背景下油气勘探提供思路与技术方法支持.      

沾化凹陷三合村洼陷古近系沙三下亚段物源体系分析

沾化凹陷三合村洼陷沙河街组沙三下亚段（Es3L）作为重要储集层段,勘探潜力巨大,精细刻画三合村洼陷沙三下亚 段物源体系对沉积体系重建、有利区带预测具重要意义。采用古地貌宏观区分物源区与沉积区,并精细刻画西南部与南部 物源通道（I~VI号）,运用岩心、岩屑组成特征明确沉积区沉积相类型及原始物质成分,通过地震属性与地层切片精细描绘 沉积区内“源-汇”配置及时空演化关系,从不同角度、不同层次对三合村洼陷古物源体系进行综合刻画。结果表明,洼 陷西南部斜坡区（约3°）物源来自陈家庄凸起西段（I、II号沟槽输导）,相对富砾,以碳酸盐岩岩屑为主;南部坡折区 （约8°）物源来自于陈家庄凸起东段（III~VI号沟谷输导）,相对富砂,发育单晶石英或多晶石英颗粒。平面上,沉积区扇 三角洲沉积体系规模与物源通道的宽深比及延伸距离呈正相关,垂向上,低位体系域（LST）形成扇体规模远大于高位体 系域（HST）扇体,且交汇区物源体系由南部向西南部迁移转化。     

东濮凹陷西部斜坡带潜山成藏条件与成藏模式

东濮凹陷西部斜坡带的胡－庆断阶带是东濮凹陷的主要含油气区,也是潜山构造的发育区,后其东倾断层的强烈改造,使之形成了“断阶－斜坡”式构造特点,潜山构造是在后期改造中产生的“后成潜山”。油源主要为下第三系,集集层主要为古,中生界碎屑岩。预测发育有潜山 部,潜山内幕,潜山披覆三种类型的油气藏。     

陆相湖盆大型重力流发育的成因机制及其优质储层特征研究:以歧口凹陷沙河街组一段为例

陆相重力流沉积是现今油气勘探领域的研究热点.发育在歧口凹陷滨海斜坡古近系沙河街组一段的大型重力流沉积体（沉积范围达到1 700 km2）具有多物源供给、长距离搬运、多级断坡传输、沿路沉积的发育过程与沉积机理特征.以渤海湾盆地富烃凹陷-歧口凹陷的大型重力流为研究对象,在构造-高精度层序地层格架下,以"源-渠-汇"的整体过程为思路,（1）研究多物源的形成、持续供给及匹配关系;（2）分析古地貌（断控陡坡带+多级断阶坡折带）的演化,及其对沉积物搬运、堆积、发育过程的控制作用;（3）针对该重力流具有大规模、多期次的沉积特征,解剖其平面展布及空间分布、沉积模式、时空演化规律;（4）综合探讨陆相重力流沉积体的成因机制、控制因素.综上可知:（1）歧口凹陷大型陆相重力流沉积体发育受多个物源体系的影响与控制,湖盆中心的重力流沉积体与供给物源之间有明确的匹配关系.在古近系沙一段沉积时期,滨海斜坡沉积区主要受北部燕山物源区的大神堂物源、茶淀物源以及西部沧县隆起物源区的葛沽物源和小站物源4个物源共同供给,持续的物源供给使得在歧口凹陷的陆相湖盆中,发育了大规模的重力流沉积体.（2）沙一段同沉积期,歧口凹陷滨海斜坡周缘整个古地貌格局主要表现为断控陡坡带与多级断阶坡折带复合体,断控陡坡带主要发育于滨海斜坡北部,多级断阶带主要呈近东西向发育于斜坡西部.这些断坡带既是物源水下搬运通道又是沉积物堆积的可容纳空间分布区,再加上这些断坡带差异性的持续沉降,对砂分散体系和相带展布具有关键的控制作用.（3）歧口凹陷沙一段重力流沉积过程机制主要表现为重力滑塌沉积、砂质碎屑流、泥质碎屑流、浊流等多种成因,具有横向连片,纵向叠置的沉积样式.      

Shale Lithofacies and Sedimentary Environment of the Third Member, Shahejie Formation, Zhanhua Sag, Eastern China

