东营凹陷有效烃源岩成熟度评价
东营凹陷沙四段低阻油藏成因特征及评价
东营凹陷沙四段低阻油藏成因特征及评价东营凹陷是中国渤海湾盆地的一个重要油气盆地，沙四段是该地区一个重要的油气产层。
东营凹陷沙四段低阻油藏是当今油田勘探和开发的主要对象之一。
本文将对东营凹陷沙四段低阻油藏的成因特征及评价进行深入探讨。
一、成因特征（一）构造成因东营凹陷是一个大型泥岩坳陷盆地，地壳运动活跃，构造复杂。
沙四段低阻油藏的形成与构造活动密切相关。
在构造活动中，受到构造运动的影响，产生了许多裂缝和节理，这为油气的运移和聚集提供了通道和空间。
（二）岩性特征沙四段是一个典型的砂岩-泥岩互层，具有较大的孔隙度和渗透率，是理想的油气储集层。
岩性特征对于储层的储集性能起到了决定性的作用。
（三）沉积成因沙四段储层主要是由陆源碎屑岩沉积形成的，具有较好的孔隙度和渗透率。
这是由于陆源碎屑岩通常具有较高的孔隙度和渗透率，有利于油气的运移和储集。
（四）成岩成因沙四段储层的矿物成分主要是石英、长石、云母等，这种成分组成的岩石具有较好的孔隙度和渗透率，是理想的油气储集体。
（五）热演化作用沙四段地层经历了较严重的热演化作用，部分油气随着岩石的加热而被释放，导致储层的低阻状态。
二、评价（一）地震反演技术地震反演技术是一种有效的地质评价技术，可以通过地震波的传播速度和反射强度来反演储层的物性参数，包括孔隙度和渗透率等。
这对于低阻油藏的评价有着重要的意义。
（二）岩心分析技术岩心分析技术是一种直接观察储层性质的方法，可以获取储层的孔隙度、渗透率、孔隙结构等数据，是对低阻油藏进行评价的重要手段。
（三）沉积学研究通过对沉积学的研究，可以了解储层的沉积环境和沉积特征，进而评价储层的孔隙度、渗透率等性质。
（四）地质统计学方法地质统计学方法可以通过对储层中孔隙度、渗透率等数据进行统计分析，得出储层的分布规律和储量评价。
（五）岩石物理学方法岩石物理学方法可以通过实验室的物理性质测试，获取储层的孔隙度、渗透率等参数，对低阻油藏进行评价。
（六）数值模拟技术数值模拟技术是一种对储层进行动态分析的方法，可以模拟油气在储层中的运移和聚集过程，评价油藏的产能和采收率。
东营凹陷有效烃源岩成熟度评价
Ｍａ ０ ８ ｙ２０ Ｖｌ． ３ Ｎ ３ ０ ２ ｏ． １
文章编 号 ：６ ３０ ４ ２ ０ ）３０ １．５ １７ —６ Ｘ（０ ８ ０ ．０ ２０
东营 凹 陷有效 烃源 岩成 熟度 评价
Ａｓｓ ｅｔ ｆｈ ｒ ａ ｍ ｔ ｉ ｔｅ ｆ ｃｖ ｄｏａ￣ｎ Ｏｌ ｃｓｎ ｏｇ￣ Ｄ ｐ ｓｏ ｓ ｓ ｎ ｅ ｈ ｍ ｌ ａ ｒｙ ｆ ｈ ｅｔｅ ｙｒ ｒ Ｕ ｅ ｏｋ ｉＤ ｎｙ ｅｍ ｏ ｔ ｔ ｅ ｕ ｔｏ ｅ ｉｈ ｃ Ｓ ＇ｒ ｃ ｅｒ ｓ ｎ ｅｉ
效烃源岩样 品进行 Ｆ ＭＭ 分 析的基础上 ， Ａ 结合前 人的 Ｆ ＭＭ 分析 结果 ， ２套有 效烃 源岩 的成熟度 Ａ 对 重新进行 评价 ．
中图分类 号 ： Ｅ１ ２ １ ３ Ｔ ２ ． １ 文 献标识码 ： Ａ
东营凹陷是济 阳坳陷东南部的一个次级凹陷， 是胜利 油 田勘 探程 度较 高 ， 气 资 源较 丰 富的 一个 油 凹陷… 有研 究 成果 ［５揭示 东 营 凹 陷 的 油 主 要 来 １． ２］ － 源于 沙三段下 亚 段一沙 四段上 亚 段 烃 源岩 ， 明沙 说
