东营凹陷博兴地区油气富集的主要控制因素

对东营凹陷博兴地区与凹陷中北部的油气成藏特点、油气富集规律及主控因素进行了研究。研究结果表明 ,该区处在凹陷西南边缘的特殊位置 ,其成藏条件不如北部地区 ,纵向上油气主要富集于沙四、沙三层段中 ,平面上主要富集于正向构造带中。油气的富集层位具有东、北部深且相对富油 ,西、南部浅且相对富气的特点 ;天然气主要富集于凹陷边缘外环带。油气藏类型具一定的展布规律。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 ,断层和生储盖配置控制了油气的纵向运移和富集层系。     

断陷湖盆层序界面的成因类型及其与油气藏的关系

利用湖盆沉积作用基本方程,对断陷湖盆层序界面的成因机制进行了研究,并对东营凹陷的断陷湖盆进行了实例分析。结果表明,气候变化和构造运动是层序界面形成的关键因素。按照成因机制,东营凹陷沙河街组的层序界面可分为构造型(T型)和构造气候综合型(TC型)。T型界面一般对应于三级层序界面,且根据沉积物的供给特征可进一步分为3种类型;TC型界面一般对应于二级或一级层序界面。不同成因机制的层序界面具有不同的结构特征和地层分布模式,砂体和油气的富集程度与界面的成因类型存在着密切的关系。TC型界面附近砂体发育,砂体成藏率低;T型界面附近砂体发育程度低,砂体成藏率高。     

东营凹陷油气充注历史的流体包裹体分析

对东营凹陷胜坨和牛庄油田油气包裹体进行了分析 ,结合其构造发育史、沉积埋藏史、热史和生烃史等的综合研究 ,探讨了东营凹陷油气成藏充注过程中油气运移的相态、运移通道及其成藏过程的脉动性和成藏的时间。首次在东营凹陷发现的沸腾包裹体说明了胜坨油田呈现“突发式”成藏的可能性和牛庄油田砂岩体油气充注“间歇性”的模式。研究结果表明 ,胜坨油田坨 76砂体油气充注的时间是东营末期至馆陶期 ,牛庄油田牛 2 1井区的油气充注时间是东营末期至现今     

Formation of abnormal high pressure and its application in the study of oil-bearing property of lithologic hydrocarbon reservoirs in the Dongying Sag

The mechanisms of abnormal high pressures are studied in this paper, and it is concluded that the undercompaction, hydrocarbon generation and stratum denudation are obviously effective to fluid pressure buildup. Because of the episodic difference, the hydrocarbon generation and stratum denudation are the main factors influencing oil-gas migration. On the basis of basin evolutionary analysis in the Dongying Sag, it is considered that the undercompaction mainly caused the abnormal pressure before the first denudation by the uplift in Late Paleogene, while hydrocarbon generation was the main factor of abnormal pressure after the denudation. The second denudation occurred in Late Neogene, which changed the pressure field and induced the fluid migration. The development of overpressures is the necessary condition to the formation of lithologic hydrocarbon reservoirs, which have positive correlations to overpressures. According to the fullness of the present reservoirs, the quantitative relations between oil-bearing property and driving forces of reservoir formation were determined, the latter were decided by dynamic source, reservoir capillary pressure, fluid pressure of surrounding rocks and the dynamic attenuation in different conducting systems.     

东营凹陷坨71块近源浊积扇沉积特征

依据对钻井、测井和地震资料,认为东营凹陷北部坨71块古近系沙河街组三段下部为近源浊积成因的砂砾岩体.岩性为暗色泥岩夹砂砾岩、砂岩和粉砂岩,颗粒粗,分选中到差,成分成熟度低.递变层理、叠覆递变层理、块状层理、滑塌、撕裂屑、直立砾、漂砾、重荷等沉积构造广泛发育.自然电位和电阻率曲线由高幅箱形到低幅齿化,与不同岩性和沉积相具有良好的对应关系.在地震剖面上近源浊积扇外形呈丘状,内部为杂乱反射.根据岩性、电性和沉积序列组合特征,在研究区识别出内扇、中扇和外扇.在上述基础上,归纳了近源浊积扇标志,为识别该类成因扇体提供借鉴.     

