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2003年, 第30卷, 第3期 刊出日期:
  

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    济阳坳陷古近系沉积体系与油气运
  • 李丕龙;金之钧;张善文;庞雄奇;肖焕钦;姜在兴
    , 2003, 30(3): 299-0.
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    济阳坳陷勘探40年共发现70个油气田,资源探明程度达56.97%,已属中高勘探程度区。济阳坳陷剩余石油资源总量为46.72×108t,占坳陷剩余资源总量的55%,整个坳陷还有较大的油气勘探潜力。目前勘探存在3方面问题:①有待重新评价资源潜力和重新总结油气分布规律;②隐蔽油气藏(尤其是岩性油气藏)在新发现油气藏中所占比例逐年增大,但目前缺乏有效的预测理论和勘探技术;③岩性圈闭含油气性变化大,成藏机理还认识不清。用门限控烃理论研究的结果,济阳坳陷进入成藏门限的19个成藏体系的剩余资源潜力为1.42×108~6.31×108t,7个成藏体系尚未进入成藏门限;根据三元复合成藏理论,岩性油气藏的形成必须满足3个条件:一是砂体的成因类型要有利,二是包裹砂体的烃源岩生、排烃要达到一定数量,三是砂体的物性要达到一定的临界条件。图8表2参12
  • 赵勇;戴俊生
    , 2003, 30(3): 300-0.
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    将生长断层的落差定义为两盘地层厚度之差,将其某时期古落差定义为该时期两盘沉积的厚度差。生长断层落差可以根据对构造演化剖面或地质剖面的直接测量而计算,也可以对经时深转换的地震剖面进行测量而计算,还能够通过某地层顶、底构造图的深度计算。与断层生长指数分析相比,落差分析不受上升盘地层是否缺失的限制,不受盆地整体沉降幅度的影响,地质含义明确,容易对比断层的活动强度,方法简单、可操作性强。采用该方法分析东营凹陷始新世中期沙三下亚段沉积期明显活动的断层有45条,当时断陷最深的地区位于陈南断层西段、胜永断层中段和中央主断层之间。图2表2参6
  • 解国军;金之钧;肖焕钦;庞雄奇
    , 2003, 30(3): 301-0.
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    利用油藏发现过程的不放回不等概率抽样的特点,在假设油藏总体服从巴内托分布的前提下,可以根据已发现油藏规模和发现时间的信息,采用抽样分析理论预测油藏总体。位于东营凹陷南斜坡的王家岗—八面河成藏体系勘探近40年,属于成熟探区,用该方法预测其油藏规模总体和未发现油藏的规模,结果表明,王家岗-八面河探区规模大于50储量单位的油藏资源总量为42 000储量单位,未发现的17 000储量单位多分布于规模小于500储量单位的油藏中。图2表1参9
  • 姜在兴;王卫红;余宏忠
    , 2003, 30(3): 302-0.
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    高精度层序地层学研究已成为进行油气勘探的重要手段之一。沾化凹陷渤南油田岩性油气藏发育,以重点取心井义3-7-7井为例,通过单井相和高精度层序地层格架分析,识别出3种沉积相、7种亚相和15种微相,划分出4个三级层序、9个体系域和44个准层序组。准层序单元中沉积微相的不同组合以及岩石物性的差别,影响着油气在准层序单元中的分布。就识别出的典型辫状河三角洲准层序组和湖底扇准层序组与油气的关系进行探讨,通过分析它们不同的微相组合类型和物性特征,认为无论是辫状河三角洲还是湖底扇,多期发育的辫状水道砂体都是最有利的油气储集体。图3表1参12
  • 张宗檩;操应长;高永进;姜在兴
    , 2003, 30(3): 303-0.
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    综合地震、测井、钻井等资料分析,东营凹陷沙三段至沙一段可划分为4个三级层序。层序1(沙三下亚段)和层序2(沙三中亚段)为T-R型层序,由湖进域(LTST)和湖退域(LRST)组成;层序3(沙三上亚段—沙二下亚段)和层序4(沙二上亚段—沙一段)为四分层序,由低位域、湖侵域、高位域和下降域组成。T-R层序的湖退域砂体发育,也易形成油气藏;湖进域砂体发育很少,但砂体具有良好的成藏条件,极易形成岩性油气藏。四分层序的层序界面附近砂体发育,但砂体往往缺乏好的圈闭条件,成藏概率较低。图3参10
  • 谭丽娟;蒋有录;刘华;范存堂
    , 2003, 30(3): 304-0.
