河南东濮凹陷古近系各组段的原始地层厚度分布及其构造古地理意义

东濮凹陷位于河南省濮阳市东部,属中原油田。古近系自下而上包括沙河街组一至四段和东营组。古近系原始地层厚度分布反映出东濮凹陷在古近纪具有裂陷盆地的构造古地理特点,但是古近纪不同时期裂陷盆地的特征有明显的差异。沙四段沉积时期发育多沉降—沉积中心的断陷湖盆,且沉积中心不稳定;沙三段沉积时期兰聊断层是控制东濮凹陷的主边界断层,发育由2条相对稳定的NNE向沉降—沉积带构成的复式半地堑断陷湖盆,控凹断层位移沿走向的差异导致局部沉降—沉积中心在次级凹陷带内沿轴向迁移;沙二段、沙一段和东营组沉积时期东濮凹陷发育“反S型”沉降—沉积带,反映兰聊断层南段的垂直位移明显小于中段,而盆地南部的长垣断层与黄河断层的垂直位移量明显增大。古近纪构造古地理演化特征可能是导致断陷湖盆发育的岩石圈动力学机制变化的结果。     

准噶尔盆地断拗转换期剥蚀厚度及其分布规律

准噶尔盆地为我国重要的陆上含油气盆地, 对其进行地层剥蚀厚度恢复能够有效地研究盆地演化历史以及油气资源评价.通过分析声波时差法的方法原理及其适用条件, 认为此方法适用于恢复准噶尔盆地断拗转换期剥蚀地层的厚度.实际计算结果表明: 断拗转换期上、中二叠统之间为主不整合, 剥蚀厚度大; 三叠系与二叠系之间形成次级不整合, 盆地剥蚀厚度相对较大, 区域位于西部盆缘地带, 自北西向南东剥蚀量逐步降低, 至盆地中心剥蚀量最低.各构造单元中, 凸起相比于凹陷所遭受的剥蚀程度较大, 反映古地貌呈现盆地西北缘高、腹部低的地形特征, 同时反映准噶尔盆地断拗转换期二叠纪晚期至三叠纪早期改造具西强东弱、边缘强内部弱的特点.     

鄂尔多斯盆地中生代地层剥蚀量估算及其地质意义

盆地演化中地层的沉积与剥蚀及盆地的历史构造形态变动是盆地分析及其矿产富集的重要影响因素。本文考虑到盆地西部白垩系的声波时差资料的分段性和估算中生代三叠纪以来抬升剥蚀事件强度所需选择合理方法的重要性,采用钻井分层资料“点连线,线线相交闭合”方式,应用以地层对比为主的方法估算了三叠纪以来4期地层抬升并遭受剥蚀的剥蚀量。估算结果发现,白垩纪末期为三叠纪以来最强烈一期全盆抬升剥蚀事件,三叠纪末期、中侏罗世和侏罗纪末期等3期剥蚀事件相对较弱。剥蚀强度分布与盆地演化模拟结果表明,盆地自三叠纪以来的构造变动表现为一掀斜过程;对盆地三叠系油气生成、运聚的影响分析认为,三叠系烃源岩在晚侏罗世前已生烃,掀斜构造演化过程使油气运移指向盆地东部及东南地区。     

渤海湾盆地济阳坳陷沙四段和孔店组地层剥蚀厚度恢复

采用改进的声波时差法原理,将优化孔隙度法的算法引入到声波时差法,模拟计算地层剥蚀厚度。对于被剥蚀地层沉积规律被改造的区域,则结合地震剖面的地层对比法来恢复地层剥蚀厚度,通过多方位运用地层对比法,然后再将所得计算结果加权平均得到最终的地层剥蚀厚度,使计算误差降低。计算结果表明,沙四段和孔店组地层剥蚀现象普遍,但总的剥蚀鞋较小,且剥蚀厚度相对较大的区域集中在凹陷的边缘沙四段地层剥蚀量大多集中在50～300m,平均剥蚀量为150m左右,最大剥蚀区在鲁东隆起区西侧的凹陷边缘,最大剥蚀量近1000m,但范围较小;孔店组的剥蚀量相对于沙四段要大,一般在150～400m,平均剥蚀量存250m左右,最大剥蚀区在惠民凹陷东北缘,最大剥蚀量在800m左右。     

