渤海湾盆地东濮凹陷压力演化与超压形成机制

通过实测压力、泥岩声波时差、流体包裹体古压力恢复及盆地模拟,对东濮凹陷北部地区地层压力的演化和现今压力特征进行分析,结合岩心观察解析超压的形成机制,探讨不同机制对超压的贡献率。结果表明:剩余压力的演化经历"超压原始积累-超压释放-超压重新形成"3个阶段,两次超压的形成时期与油气成藏的时期相对应;古今超压的空间展布均受构造格局、断裂活动和膏盐岩分布的控制,洼陷带以及盐下、盐间地层的剩余压力较大;超压的形成主要为欠压实作用、生烃作用及膏盐岩作用的结果,生烃作用对超压的贡献率与烃源岩的热演化相关。     

东营凹陷滨南地区水下火山喷溢对烃源岩形成及生烃演化的作用

东营凹陷滨南地区沙河街组沙三段自下而上发育深灰色泥岩—玄武岩—碳酸盐岩—油页岩岩性序列。研究结果表明，水下火山喷溢导致了碳酸盐岩和油页岩沉积，玄武岩中的火山矿物和过渡金属对周围烃源岩生烃起到了显著的催化作用，从而使烃类早熟和低熟；橄榄石蚀变产生的氢气对烃源岩具有加氢作用，使其生烃量显著增加。间歇性的火山活动除形成玄武岩储集岩外，还导致上覆白云岩破碎，形成了特殊的储集岩——白云质角砾岩。     

渤海湾盆地天然气聚集带特征及形成条件

根据渤海湾富油盆地天然气的分布特征,探讨了该盆地主要天然气聚集带的地质特征及形成条件。该盆地较大规模的天然气聚集带均与石炭－二迭系煤成气有关;油型气聚集带主要是石油沿断裂向上运移过程中溶解气析离形成的浅层次生气。天然气聚集带的分布受二级构造带背景控制,主要天然气聚集带可归为隆起带型,凸起型,斜坡带型,断阶带型等。继承性发育的构造背景、有利的气源条件、良好的封盖保存等是控制天然气聚集带形成的主要地质     

埋藏风化壳结构的矿物学与地球化学特征及其控藏作用

通过岩心观察、矿物及元素分析等手段,分析了济阳坳陷义和庄凸起前第三系埋藏风化壳结构的矿物学与元素地球化学特征.结果表明:义和庄凸起前第三系坶藏风化壳具有风化黏土层和半风化岩石的二层结构;由半风化岩石到风化黏土层,抗风化能力弱的长石等原生矿物逐渐减少,次生黏土矿物逐渐富集,半风化岩石上部与风化黏土层为Fe,Al元素的富集带,Ca,Na元素大量流失,K,Mg元素由于交代作用变化较复杂;义和庄凸起埋藏风化壳结构在油气成藏过程中起主要作用的是半风化岩层中部的孔缝连通体,它既为油气运移的良好通道,也可成为有效储层;风化黏土层与上覆岩层一起形成了复合型盖层.     

临清坳陷东部地温及有机质热演化特征

对临清坳陷东部地区地温及其影响因素进行了研究，并分析了下第三系烃源岩有机质的热演化特征．指出本区地温梯度低，生油层埋藏浅，致使下第三系各生油层经受的最高温度和有机质成熟度明显偏低，主力生油层尚处在主要生油阶段的早中期，难以生成大量成熟油气，从而影响了本区的油气勘探成效     

东辛油气田构造特征与油气富集规律研究

东辛油气田为我国最大的复杂断块油气田，该区总体上由东营穹窿背斜、辛镇长轴背斜及过渡带三部分组成，受南北两翼近东西向延伸的二级断层的控制，呈现为东西向堑式背斜带。该区的断裂发育，断块多，断块大小、形状各异。构造的形成与下伏始新统孔店组上部和沙河街组下部的盐、膏岩和欠压实泥岩组成的塑性层上拱有直接关系。多期断裂活动导致油气在纵向上运移活跃，油气分布层位多，含油气井段长，油气藏沿断层呈叠瓦式展布，且由深到浅依次出现油藏、油气藏、气藏的完整序列。不同断块区油气富集程度差异大，构造翼部断块区较核部油气富集     