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    济阳坳陷南部的东营凹陷与惠民凹陷相邻,成藏条件与油气富集特征既有相似性,又存在较大差异。东营凹陷与惠民凹陷主力生、储油层系的岩性、层位基本相同,圈闭及油气藏类型相似,均具有两期成藏并以晚期成藏为主的特点,均在凹陷中央形成中央隆起带,并成为油气富集区带。东营凹陷与惠民凹陷面积相近,但油气丰度悬殊,东营凹陷探明储量大体为惠民凹陷的7倍,其主要原因是虽然凹陷内部均发育多个次级洼陷,但洼陷的演化历史存在较大差异,尤其是惠民凹陷只有南部临南洼陷是继承性发育的深洼陷,其它洼陷在古近纪后期沉降缓慢,大大影响了有机质的成熟进程。凹陷沉降演化史不仅控制了烃源岩有机质的成熟演化,对储盖条件也有重要影响。图4表1参16
  • 姜振学;陈冬霞;邱桂强;庞雄奇;曾溅辉;邱楠生
    , 2003, 30(3): 305-0.
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    透镜状砂体油气成藏的主控因素具有典型的层次特征,层次分析法是定量分析透镜状油气藏非常有效的方法。对济阳坳陷古近系透镜状油气藏的成藏要素进行统计分析,建立了层次分析结构模型和两两对比判别矩阵,应用层次分析计算方法,找出了成藏的主控因素。分析研究认为,砂体的沉积微相、储集层物性、烃源岩和储集层的埋深及演化程度、有机质丰度及生烃潜力、排烃效率等因素是透镜状砂体圈闭成藏的主控因素,前5项因素对该类油气藏的成藏贡献超过75%。在建立成藏要素自身评价标准的基础上,给出各成藏要素自身评价分值与该要素成藏贡献大小权值,建立了透镜状油气藏的加权综合评价模型。用该模型对济阳坳陷几个典型透镜状油气藏进行定量评价,评价结果与实际统计结果一致性很好。图4表3参6
  • 庞雄奇;左胜杰;金之钧;解国军;姜振学
    , 2003, 30(3): 306-0.
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    合理确定构造变动破坏烃量,对于客观评价油气资源、全面认识油气成藏过程等非常关键,尤其在我国东部断陷盆地和西部遭受过多期构造变动的叠合盆地,对勘探部署更具指导意义。以济阳坳陷19个高勘探程度油气成藏体系为例,从门限控烃的角度反演模拟其构造破坏烃量,模拟结果表明,济阳坳陷主要成藏体系的构造破坏烃量多为20×108~40×108t,不同成藏体系的构造破坏烃量差别很大。用逐步回归方法建立了构造破坏烃量与地质要素之间的定量关系,确定构造变动破坏烃量的主控因素是排烃强度、砂地比、储集层有效厚度、构造变动次数、目的层倾角、断层密度等。图6表2参14
  • 张林晔;蒋有录;刘华;谭丽娟;张乐
    , 2003, 30(3): 307-0.
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    东营凹陷油气丰富,发育了古近系沙河街组三段、四段两套有效烃源岩。根据烃源岩及原油的地球化学特征分析,探讨凹陷内各油田的石油来源。将东营凹陷已发现石油划分为沙三型、沙四型及混合型,认为:南斜坡地区原油主要来源于沙四段烃源岩,凹陷中部及北部油田的原油主要源于沙三段或为沙三段、沙四段的混源油;凹陷周边油田的原油大多数来源于沙四上亚段烃源岩,大致呈环状分布于凹陷边部;凹陷中部油田的原油以沙三型为主。各供油洼陷生成的油气就近运移聚集,油气环绕生油洼陷呈环带状分布。图4表1参8
  • 邱桂强;凌云;樊洪海
    , 2003, 30(3): 308-0.
