博兴洼陷古近系沙四上和沙三段油气成藏的差异性研究

应用有机地球化学、高分辨率层序地层学和成藏动力学等研究方法,对博兴洼陷古近系沙四上亚段和沙三段两套烃源岩的油气成藏的差异性进行了研究.结果表明,虽然沙四上亚段和沙三段油气藏类型均为自生自储型的岩性或构造-岩性油气藏,但是它们在烃源岩特征、储层特征、成藏机制和油气藏特征等方面存在着明显的差异.研究区沙四上亚段成藏组合的烃源岩有机质顺层富集,异常压力较高,多为微裂缝幕式排烃,排烃效率高,在洼陷中心及南斜坡有利圈闭位置处分别形成泥页岩裂缝型油气藏和滩坝型构造-岩性油气藏.而沙三段成藏组合的烃源岩有机质较分散,局部富集,异常压力相对较低,主要依靠差异突破压力进行排烃,排烃效率较低,油气藏类型主要为滑塌浊积型岩性油气藏,其次为三角洲前缘型构造-岩性油气藏和火山岩遮挡型油气藏.     

惠民凹陷阳信洼陷油气成藏条件及分布规律

通过构造环境、烃源岩演化史、储层特征及生储盖配置等方面分析,认为阳信洼陷成熟油气纵向上主要富集于沙四上、沙三层段,沙三段产低熟油,沙一段富集生物气,平面上油气主要富集于中部正向构造带,油气环绕次洼生烃中心呈环带状分布。油源条件、构造特征、火山活动以及生储盖组合与构造的配置等是控制阳信洼陷油气富集的主要因素。区域构造背景控制了油气运移的指向,油气源条件制约着油气的富集程度,生储盖组合与构造特征的配置,是造成不同构造部位主要储油气层位和油气藏类型差异性的直接原因。     

临南洼陷营子街地区沙三下亚段油气富集主控因素

 营子街地区临近洼陷的生烃中心,但由于构造简单,缺乏构造圈闭,传统上认为勘探潜力不大。为突破勘探瓶颈,从沉积演化、相带类型研究出发,在优势砂体类型、烃源岩压力及隐蔽圈闭的综合分析基础上,对营子街地区沙三下亚段油气成藏富集因素进行了研究。结果表明,营子街地区沙三下亚段沉积时期发育席状砂和浊积扇两类优势砂体,并夹持包裹于烃源岩中,形成了隐蔽型岩性油藏,其成藏富集因素主要受烃源岩超压和有效储层2 个因素的控制,其中烃源岩超压控制了油气充满度,烃源岩超压区范围内有效储层的分布控制了含油规模,由此建立了自生自储-超压控藏型成藏模式。     

渤海海域东部凹陷烃源岩特征及油源分析

通过对渤海海域东部凹陷各次级洼陷古近系沙四段、沙三段、沙一二段、东三段烃源岩热解数据和分子地球化学参数的深入分析,结合构造演化、油源对比,明确了烃源岩特征和油源特征。研究结果表明,4套烃源岩均为优质烃源岩。其中:局限咸化湖盆的沙四段烃源岩有机质丰度差异较大,从差到优质均有分布,成熟度相对较高;广泛分布的沙三段和沙一二段烃源岩有机质丰度为好到优质,成熟度较低;东三段烃源岩有机质丰度为好到优质,但成熟度最低,导致其生烃能力有限。不同次洼主力供烃源岩存在较大差异,庙西北洼以沙一二段烃源岩生烃为主,庙西南洼和黄河口东洼为沙三段、沙四段烃源岩混合供烃,莱州湾东北洼以沙三段烃源岩供烃为主,莱州湾南洼以沙四段烃源岩供烃为主,其中,高硫油主要来源于咸化湖盆烃源岩,是该地区沙四段烃源岩热演化生成的典型产物。     

沾化凹陷多元供烃成藏特征及成藏模式

综合构造单元划分,结合油气来源分析,对沾化凹陷多元供烃成藏单元进行划分,进而分析成藏要素,明确源-藏体系形成的动态过程。结果表明,沾化凹陷可划分为单洼单源、单洼多源和多洼多源3类7个多元供烃成藏单元。东营组沉积时期沙四上亚段烃源岩成熟,形成洼陷内部单源岩性油藏和缓坡带的单源油藏;明化镇组沉积时期各段烃源岩均进入大量排烃期,油气在陡坡-凸起带和中央低凸起上形成大规模的混源油藏。不同供烃成藏单元输导体系与储盖组合的耦合控制了油气的分布:在平面上油气呈发散式向构造高部位运移,在缓坡带、陡坡带、低凸起和潜山等有利的圈闭聚集成藏;在剖面上沙四段、沙三段形成自源型岩性油气藏,新近系的油气分布于馆陶组厚层河流相储层形成披覆构造油藏。     

