渤南洼陷古近系深层异常压力特征及成因

以声波时差资料为基础,结合测井、地质、钻井及试油试采资料,利用等效深度法计算渤南洼陷古近系的地层压力,并综合分析地层压力的分布特征.探讨了异常高压的成因机制,确定形成异常高压的主要原因为不均衡压实作用,烃源岩在埋藏过程中大量生烃进一步促进了异常高压的发育,另外,致密的盐膏层可有效保护异常高压.在此基础上,总结出渤南洼陷异常压力的2种结构模式.     

渤南洼陷裂缝成因类型及测井识别方法

综合利用岩心资料、成像测井资料以及常规测井资料,明确了渤南洼陷裂缝的发育类型以及各类裂缝的成像测井响应,最终建立了有效裂缝的常规测井判识标准.研究表明:渤南洼陷主要发育构造张开缝、构造充填缝以及非构造缝.其中非构造缝以生烃超压缝为主,裂缝发育段,实测测井曲线具有高声波时差值、高中子孔隙度值、低密度值以及深浅双侧向电阻率幅度差的"两高一低一幅度差"特征,合成测井曲线具有"三高"的特点,即高声波时差变化率、高微球型聚焦电阻率变化率和高密度变化率.最后利用已有资料对裂缝判识标准进行反演验证,结果表明判识标准可靠.     

沾化凹陷渤南洼陷古近系压力特征及成因机制

根据实测压力、泥岩声波时差等资料,对沾化凹陷渤南洼陷地层压力的分布特征、演化规律及其超压形成机制进行分析。结果表明:渤南洼陷实测地层压力随深度的变化呈现明显的二台阶式,第一台阶对应着2.35 km,该台阶之上表现为常压,之下开始出现低幅度超压;第二台阶对应地层埋深为3.0 km,该台阶之下超压明显,压力系数可达1.8,其中沙三中下、沙四上亚段是异常高压发育的主要层系;欠压实和生烃作用是渤南洼陷异常压力形成的主要原因,且超压机制存在区域差异,中部断阶带和南部缓坡带表现出明显的欠压实现象,其深度范围与超压的第一台阶相对应;深洼带超压泥岩的密度则随埋深的增加而增大,与成熟生烃范围匹配较好,生烃作用是该区的主要增压因素,且深度与第二台阶相对应;研究区欠压实与生烃导致沙三段压力的增加幅度不同,两因素具有各自的增压量化模型,导致地层压力出现了二台阶的特征。     

渤南洼陷深层(沙四段)油气成藏模拟实验研究

综合渤南洼陷实际地质资料,认为渤南洼陷深层具备油气成藏条件,并总结出两种深层油气成藏模式,即自生自储型和上生下储型成藏模式,后者主要以侧向供烃方式为主.借助物理模拟实验对油在两种成藏模式中的充注、运聚过程进行了研究.实验表明,储层物性特别是渗透率是影响油能否充注到储层中的关键因素;储层中的含油饱和度主要受充注压力、注油量的影响,并随其增大而增大,但不超过60%;储层物性只对含油饱和度增长速率影响较大,但对其大小的影响不大;储层物性影响油运移过程中的受力情况,从而限制了油在储层中的运移方向,最终影响油的聚集程度———含油饱和度的增长.     

沾化凹陷渤南洼陷古近系压力特征及成因机制

根据实测压力、泥岩声波时差等资料,对沾化凹陷渤南洼陷地层压力的分布特征、演化规律及其超压形成机制进行分析。结果表明:渤南洼陷实测地层压力随深度的变化呈现明显的"二台阶"式,第一台阶对应着2.35 km,该台阶之上表现为常压,之下开始出现低幅度超压;第二台阶对应地层埋深为3.0 km,该台阶之下超压明显,压力系数可达1.8,其中沙三中下、沙四上亚段是异常高压发育的主要层系;欠压实和生烃作用是渤南洼陷异常压力形成的主要原因,且超压机制存在区域差异,中部断阶带和南部缓坡带表现出明显的欠压实现象,其深度范围与超压的第一台阶相对应;深洼带超压泥岩的密度则随埋深的增加而增大,与成熟生烃范围匹配较好,生烃作用是该区的主要增压因素,且深度与第二台阶相对应;研究区欠压实与生烃导致沙三段压力的增加幅度不同,两因素具有各自的增压量化模型,导致地层压力出现了"二台阶"的特征。     

