东营凹陷利津-民丰地区中深层裂解气成藏史

东营凹陷已发现的中深层裂解气主要分布在利津-民丰地区的古近系沙河街组第四段储层中,其来源为洼陷区沙四下亚段烃源岩。以沙四下亚段烃源岩的生烃史恢复为基础,结合成岩矿物流体包裹体和天然气成藏地质背景,对该区中深层裂解气藏的形成时间和充注期次进行了分析。结果表明,利津-民丰地区沙四下亚段烃源岩具有两期生烃过程,第一期以生油为主,第二期生成大量油气;沙四下亚段自下而上3套烃源岩达到生成裂解气的时期分别为东营组沉积初期、东营组沉积末期和馆陶组沉积末期;沙四下亚段储层具有两期油气充注过程：第一期为沙二段-东营组沉积末期,以充注原油为主;第二期从馆陶组沉积末期开始,一直持续至今,该期又可分为两个阶段：馆陶-明化镇组沉积初期以充注原油为主,明化镇组沉积中期至今以充注裂解气为主;构造高部位地区仅存在第二期原油的充注。     

东营凹陷永安镇断裂带气藏成藏规律研究

东营凹陷永安镇断裂带天然气藏为石油伴生气经多次运移分异聚集形成的次生气藏，其成藏因素较为复杂。为了总结天然气成藏规律，指导下步天然气勘探开发工作，对天然气成藏条件与成藏主要控制因素进行了综合研究。研究表明：充足的气源条件提供了天然气成藏的物质基础；多套储盖组合良好的配置关系构成了天然气成藏的重要地质要素；断裂作用不仅控制圈闭的形成，还为油气运移提供了运移通道和油气藏遮挡簪件；温度和压力条件控制了天然气的分异。埋深小于2000m有利于天然气分异、聚集形成气顶气藏和纯气藏。天然气藏分布由洼陷中心到边缘呈现油藏-气顶气藏-纯气藏的分布规律。     

东营凹陷沙河街组断块油气藏成藏主控因素分析

东营凹陷断块油气藏发育广泛,沙河街组是勘探开发的重点。对东营凹陷沙河街组断块油气藏基本地质特征进行研究,分析断块油气藏成藏主控因素,从而指导油气勘探。东营凹陷沙河街组断块油气藏主要分布在中央背斜带、北部陡坡带和南部缓坡带,层位上分布在沙一段、沙二段和沙三上亚段。研究认为,东营凹陷沙河街组断块油气藏的聚集和分布受烃源岩、断层、异常压力和储层物性等因素的控制。沙四上亚段和沙三下亚段的优质烃源岩为油气成藏提供了良好的物质基础;异常压力为油气运移提供动力;断层不仅作为油气运移的通道,还控制着圈闭的形成;储层物性控制着油气藏的分布,孔隙度大于15％．渗透率大于10×10^-3μm^2的储层有利于油气聚集．     

东营凹陷岩性油气藏成藏动力学特征

东营凹陷岩性油气藏主要为砂岩透镜体油气藏和砂岩上翘尖灭油气藏。受地层压力的影响,东营凹陷岩性油气藏表现为不同的成藏动力学特征。在正常压力系统,岩性油气藏油气运移的驱动力主要为浮力,油气沿断裂、不整合面或储集岩向上运移并在岩性圈闭中聚集成藏,运移相态主要为游离相;而在异常高压系统,油气运移的驱动力主要为压实和欠压实作用下产生的地层压力差,这种压力差可以驱动油气由高势区向低势区运移并在岩性圈闭中成藏,运移相态主要为混(溶)相和游离相。     

东营凹陷北带民丰洼陷深层凝析油藏成藏史及其勘探意义

盆地深层高温、高压特点决定其油气成藏的复杂性。在东营凹陷北带民丰洼陷丰深1井深层流体包裹体宿主矿物成岩序次、烃类包裹体荧光光谱分析、显微测温以及石油包裹体热动力模拟研究的基础上,结合盆模技术、天然气碳同位素地球化学和原油裂解动力学,探讨了东营凹陷北带深层丰深1井凝析油气成藏过程中的PVTx-t（压力-体积-温度-组分-时间）演化史。结果表明,丰深1井沙河街组四段下亚段（简称沙四下亚段）伴随常压-低幅超压-常压的压力旋回相应地发生过2幕原油和1幕天然气充注。其中发淡黄色-蓝白色荧光油充注代表了第1幕油充注,形成早期油藏,晚期深部原油裂解气再次充注并对早期油藏施加了调整改造之影响,以至最终形成了现今的凝析油藏（第2幕蓝色荧光油）。丰深1井深层油气成藏特点决定该区构造高部位以油藏、深部以原油裂解气藏、中部以凝析油气藏为特征的分布格局。这种深层油气成藏模式对中国东部其他断陷盆地深层的油气勘探具有一定的指导意义。     

东营凹陷天然气成藏及分布主控因素分析

东营凹陷天然气主要分布于中浅层小于2 000 m的地层,其成藏及分布主要受气源条件、断层、温压条件和区域盖层等因素控制.气源条件是天然气成藏的基础;断裂活动控制了圈闭形成,还为油气流体运移提供通道;温度和压力条件控制了油气运移和分异作用,埋深小于2 000 m有利于天然气分异而形成气藏;区域盖层的时空展布特点决定了天然气的分布.     