三江盆地白垩纪-第三纪地层剥蚀厚度恢复研究

本文利用泥岩声波时差法和总声波时差法相结合,辅以镜质体反射率法,恢复了三江盆地白垩系—第三系地层剥蚀厚度。研究表明,三江盆地前进坳陷宝泉岭组剥蚀厚度具有东多西少,北多南少,富锦组剥蚀厚度则具有西多东少,南多北少的特点。滨参1井地区剥蚀作用使生烃处于停滞状态,对油气生成起破坏作用。     

镜质体反射率法在南堡凹陷东营组剥蚀厚度恢复中的应用

利用镜质体反射率趋势线法对南堡凹陷高柳地区、柳赞构造带、林雀次凹、柳南次凹等地区的地层剥蚀厚度进行了恢复;结合泥岩声波时差法和地层对比法,恢复了南堡凹陷东营组地层剥蚀厚度.认为利用镜质体反射率法来求取剥蚀厚度的前提是选取合适的Ro数据.当缺乏足够的单井Ro数据时,位于同一构造单元内、具有相同埋藏史的不同井的Ro位数据可以整合利用以恢复剥蚀厚度.作出了研究区地层剥蚀厚度等值线图,南堡凹陷东营组的剥蚀强度大致可分为两个区:东北部为强剥蚀区、中部为弱剥蚀区.     

东濮凹陷膏盐岩对烃源岩成烃演化的控制作用及其石油地质意义

东濮凹陷北部盐湖相膏盐岩极其发育,膏盐岩对烃源岩性质及生烃特征的影响研究薄弱。采用地质与地球化学相结合途径,探讨了含膏盐岩层系烃源岩特性及其成烃演化规律。结果表明,盐区与无盐区烃源岩的特性有很大差异,北部盐湖相含盐区深灰色、褐色等暗色页岩有机质丰度一般大于15%,有机质类型以Ⅱ1型和Ⅰ型为主,是区内主要的优质烃源岩;南部淡水湖相无盐区主要发育有利生气的Ⅱ—Ⅲ型干酪根,反映东濮凹陷烃源岩的质量及生烃潜能与膏盐岩的发育密切相关。观察到膏盐岩影响烃源岩的成烃演化进程,当膏盐层厚度为50 m时,生油窗的范围显著增加;随着盐岩厚度(>50 m)的增加,湿气窗的范围也逐渐增加;当膏盐岩厚度约400 m时,生油窗范围开始减小,湿气窗的范围仍有增加趋势。膏盐岩对烃源岩“生油气窗”的影响是基于其较高的热导率属性,通过影响地温场而实现。以地质解剖为依据,建立了文留地区含膏盐岩层系烃源岩成烃演化模式。东濮凹陷含膏盐岩层系烃源岩的演化特征对该凹陷及同类含膏盐岩盆地油气勘探具有重要指示意义。     

东濮凹陷新生代的热历史

东濮凹陷是渤海湾盆地南缘极具油气开采潜力的凹陷,本文揭示该凹陷新生代埋藏史、热史及烃源岩演化史.利用凹陷各构造单元18口井的镜质体反射率数据,恢复其埋藏史、热史.结果显示,东濮凹陷经历“一升两降”的构造沉降,并具有“马鞍型”的热演化特征.自沙四段沉积开始至沙三段,地温梯度逐渐增加,在沙三段沉积末期达到最大,为45.2℃～48℃/km.自沙二段沉积开始至今,地温梯度总体逐渐降低,仅在东营组沉积时期出现微弱回升,现今地温梯度为30℃～ 34℃/km.以埋藏史和热史为基础,结合构造及有机地球化学资料,对东濮凹陷18口井烃源岩演化史进行模拟.结果表明,烃源岩热演化受东营组沉积时期的古地温控制,3套烃源岩成熟度均在27Ma(东营组沉积时期)达到最大.     

