渤海湾盆地南堡凹陷火山岩特征及其有利成藏条件分析

研究表明,渤海湾盆地南堡凹陷火山岩发育区的岩浆活动热事件促进了烃源岩的早熟,有利于生烃和成藏.其火山岩与烃源岩的三种组合方式,具有良好的油源条件,且多分布在有利的圈闭上,具有油气富集的最基本条件.火山岩储集空间主要为裂缝、微裂缝和粒间溶蚀孔隙等,其发育主要受岩性、粒度、构造应力和充填期四大因素控制,其裂隙主要发育期和油气聚集期相近从而有利于聚油成藏.火山岩型油气藏的勘探将成为南堡凹陷油气储量和产量新的增长点.     

东营凹陷牛庄洼陷地层压力演化及其成藏意义

东营凹陷牛庄洼陷现今的地层压力垂向分带、平面分区, 地层超压与Es₄上和Es₃下亚段成熟烃源岩分布密切相关, 并以洼陷周围的大型控洼断层为界, 洼陷内超压强烈, 洼陷外超压程度明显减弱.正演模拟表明, 洼陷内超压演化总体上经历了早期形成-下降调整-晚期再次增大3个阶段, 超压成因机制上从以欠压实为主发展到现今欠压实和生烃作用双重控制, 而控洼断层和Es3中亚段下部富泥型地层形成的侧向和垂向封闭, 控制了超压的空间分布状态.超压为Ed末期及Ng末-Nm二次重要成藏期的油气运移提供了重要的源动力; 超压演化与构造活动演化的相互耦合控制了牛庄洼陷附近断阶带上的油气成藏.      

渤海湾盆地歧口凹陷地层压力结构特征

深化含油气沉积盆地的压力结构研究,厘清异常压力的空间展布,对划分含油气系统、评价有利输导体系与明确勘探甜点区带具有重要的理论和实践意义。为深化渤海湾盆地富油凹陷的油气二次勘探,本文以歧口凹陷为研究对象,对其压力结构进行重点刻画。在实测地层压力的校正下,综合单井、连井和二维地震地层压力结构分析,厘清了歧口凹陷的压力结构特征,识别出4类纵向压力结构：①单超压带结构;②双超压带结构;③多超压带结构;④静水压力结构。纵向上,歧口地区存在3类纵向压力系统样式——单超压系统、双超压系统、静水常压系统。双超压系统是歧口凹陷的主要压力系统样式,广泛发育于主凹和各大次凹;从凹陷中心向盆地边缘,双超压系统逐渐向单超压系统、静水常压系统过渡。单超压系统主要分布于盆地边缘的斜坡和潜山区,如歧北高斜坡、羊三木-扣村潜山等。静水常压系统则主要分布在离深凹区更远的沈青庄潜山和埕北斜坡区域。上部超压系统和下部超压系统的顶板分别位于东营组和沙三段内部,侧向上受盆地边缘和深大断裂控制。上部超压系统的形成主要受欠压实作用控制,以歧口主凹为中心呈环带分布;而下部超压系统的形成主要受生烃作用控制,以主凹和几大次凹为中心分布。未来,下部超压系统中保存的天然气将成为歧口地区超深层天然气勘探的重点对象。     

渤海湾盆地东营凹陷沙四下亚段地层压力演化与天然气成藏

通过实测压力、泥岩声波时差、流体包裹体古压力恢复,对东营凹陷民丰地区沙四下亚段地层压力的演化特征进行了分析。研究表明,民丰地区地层压力纵向上存在“常压-超压-常压”三段式结构;时间上,沙四下亚段地层压力具有“二旋回波动模式”,即存在“常压-弱超压-常压”和“常压-超高压-常压（弱超压）”的演化过程,其中两次地层超压的形成时间与中深层天然气藏的两期成藏时间相对应,为油气藏的形成提供了动力条件。研究区地层压力的动态演化过程是多因素作用的结果,第一次高压的形成是地层快速沉积产生欠压实的结果,生烃贡献相对较小;第二次超压的形成是烃源岩大量生烃和原油裂解成天然气造成的,沉积作用为辅。由于地温梯度降低、断裂-砂体泄压、饱和气藏深埋等作用的影响,现今民丰地区沙四下储层表现为以常压为主,伴生部分超压的分布特征。     

