刘培[1]2013年在《渤海湾盆地新近系油气富集特征及成藏模式》文中研究说明本文运用地质、地球物理、地球化学等资料，结合前人成果，综合研究渤海湾盆地新近系油气成藏条件及富集特征，剖析对比不同富集样式典型地区油气成藏特征及差异，从而建立油气成藏模式，探讨新近系油气成藏主控因素。通过对渤海湾盆地新生代构造、沉积特征的研究，认为自盆地外围向中央，基底伸展、沉降速率及控盆断层活动强度在裂陷期减小，拗陷期增大，凹陷演化类型从早断早衰型、继承发育型过渡到晚断晚衰型；古近系厚度变小，岩性从砂岩、砂泥岩向泥岩递变，新近系厚度明显增大，岩性从砂砾岩、砂岩向砂泥岩递变。新近系油气成藏条件差异自盆地外围向中央变现为，供烃层系变多变浅，储层普遍发育，盖层质量逐渐变好；油气输导方式主要有通源断层直达、次级断层调整、混合输导式叁种。自盆地外围向中央，新近系油气富集程度增大、富集层系变新，富集区带从斜坡带、浅凹带向披覆带过渡，凹陷富集类型与其演化类型较为一致；新近系油气富集样式可划分为3大类6小类，即披覆带富集样式（包括高凸起式、低凸起式）、斜坡带富集样式（包括断控式、超覆式）、浅凹带富集样式（包括中央隆起式、普通浅凹式），其中披覆式成藏条件优越，易于形成新近系油气富集区，而斜坡式及浅凹式不利于新近系油气的大规模聚集，其制约因素分别是保存条件和输导条件。综合上述研究，新近系油气成藏模式可总结为“原生供烃-通源断裂输导-构造控圈”披覆带成藏模式、“次生供烃-浅部断裂输导-断层控圈”浅凹带成藏模式、“混合供烃-复式输导-不整合控圈”斜坡带成藏模式叁类。油气成藏主控因素包括：凹陷演化类型控制新近系油气分布的基本格局，断层晚期活动是油气运聚的关键，储层结构差异影响油气的富集层系，盖层质量是新近系油气成藏的保障。
王磊[2]2004年在《渤海湾盆地典型地区储层评价》文中研究表明区域储层评价主要为寻找高产富集油气区服务，以达到少打探井，多拿储量，提高勘探效益的目的。因此本论文从南堡凹陷北堡和老爷庙两个小型油田入手，首先分析了研究区的区域地质背景，明确了其构造演化分为叁大阶段：即前第叁纪基底的形成与演化、早第叁纪断陷盆地的形成与演化、晚第叁纪坳陷盆地的形成与演化。接着运用层序地层学的相关知识，对东营组地层进行对比和划分，建立起两个油田的层序地层格架，划分出两个沉积序列，并且得出两个序列都是由湖进体系域和湖退体系域所组成，把东营组地层划分为四个层段。在此分析结果基础上结合测井曲线的形态，分析了它们的沉积体系类型及沉积相态，总结出了其每种沉积体系的沉积模式，识别出了五种砂体类型。同时对东营组储层进行了从微观到宏观的细致观察和描述，总结出了东营组储层的砂体特点。通对前面所有工作的分析和综合，结合研究区的油气井显示的物性资料，尝试对研究区储层进行分级，并提出了分级的标准，把储层划分为叁个级别，由此得出了研究区东营组各层系的储层分类展布情况，最后在此基础上对研究区储层进行了有利储集部位的预测，明确了下部的勘探优选方向。
牛嘉玉[3]2003年在《渤海湾盆地深部层系油气成藏与分布规律研究》文中提出本文在收集和整理大量第一性勘探实际资料的基础上，从盆地的区域地质特征入手，结合深部烃源岩、储集岩和封盖层以及组合的特征，开展了深层典型油气藏的解剖，探讨和研究了深部油气成藏的条件和深部油气富集的规律。提出：对于下第叁系深层油气成藏体系，有效烃源岩发育，油气源充足，封闭条件好。从而，油气的富集和高产取决于深层储集岩体的规模与储集物性的好坏。在该体系中，由于异常高压的普遍存在，抑制生烃使生烃窗普遍下移，次生孔隙带也随之变深，利于深部油气的富集。对于新生古储型的潜山油气藏，其油气富集取决于潜山储集体的质量和规模，以及新生界油气供给的保证。对于新生界烃源岩层覆盖的潜山，油气富集程度取决于前者。而对于非烃源岩覆盖的潜山，则需要足够的成山主断层断距来构成潜山的第叁系供油窗口或通过不整合面创造其有利的供油气通道。同时，凹陷中的陡坡带、深陷带和斜坡带的低部位，以及前第叁系基底层系是深层油气藏赋存的主要场所。该场所的构造变形样式和沉积体系特征决定了深部油气藏的主要类型。各类油气藏的展布也具有一定的规律性。在系统分析了渤海湾盆地深层油气资源潜力的基础上，对34个深层有利区带进行了评价，优选出13个Ⅰ类区带和9个Ⅱ类区带，其中Ⅰ类区带的总资源量9.9亿吨，Ⅱ类区带的总资源量3.4亿吨。同时提出了7个古生界有利勘探目标，总资源量为3亿吨。