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    统计分析1307口探井实测压力系数和831口探井使用的钻井液密度数据,发现东营凹陷古近系沙三段、沙四段普遍存在异常超压,超压(压力系数1.1~1.5)主要出现在2100~3500m深度,强超压(压力系数大于1.5)主要出现在2800~3500m深度。东营凹陷沙三段、沙四段主力烃源岩超压平面分布具有北高南低、东高西低的总体特点,超压主要分布在洼陷带、断裂构造带和中央背斜带上。烃源岩压力系数等值线北部陡坡带比较密集,南部缓坡带相对稀疏。生油洼陷中心附近异常高压带的分布与生油洼陷基本一致,洼陷深陷区压力系数很大,向周围斜坡和构造高部位呈辐射状逐渐减小至正常,压力分布带与洼陷、边缘斜坡和构造较高部位的欠压实与压实带发育、分布规律的一致性很好。图3表1参9
  • 高先志;杜玉民;张宝收
    , 2003, 30(3): 309-0.
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    惠民凹陷西部的临南洼陷是该凹陷的主要生烃中心,其南侧的夏口断层的封闭性控制了临南地区的油气运移方向和油气藏分布。影响夏口断层封闭性的主要因素是其活动性、断面特征和断移地层的泥地比,通过夏口断层的断面形态成图和断层泥涂抹系数计算,定量评价其封闭能力,认为其东段、西段封闭性好于中段,东段封闭性又好于西段。据此认为,位于该断层西段的临南油田油气藏的形成有赖于断面阻隔了油气继续向临南斜坡运移,而位于该断层中段的曲堤油田的形成是因为断面不封闭,成为来自临南洼陷的油气运移至断层上盘断块圈闭成藏的输导通道。图4表3参9
  • 孙梦茹;张琴;钟大康;张莉;有春英;朱筱敏
    , 2003, 30(3): 310-0.
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    东营凹陷在古近纪湖盆演化各阶段发育了不同成因类型的碎屑岩储集体,其沉积相主要是冲积扇、河流、近岸水下扇、扇三角洲、深水浊积扇、三角洲、三角洲前缘滑塌浊积扇以及滨浅湖滩坝,岩石类型主要是砾岩、含砾砂岩、中粗砂岩及粉砂岩。不同成因类型的碎屑岩储集体成分成熟度和结构成熟度差异较大,三角洲河口坝及滨浅湖滩坝砂体成分成熟度和结构成熟度最高。不同成因类型储集体的物性特征不同,河流相、(扇)三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体储集物性最好,其次为(扇)三角洲前缘席状砂及滨浅湖滩坝砂体,近岸水下扇和浊积扇砂体物性相对较差。图4表4参9
  • 吕希学;钟大康;朱筱敏;谢忠怀;郝运轻;刘宝军
    , 2003, 30(3): 311-0.
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    东营凹陷可分为北部陡坡带、中央隆起带和南部缓坡带,由于地质背景有差异,古近系砂岩储集层在不同地区的特征不同:北部陡坡带以近岸水下扇砂砾岩沉积为主,进入晚成岩期的时间早,深度浅,次生孔隙发育中等,主要分布在1650~2450m深度,3200~3500m深度存在第二次生孔隙带,碳酸盐溶蚀和胶结作用在垂向具有分带性;中央隆起带以浊积扇砂岩为主,但由于断裂发育,酸性水活跃,进入晚成岩期的时间也较早,次生孔隙最发育,且分布范围大,1800~3500m深度均发育次生孔隙,碳酸盐胶结弱,储集层物性最好;南部缓坡带以滨浅湖和三角洲沉积为主,进入晚成岩期的时间晚,次生孔隙发育少,北部和中部物性相对差。图4表1参31
  • 袁静;杜玉民;李云南
    , 2003, 30(3): 312-0.
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    在岩心观察的基础上,利用惠民凹陷古近系主要取心井粒度分析资料绘制大量粒度概率累积曲线,将主要碎屑岩沉积环境的粒度概率曲线特征总结为:三角洲平原水上分流河道为典型的两段式或三段式;三角洲前缘水下分支河道有“一跳一悬夹过渡”式和“低斜多段”式,河口坝有“高斜两跳一悬夹过渡”式和“一跳一悬夹过渡”式;扇三角洲平原主要表现为“上拱弧形”、较典型的两段式或三段式、“细粒高悬加过渡”式,水下辫状河道有一段式、两段式、三段式、多段式和具有两个跳跃次总体的复杂两段式和三段式,河口坝具有“低斜三段”式、“高斜多跳一悬”式和“高斜一跳一悬夹过渡”式;滩坝沉积物总体特征是“高斜多跳”式;风暴沉积物具有“高斜多跳一悬”式、多段式和“高斜一段”式;湖底扇中扇辫状沟道沉积有“低斜一段”式或“宽缓上拱形”和“低斜多段”式。图7参15
  • 赵勇生;马玉新;纪友亮;王永诗;庄文山
    , 2003, 30(3): 313-0.