渤南洼陷古近系天然气成藏条件

 渤南洼陷古近系天然气呈现良好的勘探前景。研究天然气成藏条件,有助于认识天然气的成藏过程和成藏机理,为今后的天然气勘探提供理论依据。综合利用地质、地震、测井和录井等资料,系统分析了该区的有利成藏条件。研究表明,渤南洼陷气源灶以沙四上亚段为主,热演化程度高,晚期成藏,具有优越的气源条件;各类扇体及次生孔隙形成古近系天然气较好的储集条件;沙三中、下亚段泥岩及沙四上的膏盐层与泥岩互层,共同构成了优质区域盖层与天然气保存条件;各成藏地质条件的有效配置是天然气聚集成藏的关键因素;渤南洼陷深层发育的膏盐层,相应形成盐间及盐下两套天然气成藏系统。生气中心及周缘广泛分布的各类扇体为该区下一步的勘探目标。     

沾化凹陷渤南洼陷沙四段油气成藏研究

在前人有关沙四段油源、油气充注期次等研究成果的基础上,通过盆地模拟技术,分析了渤南洼陷的沉降特征、古温压场的形成与演化.在油气两次充注的背景下,渤南洼陷的沙四段油气成藏经历了三次重要的成藏时期,即东营期第一次充注期、馆陶期第二次充注早期、明化镇期第二次充注晚期.其成藏过程严格受古能量场的控制,特别是明化镇期的快速增压对沙四段晚期成藏具重要影响.渤南洼陷沙四段油气遵循"压浮双力驱动、断砂网状输导、短距就近捕集、晚期复合成藏"的规律.     

渤南洼陷“济阳”夹层型页岩油评价及水平井一体化设计

为形成陆上断陷盆地夹层型页岩油地质工程一体化评价及水平井一体化设计方法,通过一体化理念,利用地质综合分析及数据统计分析等方法,对渤南洼陷“济阳”夹层型页岩油开展地质工程一体化研究。对比济阳坳陷页岩油的典型特征及与中国其他页岩油的主要差异,初步提出“济阳”页岩油概念。系统研究渤南洼陷“济阳”夹层型页岩油的夹层、构造、地应力、物性、地化参数、天然裂缝及压裂改造特征,建立综合夹层、天然裂缝、压裂改造性的地质工程一体化甜点评价方法。形成地质工程制约条件下的水平井一体化设计方法,具体包括地质工程甜点、断层特征及水平段长度定方案部署区域,地面井台与压裂裂缝方向相结合定水平井部署区,钻井平台与靶前距定水平井A靶部署区,水平段长度、钻井难度及钻井投资定水平井B靶及水平段井轨迹。结果表明：渤南洼陷“济阳”夹层型页岩油夹层大孔隙相对发育,可动流体饱和度高,且压裂可改造性好;高频夹层发育区通过压裂可获得更复杂的压裂裂缝网络,沟通更多的夹层,产能高;通过平面动态A靶框及纵向水平段轨迹控制窗的设计方法,大大降低了钻井施工难度,缩短了钻井周期,大幅改善了页岩油开发的经济性。     

渤南洼陷沙三段浊积水道砂岩油藏相控储层预测

常用的稀疏脉冲、基于模型的井约束地震以及地质岩性随机模拟等储层反演方法,在浊积水道砂体勘探中的储层预测效果不理想.利用相控储层预测技术,结合古地貌分析成果、已开发井区资料,以高精度地震资料为手段对渤南洼陷沙三段浊积水道砂岩进行了储层预测和岩性圈闭评价.结果表明,在单斜构造背景及构造等值线、断层走向线、油水边界线"三线"平行或低角度斜交环境中,渤南洼陷沙三段浊积水道是浊积岩油气勘探的有利相带.在同一水道砂体的不同位置,由于断层封堵性的差异,圈闭及成藏条件存在较大变化,可以形成"切香肠"式的构造岩性圈闭油藏.该类油藏高部位含水并不能说明低部位不含油,因此在该类油藏的勘探过程中还需对断层封闭性进行探讨.通过勘探实践,总结出了浊积水道油藏"定位"、"寻源"、"跟踪"、"比对"的勘探经验,同时证明了相控储层预测技术是高成熟探区精细勘探中行之有效的方法.     