叶涛[4]2013年在《渤海湾盆地潜山油气藏形成条件及主控因素研究》文中研究表明根据大量地质、地球物理、地球化学资料，以现代油气藏形成与分布理论为指导，系统总结了渤海湾盆地潜山油气藏的分布特征及形成条件，划分了油气富集样式，剖析了潜山油气藏富集差异性的主控因素，并建立了潜山油气藏的形成模式。综合前人研究成果，系统总结了不同凹陷潜山油气藏形成条件的差异性，研究认为：外围早断早衰型凹陷烃源岩层位深，油源条件优于中-内环带凹陷；外围凹陷抬升剥蚀时间长，储层条件优于中-内环带凹陷；外围凹陷“源-储封隔体厚度”小，供油条件优于中-内环带凹陷。研究了已发现潜山油气藏的平面及纵向分布特征。平面上，潜山油气藏主要分布在盆地外围，盆地中-内环带潜山油气藏聚集规模相对较小；纵向上，潜山油气藏主要以中新元古界以及下古生界碳酸盐岩为主力储集层系。将研究区潜山油气藏划分为“凹内富集型”、“凹缘富集型”以及“凹间富集型”叁类，“凹内富集型”潜山油气藏主要富集在盆地外围，“凹缘富集型”潜山油气藏主要分布在盆地中环带，“凹间富集型”潜山油气藏则主要分布在盆地内环带。通过类比分析，明确了潜山油气藏富集差异性的主控因素。构造演化背景控制潜山油气藏的宏观分布格局；富油气凹陷展布控制潜山油气藏的平面分布，烃源岩最大埋深控制潜山油气藏底界深度，烃源岩供烃能力控制潜山油气藏成藏潜力；储层优劣控制潜山油气藏富集规模，优质储层展布控制油气富集样式；供油方式控制油气的富集位置；“源”、“储”、“导”叁元耦合共同控制潜山油气藏的富集程度。基于油气富集样式及成藏主控因素差异性，建立了潜山油气藏形成模式：源下深凹储-导双控潜山成藏模式、源外斜坡源-导双控潜山成藏模式以及源间凸起源-储双控成藏模式。
王代流[5]2008年在《渤海湾盆地孤岛油田储层构型研究》文中研究表明研究区孤岛油田中二区中28-8井区位于孤岛油田中部,属孤岛披覆背斜构造中南部。选择孤岛油田中二区中28-8密井网典型井区作为解剖区,以馆陶组上段河流相地层为主要研究对象。根据区域地质资料、岩心资料、地震资料、开发动态资料、测井资料和开发动态资料的研究,建立地层模型,对研究区进行沉积相分析、高分辨率层序地层分析,确定了储层特征,并建立储层地质知识库,采用地质统计学的各种插值和模拟方法,开展随机模拟方法优选分析,选择合适的随机模拟方法,建立叁维储层模型。采用地质统计学的交叉检验和分维分析等手段验证模型的可靠性和实用性。在此基础上进行网格粗化,实现储层模型的叁维可视化。论文将静态研究与实际生产动态相结合,以标准层和辅助标准层划分砂层组,以沉积旋回—沉积时间单元对比方法为主,结合其他对比原则,对孤岛油田馆陶组河流相储层进行小层精细对比和划分。在精细地层对比、井斜校正和补心高度校正的基础上,对孤岛油田馆陶组河流相储层主力小层顶底面微型构造进行了研究和分析,在研究区内识别出3种微型构造:正向微型构造;负向微型构造;斜面微型构造。在河流相储层构型理论的指导下,采用动静结合、微观与宏观结合进行储层的多尺度剖析,依次识别复合砂体内的河道,河道内的点坝,点坝内的侧积体和泥质侧积层,认为发育4种亚相(河道、溢岸、河漫、废弃河道),6种微相(点坝、决口水道、决口扇、天然堤、泛滥平原、废弃河道)。砂层内部发育3种夹层(泥质夹层、钙质夹层、物性夹层),层间发育4种隔层(连续分布的隔层、均匀分布的隔层、条带状分布的隔层、局部分布的隔层),并分别确定了各种隔夹层的空间展布规律。本次研究主要采用“相控建模”方法,在随机模拟研究中,通过序贯指示模拟方法建立沉积相模型,在此基础上,通过序贯高斯模拟方法建立叁维储层模型。储层模型建成后,对模型符合地质认识的程度进行了检验。认为模拟效果良好,最终取个次随机模拟实现计算储量结果的平均值作为各主力层和全区的最终储量。