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    沙河街组是沾化凹陷东部五号桩—长堤地区重要的储油层系,主要目的层段为沙三段和沙二段。沙三段和沙二段主要发育有浊积扇、水下冲积扇和滩坝沉积体系,在浊积扇、水下冲积扇中发育辫状水道、扇中前缘、辫状水道间以及扇根、扇缘等沉积微相类型,其中辫状水道、扇中前缘砂体物性好,原生孔隙及次生孔隙均较发育,辫状水道间以及扇根砂体物性较差。其储集特征主要受岩性、沉积微相、成岩作用等因素控制,结合该地区实际情况,将沙二段、沙三段储集层划分为好、中、差3种类型。图4表1参7
  • 吴胜和;武军昌;储勇;肖焕钦;张建林
    , 2003, 30(3): 314-0.
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    为研究抽稀井网应用随机模拟方法和多学科信息(井信息与地震信息)进行储集层沉积相三维建模和预测的效果,结合三维地震资料,分别用东营凹陷永921地区全部井(37口)、抽稀一半井、仅5口井,对其沙河街组陡坡扇储集层进行三维沉积相建模研究。结果表明,当波阻抗与沉积相之间有较好的概率相关关系时,应用标点过程随机建模方法,仅用少量井亦可获得较好的建模和预测效果。这对于勘探或开发早期少井条件下的储集层预测具有较大的实用意义。图4参21
  • 张建林;吴胜和;武军昌;肖焕钦;黄奇志
    , 2003, 30(3): 315-0.
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    波阻抗与岩性之间具有一定的概率相关关系。综合应用多学科信息进行岩性圈闭的随机建模研究,基本步骤包括:建立井眼岩性的一维模型,作为三维岩性建模的控制数据;测井约束三维地震反演,获取高分辨率的三维波阻抗数据体;对波阻抗与岩性进行概率相关分析; 根据沉积相类型选择随机建模方法后,进行地质统计特征分析;在三维构造建模的基础上进行三维岩相随机建模,获取多个模拟实现,进行多解性评价。以东营凹陷营11区块沙河街组滑塌浊积扇岩性圈闭随机模拟为例,说明这一研究过程的基本步骤。图4参11
  • 刘书会;张繁昌;印兴耀;张广智
    , 2003, 30(3): 322-0.
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    T719井区位于东营凹陷宁海断裂构造带的T94断层和胜北断层交汇区下降盘,沙四段—沙三段沉积期的古地貌沟梁相间,发育了夹于烃源岩内的规模较大的深水浊积扇体,主要储集岩为含砾砂岩和砾岩,其厚度差异较大,横向变化非常快。为研究储集层的变化细节并精细预测其分布,采用经高分辨率处理的纯波带地震数据,以测井资料为约束条件,用神经网络技术建立精细波阻抗初始模型, 再利用拟线性方法细微调整, 在最终反演出的具有较宽频带的绝对波阻抗剖面上,砂砾岩扇体与波阻抗的对应关系良好,其分布范围与实际钻探结果吻合。图3参5
  • 刘显太;戴俊生;徐建春;汪必峰
    , 2003, 30(3): 323-0.
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    梁家楼油田纯41断块位于东营凹陷的西南部,主要油气产层是沙四段。现今地应力对油田开发有重要影响。用岩心声速法和井斜统计法确定关键井的水平主应力方向,用声发射法测量关键井的水平最大主应力,用水力压裂法计算关键井的水平最小主应力。以关键井的地应力测量、计算结果为约束条件,采用弹性平面有限元法模拟该断块沙四段现今地应力场,结果是:水平最大主应力值为52~74MPa,断块内部为近东西向,断层带主要为北西向;水平最小主应力值为41~52MPa,断块内部为近南北向,断层带主要为北东向。图5表3参10
  • 张本琪;余宏忠;姜在兴;王玉静;王卫红
    , 2003, 30(3): 326-0.