车西洼陷南坡油气成藏和富集的主控因素

依据地质录井、岩心压汞测试和地层测试等资料,应用生长断层活动性和封闭性的定量评价、岩石薄片分析和盆地模拟恢复古压力等方法,对车西洼陷南坡油气成藏和富集的主控因素进行定量分析.结果表明:馆陶组沉积期油源断层的活动时间和活动部位控制源上油气藏油气富集程度和宏观分布;研究区形成断层侧向封堵的条件为泥岩涂抹势大于22, 泥岩涂抹因子小于1.5,断层泥比率大于0.73,沙二段底部、沙三上亚段和沙四上亚段达到断层侧向封堵条件;源下油气成藏主要受储层孔喉半径和成藏期沙三段底部剩余压力控制,沙四上亚段储层孔喉半径大于0.24 μm,储层埋深小于4.0 km的沉积有利相带发育区为有利储层发育地区;源下油气藏含油边界附近,在明化镇组沉积末期(距今2 Ma)存在沙三段底部剩余压力与储层排替压力下限的耦合关系,据此预测源下油气藏含油范围为明化镇末期沙三段底部剩余压力大于0.6 MPa的地区.     

渤海湾盆地潜山油气富集特征与主控因素

以渤海湾盆地潜山油气勘探实践为基础,综合前人研究成果,系统对比分析不同凹(坳)陷潜山油气成藏条件、油气富集差异性,并探讨其主要控制因素。研究表明:前古近纪构造演化造就了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型三类基底,新生代构造差异演化形成了早期型、继承型和晚期型三类凹陷,凹陷演化的差异性控制了烃源岩层系由盆地外围早期型凹陷到中心晚期型凹陷逐步变浅,由Ⅰ类基底向Ⅲ类基底,优质储层规模逐渐减小,输导条件逐步变差;潜山油气的宏观分布受前古近纪与新生代演化共同控制,主要富集在Ⅰ、Ⅱ类基底与继承型、早期型耦合的富油气凹陷中;潜山油气的富集程度受凹陷的富油气性、烃源岩层系、优质储层发育规模以及供油窗口等综合因素控制;对不同成藏条件进行定量化,建立潜山油气藏形成的"源-储-导"三元耦合控藏模式,储集条件为首要控制因素。     

饶阳凹陷新近系盖层质量及其与油气分布的关系

以实验室岩心测试分析为基础,建立泥岩声波时差与实验室分析测试结果的联系,对饶阳凹陷新近系泥岩盖层封闭性进行定量研究,并结合新近系油气分布及前人对油源、输导条件的研究成果,研究盖层、油源断裂等主控因素对饶阳凹陷新近系油气成藏的作用。结果表明:研究区新近系盖层排驱压力中等偏大、分选系数较好、略细歪度,具有较好的封盖能力,新近系油藏盖层根据排驱压力值可分为好(>2 MPa)、较好(2～1.31 MPa)、中等(1.31～0.746 MPa)和差(<0.746 MPa);邻近生烃中心、油源断裂发育且盖层排驱压力大的留西、留北地区新近系油藏发育,邻近生烃中心、油源断裂发育的马西洼陷东部地区仅在盖层条件稍好的南马庄地区零星发育新近系油藏,远离生烃中心、油源断裂不发育的皇甫村地区虽然盖层条件优越,仍无法形成新近系油藏。     

高青地区油气藏类型和分布特征

以渤海湾盆地东营凹陷西南缘陡坡与青城凸起过渡地区的高青油气田为例,分析了凹陷与凸起边缘地区的油气藏类型及其分布特征。研究区油气藏类型丰富多样,尤以地层圈闭油气藏发育为特征。除砂岩油气藏外,还存在大量火成岩油气藏。不同构造单元的成藏机制、油气藏类型及油气分布特征表现出明显差异,油气主要沿凹陷与凸起之间的高青大断裂富集,呈条带状分布;而远离大断裂,油气的富集程度急剧变差。研究区的油气藏类型及分布特征在渤海湾盆地凹陷边缘地区具有一定的代表性