东营凹陷中央隆起带烃类流体活动在成岩作用上的响应

为探讨成岩作用对烃类流体活动的响应,利用显微观察、包裹体测温、扫描电镜、阴极发光等研究方法,系统地研究了东营凹陷中央隆起带沙三段自生矿物形成与烃类流体活动的相关性。研究表明：研究区沙三段储层的成岩序列为：第一期石英次生加大边→第一期碳酸盐胶结物(黄铁矿)→绿泥石薄膜→第二期碳酸盐胶结物→第二期石英次生加大边（第一期高岭石）→第三期碳酸盐胶结物→第三期石英次生加大边（第二期高岭石）→第四期含铁碳酸盐胶结物（黄铁矿）。第一期油气充注发生于第二期碳酸盐胶结物形成的后期,第二、三期油气充注发生于第三期碳酸盐胶结物形成的中后期,第四期碳酸盐胶结物的形成标志大规模油气充注时期的结束。烃类流体活动对研究区的自生高岭石、含铁碳酸盐矿物（第四期碳酸盐胶结物）、黄铁矿等3类自生矿物的形成过程产生重要影响。砂岩储层中,第二、三期碳酸盐胶结物的港湾状溶蚀现象、高岭石大量发育、第四期碳酸盐胶结物和黄铁矿的共生组合等成岩现象可作为微观上识别烃类流体活动的标志。含油性较好的层段,烃类流体活动可导致碳酸盐胶结物产生大规模的溶蚀作用,并促使长石溶蚀产生大量高岭石,砂泥岩界面处可见黄铁矿与含铁碳酸盐胶结物共生;而含油性差及不含油的层段,由于缺少烃类流体提供的大量有机酸,高岭石发育较少,早期碳酸盐胶结物保存较好。     

山东东营凹陷南坡地区沙四段纯下亚段湖相碳酸盐岩滩坝发育的控制因素探讨*

碳酸盐岩滩坝是断陷湖盆中一种重要的沉积类型。文章通过对古气候、古地貌、古物源、古水深和古盐度等因素对碳酸盐岩滩坝形成与分布控制作用进行研究,总结出了“古气候是基础,古地貌和古物源是条件,古水深是关键,古盐度是保障”是东营凹陷南坡地区沙河街组四段纯下亚段碳酸盐岩滩坝的“五古”控制模式。较干旱的温热适中的古气候条件下蒸发作用较强,有利于湖相碳酸盐岩的形成;水下隆起及其斜坡是碳酸盐岩滩坝沉积的有利场所,较低的碎屑岩物源供给指数为碳酸盐岩的发育提供了良好的环境;3～32m左右的古水深是碳酸盐岩发育的主要深度;古盐度为碳酸盐岩的沉积提供了物质保障,在一定程度上控制了白云岩和石灰岩的分布。采用主因素分析法对碳酸盐岩的控制因素进行了排序,古地貌对碳酸盐岩发育的控制作用最大,其次为古物源和古水深,古盐度的控制作用最小。     

基于滨线轨迹的古水深定量计算新方法①--以古近系沙三中段东营三角洲为例

古水深确定是沉积学分析中难点问题,目前主要依据“标志物-水深”的定性-半定量方法确定,但存在原始样品获取难、预测精度低等诸多问题。该方法依据滨线轨迹迁移规律获取在点物源背景条件下一个三级层序内可容纳空间与沉积物供给速率之间变化关系或定量函数,进而采用回剥法和正演法相结合获取不同点原始沉积物厚度和相应的可容空间,其中回剥法获取每个单元原始沉积厚度,正演法获取每个单元随沉积物覆盖后顶层可容空间增量。三角洲平原区为补偿区,其原始沉积物厚度等于可容纳空间增量,三角洲前缘区为欠补偿区,其水深等于可容空间增量与原始沉积物厚度之差。这一新方法不仅考虑到不同点构造沉降差异,而且还考虑了三级层序内沉积物供给速率的变化趋势,因而,较为准确地预测三角洲区的古水深变化。该方法成功地应用于东营地区三角洲沉积区水深变化,该区沙三中（Es3-2）共发育9期进积体,最大水深为180 m,出现于t3时刻。该方法揭示了9期三角洲朵体发育时期水深变化,为该区沉积体空间展布预测提供了有效的定量预测方法。     

胜利油区石炭二叠系含煤地层层序地层学初探

胜利油区石炭二叠系含煤地层包括中石炭统本溪组、上石炭统太原组和下二叠统山西组。可识别出潮坪沉积、障壁岛湖沉积和三角洲沉积三种沉积类型。根据区域地质及古生物资料,确定了三个等时面,划分出２个层序１４个准层序,每个层序包括低位体系域、海侵体系域及高位体系域,而以高位体系域最发育。纵观整个含煤地层的沉积演化过程,本溪组沉积期以滨浅海相为主;太原组沉积期为海陆交替相;山西组沉积期以三角洲相为主,总体表现为海退层序。     

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。     

油气充注成藏贡献度及其意义

油气成藏过程常伴随着多幕次的油气充注, 通过流体包裹体方法确定的油气成藏时期大都包含了一个油气藏形成过程中多幕次的油气充注.然而, 不是所有的充注幕次都对现今的油气藏具有贡献.因而确定哪一幕油气充注对现今油气成藏的贡献程度最大, 才是准确厘定油气成藏时期的前提.油包裹体是油气充注的直接证据, 当其他因素影响较小时, 油包裹体荧光颜色的改变反映的是其成熟度的变化, 也是其源岩热演化程度改变的响应.油包裹体成熟度可以通过已知油藏油的微束荧光光谱参数和原油API度关系来定量表征, 古油气成藏贡献度分析就是建立在油包裹体API度预测的基础上.在每一幕原油充注时期内, 成岩矿物捕获的油包裹体API度频率分布符合正态分布趋势, 理论上, 当有几幕原油充注时, 原油API度分布就存在几个正态分布趋势.通过对比油包裹体API度频率分布直方图与油藏现今流体API度, 可以比较出哪一幕原油充注对现今油气聚集的贡献度最大, 从而为油气成藏过程分析和油气充注PVTx(压力-体积-温度-组分)史恢复提供更好的约束条件.      

东营凹陷民丰洼陷北带沙四段深层超压封存箱与油气成藏

东营凹陷沙三段、沙四段普遍发育超压,在沙三上亚段底部与沙三中亚段顶部钙质泥岩与暗色泥岩过渡带、沙四下亚段顶部和底部稳定盐膏岩层的封隔作用下,形成了两个超压封存箱,即沙三段—沙四上亚段超压封存箱和沙四下亚段超压封存箱。由于每个超压封存箱内均发育优质烃源岩,因此,沙三段、沙四段又可划分为两个相互独立的含油气系统,即沙三段—沙四上亚段含油气系统和沙四下亚段含油气系统。东营凹陷民丰洼陷北带沙四段深层近岸水下扇具有“扇根封堵、扇中富集、扇缘输导”的油气成藏特征,油气来自同期发育的、与近岸水下扇侧向接触的烃源岩,主要形成“自生自储”型岩性油气藏。