埕岛地区潜山油气藏特征

近几年,埕岛地区潜山勘探获重大进展,发现了太古宇、下古生界、上古生界、中生界等多层系的潜山油气藏;油气藏类型有风化壳型、屋脊断块型、潜山内幕型及地层不整合层状油气藏。对该区潜山地质结构、成藏条件分析表明,被古近系（下第三系）覆盖的埕岛潜山是油气聚集的主要单元之一,不同构造单元具有不同的油气分布特征,而储集条件控制了油气富集高产。潜山油气藏多与第三系油气藏上下叠置,形成复式油气藏。     

埕岛复式油气田聚集特征

埕岛油田是一个典型凸起成藏的复式油气田,也是胜利油区增储上产生的一个重要阵地。该油田在以太古界的花岗片麻岩为结晶基底、以古生界的碳酸盐岩和中生界的碎屑岩为沉积基底的潜山背景上发育了构造、岩性、地层及岩性－构造等油气藏。     

埕岛地区潜山油气藏特征

近几年,埕岛地区潜山勘探获重大进展,发现了太古宇、下古生界、上古生界、中生界等多层系的潜山油气藏,油气藏类型有风化壳型、屋脊断块型、潜山内幕型及地层不整合层状油气藏。对该区潜山地质结构、成藏条件分析表明,被下第三系覆盖的埕岛潜山是油气聚集的主要单元之一,不同构造单元具有不同的油气分布特征,而储集条件控制了油气富集高产。潜山油气藏多与第三系油气藏上下叠置,形成复式油气藏。     

埕岛潜山带的古岩溶作用

在系统观察描述岩心和综合分析地震剖面资料基础上,对埕岛潜山带的古岩溶作用进行了全面的研究,对风化壳的岩溶地貌特征,岩溶标志与特征、岩溶分带以及控制岩溶作用的主要因素进行了详细阐述,对于本区古岩溶作用发育的历史及其变化规律进行了深入研究。根据本区构造发展历史,将下古生界碳酸盐岩的溶蚀作用划分为四期,即：同生－近地表成岩期、风化壳期、浅埋藏期、深埋藏期,这对于深入研究该区的储集层特征和孔隙演化规律以及     

渤海湾盆地埕岛东斜坡地区东三段油气成岩成藏模式

通过分析埕岛东斜坡地区东三段砂岩成岩作用特征 ,以及对该地区油气成藏系统的研究 ,总结出东三段砂岩体的成岩成藏模式。东三段上部砂体成藏于馆陶组沉积期 ,对应于早成岩 B期阶段 ,油气过早进入砂岩体 ,充填了孔隙 ,抑制了成岩作用的进行 ,使原生孔隙得以良好的保存。目前该砂体位于晚成岩 A期阶段 ,伴随形成了次生孔隙 ,并正处于第二次成藏期     

埕岛潜山带裂缝分布评价

根据埕岛地区地质、测井、试井等资料,利用Ａ．Ｍ．Ｓｉｂｂｉｔ和Ｑ．Ｆａｉｖｒｅ裂缝参数估算方法,对埕岛潜山带的裂缝宽度、孔隙度、储渗类型进行了估算;采用曲率法、应力场模拟技术及断裂因子等方法,对潜山带风化期破裂缝及构造裂缝分布进行了预测和评价,将本区裂缝发育情况分为四级。文章指出,Ｉ级和Ⅱ级裂缝发育带是研究区下一步勘探的优先目标。     

埕岛复式含油气系统研究及评价

针对渤海湾南部埕岛地区的油气成藏特征和较高勘探程度的特点，对埕岛复式含油气系统（composite petroleum system)，含油气系统，亚油气系统和子系统进行了四个不同勘探级次的划分，描述，以及各含油气系统之间相互关系的讨论，从油气的生成，运移，聚集，保存和破坏有机联系的四个方面18种要素，对不同级次的系统用多级模型综合评判的数学方法，进行了综合定量评价，并在此基础上优选出下一步的有利勘探目标。     

