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.     

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。     

恩平凹陷中央断裂构造带超压发育及成藏意义

基于钻井实测压力数据和气烟囱现象,结合泥岩声波时差及地震层速度预测结果,对恩平凹陷中央断裂构造带超压的分布特征及成因进行研究,并探讨超压发育对油气成藏的作用和意义.研究区纵向上划分为2套压实-压力系统:恩平组及以上地层为正常压实-常压系统,文昌组为欠压实-超压系统;平面上超压主要分布于EP17洼内,EP18洼次之,EP12洼基本不发育.超压形成是生烃增压和不均衡压实共同作用的结果,其中生烃作用为主要因素,不均衡压实为次要因素.超压未对有机质热演化产生影响,但在一定程度上改善深部储层的性能,加强对烃类的封盖作用,同时可以产生微裂缝,并为油气运移提供动力.在压力控制下,中央断裂带油气主要聚集在文昌组和恩平组内,其中文昌组具有近源成藏、自生自储的优越条件,是研究区油气勘探的有利层位.     

青东凹陷沙三段、沙四段储层生油潜力与油气分布规律研究

青东地区是胜利油田勘探程度较低的地区之一,基于该区地层发育特征认识不足以及油气分布规律不明朗等问题,首先在构造、油藏类型、测井和地质资料基础上对研究区发育形态位置进行剖析,在明确了青东地区地层发育特征的基础上,结合烃源岩热分解资料,对该区烃源岩进行了研究,通过分析已钻井热解数据找出主要油源层以及生油潜力区,从绘制的沙四上亚段暗色泥岩等厚图和沙三下亚段暗色泥岩等厚图可以得到砂体在平面的上分布规律,进而初步确定了该区烃源岩特征以及油气在横、纵向上的分布规律,研究结果有利于对青东凹陷进行深入挖潜,为后续勘探开发提供地质依据。     

长春岭沿江地区扶余油层成藏主控因素分析

长春岭沿江地区扶余油层油气成藏条件研究和典型油气藏分析表明,研究区内青山口组烃源岩成熟度低、生烃能力较差;研究区的油气成藏规模受外部油气运移数量的控制。研究区油气主要来源于其西北的三肇凹陷青山口组烃源岩;不规则零散分布的河流相砂体、断层对砂体的强烈分割作用以及多期多成因油气对圈闭的充注作用是造成研究区油气分布复杂现象的主要原因。研究区存在"源岩区高压倒灌—侧向断裂疏导—构造高部位聚集"的成藏模式。研究区油气生成、运移与圈闭的形成期在时空上形成了良好有机的配置关系;其中明水组末期是研究区油气成藏事件的关键时刻。密集断裂带及油源补给程度是研究区油气成藏的主控因素。     

二连盆地阿尔善构造带油气分布与聚集规律

系统研究了阿尔善构造带油气运移与圈闭的匹配关系、生储盖组合特征等 ,认为该区多套烃源岩为复式油气藏的形成提供了多期充足的油源 ,多种油气运移通道为油气长距离运移创造了条件 ,多种储集岩体、多套生储盖组合为油气聚集提供了有利的储集场所 ,油气多次运移与多期形成的圈闭的良好配置关系 ,导致区内发育多种油气藏类型 ,在平面上不同层系油层叠加连片 ,形成良好的复式油气聚集区带 .油气分布规律研究同时显示 ,油气分布具有纵向上相对集中 ,平面上受油气优势运移通道的影响 ,呈带状分布的特征 .据此按照含油气系统理论与油气优势运移通道理论 ,指导油气勘探开发取得良好效果 ,并为该区进一步深化滚动勘探指明了方向     

宋站南地区葡萄花和扶杨油层的油源分析

根据烃源岩、原油地球化学特征,对宋站南地区葡萄花、扶杨油层进行油源对比分析.结果表明:宋站南区葡萄花油层、扶杨油层的油同源,并与三肇凹陷的葡萄花油层、扶杨油层的油同源,均主要来自于青一段烃源岩,其次来自于青二、三段烃源岩;宋站南油源区内葡萄花油层的油主要由青一段烃源岩生成的油在浮力作用下沿有效的断裂通道运移为主,葡萄花油层的油和青山口组烃源岩大量排出的油在古超压作用下通过T2断裂可以向扶杨油层"倒灌"运移;大型生烃凹陷三肇凹陷的油在有效的断裂、砂体等通道的沟通下,能够输导到宋站南地区.     