缪明才[6]2004年在《老河口油田老451区块储层特征及精细油藏描述》文中认为老河口油田老451区块位于山东省东营市孤岛区境内,区域构造上位于渤海湾盆地济阳埕子口凸起北斜坡腰部,是一个以下第叁系沙河街组沙二、叁段砂岩为储层的构造-岩性油藏。该断块自94年投入开发,起初有两口井(老45、L451)获得工业性油流,但其后(1999年)在与老45、L451相同的地质背景和构造条件且地理位置上紧邻,L451.斜1、L451.2和L451-3井接连打空。表明该断块内的储层及剩余油分布异常复杂。这给断块的进一步勘探开发带来极大的不确定性。 本文运用矿物学、岩石学及沉积学对老451沙二、叁段的沉积相进行了精细研究,在此基础上应用层序地层的方法建立了沙二、叁段和沙一段-东营组的层序格架。将研究区内的层序格架组成分为五类模式:即陡坡型、缓坡型、高垒型、深洼型、冲积型。研究认为:S_1底部砂岩属湖浸期的滨岸滩坝沉积,横向延伸范围广,是本区油气的良好储集体;沙二、叁段则为周期性进积的水下冲积扇沉积。储层主要为沙叁段上部的粉砂岩和砂砾岩,砂体主要分布在老451井东断裂上升盘;沙二段的砾岩、含砾砂岩及粉砂岩,砂体主要分布在两个地区:老斜452井至老451-斜1井一线、东部桩106-14-7井至老451井以及桩106-14-10井一带。 本文对研究区沙二、叁段储层的孔隙进行了系统研究,结果表明沙二、叁段储层孔隙主要为溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙和溶蚀填隙物内孔隙,其次为粒间孔隙。喉道以孔隙缩小型和收缩型为主,孔隙结构主要包括叁类:Ⅰ_A类具有高孔隙度、高渗透率和粗喉道的特点;Ⅰ_B类具有较高孔隙度、较高渗透率和粗喉道的特点;Ⅱ_A类孔渗低,喉道中值较前两类低。研究区剩余油主要受沉积微相、储层参数和储层微观特征影响,叁者共同作用使剩余油主要分布在沙二段砂体正韵律顶部和沙叁段扇中砂体部位。这些部位应是今后滚动勘探的重点。 研究表明,老451断块共发育10条断裂,对油气具有控制作用的是老451井东1号断裂、老451井南断裂和老45井南断裂。油气运移的主要通道是砂岩
时培兵[7]2017年在《渤海湾盆地上太古界潜山储层裂缝特征》文中认为渤海湾盆地是我国大盆地中油气富集程度最高的盆地,历经多年的勘探开发,现已成功开发多个太古界潜山油藏,对于潜山油藏的研究取得了很多的成果,但是随着勘探开发的深入,暴露出潜山裂缝形成机理认识不统一、控制因素不明确、定量表征和评价困难等问题,严重制约了潜山油藏进一步的滚动勘探与开发。在对国内外文献资料调研的基础上,深入分析盆地构造格局,并以前新生代基底及新生代构造为主线探究其演化过程。依据岩心、薄片和露头观测,将研究区岩石划分为片麻岩、碎裂岩、伟晶岩和闪长岩脉,其中片麻岩以黑云斜长片麻岩、二长片麻岩和黑云二长片麻岩为主,碎裂岩以片麻质碎裂岩和碎斑岩为主;矿物以斜长石含量最高,达42%,其次是石英和正长石。通过野外露头的和岩心的测量以及成像测井裂缝的研究,认为裂缝以构造缝为主,非构造缝多为风化缝和溶蚀缝;产状上以斜交缝为主,占60%;开度主要集中在0.5-1mm,具有较好的的开启性;各井区裂缝发育密度差别大,走向以NW向、NE向及近EW向为主;以印支期和燕山期形成的开启倾斜裂缝为主,其次是半充填的垂直裂缝,早期形成的水平充填裂缝数量较少。按照形成时间划分,NNW向与NNE向发育较早,NE向与NW向时间较晚。