渤南洼陷同沉积断裂构造坡折带对沉积的控制作用

目的研究渤南洼陷同沉积断裂构造坡折带及其对砂体沉积的控制作用,进而有效预测砂体的展布。方法依据地震资料及钻井地质资料,研究高精度四级层序地层格架,确定同沉积断层生长指数,并分析相关的砂体相带与展布特征,总结同沉积断裂构造坡折带的控砂模式。结果对砂体起控制作用的坡折断层的生长指数均在1.2以上,小于此数值时断层无法控制砂体沉积。同沉积断裂组合方式及动态演化过程形成了"斗"字形构造坡折带控砂模式。结论渤南洼陷同沉积构造坡折断层十分发育,在其发育演化过程中,影响了古地貌格局和物源供应,控制了沉积体系的发育和展布。     

东营凹陷永安地区古近系沙三段物源

基于岩石薄片观察数据、稀土元素数据和重矿物分析数据等,通过岩石稀土元素分布模式、重矿物组合和岩屑组成等方面的对比,对东营凹陷永安地区沙三段地层进行物源分析.研究发现:永安地区沙三下亚段和沙三中亚段稀土元素分布特征具有明显的混源特征,沙三上亚段稀土元素分布特征和太古界片麻岩类最为相似;重矿物分析显示沙三中、上亚段太古界变...     

青东凹陷沙河街组稠油成因及影响因素

青东凹陷西部和西南部边缘部位沙河街组广泛存在稠油油藏,目前在这些稠油的成因机制方面未开展深入研究,没有取得明确的认识,影响了研究区资源量评价和油气勘探进程。根据原油物理性质和生物标志物组成特征对研究区稠油的成因进行了综合分析。结果表明,研究区稠油中既存在有原生的低熟油,又分布有由次生作用（生物降解作用）产生的稠油,其中,低熟油主要分布在凹陷西南部的青东5井区;生物降解油主要分布在凹陷西部斜坡带及青东-青南过渡带,原油的降解等级为2~8级。原油的生物降解程度呈现出下轻上重、北轻南重的规律性变化。研究区稠油的形成与分布主要受有机质早期生烃、古地形、构造背景等因素影响。     

南马庄油田沙三段储层特征

南马庄油田的产层为下第三系沙三段，储集砂体为浪控三角洲和湖滨滩坝相．储集岩性以细粒长石砂岩和粗粉砂岩为主．主要自生矿物为碳酸盐和高岭石、伊利石、伊－蒙混层、绿泥石等粘土矿物．还有少量自生石英和长石矿物．储集孔隙以次生粒间孔隙为主，其形成机制与有机质的热演化有关．储层物性虽好，但存在明显的层内、层间和平面非均质性．油层分布受岩性和构造的双重控制．     

新开—董家岗沙三段层序相模式及砂体分布

根据钻井、测井、地震、分析化验等资料综合分析,辽河盆地新开—董家岗斜坡带古近系沙河街组三段为一个完整的三级Ⅰ类层序。其低位域以发育厚层状紫红、灰白色砂砾岩夹泥岩组成的冲积扇相占优势,水进域以形成深灰色、褐灰色泥岩夹砂质泥岩组成的湖相沉积为典型特征,高位域过渡为浅色砂岩、砂砾岩及暗色泥岩不等厚互层组成的扇三角洲相。对应的层序沉积相演化表现为低位冲积扇→水进湖泊→高位靠扇型扇三角洲,建立了相应的层序沉积相演化模式。指出有利于储层发育的砂体主要为低位域冲积扇相和高位域扇三角洲相,而水进湖泊相则是有利烃源岩相带。     