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    为了给济阳坳陷沾化凹陷的油气勘探和开发提供依据和参考,对渤南油田义3-7-7井182块岩心(主要是沙河街组二、三段的细砂岩、不等粒砂岩)薄片的阴极发光特征进行观察和分析,根据陆源矿物和自生胶结物(石英和长石等)的发光特点划分胶结作用类型,结合普通显微镜下观察,按不同矿物的成分类型推断其母岩性质,对岩石的成岩作用分段加以研究,恢复当时的物源方向和成岩环境。对比阴极发光特征及母岩性质,判断物源来自东南方的孤岛凸起,搬运距离较近;义3-7-7井岩心的结构成熟度和轻矿物成熟度均较低,推断物源区当时地势较高,剥蚀和埋藏都较快。图5表1参9
  • 张福明;李洪奇;邵才瑞;赵晓燕
    , 2003, 30(3): 327-0.
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    将人工神经网络(ANN)模式识别技术应用于测井沉积学解释中,可以实现井剖面沉积环境的连续自动解释,大大提高解释精度和工作效率。在确定济阳坳陷车镇凹陷关键井8种主要沉积相及测井响应模式的基础上,从测井曲线中提取出10种具有较明确地质意义的特征参数,在岩心观察以及地区经验的基础上优选指示沉积相灵敏性较好的曲线组合,基于神经网络模式识别技术进行井剖面沉积微相自动解释。采用自行开发的软件解释了40余口井的沉积微相,取得了较好的效果。该软件适用于具有一定区域背景知识和地质解释经验的人员。图3表2参16
  • 张善文;王英民;李群
    , 2003, 30(3): 328-0.
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    以层序地层学理论为基础,提出应用坡折带理论勘探陆相湖盆斜坡带隐蔽油气藏的方法。通过东营凹陷的中央隆起带北翼挠曲坡折带、陈家庄凸起南翼侵蚀坡折带、东营三角洲沉积坡折带勘探实例,分析和总结构造坡折带、沉积坡折带和侵蚀坡折带隐蔽圈闭的成因机制和特点。陆相湖盆斜坡带是低位体系域发育地带,也是隐蔽油气藏发育部位,在高精度勘探地区,可以根据坡折带勘探理论寻找隐蔽油气藏,四级层序的体系域限定储油砂体的部位及规模更具体,有利于勘探部署。图6参6
  • 漆家福;肖焕钦;张卫刚
    , 2003, 30(3): 329-0.
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    东营凹陷是由西部和北部的伸展边界断层控制发育的复式半地堑。凹陷北部边缘的陈南断层(带)、西部边缘的平南断层(带)和高青断层等主干边界断层的产状多变。在区域尺度上,主干边界断层总体走向西段为北东向、中段为近东西向、东段为北西西向;在制图尺度上,断层面为呈波状起伏的铲式断层面,发育有侧向和斜向断坡。不同走向的断层在古近纪同时具有正断层位移特征,显示出双向伸展的构造变形格局。对主干边界断层上盘的层序充填特征及沉积中心的迁移规律的分析表明,始新世主干边界断层主要为北西-南东向伸展位移,渐新世主要为近南北向伸展位移。这种双向伸展变形的运动学特征,可以用区域北西-南东向引张作用和北北东向深断裂(如郯庐断裂带)右旋走滑诱导的近南北向引张作用的双重动力学过程叠加来加以解释。图4参13
  • 鹿洪友;操应长;姜在兴
    , 2003, 30(3): 330-0.
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    湖盆沉积作用受气候、构造、沉积物供给条件、海平面升降变化等因素控制,将水深变化(水深加深为正值,水深变浅为负值)与盆地基底的沉降幅度(上升为负值,下降为正值)、绝对湖平面垂直变化(上升为正值,下降为负值)和沉积物厚度的关系浓缩为一个简单的沉积作用基本方程,其中各参数取某时间段内的变化值。结合对该基本方程及其各参数含义的讨论,综合解释湖盆层序界面的形成机制和湖退、湖进作用的原理。气候变化、构造抬升、断陷盆地中差异沉降运动等因素是控制层序界面形成的三大成因机制;根据湖退现象的作用机制,湖盆中也存在正常湖退和强制湖退两种类型,沉积物过量充填引起湖盆发生正常湖退作用,相对湖平面下降导致湖盆发生强制性湖退作用。图4参16
  • 李群;王英民;邱以刚;马虹;赵惠
    , 2003, 30(3): 331-0.