通过对盆地构造、岩性、裂缝特征等系统的研究,认为控制裂缝发育的主要因素包括岩石性质、风化作用、溶蚀作用、不整合面、构造应力、古地貌、断裂构造等。其中,岩性、构造应力、断裂构造是裂缝发育的主控因素。岩性决定了裂缝形成的难易程度和发育密度、构造应力控制裂缝的优势方向及展布、断裂构造控制了裂缝的区域特征。发现潜山油藏多分布在盆地的东部和东北部,并以北西向的主干断层为界呈带状,多伴断层及古构造高点带。通过对潜山油藏成因控制参数、属性表征参数和裂缝识别参数的对比和筛选,优化出了14项评价参数,根据参数的属性特征以及对潜山储层评价中的贡献,定量赋值,建立综合评价体系。采用层次分析法得到各层次评价参数的权重。依据评价指标体系,分别对锦州南潜山油田内部井区和渤海湾盆地已发现的潜山油田进行了评价,得到了比较好的应用效果。
张翠梅[8]2010年在《渤海湾盆地南堡凹陷构造—沉积分析》文中研究指明断陷盆地同沉积构造的发育活动和配置样式控制着构造古地貌、沉积过程和沉积相展布等,随着叁维地震资料的广泛应用,精细的构造-沉积分析成为了近年来沉积盆地分析研究的热点问题。本文在对大量实际资料进行综合研究分析的基础上,以南堡凹陷的构造发育史、沉积充填史和层序地层格架等研究为基础,选取老爷庙、高柳和蛤坨叁个地区解剖同沉积构造样式、形成机制和发育演化,并重点探讨了同沉积构造对沉积物入口、沉积物输送路径、沉积相展布控制以及这些沉积作用在不同构造演化阶段的响应,即分析构造活动对同时期沉积过程的控制和构造演化控制的沉积演化。结合烃源岩和储层展布,预测有利圈闭类型,建立构造—沉积—成藏模式。该研究丰富了中国东部陆相断陷盆地构造—沉积分析理论,同时对南堡凹陷叁个典型地区的油气勘探具有一定的指导意义。论文研究取得的主要认识如下：1.厘定了老爷庙地区构造性质,并分析其成因机制根据背斜枢纽与西南庄边界断层的垂直关系,将老爷庙背斜划分为横向背斜,其顶部迭加了走滑断裂,构造主体为断背斜。通过绘制西南庄断层断面等值线图发现,老爷庙段断面上凸,断层倾角最小,剖面上断层在该段底部发生弯曲导致顶部地层挠曲褶皱,厘定了老爷庙横向背斜是由西南庄断层线偏移而形成的横向褶皱,横向背斜的两翼厚,中间薄,为同沉积褶皱,从沙二段沉积时开始发育,到馆陶组活动停止；南堡凹陷受郯庐断裂和张家口—蓬莱走滑断裂的影响,中新世以来NE和NW走滑断裂特别发育,老爷庙地区走滑断裂从区域上属于北堡西—老爷庙NE走滑断裂体系的组成部分,Nm—Q沉积时期形成。2.分析了老爷庙横向背斜对沉积物入口、输送路径和沉积相展布的控制含砾率高值区通常被用来指示古河道的位置。老爷庙地区含砾率统计发现,含砾率最大值位于横向背斜和边界断层交汇处的M40和M36井附近,且顺横向背斜轴向上含砾率值逐渐降低,向两侧向斜含砾率陡降,说明了横向背斜和边界断层交汇控制了水系入口,古河道沿横向背斜轴部展布,横向背斜轴部提供了输砂路径,水系入盆后沿此路径“长距离”输送进入深凹；识别出了同沉积横向背斜的上坡折和下坡折,上坡折位于横向背斜转折端附近,下坡折位于两翼拐点之下。通过井震对比进行沉积相划分,发现扇叁角洲平原发育于上坡折间的背斜转折端,扇叁角洲前缘发育在翼部上坡折和下坡折之间,浊积扇发育于翼部下坡折和背斜前部倾伏端下坡折之下,说明了横向背斜坡拆控制了沉积相带的展布。古地貌恢复和沉积相平面图显示老爷庙扇叁角洲呈舌状展布,长轴平行于背斜枢纽,翼部的沉积相相带分布窄,相变快,背斜轴向上相变缓,向盆内延伸范围广。3.建立了老爷庙构造—沉积—成藏模式结合横向背斜的沉积相展布和前人对该区储层物性的刻画,提出老爷庙地区有利储层扇叁角洲前缘的水下分流河道和河口坝主体分布于庙南的横向背斜转折端。走滑断裂切割横向背斜形成的背斜圈闭、断块、断层圈闭,构成了该区最有利的圈闭—构造圈闭。