辽河西部凹陷滩海地区复合含油气系统中的油气运移流向探讨

油气运移流向研究有助于认识含油气系统内部的油气运聚与油气分布规律。利用地震、测井和地质资料对辽河西部凹陷滩海地区含油气系统中的油气运移流向进行了研究,分析了区内现今异常压力的分布规律,并用逐层回剥的方法恢复了Es3+4和Es1+2的流体势。研究结果表明,异常高压和流体势的展布规律显示了油气主要沿着几个优势运移通道运移,笔架岭-西部斜坡带、双台子和中央低凸起等构造带是油气运聚的有利部位,其中以向中央低凸起上的运移优势最为显著。研究区主要存在断裂带、横向连通的储集体和区域不整合面3类输导层,这3种输导层往往相互配合完成对油气的输导。油气输导层与优势油气运移通道往往形成统一的油气输导体系,极大地促进了油气输导的效率。油气勘探成果证明,研究区内油气运移的主要流向与有利油气赋存单元的分布相吻合,主要含油气单元围绕海南生烃中心成环带状分布,有利于指导后期油气勘探和勘探目标的优选。     

辽河西部凹陷滩海地区复合含油气系统中的油气运移流向探讨

油气运移流向研究有助于认识含油气系统内部的油气运聚与油气分布规律。利用地震、测井和地质资料对辽河西部凹陷滩海地区含油气系统中的油气运移流向进行了研究，分析了区内现今异常压力的分布规律，并用逐层回剥的方法恢复了Es3＋4和Es1＋2的流体势。研究结果表明，异常高压和流体势的展布规律显示了油气主要沿着几个优势运移通道运移，笔架岭-西部斜坡带、双台子和中央低凸起等构造带是油气运聚的有利部位，其中以向中央低凸起上的运移优势最为显著。研究区主要存在断裂带、横向连通的储集体和区域不整合面3类输导层，这3种输导层往往相互配合完成对油气的输导。油气输导层与优势油气运移通道往往形成统一的油气输导体系，极大地促进了油气输导的效率。油气勘探成果证明，研究区内油气运移的主要流向与有利油气赋存单元的分布相吻合，主要含油气单元围绕海南生烃中心成环带状分布，有利于指导后期油气勘探和勘探目标的优选。     

东海盆地西湖凹陷平湖构造带超压系统与油气成藏

应用流体包裹体分析、盆地模拟和有机地球化学等手段,研究东海西湖凹陷平湖构造带超压系统与油气成藏的相互关系。研究结果表明:平湖构造带油气主要来源于平湖组煤系源岩,而且油气主成藏期为晚期,与生烃增压的形成期大致相同,另外油气藏多分布在超压顶界面附近,这些均指示超压与油气成藏存在密切关系;镜质体反射率、地温梯度及包裹体均一温度反映的热异常,储层物性、非均一捕获的包裹体、"气烟囱"反映的流体压力异常、凝析油轻烃组分反映的组分异常证实研究区流体在超压主导下晚期高效率快速流体;高压流体的泄压排放诱发断裂开启,并为流体运移提供动力,从而控制油气在超压界面附近高效成藏。     

Mechanisms of abnormal overpressure generation in Kuqa foreland thrust belt and their impacts on oil and gas reservoir formation

 Based on overview for mechanism of abnormaloverpressure generation in sedimentary basins, an insightdiscussion is made by the authors for the distribution, fea-tures and generation mechanisms of abnormal overpressurein the Kuqa foreland thrust belt. The abnormal overpressurein the Kelasu structure zone west to the Kuqa forelandthrust belt was primarily distributed in Eogene to lowerCretaceous formations; structural compression and struc-tural emplacement as well as the containment of Eogenegyps-salt formation constituted the main mechanisms for thegeneration of abnormal overpressure. The abnormal over-pressure zone in the eastern Yiqikelike structure zone wasdistributed primarily in lower Jurassic Ahe Group, resultingfrom hydrocarbon generation as well as structural stressother than from under-compaction. Various distributionsand generating mechanisms have different impacts upon theformation of oil and gas reservoirs. K-E reservoir in the Ke-lasu zone is an allochthonous abnormal overpressure system.One of the conditions for reservoir accumulation is the mi-gration of hydrocarbon (T-J hydrocarbon source rock) alongthe fault up to K-E reservoir and accumulated into reservoir.And this migration process was controlled by the abnormaloverpressure system in K-E reservoir. The confined abnor-mal overpressure system in the Yiqikelike structure zoneconstituted the main cause for the poor developing of dis-solved porosity in T-J reservoir, resulting in poor physicalproperty of reservoir. The poor physical property of T-J res-ervoir of Yinan 2 structure was the main cause for the ab-sence of oil accumulation, but the presence of natural gasreservoir in the structure.     

鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组油气成藏模式

探讨鄂尔多斯盆地镇原地区油气充注特征与油藏主控因素,以及油气聚集规律与成藏模式。运用成藏动力学,以典型油气藏或出油点解剖为基础,以流体来源及其流动样式为核心,采用精细油源对比、流体包裹体技术和油气运移路径示踪技术等方法。结果表明长8油层组为岩性或构造-岩性油藏,油气主要来源于长7段优质烃源岩;主要存在2期原油连续充注过程(±130 Ma B.P.和±105 Ma B.P.),第二期为主充注期;流体存在明显的从上至下的垂向运移指向,进一步证实"上生下储、高压驱动、裂缝与砂体输导、多点充注、近源成藏"的模式特征。     

东营凹陷古近系储层超压成因及其成藏意义

利用实测地层压力资料,系统研究了东营凹陷古近系碎屑岩储层超压成因及其与油气成藏的关系,并总结了超压油气藏的分布模式。超压传递（包括超压接触传递和超压连通传递）、欠压实、原油裂解是东营凹陷古近系碎屑岩储层超压的主要成因机制。超压接触传递能够使与烃源岩接触的储层形成强超压高产油气藏,该类油气藏主要分布在北部陡坡带、中央隆起带周缘以及洼陷中央的沙三、沙四段和孔店组;超压连通传递使深层超压流体进入浅层,形成中超压高产油气藏,该类油气藏集中分布在中央隆起带的沙一、沙二段和南部缓坡带的沙三、沙四段;欠压实发生在沙四段、孔店组的膏盐岩层段,不利于油气成藏;原油裂解发生在埋深超过4000m的地层,与油气成藏没有必然的联系。     

有效源岩的精确厘定及其排烃量:以南堡凹陷为例

有效源岩是指已经进入排烃门限并且品质较好能够排出烃类的源岩.有效源岩的判别分为3步:第1步是对研究区的潜在源岩进行地质统计,确定其平面分布;第2步是利用排烃门限理论判别潜在源岩是否进入排烃门限,只有进入排烃门限后才可能排烃;第3步是对进入排烃门限的潜在源岩进行品质判别,剔除不能排烃的源岩.由此精确厘定有效源岩的分布.基于有效源岩的空间分布,采用生烃潜力法可以准确计算排烃量.对渤海湾盆地南堡凹陷的应用结果表明:对于沙三段、沙一段、东三段有效源岩而言,沙三段有效源岩的规模最大;三套有效源岩的排烃量分别为62.99×108t,30.65×108t和22.23×108t.     

烃源岩排烃门限在生排油气作用中的应用

对于烃源岩的判别标准,目前仍广泛存在争议。主张以排烃门限的概念来确定有效排烃源岩、研究有效排烃源岩的生排烃量及其生排烃特征,以此来综合认识烃源岩的排烃历史和排烃过程。在研究过程中,首先根据烃源岩排烃品质评价图版判别排烃源岩,其次,根据排烃模型定量研究源岩的排烃特征。冀东探区高柳构造带古近系沙河街组三段（Es3）烃源岩的实例研究表明,其排烃门限深度对应的Ro 为0.78%。只有进入该排烃门限的烃源岩才能大量排烃,随热演化程度的增大,源岩排烃率和排烃效率逐渐增大。高柳构造带沙三段烃源岩的最大排烃强度超过450.00×104 t/km2,平均排烃强度为315.67×104 t/km2,排烃量总计9.47×108 t,排烃高峰时期是馆陶期,油气资源量可达到2.08×108 t。     

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。     

塔里木台盆区有效源岩排烃特征及石油地质意义

根据排烃门限理论 ,利用生烃潜力法研究了塔里木盆地台盆区中下寒武统和中上奥陶统 2套烃源岩在不同地质时期的排烃特征 .研究表明 ,寒武—奥陶系源岩存在 3个重要排烃期 :加里东晚期 (O -S)、晚海西—印支期 (C -T)和燕山—喜山期 (K -Q) ;中下寒武统源岩累积排烃量 35 87亿t ,第一、第二个排烃期为其排烃高峰 ,早期成藏为主 ;中上奥陶统源岩累积排烃量 714亿t ,从石炭纪开始大量排烃 ,第三个排烃期为其重要排烃阶段 ,晚期成藏为主 ;供烃中心在地质历史过程中不断发生变迁     

油气成藏系统的概念及其在东营凹陷博兴地区的应用

对含油气系统进行了简要评述 ,指出了经典的含油气系统划分方法存在的局限性 ,提出了油气成藏系统的概念及其划分方法。研究认为 ,含油气系统在空间上是一个以“源”为核心且相对独立的油气地质单元 ;油气成藏系统是在含油气系统内或之间的一个以“藏”为核心且相对独立的油气运聚单元。油气成藏系统划分的依据是控制油气运移聚集指向的高势面及其他遮挡面 ,成藏系统对勘探程度较高地区的油气勘探评价更具实用价值。对东营凹陷西南部地区的油气成藏系统进行了划分 ,划分出西部高青断裂带、中部金家正理庄樊家鼻状构造带、东部纯化梁家楼和北部小营平方王等 4个油气成藏系统。各成藏系统大致以油气运移的“分水岭”为界 ,其成藏特点及勘探潜力均有较大差别