深度段烃源岩的镜质体反射率 Ｖ ｏ仅为 ０３ ％左 Ｒ ．５ 右 ， 质体 反射 率 Ｖ ｏ等 于 ０ ５ ％所 对应 的深 度 镜 Ｒ ．０ 段 为 ２５０ ３５ ０ｍ． 暗 示东 营凹 陷 ２套 有效 烃 ０ － ０ 这
源 岩的镜 质体反 射率 存 在 明显 的 抑制 作 用 ， 能真 不
重要的意义． 前 ， 目 对于镜质体反射率存在抑制的烃 源 岩成熟度评 价 的有效方 法为 Ｆ ＭＭ ｆ ｏｅｃｎｅ Ａ ｌ ｒｓｅｃ ｕ ａ ｅａｉ ｆ ｌｐｅｍａｅａ ） ｌ ｒｔ ｎｏ ｔ ｌ ｃｒｌ 技术 ９， ｔ ｏ ｍｕ ｉ ｓ ｌ 并且 已得 到
东营凹陷沙四上亚段烃源岩排烃特征及潜力评价
在分布范围和地球化学指标等方面也存在一定的差 别 。为了更好地对这两套烃源岩进行评价 ,此次研 究中读取了东营凹陷 102 口探井的录井资料 ,对暗 色泥岩和油页岩分别进行了厚度统计 ,并结合地球 化学资料 ,对其进行标定 。 1. 1 暗色泥岩
沙四上亚段暗色泥岩的厚度为 20～245 m ,总 体显示在营 89 井 、牛 81 井和樊 3 井处出现最大值 。 这三口探井所处位置对应于利津洼陷 、牛庄洼陷和 博兴洼陷 。其中 , 在营 89 井处 , 厚度 达到 最大 值 (245 m) ,在樊 3 井和牛 81 井处厚度分别为 150 m 和 180 m 。从该亚段暗色泥岩的总体分布情况看 , 其厚度变化较平缓 ,且遍布整个凹陷 ,即使在凸起边 界附近暗色泥岩的厚度仍在 20 m 以上 。该套烃源 岩的总有机碳质量分数 w ( TOC) 介于 1 %～5 %间 , 均值为 3. 5 % ,有机质类型以 Ⅰ2 Ⅱ1 型为主 ,其演化 程度较高 ,镜质体反射率 Ro 为 0. 6 %～0. 9 %。 1. 2 油页岩
(中国石油大学 a. 盆地与油藏研究中心 ;b. 石油天然气成藏机理教育部重点实验室 ,北京 102249)
摘 要 :东营凹陷岩性类隐蔽油气藏的勘探日趋重要 ,其主力烃源岩的排烃特征及资源潜力的研究亟待加强。将东营凹陷沙四 上亚段烃源岩分为暗色泥岩和油页岩两套 ,根据排烃门限理论 ,利用生烃潜力法对两套烃源岩的排烃特征进行了详细分析并对其 资源潜力进行了评价。沙四上亚段烃源岩的主要排烃期为明化镇组沉积时期 ,排烃门限深度为 2 600 m。两套烃源岩的总排烃量 和总平均远景资源量分别为 59. 67 ×108 t 和 25. 65 ×108 t ,其中暗色泥岩的总排烃量和总平均远景资源量分别占总量的72. 18 % 和 72. 2 % ,而油页岩仅分别占 27. 82 %和 27. 80 % ,表明暗色泥岩的资源潜力更大。综合分析后认为 ,沙四上亚段为岩性油藏的主 力烃源层 ,具有良好的资源前景。 关键词 :东营凹陷 ;沙四上亚段 ;烃源岩 ;排烃特征 ;资源评价 中图分类号 : TE122. 1 文献标识码 :A 文章编号 :100027849 (2007) 0220069206
东营凹陷孔二段烃源岩特征及测井评价
有机质丰度主要包括有机碳含量 、 氯仿沥青 “” Ａ 含量 和 生烃 潜 量 （ ＋Ｓ ） 。王 ４ 莱 深 １ Ｓ ６、 以及柳参 ２ 井有机碳含量 变化较大 ， 平均值分别 为 ０５ ％ ，． １ ．７ ０６ ％和 ０７ ％， ．６ 氯仿沥青 “ ” Ａ 含量
较小 ， 平均值 分 别 为 ００ １ ，．２ 和 ００６ ， ． １％ ０ ０ ％ ．１％ 根据 我 国陆相 泥质岩 类烃 源岩有 机质 丰度 评价标 准【 ， ６ 评价 为 中一 差等 烃 源岩 。 Ｊ