综合构造性质解剖、构造—沉积控制和成藏条件分析,提出老爷庙构造—沉积—成藏模式：背斜控制沉积储层分布,走滑断裂提供油气运移通道,背斜迭加走滑断裂控制了有利含油气圈闭的发育。4.刻画了高柳地区的构造样式；并解剖边界断层的“跷跷板”式活动、演化特征高柳地区受西南庄、柏各庄边界断层和高柳断层限制,保存和记录了Es时期的构造变形,是研究南堡凹陷边界断层特征和成盆机制的“构造金叁角形”。重力等值线和水平切片上,西南庄和柏各庄断层没有切割关系,认为西南庄和柏各庄实际为一条断层,即西-柏断层带。该区二级断裂不发育,南部发育“卷心菜”构造、柳赞逆牵引背斜。断层铲状、断层活动性统计、剖面解释和地层厚度统计特征均显示了西-柏断层的西段和柏段构造的差异性。柏各庄断层走向NW,总体倾角大,产状陡,Es1和Ed3时期活动强烈,控制沉积中心位于拾场东次凹的；西南庄断层走向NE,形态呈铲状至板状变化较大,Es3和Es2时期活动强烈,控制沉积中心位于拾场西次凹。据此提出了西-柏断层“跷跷板”式活动模式：Es3和Es2时期西南庄断层活动强烈,柏各庄断层活动微弱,尤其在Es31亚段—Es2沉积时期,西南庄断层强烈活动导致柏各庄下降盘掀斜抬升,遭受剥蚀；Es1界面之上,柏各庄断层活动强烈,,并导致西南庄下降盘的掀斜抬升。总体上,高柳地区的南部表现为斜坡带,北部的沉降中心和掀斜抬升剥蚀交替变化。5.进一步完善了高柳地区的物源体系,划分出陡坡型和缓坡型沉积物堆积样式,并建立了西-柏断层“跷跷板”式活动的沉积响应模式根据录井、测井和地震反射结构,识别出位于G11井附近新的物源区—高西南物源,该物源主要控制和影响了Es1界面之下的西南缓坡带的沉积。将沉积物堆积划分出缓坡型和陡坡型两种堆积样式。前者主要分布在断层掀斜控制的缓坡带,水系长距离推进,流域范围广,沉积相展布面积大；后者主要分布在边界断层陡坡带,沉积物快速堆积卸载,沉积相分布窄。结合沉积物堆积样式,进一步将“跷跷板”活动划分出4个阶段,建立了各活动阶段的沉积响应模式：①早期双断阶段,西-柏断层下降盘均表现为陡坡带近距离卸载堆积；②中期西段陡坡和柏段缓坡阶段,沉积物由柏段缓坡带长距离搬运、大面积分布,西段陡坡快速近距离堆积；③晚期西段缓坡和柏段陡坡阶段,西段沉积物长距离输送进入湖盆深凹,柏段陡坡垂向加积显着；④末期双缓阶段,双向沉积物供给充足,湖盆被大面积充填。6.建立了西-柏断层“跷跷板”活动的控藏模式跷跷板活动晚期引起了早期地层产状的变化,对先期形成的圈闭加以改造并形成新的圈闭。Es1开始沉积前,在柏段缓坡区,发育地层不整合遮挡圈闭、河道砂岩岩性圈闭和扇叁角洲前缘砂体前积反方向上形成的砂后上倾尖灭圈闭,在西段洼陷带,发育断层—岩性圈闭和河道砂岩岩性圈闭。Ed沉积后或Ng沉积前,高柳地区结构发生变化,形成柏段陡坡,西段缓坡,使得早期地层或储层产状发生变化,先存圈闭类型被部分改造,如Es1不整合面遮挡形成的不整合圈闭,晚期随西段翘倾,部分转变为砂岩上倾尖灭圈闭；早期柏段缓坡带的扇叁角洲前缘砂后上倾尖灭圈闭,晚期沉降旋转,形成砂前上倾尖灭圈闭等。此外,在新沉积的地层内部也发育了大量与缓坡和陡坡背景相关的圈闭。高柳地区南部受缓坡背景控制,早晚期发育了河道砂岩岩性圈闭、砂岩上倾尖灭圈闭、地层超覆圈闭和地层不整合遮挡圈闭。7.识别了蛤坨地区主要同沉积断裂样式和组合,确定了蛤坨地区的古构造格架识别出蛤坨地区主要同沉积断裂—蛤北断裂、蛤坨帚状断裂系统和柏各庄断裂,它们共同限定了蛤坨潜山披覆背斜构造。蛤北断裂新生界开始活动,明显控制了Es3和Es2地层沉积,之后继承性活动,但活动微弱；蛤坨帚状断裂系统主断层在始新世时期开始活动,控制了曹妃甸次凹的形成,渐新世中期开始出现帚状断裂系统的雏形,呈SE收敛、NW撒开的弧形,是左旋张扭应力的产物。蛤坨地区早晚期均表现为“两凹夹一隆”构造格局,但控制性断层不同：Es1界面之下,蛤北断层和柏各庄断层控制柳南次凹沉积,蛤坨断层控制曹妃甸次凹沉积；界面之下,蛤北断层活动微弱,高柳断层开始活动,和柏各庄一起控制柳南次凹的沉积,蛤坨帚状断裂系统控制了曹妃甸次凹的沉积。