东营凹陷太古界基岩储层主控因素分析

东营凹陷太古界基岩储层为较新的研究对象,储层总体上孔隙度和渗透率偏低,属于裂缝性储层,因此对研究区储层主控因素进行全面分析,对于今后该类型储层的研究具有重要意义.通过岩心观察和岩石薄片鉴定得出认识,东营凹陷太古界基岩储层受到多种因素的共同控制,其中岩性为根本因素,构造运动为最主要的控制因素,岩浆侵入作用、物理风化作用、...     

东营凹陷盐下凝析气成藏主控因素及勘探方向

东营凹陷深层油气资源非常丰富。通过凹陷内凝析气藏性质与成因的分析,研究东营凹陷北部陡坡带盐下凝析气成藏的主要控制因素。研究结果表明：沙四下亚段发育的暗色泥岩为主要烃源岩;地层温度和压力控制了凝析气的生成与分布;沉积相影响储集层物性;膏岩层的发育是该区凝析气成藏的优越条件。在成藏主控因素分析的基础上,指出了下一步天然气勘探方向。     

东营凹陷南斜坡地层油藏成藏规律

东营凹陷南斜坡地处盆地边缘，地层圈闭成藏条件优越。分析了南斜坡地区的地层油藏成藏条件，结果表明东营凹陷发育沙四段上亚段和沙三段下亚段2套优质烃源岩，断层、不整合和输导性砂层组成了油气运移的立体通道，不整合面上下的岩性类型和不整合样式有16种组合方式，储层类型多，盖层条件优越，烃源岩排烃期与地层圈闭定型期配置良好，具备形成大型地层油藏的条件。南斜坡地区地层油藏主要分布在盆地边缘的地层超剥带，超剥带与大型鼻状构造带的组合区域是地层油藏最为富集的地区。     

渤南洼陷深层裂解气成藏条件分析

对渤南洼陷深层裂解气成藏条件的分析表明,气藏气源主要来自沙四上亚段高成熟烃源岩,地温控制裂解气生成和分布;各类扇体及次生孔隙是深层裂解气成藏最佳储集体和储集空间,溶蚀作用和裂缝的发育改善了储集层条件,提高了储层含气性;优质盖层为裂解气成藏提供了良好的保存条件;超压和流体势控制了油气运移和聚集,形成了构造、岩性等类型的裂解气藏.     

东营凹陷正理庄地区沙一段石灰岩沉积相

东营凹陷正理庄地区沙一段顶部发育一套厚约30～60m的薄层碳酸盐岩与砂泥岩互层的沉积层,该层段的碳酸盐岩成分以生物灰岩为主.根据水深和水动力条件,将碳酸盐岩划分为滨湖亚相、浅湖亚相和半深湖亚相,其中浅湖亚相又划分为生物浅滩微相和滩缘微相.生物浅滩具有分布范围广、顶面平坦、沉积厚度较小的特征.浅湖沉积的生物灰岩孔渗性、连通性好,是良好的油气储集层.该段沉积发育于湖盆的微陷扩张期,构造运动相对平静,以基底间歇性沉降为主,导致湖水深度阶段性的变化,最终形成碳酸盐岩与砂泥岩互层的沉积.     

东营凹陷南部油型气相态和干燥系数变化规律

通过烃源岩生烃研究,总结了东营凹陷南部油型气生成特点和初次运移相态,并分析了二次运移过程油溶油型气出溶条件、影响因素及出溶天然气干燥系数的变化特点。油型气主要赋存相态取决于油气组成和系统温度、压力,并可以P-T 相图判断。原油出溶天然气的干燥系数比出溶前变高,细菌降解作用可以加速油溶气的出溶,并使油型气干燥系数增高。东营凹陷南部烃源岩生成油型气干燥系数较低（0.45～0.70）,呈油溶相初次运移,二次运移过程中油溶气出溶的最大深度在1 500～1 400 m. 因此油型气气藏仅发育在1 400 m 以上,并具有较高的干燥系数（0.95～1）;而在1 500 m 以下,油型气主要溶解于油中,其干燥系数取决于烃源岩初始生成天然气的干燥系数和细菌降解活动程度。     

滨南、利津地区古近系沉积相演化

东营凹陷滨南、利津地区古近系沉积相类型为扇三角洲、近岸水下扇、滨浅湖、半深湖、深湖等，自下向上的垂向演化序列为扇三角洲-半深湖相、深湖-扇三角洲相、近岸水下扇-滨浅湖-半深湖-滨浅湖相。根据对80多口探井的岩性统计分析，认为主要的碎屑物供应时期为沙四段沉积期和沙三段沉积晚期，除沙四段沉积期外，古近纪其余阶段陈家庄凸起的物源供给能力远远大于滨县凸起。图5参5     