Researches into shale lithofacies, their sedimentary environments and relationship benefit understanding both of sedimentary cycle division and unconventional hydrocarbon exploration in lacustrine basins. Based on a 100~300-m-thick dark shale, mudstone and limestone encountered in the lower third member of the Eocene Shahejie Formation (Es3l member) in Zhanhua Sag, Bohai Bay Basin, eastern China, routine core analysis, thin sectioning, scanning electron microscopy (SEM), mineralogical and geochemical measurements were used to understand detailed facies characterization and paleoclimate in the member. This Es3l shale sediment includes three sedimentary cycles (C3, C2 and C1), from bottom to top, with complex sedimentary characters and spatial distribution. In terms of the composition, texture, bedding and thickness, six lithofacies are recognized in this succession. Some geochemical parameters, such as trace elements (Sr/Ba, Na/Al, V/Ni, V/(V + Ni), U/Th), carbon and oxygen isotopes (δ18O, δ13C), and total organic carbon content (TOC) indicate that the shales were deposited in a deep to semi-deep lake, with the water column being salty, stratified, enclosed and reductive. During cycles C3 and C2 of the middle-lower sections, the climate was arid, and the water was salty and stratified. Laminated and laminar mudstone–limestone was deposited with moderate organic matter (average TOC 1.8%) and good reservoir quality (average porosity 6.5%), which can be regarded as favorable reservoir. During the C1 cycle, a large amount of organic matter was input from outside the basin and this led to high productivity with a more humid climate. Massive calcareous mudstone was deposited, and this is characterized by high TOC (average 3.6%) and moderate porosity (average 4%), and provides favorable source rocks.     

渤海湾盆地黄河口凹陷沙河街组白云岩成因机理

为了研究渤海湾盆地黄河口凹陷沙河街组白云岩成因机理,通过岩心观察、薄片鉴定、阴极发光、X衍射、扫描电镜、背散射、碳氧同位素等方法,分析白云石岩石学、形貌学和同位素地球化学特征.结果表明,白云岩呈黄棕色,发育大量溶蚀孔和高岭石、燧石等矿物,δ13C值为-0.50‰~4.58‰,δ18O值为-14.58‰~-2.19‰,总体具有δ13C低正值,δ18O负值的特点.泥晶白云石,由微米级球状白云石和白云石化蓝细菌组成,亚微米级孔隙发育,见薄片状细菌丝和草莓状黄铁矿;纤维状白云石环边胶结物充填在溶蚀孔洞或围绕颗粒表面生长;菱形白云石,漂浮状分散在孔隙中.准同生期,硫酸盐还原菌的催化作用形成球形白云石;随后,受大气淡水淋滤,在湖底成岩环境微生物影响下形成纤维状白云石环边胶结物;浅埋藏期,由于埋藏白云岩化形成菱形白云石.这为古老湖相白云岩微生物成因提供具体实例,且对该地区勘探提供参考.      

渤海湾盆地黄河口凹陷古近系沙一段混积岩发育特征及沉积模式

为了厘清渤海湾盆地黄河口凹陷古近系沙一段湖相混积岩优质储层的空间分布规律,通过岩心观察、薄片鉴定、阴极发光、碳氧同位素及微量元素等分析测试,分析混积岩发育特征和控制因素,总结其沉积模式.结果表明,研究区主要发育碳酸盐岩与碎屑岩组成的混合沉积和混积层系.混积岩具有旋回性变化的特点,垂向上自下而上由A段-颗粒云岩质砂砾岩、B段-颗粒云岩质砂岩、C段-颗粒云（灰）岩、D段-泥云（灰）岩和E段-泥页岩构成,其中C段物性相对较好,为有利储层发育段;平面上随着离物源区距离的增大,由以陆源碎屑混积岩为主,过渡到以碳酸盐岩混积岩为主.研究区混积岩发育受古构造、古地貌、古气候、陆源碎屑供给、湖平面等多种因素的联合控制,并以陆源碎屑供给和古气候最为重要,在此基础上建立了混积岩发育模式.      

渤海湾盆地歧口凹陷沙一下亚段地质特征与页岩油勘探潜力

利用系统取心、地震、测井、录井和系统取样分析资料,对歧口凹陷西南缘沙一下亚段页岩层系沉积环境、岩性及组合特征、生烃条件、储集空间、岩石脆性等方面展开综合研究.研究认为:（1）沙一下亚段为歧口凹陷古近系最大湖泛沉积,西南缘宽缓的湖湾背景有利于细粒沉积稳定分布,具备页岩油发育的沉积背景;（2）优质烃源岩纵向上连续分布（60~80 m）,平面上稳定分布（1 518 km2）,埋藏适中（1 900~3 000 m）,主体处于第1期大量生烃阶段,具备页岩油发育的有利生烃条件;（3）矿物成份多样,以碳酸盐岩和细粒混合沉积岩为主,薄互层白云岩、油页岩、泥岩纵向上交互发育,平面连续分布,具备页岩油发育的岩性及组合条件;（4）岩性组合及生烃条件等参数综合评价,纵向上识别出4个垂向甜点段（C1~C4）,甜点段之间发育3个高GR、低RT泥岩隔板层;（5）优选有机质丰度、成熟度和甜点段厚度3个甜点评价参数,平面上识别出4个Ⅰ类甜点分布区共380 km2,为下一步勘探的重点.      