中一 差 等烃 源岩 。为 了全 面认 识 孔二段 烃 源岩地 化特征 ， 用孔 二段 烃 源岩 实测分析 资料 ， 利 建 立 了测 井信 息 烃 源岩 评 价模 型 ， 运 用该 模 型 对孔 二段 烃 源 岩 有 机 碳 含 量 （ Ｏ 、 并 Ｔ Ｃ） 氢指 数 （ ） 成 熟度 （ ｎ 等进 行 了 系统评 价 。孔 二段 烃 源岩 Ｔ Ｃ为 ０ ５ ～ ．％ ， 酪根 以 Ｉ Ⅲ 及 Ｒ） Ｏ ．％ ２４ 干 Ｉ 一 Ⅲ型 为主 ， 为 ０７ ％ ～１３ ％ ， 明有 机 质处 于成 熟一 高成熟 阶段 ， ．２ ．２ 表 综合评 价 为一 套 中等一 好 烃 源岩 ， 东营 凹陷 又一套 具有 巨大生烃 潜力 的烃 源层 。 是
１０和柳参 ２ 暗色泥岩连续性较好 ， ０ 井 单层厚度 大 （ 般 为 ５～１ ｎ ， 色 地 层 占地 层 厚 度 的 一 ０ ｉ） 暗
４％ ～ ８ ， ２ ６ ％ 主要 为半 深 湖一 浅 湖 相沉 积 ， 莱深 １
育 了沙三 中 、 沙三下 、 四上 和孔 二 段 （ ｋ ） 沙 Ｅ 多套 烃 源岩 ¨ Ｊ 。前人 对 沙河街 组烃 源岩 做 了大 量研
１ ２ １ 有 机质 丰度 ．．
东营凹陷页岩油岩相要素测井评价
东营凹陷页岩油岩相要素测井评价一、引言凹陷页岩油是指在地质构造凹陷中分布的页岩中含有可开采的油气资源。
东营凹陷是中国重要的页岩油区之一，对其页岩油岩相要素进行测井评价是了解油气资源潜力和开发可行性的关键步骤。
本文将探讨东营凹陷页岩油岩相要素测井评价的方法和意义。
二、页岩油岩相要素测井评价的意义1.了解页岩油的储层特征：通过测井评价，可以获取页岩油的储层孔隙度、渗透率、饱和度等信息，进而判断储层的质量和可开采性。
2.指导油气勘探开发：通过测井评价，可以确定页岩油的储层分布、厚度和产状，为油气勘探开发提供重要依据。
3.优化油气开采方案：通过测井评价，可以评估页岩油的储量和产能，为油气开采方案的制定和优化提供科学依据。
三、测井方法1.电测井：电测井是通过测量地层电阻率来评价储层特性的一种方法。
在页岩油岩相要素测井评价中，可以通过电测井获取储层孔隙度、饱和度等信息。
2.声测井：声测井是通过测量地层声波传播速度来评价储层特性的一种方法。
在页岩油岩相要素测井评价中，可以通过声测井获取储层孔隙度、渗透率等信息。
3.密度测井：密度测井是通过测量地层密度来评价储层特性的一种方法。
在页岩油岩相要素测井评价中，可以通过密度测井获取储层孔隙度、饱和度等信息。
四、页岩油岩相要素测井评价的指标1.孔隙度：孔隙度是指储层中的孔隙空间所占的比例。
可以通过电测井、声测井等方法来评价页岩油的孔隙度。
2.渗透率：渗透率是指储层中流体流动的能力。
可以通过声测井、电测井等方法来评价页岩油的渗透率。
3.饱和度：饱和度是指储层中含油或含气的比例。
可以通过电测井、密度测井等方法来评价页岩油的饱和度。
五、页岩油岩相要素测井评价的步骤1.数据处理：对测井数据进行预处理，包括数据校正、滤波等处理，以保证数据的准确性和可靠性。
2.建立模型：根据测井数据和地质资料，建立页岩油岩相要素测井评价的数学模型，以描述储层的特征。
3.参数计算：利用建立的模型，对测井数据进行参数计算，得到页岩油的孔隙度、渗透率、饱和度等信息。
东营凹陷油源特征分析_张林晔