8.在物源体系判断基础上,分析了蛤坨地区柏各庄断层活动性与沉积物迭加样式之间的关系,提出了蛤坨帚状断裂带的“切帚状断裂走向的输砂模式”根据断层活动性控制的构造沉降速率和沉积物供给速率之间的关系,进一步划分出6种陡坡型沉积物堆积样式：仰进积型、俯进积型、近进积型、远进积型、加积型和上超型,其中前4种是有上升盘物源供给的情况,后2种是无上升盘物源供给；并定性判断出柏各庄断层某点处的活动性强弱。来自于蛤坨东部和北部物源的沉积物在帚状断裂带表现出2种分散特征：切割断裂向低一级断阶输送和顺发散的断阶向下输送,最终形成帚状的扇叁角洲前缘砂体分散样式,提出了“切帚状断裂走向”的输砂模式。在此基础上,预测该区有利圈闭主要是与帚状断裂系统相关的圈闭,如断层圈闭、断块圈闭、断层—岩性圈闭等类型,主要分布在帚状断裂系统的断阶内。9.探讨了构造对沉积作用控制的机理和南堡凹陷的形成机制,并总结了盆地演化不同阶段在各个地区表现出的构造-沉积响应。系统分析了构造活动对沉积过程的作用机制—可容空间的变化,指出Es1界面的构造变革运动南堡凹陷构造—沉积产生的重要影响。界面之下盆地呈NW—SE伸展,形成一系列NE向展布的断层(包括西南庄断层)和NE向沉积中心；界面之上,盆地呈NW向走滑伸展,控制NW展布沉积中心,说明南堡凹陷是西南庄断层沿柏各庄断层NW走滑方向上的伸展,首次用“转换伸展终端盆地”模式解释南堡凹陷的形成。总结了南堡凹陷Es1构造变革早晚期的构造坡折带、断层活动性强弱、构造样式和构造古地貌对典型构造带的沉积过程和沉积演化控制的规律。
张文凯[9]2016年在《辽东凸起东营组砂岩储层特征及控制因素研究》文中研究表明渤海湾盆地辽东湾地区是渤海海域最重要的油气产区之一,近年来在东营组勘探开发过程中获得较大突破,发现锦州9-3、金县1-1、绥中36-1及旅大6-2等多个大油气田。本次研究的辽东凸起正好位于辽东湾地区勘探程度相对较低的东部区域,该区钻井相对较少,地质研究相对薄弱,对于油气储层特征、储层类型及储层控制因素等基本特征认识不够深刻,严重的制约了该区域下一步的勘探。为了解决上述问题,本次研究在前人成果的基础上,通过钻井岩心观察、测井解释并结合区域沉积背景等资料,确定了辽东凸起东营组储层主要形成于叁角洲和湖泊沉积环境,其骨架砂体由河口坝、水下分流河道、分支河道等微相沉积形成。借助岩心常规分析、岩石薄片分析、扫描电镜等储层微观研究手段,识别储层孔隙类型及孔隙结构特征,并利用压汞实验分析了储层孔喉组合类型及孔喉分布特征。依据偏光显微镜、扫描电镜、岩石热解、X-衍射及包裹体测温等现代测试分析技术,对储层岩石学特征、成岩作用类型及成岩演化特征进行了详细研究。发现研究区东营组储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩;机械压实(溶)作用、胶结作用是破坏储层孔隙的主要成岩作用,溶蚀作用是改善储层物性的重要成岩作用,本区储层主要处于早成岩B期和中成岩A期,沉积作用决定了储层原生孔隙的多少,成岩作用决定了储层原生孔隙的改造程度及次生孔隙的发育程度。综合研究区沉积、成岩、孔隙结构即物性特征,对区内储层进行了分类评价并对有利区带做了预测,本区储层总体较好,以Ⅰ类优质储层为主,其次为Ⅱ类中等储层,Ⅲ类较差储层和Ⅳ类差储层分布相对最少。对各段储层分类评价,其中东二下段储层相对最好,砂岩厚度大,物性好;其次为东叁段,无论从砂体厚度,还是储集物性均略逊色于东二下段;东二上段储层相对较差,砂体累厚、孔隙度及渗透率均相对最差。