埕岛油田沙三1段储层沉积学特征

沙三1 段是埕岛油田重要储集层之一,其储集层岩石学特征研究对该油田的滚动开发及勘探选区评价具有十分重要的指导意义。本文研究了沙三1 段储层沉积特征。研究认为 :⑴沙三1 段储集层为一套粗碎屑沉积岩,属河流 -滨浅湖沉积体系辫状河三角洲相,⑵块状层理粗砂岩相、槽状交错层理中细砂岩相、波状交错层理细砂岩相和平行层理细砂岩相为最有利的油气储集岩石相;Sf→Mm相组合、Sm→Mm相组合、St→Mm相组合以及Sr→Sh相组合是最发育的岩石相组合类型,也是最有利油气储集的岩石相组合,⑶物源方向主要为北东和西南;沉积相展布受构造控制,呈北北西 -南南东方向展布;沉积面貌具有西高东低、南高北低的沉积特征。     

渤海湾盆地埕岛东部新近纪火山活动及其油气地质意义

渤海湾盆地中部埕岛地区火山多期活动,对储层发育、油气运移及成藏等方面起到了一定的影响。目前研究主要集中在中生界火山岩储层上,对新近纪火山活动及油气成藏的影响认识不足,制约着埕岛东部油气的进一步勘探。本文综合区内应用测井、录井及地震资料,阐释了火山岩岩性、岩相及活动性等特征,并进一步探讨了火山活动对油气成藏过程的影响。研究区火山岩主要为灰黑色玄武岩,地震剖面上火山锥的形态较为清晰,平面上呈现串珠状或链状分布。结合地震相及钻井揭示岩电特征,将新近系底部火山岩岩相划分为火山通道相、爆发相、溢流相、火山沉积相和侵入相5种类型。火山活动始于新近纪早期,持续3～5 Ma即消亡,形成局部发育的角度不整合,并导致沉积环境由湖泊三角洲向辫状河的转变。研究区在火山活动和火山岩体作用下,重塑了油气输导及侧向遮挡条件,形成多种油气藏类型,与火山活动相关的岩性及火山岩体遮挡型油气藏是下一步勘探的重要方向。     

非线性大变形数值模拟方法在埕岛油田古生界裂缝研究中的应用

利用非线性大变形数值模拟方法,研究了埕岛油田古生界裂缝发育状况。在区域构造背景、基本构造特征和构造演化历史分析的基础上,针对能够代表古生界构造变形特征的Ｔｇ２反射层、首先对整个埕岛油田进行了平均整旋角和平均整旋角梯度值的计算,编制了平均整旋角和平均整旋角梯度值等值线图;在此基础上分析了裂缝的延伸方向和发育程度。为了紧密结合油田勘探、开发的实际,又对埕北古１井区、埕北古５井区、埕北２０井区等３个局部     

二次生烃的特征

<正> 二次生烃作用是指烃源岩在地质历史过程中所受温度降低以后,导致生烃作用(一次生烃作用)停止,当所受温度再次升高,并达到合适的热动力学条件时,烃源岩再次生烃的过程。张有生等所做的热模拟实验结果表明,烃源岩二次生烃的演化轨迹不同于一次连续演化生烃,也不是沿着一次生烃的演化轨迹继续进行下去的,它有特定的规律性,主要体现在以下几个方面。(1)二次生烃高峰具有迟滞性。模拟结果表明,在沉积初始成熟度 R_o 小于2.0%以前,二次生烃存在一个生烃高峰,而且,初始成熟度在生烃高峰     

东海平湖油气田烃源岩特征与油气生成

东海平湖油气田平湖组地层天然气饱和-超饱和油气藏广泛分布,油气藏垂向分布特征明显。基于PH1~PH5井470多个岩石热解数据的分析表明,平湖油气田源岩为典型的煤系源岩,源岩类型属于Ⅱ~Ⅲ型,有机质丰度w(TOC)大于6%的碳质泥岩(或煤层)对应的氢指数[I(H)]为200~350 mg/g。原油和源岩分子地球化学参数对比分析显示,原油为成熟原油,源岩在大约3 500 m以下开始大量生排烃,平湖组是平湖油气田油气的主要贡献层段。在烃源岩定量表征基础上,分别计算了PH1~PH5井有效源岩的排烃强度和气油比(GOR),分别为1.44×106~23.61×106t/km2和7 225~7 792 m3/t,说明源岩的类型[表现为I(H)]和厚度决定了平湖地区排油气强度的大小,煤系源岩以生气为主,由于这种类型源岩的存在,决定了平湖地区高GOR油气藏分布的局面,并进一步导致现今油气成藏的独特特征。     