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    体系域是层序地层学理论体系中的重要概念,在隐蔽油气藏的勘探中,勘探家们极为重视低位体系域。但体系域的成因意义、是否有不同级别层序的体系域以及如何划分,在实际工作中认识不一致。结合渤海湾盆地的勘探实例,分析体系域的成因机制、组合特征和勘探规律,认为:体系域是基准面变化等因素作用的产物,不同级别的层序都发育着与其对应的体系域;一般情况下,三级层序对应的体系域单元与含油气层的规模相匹配,但四级层序对应的体系域才是隐蔽油气藏赋存的有利部位。图5参6
  • 宋国奇;纪友亮;赵俊青
    , 2003, 30(3): 332-0.
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    将济阳坳陷不同级别的层序边界及层序内各体系域发育的储集层与油气探明储量的关系进行对比,发现处于主要烃源层之上的低频层序的低位体系域中发育的砂砾岩储集层油气储量最多,中频层序的低位体系域发育的储集层油气储量中等,高频层序的低位体系域中发育的储集层油气储量最少。湖侵体系域中油气储集层相对不发育,油气储量较少。河流相层序高位域发育的储集层呈透镜状,封闭性好,因此含油性好。湖泊相层序高位域的三角洲相进积式准层序组和准层序边界对油气封闭性的影响取决于后期的构造变动,后期构造活动不影响低位域储集层的含油气性,但通过改造高位域原始层序地层几何形态和倾向,可以大大增加高位域储集层的封闭性,从而提高其含油气性。图4表1参15
  • 陈世悦;鄢继华;袁文芳
    , 2003, 30(3): 333-0.
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    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
  • 邱楠生;万晓龙;金之钧;曾溅辉;张善文;姜振学
    , 2003, 30(3): 336-0.
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    根据对东营凹陷牛35岩性油气藏充满度(含油砂体体积占砂体总体积的百分比)及其控制因素的重点解剖,结合4组物理模拟实验结果,认为渗透率级差是控制砂体充满度大小最主要的因素,砂体非均质性对砂体中的油水分布和充满度起至关重要的作用。在此基础上,提出储集层非均质性对封闭体系中砂体成藏的控制模式,即垂向上中等渗透率的砂体是油气运移和充注的首要目标,其充满度最大,在油气充足的情况下,渗透率最大的砂体是随后油气充注的理想场所;在渗透率级差更大的情况下,渗透率最大的砂体是油气充注的首选目标,充满度最高,其次向渗透率中等的砂体充注。在岩性圈闭的油气运聚成藏过程中,成藏的主要动力可能是地层压差,而不是浮力。图7表3参9
  • 王永诗;金强;朱光有;郭长春
    , 2003, 30(3): 337-0.
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    有效烃源岩的概念和应用需要实践的验证。济阳坳陷油气勘探已有40年历史,积累了研究有效烃源岩的大量地质地球化学资料。综合利用前人的研究成果,根据大量样品分析和地质研究,认为沙四段上部盐湖—咸水湖相、沙三段下部咸水—半咸水环境沉积的油页岩、灰质(含灰质)泥页岩是济阳坳陷主要油田的原油提供者,它们是湖盆因盐度不同而形成分层水体并造成缺氧环境中沉积的,有机碳含量多大于2%,有机质性质良好,但是由于断陷活动差异性、浊流沉积的事件性和气候多变性,缺氧环境不时被打破,存在很强的非均质性和分布的区域性。为了真实反映这种有效烃源岩的时空分布,提出了以体系域为单元的、按有机碳含量划分5级烃源岩的评价方法,并且讨论了有效烃源岩对油气成藏的控制作用。图2参9
  • 刘惠民;李守军;郑德顺;李学艳
    , 2003, 30(3): 342-0.
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    生产力是生物在单位面积、单位时间内所产生的有机质的量。陆相古湖泊古生产力值高的地区一般能形成较好的烃源岩,古生产力值较低且不利于有机质保存的地区则相反。借用古海洋学推导古生产力计算公式的方法,利用云南滇池、洱海和抚仙湖的沉积学和生物学资料,用18个采样点的数据推导了用有机碳法计算湖泊古生产力的公式。用此公式计算东营凹陷沙三段数百口井的古生产力值,绘制了东营凹陷沙三段沉积各时期的古生产力平面分布图,半深湖相或者半深湖与深湖相交界处古生产力值较高,湖盆边缘(三角洲相或滨浅湖相)古生产力值较低。图2表1参11
  • 肖焕钦;刘震;赵阳;戴立昌;许晓明
    , 2003, 30(3): 343-0.