苏北泰兴黄桥地区剥蚀厚度恢复及其意义

苏北泰兴黄桥地区的二叠系孤峰组灰黑色页岩和龙潭组黑色泥岩与煤层是一套重要的海相—海陆过渡相生烃层系,受印支期挤压造山、燕山期断陷、喜马拉雅早期断陷等构造运动影响,它们经历了复杂的埋藏和生烃作用。虽然在北部深陷区埋深达万米以上,可能发生了持续的生烃,但其他大部分凸起构造上的现今埋深只有200～2000m,凹陷和斜坡构造上埋深2000～5000m,不同构造部位的生烃强度与剥蚀厚度和埋藏史有关。根据井点最大厚度估算的该区印支期的最大剥蚀厚度为2256m。钻井泥岩声波时差法和地震剖面上地层趋势外推法恢复的该区燕山期和喜马拉雅早期最大剥蚀厚度分别为900m和550m,主要剥蚀区位于东、南、西次凸斜坡带,随时间推移较大剥蚀厚度位置向东、西方向扩展。根据恢复的剥蚀厚度和埋藏—构造热演化分析得知,北部和西部凹陷主体区的二叠系烃源岩在燕山期末至今达到了主生烃期,斜坡和次级凸起区处于低成熟—未成熟阶段。     

渤东凹陷东营组烃源岩评价

渤东凹陷是渤海海域下一步油气勘探的重点地区之一。本文通过对渤东凹陷单井烃源岩的有机地球化学分析和与渤中凹陷烃源岩的对比研究,结合渤东凹陷盆地模拟成果,得出以下认识：渤东凹陷南部东营组半深湖深湖相泥岩的有机质丰度高,有机质类型好,有机质演化已处于成熟阶段,因而东营组暗色泥岩具有较高的生烃潜力,是一套良好的烃源岩层。     

东濮凹陷古近系沙三段盐岩成因探讨及层序地层学意义

东濮凹陷北部中央隆起带及周边沙三段自下而上发育了三套盐岩层,每套盐岩层由若干个小盐岩韵律组成。盐岩层和油气的运聚有密切的关系。关于东濮凹陷盐岩的成因有很多的解释,笔者在对前人的工作进行细致的研究基础上,通过对盐岩层的地球化学、岩心观察、构造、古气候资料对盐岩的分析,结合各盐岩韵律层的地层对比分析及各盐韵律纵向及横向分布规律,综合分析认为东濮凹陷沙三段盐岩为深水蒸发成盐,盐岩层为最大洪泛面。在此基础上运用层序地层学的观点,将东濮凹陷的古近系的地层划分为两个二级层序和10个三级层序。总结出盐岩的成盐模式和层序地层模式,为沙三段沉积相的研究提供了理论依据,对寻找盐岩有关的隐蔽油气藏具有重要的意义。     

东濮凹陷西部斜坡带成藏流体历史分析

应用含油气盆地数值模拟技术和储层烃类成藏化石记录资料,比较并分析了东濮凹陷西部斜坡带不同台阶带的成藏流体历史,为研究区的勘探评价与部署提供了重要参数及依据.生排烃史模拟表明,I台阶沙三段主力烃源岩的生烃史曲线表现为早期生烃型,Ⅱ台阶为持续生烃型,Ⅲ台阶为二次生烃型;从Ⅰ台阶→Ⅱ台阶→Ⅲ台阶,同一层位烃源岩进入生烃门限和开始排烃的时间逐渐变晚,生排烃能力逐渐减小.储层流体包裹体资料揭示,西部斜坡带经历了两期油气充注过程,其中第一期发生时间相对较早,以液态烃形式充注于Ⅰ台阶和Ⅱ台阶的沙三段储层之中;第二期发生时间晚,但涉及范围广,以气态烃形式充注于Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ台阶的沙三下亚段储层之中.     

陆相断陷湖盆生烃潜力的古气候波动响应研究——以东濮凹陷古近系文古4井为例

古气候波动会影响古沉积环境,从而造成沉积物组分的变化,并最终导致沉积岩生烃潜力的变化.陆相断陷湖盆是我国陆相含油气盆地的重要类型,近年来还成为重要的致密油藏勘探区,但关于气候波动对地层生烃潜力影响方面的研究还较为匮乏.东濮凹陷是在中-古生界基底上发育起来的一个新生代断陷咸化湖盆,在构造稳定期其沉积记录主要受短期气候波动...     