塔里木盆地中央隆起区现今地温场分布特征及其与油气的关系

沉积盆地热状态研究不仅对于理解盆地成因演化具有重要意义, 而且还与油气生成和保存息息相关.根据塔里木盆地中央隆起区近120口钻井的试油温度资料和296块岩石热导率的测试结果, 获得了该区现今地温梯度、深部温度(1 000~5 000 m埋深及烃源岩顶界面)及大地热流的分布特征.结果表明, 该区热状态整体偏低(平均地温梯度为23.3 ℃/km, 平均大地热流为47.3 mW/m2), 二叠纪的岩浆活动对现今地温场已无影响.不同埋深的地层温度表现出与地温梯度及大地热流相似的分布模式, 即隆起区高、凹陷区低, 这一展布特征受基底起伏和形态控制.烃源岩顶部温度表明, 巴楚组、卡拉沙依组和良立塔格组等烃源岩层目前仍处于油气的有利保存状态; 巴楚隆起、卡塔克隆起西北部和古城墟隆起东部的中下寒武统烃源岩则处于良好的油气保存状态, 其他地区处于不利的油气保存状态.特别是, 该区已探明的油气田往往位于相对高温区, 并提出深部热流体的向上运移和聚集过程可能是造成异常高温的因素.这一发现表明盆地现今地温场特征与油气田分布具有良好的对应关系, 可为今后油气勘探提供地热学依据.      

东濮凹陷古近系成烃生物特征及其生烃潜力研究

通过光学显微镜和扫描电镜对东濮凹陷古近系沙河街组烃源岩的成烃生物进行了研究。结果显示，研究区沙河街组的成烃生物发育，种类繁多，主要包括沟鞭藻、绿藻、蓝藻、颗石藻等。发育于东濮凹陷北部咸水区的成烃生物优势组合是沟鞭藻、蓝藻、颗石藻，且三者均可形成藻纹层；南部淡水区的成烃生物优势组合是绿藻及高等植物，发育于块状泥岩之中。对分别取于咸水区和淡水区的两个样品进行了热模拟实验，实验结果显示，北部咸水区的蓝藻和颗石藻的生烃潜力高，生油门限低，在低熟阶段即可大量生油，生成低熟油的控制因素是蓝藻的勃发；沟鞭藻和绿藻类的生油门限较高，其中沟鞭藻由于能大量勃发，是重要的成烃生物；南部淡水区的绿藻类较沟鞭藻类生烃潜力更低，生油门限更高。     

东濮凹陷古近系成烃生物特征及其生烃潜力研究

通过光学显微镜和扫描电镜对东濮凹陷古近系沙河街组烃源岩的成烃生物进行了研究。结果显示,研究区沙河街组的成烃生物发育,种类繁多,主要包括沟鞭藻、绿藻、蓝藻、颗石藻等。发育于东濮凹陷北部咸水区的成烃生物优势组合是沟鞭藻、蓝藻、颗石藻,且三者均可形成藻纹层;南部淡水区的成烃生物优势组合是绿藻及高等植物,发育于块状泥岩之中。对分别取于咸水区和淡水区的两个样品进行了热模拟实验,实验结果显示,北部咸水区的蓝藻和颗石藻的生烃潜力高,生油门限低,在低熟阶段即可大量生油,生成低熟油的控制因素是蓝藻的勃发;沟鞭藻和绿藻类的生油门限较高,其中沟鞭藻由于能大量勃发,是重要的成烃生物;南部淡水区的绿藻类较沟鞭藻类生烃潜力更低,生油门限更高。     

中原地区奥陶系烃源岩特征和二次成烃潜力

研究了中原地区奥陶系岩石学特征、沉积环境、有机质丰度、油气生成演化历史,并与加拿大安大略西南部、四川等地区海相烃源岩进行对比分析,评价了本区奥陶系海相烃源岩的成烃潜力。世界上大型海相油气田的烃源岩沉积环境多为闭塞、缺氧、强还原的深水盆地相及潟湖相,岩性以泥岩、泥灰岩为主,其有机质丰度高,生烃潜力大。中原地区奥陶系属华北克拉通盆地的一部分,为浅水台地相沉积,岩性以碳酸盐岩为主,泥质岩不发育,有机质丰度低,生烃潜力差。     