南堡凹陷构造样式及其演化

南堡凹陷在新生代沉积盖层内有伸展和走滑两个独立的构造体系,在深层次可能又隶属同一构造带,它们相互作用和叠加,形成伸展构造、走滑构造、底辟构造和复合构造等四种局部构造样式。凹陷的基本构造格局和形成演化主要由伸展构造控制;走滑性质则影响凹陷内部构造展布,并对断块不均衡伸展起重要调节作用。     

东营凹陷草113-郑气2地区流体压力演化及成藏效应

基于东营凹陷草113-郑气2地区现今实测地层流体压力和典型剖面压力分布特征,研究认为这个地区地层异常压力主要发育在Es3中、Es3下和Es4,纵向上可分为3个压力系统:正常压力、高压异常和异常高压。应用盆地数值模拟法恢复了草113-郑气2地区的压力演化史,结果表明超压主要经历了早期形成、下降调整和晚期发育3个阶段。分析证明超压主要由欠压实作用、烃类生成作用及蒙伊转化脱水作用造成,其演化阶段与油气成藏期具有很好的相关性,是油气运移的动力。     

东海陆架盆地西湖凹陷超压成因机制

西湖凹陷超压普遍发育,成因机制复杂,目前研究未见深入.从产生超压的主要因素入手,采用定性分析与定量计算相结合的方法,基于超压层段的测井响应特征、速度与垂直有效应力、沉积速率与孔隙度演化史、压力演化史与生烃强度史耦合的初步判断,再通过定量的计算综合分析了西湖凹陷超压的成因机制.研究表明:不均衡压实作用和生烃作用是西湖凹陷超压形成的主要机制,但在不同的区带有一定的差异.其中保俶斜坡带以不均衡压实作用为主,经过估算生烃作用贡献率为23%～57%,平均达到41%;而在中央背斜带超压形成机制有两种模式,大部分是以生烃作用为主的增压模式,贡献率为51%～78%;个别井位研究显示以不均衡压实作用为主的增压模式.在三潭深凹超压的形成中,不均衡压实作用与生烃作用相当,生烃作用增压稍强于不均衡压实作用增压,生烃作用的平均贡献率为60%左右.      

渤海湾盆地南堡凹陷原油成因类型及其分布规律

南堡凹陷近年油气勘探取得了重大突破,为揭示该区滩海与陆地油气成因及分布规律,对67个原油和油砂样品进行了详细的地球化学研究。南堡凹陷原油具有低硫、中高蜡含量特征,陆相成因特点显著。共分为4种类型原油:(1)陆地沙三段深部层系原油,具有高4-甲基甾烷丰度、低奥利烷丰度与低甲基菲指数值和轻微偏高成熟度特征;(2)陆地Es1—Ed原油与Ng和Nm原油,其特征与第一类原油相反;上第三系原油普遍遭遇生物降解;(3)滩海东营组原油,以较高伽马蜡烷/C30藿烷和高甾烷/藿烷值区别于陆地原油;(4)滩海奥陶系潜山原油,具有低丰度甾萜类生物标志物、相对高丰度孕甾烷、三环萜烷与重排甾烷系列等特征,显示较高成熟度。上述4种成因类型原油指示南堡凹陷陆地、滩海均存在多层导有利烃源岩;同层位中滩海Es1-Ed存在较陆地更为优越的有利烃源岩,南堡滩海地区具有广泛的油气勘探前景。     

大民屯凹陷超压发育机制及其成藏意义

沉积盆地超压具多样性,超压演化具系统性,超压的发育受多种因素控制。大民屯凹陷构造沉降史、沉积埋藏史、热史及生烃史等多种因素与剩余压力演化史有着良好的耦合匹配关系。压实不均衡和生烃作用分别是本区超压发育、演化不同阶段的主控因素。超压提供了油气运移的动力和通道,提高了高分子量组分,特别是“蜡”的排出效率是泥岩穿刺构造的诱发因素,亦可作为下伏油气藏的优质盖层,为本区油气富集成藏的有利保障。     