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    总结济阳坳陷各凹陷地温场和地压场的平面和剖面特征以及二者的耦合特征,分析不同的地温-地压场特征与油气分布的关系。认为东营凹陷和沾化凹陷具有超压型复式温度-压力系统特征,惠民凹陷具有低压型复式温度-压力系统特征。不同的温度-压力系统使得油气藏在各凹陷的形成与分布特征也不同。图5参14
  • 蔡进功;张枝焕;朱筱敏;谢忠怀;李艳霞;刘洪军;袁东山
    , 2003, 30(3): 354-0.
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    分析东营凹陷古近系碎屑岩储集层的矿物微观特征、组合关系及其在沉积剖面上的分布特征、主要成岩作用及其地球化学过程,认为控制化学成岩作用的地质-地球化学因素主要包括母岩区的岩性特征、沉积环境与沉积相、地层孔隙水性质的改变、早期方解石的充填作用、烃类充注等,其中最重要的是地层孔隙水地球化学条件的变化。重点讨论烃类充注对储集层成岩演化的控制作用:与未被烃类充注的砂岩相比,被烃类充注的砂岩的石英次生加大和钾长石的钠长石化程度要低,抑制晚期方解石胶结物的充填,长石类及碳酸盐类矿物的溶解十分强烈,次生孔隙很发育;储集层含油饱和度较低时会促进伊利石生长,只有在含油程度较高时伊利石生长才受到抑制。图4照片6参10
  • 刘震;张善文;赵阳;高先志
    , 2003, 30(3): 355-0.
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    济阳坳陷东营凹陷南斜坡广泛发育断裂、砂体和不整合面等多种类型输导层,构成复杂的立体网络通道。以断层为垂向运移通道的油气藏常在断层带附近多层叠置;以连通砂体为主要运移通道的油气藏常形成于距烃源层较近或相邻的层位;不整合面作为运移通道往往可使油气长距离运移形成各种地层油气藏。东营凹陷南斜坡的油气藏都是油气经过两种或多种输导层阶梯式运移而形成的,多个不整合面、油源断层以及各层系储集砂体的空间配置对油气分布的控制方式很复杂,砂体、断层和不整合面组成的输导系统的末端和边缘往往是油气运移的重要指向区。图5参15
  • 钟大康;朱筱敏;张枝焕;蔡进功;谢忠怀
    , 2003, 30(3): 376-0.
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    东营凹陷古近系砂岩储集层物性主要受压实、碳酸盐胶结和溶蚀作用、沉积条件控制。根据铸体薄片和阴极发光薄片、扫描电镜、物性、碳酸盐含量等数据,分析了该区储集层物性的控制因素,对各因素的影响大小和程度进行较为定量的评价。结论是:压实作用对孔隙度的影响主要表现在埋藏早期或碳酸盐胶结程度低的阶段,埋深每增加1000m孔隙度降低约6.8%;胶结作用对储集层性质影响较大,碳酸盐含量小于15%时砂岩孔隙度一般大于20%,碳酸盐含量超过15%后,埋深每增加1000m碳酸盐胶结减孔约3%;溶蚀作用对储集层性质改善很大,产生的次生孔隙最大可达20%。 溶蚀作用在宏观上受区域构造背景控制,断层较发育的地区溶蚀作用较强,粒度中—细、分选好、杂基少的中、细粒砂岩溶蚀作用最强;沉积条件对物性的影响主要表现在对原生孔隙的发育程度和溶蚀、胶结等成岩作用的控制方面。图4表3参27
  • 徐刚;王兴谋;邱隆伟;姜在兴;操应长
    , 2003, 30(3): 377-0.
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    惠民凹陷商741井区有3套火成岩:第一套是分布于沙一段的火山碎屑岩和玄武岩,火山碎屑岩呈锥状分布,玄武岩呈层状分布;第二套以及第三套火成岩是侵入于沙三中亚段的辉绿岩,主要呈层状产出,形成期大致为沙三段沉积晚期。通过探井、三维地震资料等的综合分析和横向对比,确定了商741井区各期火成岩的分布范围及其形态和产状,划分出火山通道充填相、爆发相、溢流相、侵入相等岩相类型,并划分了爆发相和侵入相的亚相。不同岩相带储集空间的发育特征不同,火山通道周围是有利储集层发育区。图3表2参18