渤海湾盆地青东凹陷古近纪烃源岩评价

为了在青东凹陷古近纪找到油藏富集的有利区域,指导生产开发,对控制油藏分布和形成起关键性因素的烃源岩进行了综合评价。受郯庐断裂体系影响,构造复杂,沉积物源来自凹陷四周,沉积类型多。在对区域地质构造、地层发育特征、沉积相类型等进行分析的基础上,综合测井、地震以及地球化学资料,采用综合研究的手段对渤海湾盆地青东凹陷沙三、沙四段烃源岩厚度、有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度进行了评价。结果表明:沙三下亚段和沙四上亚段暗色泥岩十分发育,在凹陷中部厚度较大,向凹陷四周暗色泥岩厚度逐渐变小;沙四上亚段有机质的丰度、成熟度都比沙三下亚段好,评级在好—优质;沙三下亚段和沙四上亚段干酪根类型以Ⅰ、Ⅱ_1型为主,含少量Ⅱ_2、Ⅲ型干酪根;沙三下亚段和沙四上亚段烃源岩都具有较强的生烃能力。     

渤海湾盆地南堡凹陷烃源岩生烃演化及油气来源

在烃源岩生烃史模拟、烃源岩和原油地球化学特征精细剖析和对比的基础上,对渤海湾盆地南堡凹陷油气成藏关键时刻主力烃源岩生烃演化及油气来源进行了研究。结果表明： 在东营末期(距今24.6Ma),位于洼陷中心的滩海地区沙三段底部烃源岩处于大量生油阶段。在明化镇末期(距今2Ma),位于洼陷中心的滩海地区沙三段底部烃源岩处于生凝析气-干气阶段,沙一段底部烃源岩处于大量生油-生凝析油阶段,滩海地区东三段和拾场洼陷沙三段底部烃源岩处于大量生油阶段。原油划分为5类,其中高柳构造带沙河街组原油(Ⅰ类)来自拾场洼陷沙三段烃源岩;高柳构造带浅层、庙北背斜构造带原油(Ⅱ类)来自滩海地区沙一段和东三段烃源岩;庙南斜坡构造带、南堡2号和5号构造带浅层原油(Ⅲ类)来自滩海地区沙三段、沙一段和东三段烃源岩;南堡1号构造带浅层原油(Ⅳ类)来自滩海地区沙三段和沙一段烃源岩;滩海地区奥陶系和沙河街组原油(Ⅴ类)主要来自滩海地区沙三段烃源岩,油气来源与油源断层切割烃源岩层系有关。     

控制东营凹陷烃源岩排烃的几个关键因素

通过东营凹陷钻井取心的观察及不同结构烃源岩地质地球化学特征的比较,从内因、外因两个方面对烃源岩排烃的控制因素进行了分析,并且就烃源岩岩性结构对排烃及成藏的控制作用进行了初步研究.认为内因为有机质类型、丰度及成熟度,反映烃源岩中生烃母质的特征,东营凹陷大量样品测试结果显示烃源岩的生烃潜量、排烃量与有机质丰度呈良好的线性关系;外部因素包括源岩的结构、源岩内有效的运移通道、压力的分布及外部的构造运动等各种地质作用及内、外部环境.研究结果表明,东营凹陷主力烃源岩沙四上及沙三下段具有多种岩性结构形式,其中沙四上及沙三下下部主要发育纹层状泥页岩,油气以远距离侧向运移为主;沙三下上部及沙三中主要发育块状泥岩,油气以垂向运移为主.不同的排烃方式造成了油气分布的差异,沙四型原油分布于凹陷外围,沙三型原油分布于凹陷内围,混合型原油分布于中间地带.     

沾化凹陷三合村洼陷油气多期成藏过程研究

利用钻井、测井以及分析化验等资料,基于沉积埋藏史和生烃史研究,结合油气来源,分析沾化凹陷三合村洼陷油气成藏过程。结果显示:三合村洼陷存在3种原油类型,油气主要来自于渤南洼陷,油气成藏经历了东营组成藏期、馆陶组成藏期和明化镇组成藏期3期成藏;东营组成藏期形成的油藏原油源于沙四上亚段成熟烃源岩,此时垦西低凸起还未成型,来自渤南洼陷的油气以断裂侧向-不整合型二元输导体系沿斜坡带运移至三合村洼陷沙三段及以下地层中成藏,并在后期由于硫化作用和生物降解作用发生稠化;馆陶组成藏期形成的油藏原油源于沙四上亚段和沙三段烃源岩,此时垦西低凸起已成型,来自渤南洼陷的油气主要以网毯模式运移至沙三段以上地层中,在后期发生生物降解作用而稠化;明化镇组成藏期形成的油藏原油源于沙三段成熟烃源岩,同样以网毯模式运移至三合村洼陷,主要在新近系成藏。     