东营凹陷古近系Paleodictyon遗迹化石的发现及意义

在东营凹陷纯梁地区古近系沙河街组中发现了Paleodictyon遗迹化石,其遗迹组构具有高丰度和低分异度的特征。观察发现,湖相Paleodictyon不仅比海相Paleodictyon的网孔长度和潜穴直径小得多,且网格形态趋于不规则化。通过对遗迹化石的遗迹组构分析,初步推测Paleodictyon形成于与浊流有关的深湖’半深湖环境,这一认识丰富了Paleodictyon遗迹化石的环境意义。     

地球物理相在东营凹陷始新统红层沉积相研究中的应用

针对东营凹陷始新统红层沉积相类型平面展布规律不明确等问题,在红层岩性特征、粒度分布特征、沉积构造特征等沉积相标志研究的基础上,确定了红层沉积相类型,建立了地球物理相与红层沉积相类型间的对应关系,达到了利用地球物理资料对沉积相序特征和相带平面展布规律研究的目的。结果表明,东营凹陷始新统红层发育冲积扇、洪水-漫湖2种沉积相类型,前者分为扇根、扇中、扇缘3种亚相,后者分为漫湖坪、漫湖席状砂、漫湖滩坝、漫湖三角洲4种亚相。选取自然伽马曲线进行测井相分析,始新统红层的自然电位测井曲线整体具有较薄单层的微齿化和齿化特征,总结了不同沉积类型的测井响应,建立了东营凹陷始新统红层5大类、8小类测井曲线组合模式。结合沉积相标志研究结果,通过大量地震剖面的观察发现,红层发育4种类型的地震相。在沉积相标志的"点-线"标定,以及测井相和地震相的平面约束下,分析了红层沉积相类型的平面展布规律。     

东营凹陷深部异常高压与岩性油气藏的形成

研究了东营凹陷深洼陷内超高压与岩性油气藏成藏的关系。研究表明,深洼陷内砂体的油气充注程度与超高压呈正相关,超高压为其油气向深洼陷内岩性圈闭充注的主要动力;超高压降低了储集层含油藏物性下限,因此,在深洼陷强超压带内,储集层物性条件不是制约油气成藏的主要因素;强超高压的发育有利于超高压裂缝的形成,为油气运移提供有利输导条件;随超高压裂缝的间歇性开启和闭合,油气流体呈混相涌流方式间歇向岩性圈闭充注,圈闭内水则持续缓慢渗出。据此认为,由于强成藏动力的存在,东营凹陷深洼陷内岩性油气藏具有良好的勘探前景。     

南堡凹陷东营组层序地层格架及沉积相预测

黄骅坳陷南堡凹陷属走滑伸展型断陷，古近系东营组主要发育冲积扇-扇三角洲-湖相沉积体系。为了查明南堡凹陷油气分布规律及勘探前景，利用高分辨率层序地层学方法，结合岩心、测井和地震资料分析，识别南堡凹陷东营组各级层序界面和相序，建立等时地层层序格架和演化模式，综合预测层序地层格架下的沉积相和油气分布。研究认为：层序界面、最大湖泛面、层序格架下的沉积相分布和构造背景是有利砂体分布和油气富集的主控因素，东营组油气分布具有纵向相对集中和平面分带的特点，表现为油气主要富集于最大湖泛面之下的东三上亚段地层中，且多分布于凹陷第二走滑断阶带。图7参16     

东濮凹陷深层气藏成藏规律

东濮凹陷具有形成深层气的优越基础地质条件：两套优质烃源岩、多种类型的储集砂体和高异常孔隙发育、厚的岩盐和泥岩作为良好盖层.东濮凹陷深层气可分为煤成气、油型气和混合气3种类型,不同类型的深层气具有不同的空间分布规律.通过生烃史、充注史、构造演化史与油气运聚史综合分析,采用油气成藏的动态预测方法,总结出东濮凹陷深层气藏运聚成藏模式.     

东营凹陷王家岗地区原油地球化学特征及成因类型

通过对研究区原油、含油砂岩和烃源岩样品抽提物中饱和烃和芳香烃化合物的地球化学特征对比分析, 将该区原油划分为4 种成因类型。第1类原油低密度、低含硫量、高含蜡量、饱和烃碳数分布呈“单峰型”、植烷优势[m(Pr)/m(Ph) 为0.51~0.72) ] 、规则甾烷相对含量C₂₉>C₂₇>C₂₈呈反“L”型, 反映了以高等植物生源为主的特征, 成熟度高, 来源于孔二段烃源岩; 第2类原油高密度、高含硫量、低含蜡量、“单峰型”、异常高植烷含量[m(Pr) /m(Ph) <1.0]、规则甾烷C₂₉>C₂₇>C₂₈呈不对称“V”型、高伽马蜡烷含量, 反映了咸水低等水生生物来源, 成熟度较低, 为沙四段烃源岩生成原油; 第3 类原油饱和烃呈“双峰型”, 规则甾烷C₂₉>C₂₇>C₂₈也呈反“L”型, 反映了低等水生生物与高等陆源植物混合来源的特征, 来源于孔二段和沙四段烃源岩; 第4类原油遭受生物降解, 正构烷烃缺失, 为孔店组和沙四段形成的混源油或沙四段原油。该区4类原油在空间上呈规律性分布。