石油 勘探与开发 PET R OLEU M EX PLORA T IO N AN D DEVELOP M EN T
文章编号: 1000- 0747( 2003) 03-0061- 04
V ol. 30 N o. 3 61
东营凹陷油源特征分析
张林晔1, 蒋有录2, 刘华2, 谭丽娟2, 张乐2
Es4
0. 95~ 2. 7 1. 6~ 5 1. 4~ 7 1. 4~ 3
0. 8~ 1. 1 0. 65~ 1 0. 3~ 1. 2 0. 7~ 3. 7
0. 31~ 0. 36 0. 2~ 0. 35 0. 2~ 0. 5 0. 22~ 0. 41
牛庄
Es3
1~ 1. 9
1. 2~ 2. 3
0. 43~ 0. 48
前人对东营凹陷石 油地质特征已有较多研究, 但 对油气具体源区尚缺乏系统分析。为了查明已发现油 田的油气来源, 为东营凹陷进一步滚动勘探提 供理论
图 1 东营凹陷油田分布图
依据, 进行系统的油( 气) 源研究十分重要。
2 烃源岩地质及地球化学特征
东营凹陷共有 6 套烃源岩系, 即上古生界的石炭二叠系、中生界和古近系的孔店组 ) 沙四下亚段、沙四 上亚段、沙三段、沙一段。由于只发现了来自沙四上亚 段和沙三段烃源岩的原油, 因此笔者认为东营凹陷只 存在沙四上亚段和沙三段两套有效油源岩[ 1] 。
0. 3~ 0. 34 0. 51~ 1. 11 0. 36~ 0. 46 0. 43~ 0. 46 0. 53~ 0. 55
0. 51 0. 19~ 0. 45
Pr/ Ph
代表井 样品数 原油类型 来源洼陷
0. 37~ 0. 6 广 6-22
东营凹陷Es4-Ek油气资源评价
Ｏ Ｏ Ｏ ０ Ｏ Ｏ Ｏ Ｏ Ｏ
１ ９ ８ ７ ６ ５ ４ ３ ２ １ Ｏ
深入 系统 的研 究 ， 现 用 平 行一 级 反 应 化 学 动力 学 发
褥 辱 孝
模型 描述 有机 质成 烃过程 更 为适合 。
即 Ｎ 个 平 行反应 的干 酪根 生烃量 为 ： 。
⑥
２ １ ＳｉＴ ｃ． ｎｒ． ０ ｃ ｅｈ Ｅ ｇｇ １ ．
东营 凹陷 Ｅ ４Ｅ ｓ －ｋ油气资源评价
于仲 坤 薛海涛 卢双舫 李 吉君 刘文磊
（ 北 石 油 大 学 地球 科 学学 院 ， 庆 １３ １ ） 东 大 ６ ３ ８
摘
要
设 计开 放和封 闭两种模拟实验体 系进行东 营凹陷有 机质初次 裂解 生烃 （ 成油 、 成气 ） 和原 油二次 裂解成 气的模 拟实
活化能／ ｏ・ ｌ ０ ｍｏ ）
褥
Ｏ－ ３
辩
Ｏ－５ ２ Ｏ２ ．
籁
０１ ．５ ０１ ． ０Ｏ ．５
一
褂 辞
Ｏ １ ０ １ ０ １ ０ ２１ ２ ０ ２ ０ ２ ０ ２ ０ ３１ ３ ０ ５ ７ ９ ０ ３ ５ ７ ９ ０ ３
。
模 拟 实验 ， 分别 代 表有 机 质 初 次 裂解 生烃 和 原 油 二
陷沙 四段 、 店 组 及 以下 地 层 还 有 较 大勘 探 潜 力 。 孔
东 营 凹陷深 层 油气 勘 探 能 否 有更 大 突破 ， 深层 资 源
潜 力 是焦 点 问 题 之 一 。本 次 研 究 拟 利 用 化 学 动 力
由实验值和模 型计算值之差 的平方 和构造 目标 函
源岩 样 品具 有 高有 机 质 丰度 和低 成 熟 度 的特 点 ， 是 进 行 热模拟 实验 的理 想样 品 。
应用测井评价东营凹陷民丰洼陷烃源岩
其 背景值 Ａ Ｘ； Ｔ（ 。所 以计算公式应为 ：