鄂尔多斯盆地北部煤系有机显微组分特征与生烃潜力

以鄂尔多斯盆地北部煤系伊24井及其周围地区煤系为对象,重点研究煤的不同显微组分特征及生烃能力。结果显示:该地区烃源岩族组成中以高含量的沥青质、中含量的非烃和芳烃、低含量的饱和烃为特征,总体上属于气源岩;有机质类型属腐殖型。煤的镜下鉴定以基质镜质组为特征,可观察到大量孢子体、角质体,但树脂体少见,且未发现藻类体。镜质组生烃潜力是壳质组的1/4,是惰质组的2.5倍,是主要的生烃组分,形成于弱还原环境。延安组主体进入低成熟阶段(R moax=0.50%～0.70%),山西组—太原组主体进入中—高成熟阶段(R moax=1.40%～1.80%)。伊24井延安组未进入主要的排烃期,山西组—太原组则进入了主要的排烃期,曾经发生了大量的排烃作用,是附近地区重要的气源岩。     

渤海湾盆地埕岛油田缝洞型潜山油气藏构造及储层特征

埕岛油田古潜山油气藏为典型的缝洞型碳酸盐岩油气藏。埕岛地区经历了多期次的构造运动,并经受了多期次的断裂与剥蚀作用,为油气成藏创造了良好条件。埕岛油田古潜山可以划分为三个构造单元,即埕北20断层下降盘的西排山,上升盘的中排山和东排山,三个潜山带成帚状敛于凸起最南端,为几个二级构造单元交汇处,构造应力较发育。埕岛油田有三种储集空间类型:晶间孔隙、溶蚀孔洞和裂缝。     

贵州水城煤中基质镜质体生烃潜力、烃类组成及生烃模式

基质镜质体是华南晚二叠世煤中的主要组分之一,其在煤中含量的多少、生烃潜力的大小、生烃特性等直接影响到该区煤成油气资源的评价。采用岩石热解、热解气相色谱以及开放体系下热模拟等方法,对贵州水城晚二叠世(R12)龙潭组煤中基质镜质体的生烃潜力、烃类组成特征、生烃模式进行了研究。结果表明：本区基质镜质体的生烃潜力、氢指数分别为191.99mg/g和250mg／gTOC,远高于丝质体的生烃潜力(26.17mg/g)和氢指数(35mg／gTOC),而小于树皮体的生烃潜力(297mg/g)和氢指数(491mg/gTOC);基质镜质体热解烃类组成中以轻质烃为主,湿气次之,可见本区基质镜质体不但能生成气态烃,而且能生成一定量的液态烃,这归因于其中所含大量的超微类脂体;基质镜质体“生油窗”温度范围为375～475℃,主要生烃温度区间为400～450℃,其中415～430℃为生烃高峰期,420℃处产烃率最高。基质镜质体这种在高成熟度下(大于VRo1.0％)大量生烃的特点对在成熟度普遍较高的华南地区寻找油气田具有重要的意义。     

临清坳陷东部石炭—二叠系二次生烃差异性研究

受盆地多旋回叠加和反转演化控制,临清坳陷东部石炭—二叠系含煤系地层烃源岩经历了二次生烃过程,并在空间上表现出强烈的差异性。通过对这套烃源岩生烃史模拟结果表明,石炭—二叠系烃源岩于早中三叠世进入生烃门限,随后印支运动造成全区生烃中止,中新生代烃源岩再次深埋,发生二次生烃作用。不同井区二次生烃在时间和空间上存在差异性,洼陷带发育三个＂二次生烃＂阶段,生烃高峰期发生在新生代,凸起带发育两个＂二次生烃＂阶段,生烃高峰期发生在中生代,隆起区尚未发生二次生烃。二次生烃早期生成的烃类基本遭受破坏,晚期生成的烃类具备成藏条件,是勘探的主要目标。现今洼陷带烃源岩已进入成熟—高成熟阶段,成为晚期煤成气藏的气灶。