王岩泉[10]2016年在《辽河盆地东部凹陷古近纪火山岩：从岩石成因到勘探应用》文中指出辽河盆地位于郯庐断裂南、北两段过渡带构造蜂腰部位,中国最主要的中新生代含油气盆地之一,是近几十年来地质学家研究的热点地区。辽河盆地东部凹陷是其中一个北东向展布的箕状凹陷,其古近纪地层包括房身泡组、沙叁段、沙一段和东营组,地层内发育了大量的火山岩,这些火山岩不仅完整地记录了本区古近纪火山作用过程,而且还是本区最主要的油气储层,对其进行全面、深入而系统的研究,对于辽河及渤海湾盆地古近纪构造演化和动力学过程以及油气实际勘探和应用均具有十分重要作用。因此,本文在明确火山岩分布特征基础上,开展了火山岩的岩相学、岩石地球化学、同位素地球化学、岩石成因和储层主控因素、评价标准及物性下限研究,进行了锆石U-Pb定年、主量微量元素、Sr-Nd同位素和孔隙度、渗透率分析,讨论了火山岩的源区特征、形成过程和大地构造背景。在此基础上,结合其结构构造和储层物性特征,开展了火山岩储集层物性研究,探讨了火山岩作为一种十分重要的油气储集层的发育特征、控制因素和物性下限,并制定了专门针对于辽河盆地火山岩的分类评价标准。主要结论与认识如下:1.火山岩岩石组合及闪长玢岩的发现研究区古近纪火山岩以中-基性的玄武质和粗面质岩石以及与其共生的次火山岩为主,不发育酸性岩石。按岩石结构可分为4类:火山熔岩、火山碎屑熔岩、火山角砾岩和次火山岩,进一步细分为玄武岩、玄武安山岩、安山岩、粗安岩、粗面岩、角砾化粗面岩、凝灰熔岩、角砾熔岩、凝灰岩、火山角砾岩、辉绿岩和闪长玢岩12亚类。这其中的闪长玢岩在前人的研究中均认为是喷出的粗面岩,但本人在研究中发现,其与发育在研究区中部和北部的粗面岩相比,具有结晶程度好,纵向、侧向上延伸小,分布连续性差,以薄层状或穿层的形式出现在地层之中的特点。同时测得其锆石U-Pb年龄为31.47±0.35Ma,较其所在沙叁段地层年龄(42.4~38Ma)明显年轻,而与上覆东营组(32.6~24.5Ma)的地层时代相同。根据以上特点,判断其不是沙叁段时期喷出的粗面岩,而是侵入成因的闪长玢岩,属次火山岩。2.火山岩地球化学特征和岩石成因本区古近纪各个时期均有基性火山岩发育,但地化特征不尽相同。房身泡组基性火山岩主量元素表现出低碱低钾的特征,其K2O含量0.08%~0.15%,Na2O+K2O含量3.72%~3.79%。稀土元素总量低,轻重稀土元素无明显分馏,亏损大离子亲石元素Rb和K,具较低的εNd(t)值=1.58,其源区为受到俯冲大洋板片流体影响的软流圈地幔。其后沙叁段、沙一段和东营组基性火山岩富铝富钠,Al2O3含量16.08%~18.36%,Na2O含量2.33%~5.04%。轻重稀土强烈分异,弱富集大离子亲石元素,富集Nb、Ta等高场强元素,ISr=0.7033~0.7042、εNd(t)=3.56~5.86,具有近OIB的地化特征和同位素值,其源区同样为软流圈地幔,房身泡组和沙叁段玄武质岩浆不是原始地幔岩浆组成,而是原始岩浆经历了单斜辉石和磷灰石的分离结晶作用形成。沙一段和东营组玄武质火山岩可以代表原始岩浆组成,未经历分离结晶过程。各期玄武质火山岩形成过程中均未受到地壳物质明显的混染。沙叁段地层中还发育有粗面质火山岩和东营期侵入的次火山岩闪长玢岩,粗面岩Si O2含量59.84%~64.04%,富钾富铝,Na2O含量2.98%~6.19%,K2O含量3.95%~9.28%,K2O/Na2O大于1,属钾质火山岩。稀土元素、微量元素曲线变化趋势与同期玄武质火山岩一致,且有相类似的同位素值ISr=0.7035~0.7045、εNd(t)=3.25~4.46,说明两者有着相同的来源。明显的Eu负异常和Sr、P和Ti元素的亏损,表明粗面质火山岩经历了斜长石、磷灰石、金红石、钛铁矿等的分离结晶。闪长玢岩具有和玄武岩相似的稀土和微量元素曲线形态,几乎无Eu的正负异常,有明显的P和Ti元素亏损,不亏损Nb、Ta,说明闪长玢岩形成过程中岩浆可能经历了磷灰石和钛铁矿的分离结晶,几乎无地壳物质混染。3.