牛庄洼陷沙三中亚段三角洲-重力流体系沉积特征与模式

为了统一东营凹陷重力流的分类方案,进一步完善断陷湖盆三角洲-重力流体系沉积模式,以牛庄洼陷沙三中亚段三角洲-重力流砂体为研究对象,运用地震、测井和岩芯观察等手段,分析层序格架内三角洲-重力流砂体的沉积特征,分布规律和控制因素。结果表明:牛庄洼陷沙三中亚段可划分为一个T-R层序,即发育快速湖侵和湖退两个体系域,并进一步细分为6个准层序组,分别对应6期三角洲砂体;重力流砂体在湖退体系域PS5-PS1准层序组中分布广泛,但在湖侵体系域分布局限,成因上可分为四种类型:滑动,滑塌,碎屑流和浊流。滑动沉积主要呈带状临近三角洲前缘砂体分布。滑塌和碎屑流沉积分布于较远的洼陷斜坡和斜坡角附近。浊流沉积呈席状分布于洼陷最远的深陷部位;高达200 m/万年的三角洲进积速率,沙三段时期明显增强的断层活动速率,顺物源方向发育的构造坡折带,以亚热带植物为主的孢粉组合特征,δ13C_PDB和δ18O_PDB值的负漂移现象共同揭示:三角洲高速的进积速率,构造坡折带与断裂活动,温暖潮湿的古气候条件,控制着研究区沙三中亚段三角洲-重力流砂体的形成与分布。     

沾化凹陷桩西地区沙二上亚段滩坝沉积规律及控制因素研究

随着我国油气勘探领域的不断深入,滩坝沉积体系已经成为我国陆相含油气盆地中的又一有利储层,其中滩坝沉积分布规律和影响因素是研究重点和难点。以高分辨率层序地层学理论为指导,通过岩心、录井和测井分析,对沾化凹陷沙二上亚段进行划分和对比。在识别和划分不同沉积相的基础上,着重对碎屑岩滩坝和生物滩进行精细研究,分析得出以下规律:①生物滩和砂滩分布于平坦、开阔环境中,单层厚度薄,分布面积广;②砂坝形成于有一定坡度和地形起伏的环境中,单层厚度大,分布局限。③潜山台地周缘滩坝沉积的主控因素为古地貌和基准面升降旋回。同时油气显示表明桩西潜山周围滩坝具有良好的储集性能和油气资源前景。     

渤海湾盆地南堡凹陷古近系重力流沉积特征及模式

利用岩芯微观描述、宏观观察,三维地震资料解译处理等技术并参考前人研究成果对南堡凹陷古近系重力流沉积特征、模式及影响因素进行了研究。结果表明凹陷主要发育滑塌岩、砂质碎屑流沉积、浊积岩三种重力流沉积物,其中砂质碎屑流沉积发育程度最高,单井钻遇累计厚度达220 m、单层厚可达30 m,粒度概率累积曲线大都呈现两段式,C-M图与QR段平行,显示沉积的非牵引流成因;浊积岩具有多期发育的特征,单层厚多小于1 m,具有正粒序层理,发育不完整鲍马序列Tc段常见Td段少见,常见于砂质碎屑流沉积外围及上部;滑塌岩颗粒粒级较细,揉皱构造和包卷层理极为发育,在4号构造发育程度较高。沙垒田、马头营等凸起,古近系活跃的火山、断层活动及地震,东营组及沙河街组发育期深水环境、坡折带的存在为重力流沉积的形成提供了条件。综合各种因素为研究区建立了扇三角洲-短陡坡型（1号、4号构造）及辫状河三角洲-长缓坡型（2号、3号构造）重力流沉积模式并对其沉积规律进行了分析。     

Effect of Shale Reservoir Characteristics on Shale Oil Movability in the Lower Third Member of the Shahejie Formation,Zhanhua Sag

To reveal the effect of shale reservoir characteristics on the movability of shale oil and its action mechanism in the lower third member of the Shahejie Formation(Es3l), samples with different features were selected and analyzed using N2 adsorption, high-pressure mercury injection capillary pressure(MICP), nuclear magnetic resonance(NMR), high-speed centrifugation, and displacement image techniques. The results show that shale pore structure characteristics control shale oil movability directly. Movable oil saturation has a positive relationship with pore volume for radius > 2 μm, as larger pores often have higher movable oil saturation, indicating that movable oil is present in relatively larger pores. The main reasons for this are as follows. The relatively smaller pores often have oil-wetting properties because of organic matter, which has an unfavorable effect on the flow of oil, while the relatively larger pores are often wetted by water, which is helpful to shale oil movability. The rich surface provided by the relatively smaller pores is beneficial to the adsorption of immovable oil. Meanwhile, the relatively larger pores create significant pore volume for movable oil. Moreover, the larger pores often have good pore connectivity. Pores and fractures are interconnected to form a complex fracture network, which provides a good permeability channel for shale oil flow. The smaller pores are mostly distributed separately;thus, they are not conducive to the flow of shale oil. The mineral composition and fabric macroscopically affect the movability of shale oil. Calcite plays an active role in shale oil movability by increasing the brittleness of shale and is more likely to form micro-cracks under the same stress background. Clay does not utilize shale oil flow because of its large specific surface area and its block effect. The bedding structure increases the large-scale storage space and improves the connectivity of pores at different scales, which is conducive to the movability of shale oil.