渤海湾盆地南堡凹陷的背形负花状构造

花状构造以其独特的构造样式而成为在剖面上识别走滑构造的重要标志.经典的花状构造包括正花状构造和负花状构造.渤海湾盆地南堡凹陷发育一种新型的花状构造——背形负花状构造.在三维地震剖面上,背形负花状构造是由一束向上、向外撒开的大多数为正离距的离散的走滑断层或转换伸展断层所限定的,下部呈"向形",上部呈"背形"的组合样式.平面上,褶皱和相关正断层呈雁行排列.背形负花状构造发育于南堡凹陷转换伸展的构造背景.浅层的"背形"是由转换伸展断层牵引塑性的盖层而形成的一种强制褶皱.该构造经历了牵引背斜形成和背斜脊部断裂-塌落两个发育阶段.背形负花状构造普遍发育于渤海湾盆地的新近系.      

南堡凹陷异常压力分布与油气聚集

以实测地层压力为限定,利用声波测井、波阻抗反演数据对南堡凹陷的地层压力进行了分析。结果显示,南堡凹陷在2.8 km以下开始出现较明显的异常压力现象;3 km以下,超压明显,最大压力系数可达1.6。压力异常现象主要出现在古近系东营组中下段以及沙河街组。纵向上,南堡凹陷存在常压带、第一超压带和第二超压带3层结构,中间由致密的岩性段分隔。平面上,剩余压力具有继承性分布特点,古近系剩余压力中心位于林雀次凹和曹妃甸次凹一带,由凹陷中心向周缘的南堡1、2号构造以及老爷庙构造剩余压力逐渐降低。异常压力分布与油气储量分布有明显关系,南堡凹陷已发现的石油储量主要分布于超压带顶部,超压对油气成藏控制作用明显。     

Tectonic–Hydrocarbon Accumulation of Laoyemiao Region in the Nanpu Sag, Bohai Bay Basin

Abstract: This paper aims to gain insight into Laoyemiao (LYM) tectonic features and utilizes the tectonic–hydrocarbon accumulation model by integrated analysis tectonic controls on suitable reservoirs, trap styles, and hydrocarbon migration. On the basis of 3-D seismic data interpretation and the Xi’nanzhuang (XNZ) Fault geometry analysis, it has been assessed that the LYM tectonics is essentially a transverse anticline produced by flexure of the XNZ Fault surface and superimposed by Neocene north-east-trending strike-slip faults. Transverse anticline is found to exert controls both on major sediment transportation pathways and sedimentary facies distribution. Fan-delta plains that accumulated on the anticline crest near the XNZ Fault scrap and fan-delta front on the anticline front and the upper part of both limbs slumps on synclines and the Linque subsag. In combination with the reservoir properties, suitable reservoirs are predicted in the subfacies of subaqueous distributary channel and mouth bar deposited on the anticline crest. The LYM-faulted anticline accounts for the following trap groups: faulted-block and anticline-dominated trap, fault-dominated traps, and combined and stratigraphic traps. Evidence from biomarkers of crude oil and hydrocarbon-filling period simultaneous, or a little later to the strike-slip fault activity, reveal that the strike-slip faults penetrating into the deep source rock, by connecting with shallow reservoirs, provide the major hydrocarbon migration pathways.     

渤海湾盆地南堡凹陷断层对油气运聚的控制作用

在对南堡凹陷断层类型划分的基础上,利用地质统计法和地化分析等技术手段,从宏观到微观多个方面阐述了南堡凹陷断层对油气运聚的控制作用。根据断层的发育历史,将南堡凹陷断层划分为3类：长期活动型(Ⅰ类)、早期活动型(Ⅱ类)和晚期活动型(Ⅲ类)。其中Ⅰ类断层大多沟通油源,是油气纵向运移的主要通道,由于其多期活动,形成了南堡凹陷多套含油层系纵向上相互叠置的局面。断层活动的时期和强度控制油气纵向上的分配,而且油气在平面上主要分布在油源断层附近的断块圈闭中。断层封闭性在时间上具有明显的差异性,在油气运聚过程中扮演输导和封堵双重角色。反向遮挡断层圈闭无论在油气藏数量还是在烃柱高度方面均明显好于顺向断层遮挡圈闭,是南堡凹陷油气勘探的有利目标。断层遮挡圈闭的储量规模受断层封闭性影响,准确评价遮挡断层的封闭能力对于提高钻探成功率具有重要意义。     