惠民凹陷沙一段碳酸盐岩的早期成岩作用

通过对惠民凹陷商河地区沙一段碳酸盐岩成岩作用的研究 ,结合沉积特征 ,建立了其成岩作用和油气成藏模式 .认识碳酸盐岩隐蔽油气藏较发育规律 .由于快速进积的碳酸盐浅滩表面水体在大气水的影响下逐渐淡化 ,碳酸盐物质沉积不久即发生强烈溶解 .准同生期和浅埋藏阶段 ,在孔隙中形成薄层栉壳状白云石和少量蛋白石、绿泥石胶结物 .沙一段沉积末期 ,沿断裂运移上来的深部油气在沙一段碳酸盐岩孔隙中储集并形成岩性油气藏 ,未被油气充填的孔隙则被从油层水中沉淀的粗大晶粒状方解石所完全充填 .沙一段碳酸盐岩中的隐蔽油气藏应从沙一末期至东营组沉积初期的构造高点来寻求突破 ,而不是现今的构造高点     

东营凹陷中央构造带西段沙三中沉积微相研究

从区域地质背景出发,对岩心观察、粒体分析、镜下鉴定结果及测井曲线形态等进行的综合分析表明,东营凹陷中央构造带西估ES3^中沉积早中期主要属于半深湖－深湖背景下的浊积扇相沉积,ES3^中沉积中后期属浊积扇相和三角洲相沉积。其中,浊积扇可分为有水道的远源浊积扇、与三角洲有关的近源滑塌浊积扇;三角洲相在该区主要发育三角洲前缘亚相。指出了ES3^中不同沉积期各相带的空间组合及分布特征。结合测试资料分析,辫状水道微相和滑塌浊积扇的中扇为有利相带,从而为本区ES3^中油气勘探和开发提供了依据。     

孤北地区沙三中-上亚段储层展布

孤岛凸起北部地区沙三中-上亚段是重要的油气勘探开发层系,通过系统岩心观察和测井相分析,改变了以往研究区以孤岛凸起为物源发育近岸水下扇、扇三角洲沉积的认识,认为沙三中-上亚段主要发育中-细砂岩、粉砂岩,同时测井曲线可见明显反旋回特征,表现为三角洲前缘亚相的沉积特征,发育水下分流河道、河道间、河口坝、席状砂沉积微相。应用三角洲前缘沉积模式,通过连井对比、古地貌恢复及地震均方根(root-mean-square, RMS)与振幅融合属性砂体刻画,明确了沙三中-上亚段4～1砂层组的砂体平面展布,绘制了沉积微相平面分布图,认为水下分流河道、河口坝有利砂体呈朵叶状分布,由南东向北西延伸。研究结果为孤北地区油气精细勘探开发提供了地质依据,使砂体钻遇吻合率有了较大提高。     

渤南洼陷沙四上亚段砂岩储集层特征及其控制因素

以碎屑岩储层地质学理论与方法为指导,通过岩心观察、铸体薄片鉴定,以岩心物性、孔隙结构等资料分析为基础,研究渤南洼陷沙四上亚段砂岩储集层的主要岩性特征、储集空间、孔喉特征、物性特征及其受控因素。研究表明:渤南洼陷沙四上亚段砂岩储集层岩石类型以岩屑长石砂岩为主;储集空间以粒间孔、粒内溶孔、铸模孔等次生孔隙为特征;储集层孔隙结构分为3种类型(Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类);储集层物性较差,总体为低孔低渗或低孔特低渗储集层;储集层物性受沉积相、物源体系及成岩作用的控制,其中沉积相是储集层形成的基础,物源体系控制物性平面分布,成岩作用决定次生孔隙发育。     

辽西凹陷欢喜岭地区沙河街组层序格架的建立

对辽西凹陷欢喜岭地区沙河街组进行了深入细致的层序划分以寻找岩性地层圈闭,由于地震反射特征在地震资料上表现不明显,层序界面识别困难,应用经典层序地层学的原理和方法,综合运用欢喜岭地区地震和测井资料,借助地震时频分析技术和测井连续小波变换来确定层序界面,建立了该区高精度层序地层格架。研究表明,地震时频分析技术和测井小波变换进行层序旋回划分是较为可靠和实用的。沙河街组共发育有5个具有等时意义的层序界面,可划分为6个三级层序。