Hydrocarbon Generation Characteristics of Source Rocks from Different Saline Environments in the Dongpu Depression,Bohai Bay Basin,China

The Dongpu Depression is a secondary salt-bearing tectonic unit in the Bohai Bay Basin, eastern China. The depositional environment of this depression regarding its Paleogene strata is clearly different in plane, including the saltwater environment(SE) in the north, the freshwater environment(FE) in the south and the brackish water environment(BE) in the middle. The result of oil and gas exploration in the Dongpu Depression shows that more than 90% of the proven oil reserves are distributed in the northern saltwater environment. Previous studies indicate that the organic geochemistry characteristics and the hydrocarbon generation capacity of the source rocks are very clearly diverse under different environments, which results in the significant differences in the proved reserves between the north and the south. In order to further explore the differences in the hydrocarbon generation capacity of the source rocks under distinct depositional environments and the mechanism of their occurrence, three samples from different depositional environments(W18-5 for SE, H7-18 for BE, CH9 for FE) were used for confined gold tube pyrolysis experiments. The results show that the CH4 yields of W18-5, H7-18 and CH9 increase with increasing temperature, the maximum yields being 405.62 mg/g TOC, 388.56 mg/g TOC and 367.89 mg/g TOC, respectively. The liquid hydrocarbon yields of W18-5, H7-18 and CH9 firstly increase with increasing temperature and then decrease after the critical temperatures. The maximum yields of C6-14 are 149.54 mg/g TOC, 140.18 mg/g TOC and 116.94 mg/g TOC, the maximum yields of C14+ being 852.4 mg/g TOC, 652.6 mg/g TOC and 596.41 mg/g TOC, respectively for W18-5, H7-18 and CH9. To summarize, the order of hydrocarbon potential from high to low is W18-5, H7-18 and CH9. On this basis, through analyzing the influencing factors of hydrocarbon differences, this paper reveals that the saltwater environment is characterized by 4 factors: higher salinity, halophilic algae, high paleo-productivity and a strongly reducing environment, which are beneficial to the enrichment of organic matter and lead to the formation of high levels of sapropelite and exinite. According to the variation of oil and gas components in the pyrolysis experiments, the hydrocarbon generation process is divided into three stages: kerogen cracking, oil cracking and C2-5 cracking. Combined with hydrocarbon generation characteristics and stages, the evolutionary model of hydrocarbon generation for source rocks under different environments is established.     

东濮凹陷古近系沙河街组边缘海-浅海相识别与油气储层

东濮凹陷古近系沙河街组有无海相沉积久争不决。痕迹学、沉积学和古生物学综合研究,识别出那里存在海退与海进层序。海退层序在开31井3 553.30 m和3 552.70 m处分别见到压扁层理、双泥披(double clay drapes)。3 551.70 m处,出现丘状交错层理(表现为洼槽状向上弯曲平行纹理和凸起状向上弯曲平行纹理),显示前滨和临滨环境。3 551.50 m处,代表后滨环境的植物根迹出现,完成一个海退层序。另一个海退层序出现在新胡4井,从见到海相痕迹化石Diplocraterion、Palaeophycos、Terebellina开始(2 969.10 m;2 966.40 m)到出现植物根迹(2 931.93 m)结束。以上两个海退层序反映东濮凹陷沙四段沉积期,海水影响所及,仅限于边缘海的前滨和临滨深度范围。与海退层序不同,海进层序显示海水显著加深。文72-104井指示三角洲边缘海湾环境的痕迹化石Teichichnus(3 146 m),过渡带痕迹Rhizocoralliun(3 109.28 m)至滨外生物痕迹Zoophycos(3 050.10 m),记录到一次具有滨外环境的海进过程。开34井3 424 m至3 260 m依次出现透镜层理、植物根迹、透镜层理、羽状交错层理,解释为前滨环境。3 267~3 260 m由压扁层理(3 267.00 m)双向前积层理(3 266.81 m)为标志的前滨环境到具有Thalassinoides(3 266.25 m)、Macaronichnos痕迹化石所指示的临滨环境,再到生物扰动达70%并具颗石藻所代表的滨外浅海环境,结束一次海进过程。海进层序被固底底质控制痕迹相所指示的沉积不连续界面所限定,有利于不整合圈闭的形成。     

东濮凹陷潜山构造油气藏特征研究

构造、储层和烃源条件研究表明,东濮凹陷潜山主要为断裂控制的后成潜山,储层条件以下古生界峰峰组风化壳和上马家沟组相对较好,油气源为下第三系源岩和上古生界煤系地层,通过原油生标物对比发现,下第三系源岩对潜山油气藏有一定的贡献