Dynamic Systems of Petroleum Accumulation in the Nanpu Depression,Bohai Bay Basin,China

<正>It is significant to distinguish the dynamic systems of petroleum accumulation(DSPA) for the understanding of petroleum accumulation and distribution.According to the formation pressure framework,genetic types of petroleum and characteristics of conduit systems,three dynamic systems of petroleum accumulation were identified in the vertical profile in the Nanpu depression,Bohai Bay basin.The deeper DSPA(including formations Es_3 to Es_2) is a sealed system with high-overpressure and high-mature self-sourced oil.Most of the crude oil in the system accumulated in the periods of late Oligocene(23.5 Ma) and late Pliocene(2.4 Ma).The middle DSPA(including formations Es_1 to Ed_1) is an overpressured half-sealed system with mature or lower-mature self-sourced oil.The accumulation of oil in the system also occurred in the late Oligocene(23.5 Ma) and late Pliocene(2.4 Ma).The shallower DSPA(including formations Ed_2 to Q) is a hydrostatic system with lower-mature aliensourced oil from the middle system.Oil within this system accumulated only in the late Pliocene period.The oil in the shallower system migrated vertically along the faults from the formerly accumulated oil in the middle system by lateral migration along the sandbodies,whereas petroleum accumulation in the deeper system was mainly derived from the system itself by lateral migration along the sandbodies and rarely migrated out of the system.In this case,it seems that the deeper system is a more potential exploration prospect in addition to the other two proved favorable systems.     

Nanpu Sag of the Bohai Bay Basin:A Transtensional Fault-Termination Basin

The Nanpu(南堡) sag has previously been modeled as(1) a pull-apart basin,(2) a rift ba-sin,without significant strike-slip deformation,and(3) a transtensional basin.We present a new model for the Nanpu sag in which the basin is a transtensional fault-termination basin.Although transten-sional fault-termination basins is an important basin type,it is not as well studied as other classic basin types.On the base of 3D seismic data interpretation,the faults geometries and kinematics and their controls on depocent...     

渤海湾盆地埕北断层新生代分段特征及其对凹陷演化的控制

形成于中生代、NW走向的埕北断层位于渤海湾盆地中部,为明确其新生代分段发育特征及对埕北凹陷演化的差异控制作用,在整合渤海油田和胜利油田探区三维地震勘探资料、测井资料基础上,对断层几何学、运动学特征和断层控制下的地层展布特征进行综合分析.结果表明:埕北断层新生代呈NW走向展布的"M"形,由2段NWW走向和2段NNW走向的断层分段相间排列、首尾相连而成;经历Ek-Es₄（~65~42 Ma）分段复活,Es₃-Ed（~42~23 Ma）连通拉张,N-Q（~23~0 Ma）走滑改造3个演化阶段;4个分段在新生代的差异演化控制了埕北凹陷内新生界基底形态、地层超覆、横向背斜发育以及次洼的差异演化,断层分段控制下的凹陷演化可分为3个阶段:Ek-Es₄的横向扩张阶段,Es₃-Ed的垂向加深阶段以及N-Q的走滑改造阶段.      

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。     

南堡凹陷东营组层序地层格架与沉积体系

通过对地震、岩心、钻、测井资料综合分析,将东营组划分为1个二级层序、3个三级层序。并根据初次湖泛面和最大湖泛面特征将每个层序进一步划分为低位域、湖侵域和高位域等三个体系域。层序格架和展布受凹陷结构和断裂活动影响,高柳断层以北地区东营组沉积厚度薄,且后期剥蚀严重。南部滩海地区的各层序完整,厚度相对稳定。在层序格架内分析了南堡凹陷东营组的沉积体系,东北部陡坡带以发育水下扇、扇三角洲为主,西北部和南部缓坡带发育三角洲、扇三角洲和辫状河三角洲。层序界面、准层序（组）叠加样式以及沉积体系空间展布均受到构造活动的控制,强构造活动期形成退积式叠加模式,而弱构造活动期对应进积式叠加模式。对层序发育和油气成藏条件分析认为层序1低位域的扇三角洲砂体和层序2中的浊积砂体为寻找岩性油气藏的有利部位。