东营凹陷沙三段源岩排烃特征及潜力评价

东营凹陷透镜体岩性油气藏主要分布在沙三中亚段,但沙三中亚段烃源岩能否成为有效油气供给源岩一直存在争议。根据排烃门限理论,利用生烃潜力法对东营凹陷沙三段上、中、下三个亚段烃源岩的排烃特征进行了研究并对其资源潜力进行了评价。沙三上、中、下三套烃源岩的主要排烃期均为明化镇组沉积时期,排烃门限深度分别为2500m,2650m和2600m。三套烃源岩的总排烃量和总资源量分别为58.41×10⁸t和25.12×10⁸t,其中沙三下亚段烃源岩的排烃量和资源量均占总数77%以上,而沙三中亚段占16%,沙三上亚段则仅为7%。综合分析认为,沙三下亚段为岩性油藏的主力烃源岩之一,沙三中亚段对岩性油藏成藏贡献不大,为非主力烃源岩。     

柴窝堡凹陷油气藏形成条件及成藏模式研究

改造型盆地评价是近年来石油地质研究的难点和重点.以成盆、成烃和成藏理论为指导,应用盆地分析、有效烃源岩评价、储层预测、改造型盆地模拟等技术和方法,综合研究分析了改造型盆地柴窝堡凹陷油气藏形成条件,预测了油气资源潜力,建立了油气成藏模式.结果表明:该区主要烃源岩层为上二叠统芦草沟和红雁池组,是油气资源分布的主要层位;主要储集层亦为上二叠统芦草沟和红雁池组,物性较差,总体为较好含气储层,是主要勘探目的层;存在构造、地层、岩性、复合4大类油气藏类型和自源—侧向排烃、它源—垂向排烃两类油气成藏模式.     

源下油气成藏主控因素与成藏模式——以北部湾盆地乌石凹陷乌石17X下始新统流沙港组三段油藏为例

北部湾盆地乌石凹陷下始新统流沙港组三段发育源下断块油藏,其原油来自上覆流沙港组二段超压成熟烃源岩,其成藏受"源储压差"、沉积相和有效断块圈闭三因素控制。"源储压差"控制了油气运移方向,油气由流沙港组二段源内超压区向下部、侧向流沙港组三段常压区运移,在断裂圈闭带中聚集。流沙港组二段超压还起到了封盖油气作用。流沙港组三段近岸水下扇扇中辫状水道微相储层物性较好,是"甜点"储层。下始新统流沙港组三段具有"高压源、源封盖、源储接触"的源下油气成藏模式。乌石凹陷东部流沙港组三段始新世裂陷幕断裂圈闭带是"源下"油气富集的区带。     

四川盆地什邡-德阳-广金地区蓬莱镇组致密气藏特征

什邡-德阳-广金区块主体位于四川盆地川西坳陷中段,构造位置位于成都凹陷北、北东部。综合地震、地质、钻井、测井、岩心、测试等资料。研究了蓬莱镇组致密气藏的来源、性质、分布特征、与沉积相的关系、成藏时间、排烃时间以及成藏特征。结果表明,研究区蓬莱镇组天然气主要来源于其下伏的须五段烃源岩,属于正常地温、异常高压环境下形成的不含硫化氢的优质干气;主成藏期大致为K2中期-E1早期,晚侏罗世-早白垩世末为主要排烃期。蓬莱镇组气藏可能是早期深部或中部气藏经构造运动改造后形成的气藏。     

川西梓潼凹陷中下侏罗统气藏成藏条件

探讨川西梓潼凹陷中下侏罗统气藏的成藏条件,为区域气藏预测提供依据。对中下侏罗统气藏成藏主控因素的分析结果表明:下侏罗统暗色泥质岩生烃能力较弱,上三叠统须家河组第五段泥页岩层是该区侏罗系气藏的气源;侏罗系储层总体属于低孔低渗储层;以构造-岩性圈闭为主,须五地层在绵阳-江油-剑阁地区存在一条NE-SW向的尖灭线,易形成上超尖灭岩性气藏、不整合面相关气藏。研究区中下侏罗统气藏成藏主要控制因素为:储渗条件较好的储层和规模较大、形成较早的古隆起背景上的圈闭。勘探证实该区中下侏罗统具有潜在的前景,其中低幅凹中隆起区为中下侏罗统有利勘探区。     