东营凹陷沙四下盐湖相沉积序列

根据岩心、岩屑和测井等资料,依据沉积学理论和马尔科夫链方法,对东营凹陷东部沙四下盐湖相沉积特征、沉积序列和对比模式进行研究。结果表明:东营凹陷东部沙四下沉积时期盐湖同时存在深水、浅水两种蒸发岩的沉积特征;深水蒸发岩主要与近岸水下扇砂砾岩和深水深灰色泥页岩共生,发育在湖盆中心和北部陡坡带,以石膏和石盐沉积为主;浅水蒸发岩主要与漫湖三角洲粉、细砂岩和紫红色泥岩共生,发育在湖盆南坡的浅水沉积环境中,发育石膏、石盐和碳酸盐岩沉积;第一套膏盐层存在4种对比模式,第二和第三套膏盐层存在两种对比模式。     

东营凹陷北带古冲沟古近系多物源沉积模式

利用地震反射结构、碎屑组分以及聚类分析等方法,提出东营凹陷北部陡坡带东部Y920古冲沟沙河街组沙四上亚段多物源叠加模式。研究结果表明:沙四上亚段沉积时期,Y920冲沟呈西陡东缓的不对称箕状构造形态。地震相呈东西分带的特点,冲沟西部发育楔形反射、东部发育前积反射、中部发育透镜状反射。冲沟内砂岩充填物的碎屑矿物组成在平面上具有明显的差异性,冲沟西部砂岩的石英含量低、岩屑含量高,岩屑以火成岩岩屑为主;冲沟东部,砂岩的长石和岩屑含量均较高,岩屑以变质岩岩屑为主;中部长石和石英含量较高,岩屑含量较低,含有较多的灰岩岩屑。Y920古冲沟存在3个方向的物源,分别为自北向南、沿冲沟长轴方向的北部物源以及来自冲沟西部和东部的短轴、侧向物源。冲沟西部发育近岸水下扇沉积,东部扇体以扇三角洲为主。     

东营凹陷孔二段源岩有利烃源分布及南坡深层潜山气藏勘探

东营凹陷南坡深层潜山勘探程度较低,孔二段烃源岩的生烃潜力及有利烃源分布是制约其勘探的重要成藏因素。首先从孔二段烃源岩的岩性颜色、生烃潜力地化指标、生物标志化合物特征等方面分析了其生烃潜力及发育特征;在此基础上,结合东营凹陷构造演化背景及孔二段地层发育特征,利用地震资料对孔二段烃源岩有利烃源分布进行了预测;同时,通过已钻井分析,建立了南坡深层潜山成藏模式,并在其指导下,结合孔二段有利烃源分布,对东营凹陷南坡深层潜山进行了综合评价。     

东营凹陷细粒沉积岩岩相组合特征

综合应用岩芯、薄片、全岩X射线衍射等资料,根据岩石组分、沉积构造、TOC和碳酸盐晶体结构等指标划分东营凹陷沙四上-沙三下亚段细粒沉积岩岩相,该段主要发育富有机质纹层状隐晶泥质灰岩、富有机质纹层状微晶泥质灰岩、富有机质纹层状灰质泥岩、富有机质层状泥质灰岩、富有机质层状灰质泥岩、富有机质块状灰质泥岩、含有机质层状灰质泥岩和含有机质层状膏质泥岩相等8种岩相。结合地球化学元素资料恢复的古气候、古盐度、古水深及古水体的氧化还原性和古物源等指标恢复细粒沉积岩的沉积环境,进而明确不同沉积环境细粒沉积岩岩相组合特征及成因。在此基础上,建立了东营凹陷沙四上-沙三下亚段细粒沉积岩的沉积模式。该成果对陆相页岩油勘探有重要指导作用。     

东营凹陷沙三中东营三角洲地层格架与油气勘探

通过钻井和三维地震资料的综合解释,较好地建立了东营凹陷少三中东营三角洲的等时地层格架,由三角洲前积层中厚层泥岩的研究,识别出六个准层序,每个准层序代表着一个或多个三角洲朵状体。东营三角洲层序极不对称主要与较高的沉积物供应量有关。高位体系域形成时期更高频的沉积物供应的变化是准层序形成的主要原因。随着研究时段或地层厚度减小,地层格架越来越受到局部因素的限制。此外,浊积岩分布及其三角洲进积方向和速率的关系,对指导岩性油藏也有重要意义。