火山岩的构造背景活动大陆边缘区被广泛认为是地球上最为复杂的构造环境区,而古近纪时期正值太平洋板块西缘俯冲方向和速率再次发生变化的时期,这使得此阶段辽河盆地的构造环境尤为复杂,地球化学和同位素表现出不同的特征,同时古近纪时期内部不同时期岩石也表现出不同的特征。其中古近纪房身泡组火山岩稀土元素总量较低且轻重稀土分馏不强,微量元素含量也较低,亏损大离子亲石元素Ba和K,表现出类似于MORB的特征。而从沙叁段开始,以及其后的沙一段和东营组,地化特征与房身泡组截然不同,与房身泡组相比其稀土元素总量明显升高,轻重稀土分异程度加大,微量元素含量也同样高于房身泡组火山岩。地化特征和同位素均表现出类似于OIB的特征,但与典型的OIB相比,不相容元素含量总体上较低,同时具有弱亏损Nb和相对富集K的特点。根据对本区古近纪火山岩地球化学和同位素特征进一步的分析,认为古近纪始新世和渐新世时期辽河盆地属于板内的构造背景,而古新世是辽河盆地由活动大陆边缘向陆内裂谷环境转化时期。火山岩形成于类似弧后拉张的构造环境,本区古近纪构造环境的变化主要受控于太平洋板块俯冲方向和速率的变化。中生代开始,太平洋板块向欧亚大陆板块开始俯冲。古近纪时期,俯冲速率变缓,同时俯冲进入软流圈的大洋板片由于重力作用下沉,使俯冲下去的板片后退,并带动海沟也向洋后退,这使得大陆边缘遭受板缘拉应力从而造成弧后区的拉张。在此背景下,岩石圈遭受拉伸,软流圈上涌,深部也有可能伴随因拆沉作用造成的岩石圈减薄。与此同时,郯庐断裂系活化并发生大规模走滑运动,导致辽河裂谷盆地同期地幔来源的火山岩浆活动。4.火山岩的储层意义火山岩有效储层主要受断裂、喷发旋回、岩相、岩性四方面控制。断裂控制着火山岩体的空间展布和次生裂缝发育情况,火山岩储层沿大型走滑断裂、尤其主断裂与派生断裂交汇部位集中发育,岩石的渗透率主要由次生裂缝的发育情况所决定;喷发旋回控制着火山岩储层的纵向分布,本区自下而上共发育3个火山喷发旋回,14个期次,有效储层集中发育在旋回二中部的粗面岩期次(S3q3);根据岩性组合、就位型式将本区火山岩相划分为火山通道相、爆发相、溢流相、侵出相和火山沉积相5种,又可细分为14种亚相。岩相控制着储层的规模和原生孔缝发育带,本区爆发相火山碎屑流亚相,侵出相的外带、中带和内带,四个亚相是有效储层发育最集中的相带;岩性决定储集空间类型及后期蚀变改造程度,储集空间分为原生和次生2大类,进一步根据储集空间的形成机制、形态和分布特征,划分9种类型14种亚类。原生储集空间是指形成于火山岩完全冷却之前的封闭系统条件下,在原生成岩作用下形成的各种开放式孔缝,包括原生气孔、格架孔、收缩缝和碎裂缝4类。次生储集空间形成于火山岩完全冷却之后的开放系统条件下,在次生成岩作用下,由原生储集空间发生改造或新的储集空间形成,包括溶蚀孔、隐爆缝、风化缝、溶蚀缝和构造缝5种。有效储层是在现有工艺技术和经济效益条件下能够采出具有工业价值产液量的储集层。依据孔隙度、渗透率、含油产状、试油结果等资料确定了本区火山岩的储层物性下限、建立储层分类评价标准。采用经验系数法、最小含油喉道半径法、含油产状法和试油法分别求取了储层物性下限,综合此四种方法将本区火山岩储层的有效储层物性下限值确定为:孔隙度3%,渗透率0.03×10-3μm2,当孔隙度<3%或者渗透率<0.03×10-3μm2时,通常不会形成工业或低产油气层。根据储层物性将火山岩储层划分4类,I类储层为高孔高渗储层(Φ>13%,高渗K>0.4×10-3μm2),II类储层为较高孔较高渗储层(Φ=13~8.5%,K=0.4~0.1×10-3μm2),III类储层为中孔中渗储层(Φ=8.5~3%,K=0.1~0.03×10-3μm2),IV类储层为低孔低渗储层(Φ<3%,K<0.03×10-3μm2)。油层主要发育在I类和II类储层中。
参考文献：
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