塔里木盆地库车坳陷依南2气藏类型的判别

依据塔里木盆地库车坳陷依南2气藏的碳同位素、烃源岩热解、储层分析化验、气藏压力、流体包裹体等资料的正、反演综合分析,对该气藏的成因类型进行判别。结果表明:依南2气藏侏罗系阿合组砂岩储层致密化发生在距今约11 Ma,而其烃源岩排烃高峰为距今5 Ma,储层致密化时间早于烃源岩大量排烃时间,为先致密后成藏的深盆气藏;依南2气藏具有气水倒置、相对负压的地质特征,成藏动力机制为气体分子膨胀力作用下的活塞式气驱水充注成藏机制;依南2气藏为早期大规模深盆气藏,晚期遭受调整改造,含气范围受南北断裂带控制。     

渤海湾盆地板桥凹陷烃源灶与油气生成

 板桥凹陷在中国东部中新生代湖相盆地独具特色,现今油气藏气油比（GOR）变化范围为300～3000m3/t,大部分属于天然气饱和－超饱和油气藏。 本文首先基于大量岩石热解数据和测井、录井等资料,精细刻划了板桥凹陷烃源灶特征,有效源岩主要位于沙一段和沙三段,主体为II2－III型,有机质丰度为1%～2%的源岩对应的氢指数（HI,干酪根热解烃与总有机碳的比值）在100～300mg/g之间,源岩成熟深度范围约为3600～3800m。在此基础上,计算了沙一段和沙三段源岩的生排烃特征和组分,结果表明,板桥凹陷湖相源岩只有在生烃转化率达到30%左右、镜质体反射率（Ro）达0.8%以上才能实现排烃,沙三段排出烃类GOR超过600m3/t,沙一段排出烃类GOR相对较低,大约为222m3/t,与现今油气藏性质较为一致。中国东部更多的实例剖析表明,源岩的HI0和初始有机质丰度是控制油气藏GOR的关键性因素,板桥凹陷天然气大量聚集成藏归因于腐殖型源岩的存在。     

富林洼陷油气成藏条件与分布规律研究

富林洼陷经历了沙四段—沙二段、沙一段—东营组两个断陷旋回期及馆陶组—第四系的拗陷期,第三系发育四种类型的沉积体系。该洼陷面积小,沙三段烃源岩埋藏浅、成熟晚、生烃量有限,油气勘探难度大。通过解剖已发现油气藏的形成过程,把洼陷的构造发展史、沉积史、有机质热演化史及油气运移史和油气的成藏历史紧密结合起来,找出油气的生成和运移与圈闭发生发展在时空间的配置关系,进而总结出油气的成藏条件及其聚集规律,并指出了下步勘探方向。     

白音查干凹陷达尔其油田油气成藏规律

达尔其油田位于内蒙古二连盆地川井坳陷北部白音查干凹陷南斜坡白音构造带上.其主要生、储油层系为下白垩统的阿尔善组、腾格尔组和都红木组第一段,为河流-三角洲-深湖沉积体系.达尔其油田烃源岩丰度普遍较高,但不同烃源层成熟度差异大;储集条件总体来说比较好,但非均质性较强;具备良好的区域盖层条件.该区主要发育高部位断背斜油藏、中部位岩性-构造油藏和低部位构造-岩性油藏,油气遵循"临油源短运移就近聚集,'Y'字形断阶式成藏,油气聚集区呈'条带状'分布的富集规律".     

海相页岩有利储集条件分析-以四川盆地长宁区块龙马溪组为例

四川盆地长宁示范区志留系龙马溪组泥页岩层段是川东南地区重要的烃源岩和页岩气重点勘探层位。为综合评价其有利储层发育特性及影响因素,在单井岩心观察、矿物组分分析、有机地球化学特征和地球物理测井等分析的基础上,根据该地区沉积环境演化特征,比较分析龙马溪组龙一段和龙二段的的沉积环境、岩相组合、矿物组分、孔隙空间、储层压力等特性对储层发育的影响。研究表明:研究区龙一段和龙二段由于沉积环境不同导致其地层发育、岩性组合、矿物组分、孔隙空间及有机质富集程度上具有很强的差异性。与龙一段相比,龙二段具有成岩作用强、热演化程度高、游离气含量大等特性;并且主要发育有机孔储集空间。对研究区页岩气储集最有贡献的主要是有机质含量,其与孔隙度和含气量成正相关性。证明页岩的不同沉积环境发育不同岩相组合、矿物组分、有机质含量,其共同影响页岩储层储集性能;并且可根据其组合特性综合预测海相页岩气有利储层。