ＴＯＣ— Ａｌ Ｒ ・１ 一 － ｇ ０ 。 ｔ ＋ ＡＴ（ ； 。 １ Ｘ （） ２
两 条曲线 间的间距在对数电阻率坐标 上的读数 （ ｌＲ 也就确定 Ａｇ ） 了。很显然 ， ｌＲ值也如测井曲线一样 ， Ａｇ 是连续分布的 。两条重 叠 曲线 中部 的数据为 Ｒ 线值（ 茬 电阻率 ） △ 基 值 （ 和 ｔ线 声波时差） 。
响。
式中： Ｒ一 一 测井仪实测的电阻率 ， ｍ； Ｑ・
△ 卜 一 测 的 声 波 时 差 ，ｓｍ； 实 ￣／
Ｒ 线 一…非烃源岩对应 于 △ 线值时的 电阻率 ， ｍ； Ｑ・ ０ ０ ８ 一 依赖 于 每 一个 电 阻率 刻 度所 对 应 的 声 波时 差 ．０ ４ …
维普资讯
总第 １６期 ２ ２０ ０６年第 １ 期 Ｏ
西 部 探 矿 工 程
Ｗ Ｅ Ｔ— ＣＨＩ Ｓ ＮＡ ＥＸＰＬ ０ＲＡＴ１ ０Ｎ ＥＮＧＩ ＮＥＥＲＩ ＮＧ
ｓ ｒ ｓＮｏ １ ６ ｅｉ ． ２ ｅ ０ｃ ． ０ ６ ｔ２ ０
文章 编号 ：０ ４ ７ ６ ２ ０ ） Ｏ ０ ９ ３ １ ０ —５ １ （０ ６ １ 一０ ９ —０
验 ， 给 烃 源 岩 的评 价 带 来 了很 大 的局 限 性 。通 过 采 取 测 井方 法 对 东 营 凹 陷 民 丰 洼 陷烃 源 岩 作 出定 量 化 评 价 ， 别 有 这 识
效 烃 源岩 ， 为成 藏 研 究Байду номын сангаас 予指 导 。
关 键 词 ： 丰 洼 陷 ； 井 ； 机碳 ； 民 测 有 有效 烃 源岩 永 北 地 区 位 于 山 东 省 垦 利 县 北 ， 造 位 置 处 于 东 营 凹 陷 东 构 北 部 与 陈 家 庄 凸 起结 合部 位 （ 营 凹 陷 北 部 陡 坡 带 东 段 ） 陈 家 庄 东 ，
《2024年渤中凹陷西南洼东营组烃源岩地球化学特征及环境指示意义》范文
《渤中凹陷西南洼东营组烃源岩地球化学特征及环境指示意义》篇一一、引言渤中凹陷位于中国东部大陆架的重要位置，具有丰富的油气资源潜力。
东营组烃源岩作为渤中凹陷西南洼的代表性烃源岩，其地球化学特征和地质环境对于理解油气资源的生成、运移及保存条件具有至关重要的意义。
本文旨在分析渤中凹陷西南洼东营组烃源岩的地球化学特征，并探讨其环境指示意义。
二、区域地质背景渤中凹陷是华北平原东北部的一个重要含油气凹陷，位于中国渤海中部，经历了复杂的构造活动和地质演化。
其中，东营组是渤中凹陷西南洼的重要烃源岩层位，其沉积环境和沉积相变化对烃源岩的生成和分布具有重要影响。
三、东营组烃源岩地球化学特征1. 岩石学特征：东营组烃源岩主要由泥岩、页岩和碳质泥岩组成，具有较高的有机质含量和良好的生油潜力。
2. 有机质类型与成熟度：东营组烃源岩的有机质类型主要为腐殖型和腐泥型，成熟度较高，表明其具有良好的油气生成潜力。
3. 地球化学指标分析：通过有机碳含量、氢指数、氯仿沥青“A”等地球化学指标分析，揭示了东营组烃源岩的有机质丰度和类型。
四、地球化学特征分析1. 有机质丰度与类型：东营组烃源岩的有机质丰度较高，主要为腐殖型和腐泥型有机质，这为油气的生成提供了良好的物质基础。
2. 生油潜力评价：根据地球化学指标分析，东营组烃源岩具有较高的生油潜力，是渤中凹陷重要的油气来源。
3. 成熟度评价：通过镜质体反射率、碳同位素等指标分析，表明东营组烃源岩已达到较高的成熟度，有利于油气的生成和运移。
五、环境指示意义1. 沉积环境：东营组烃源岩的沉积环境主要为浅水湖泊和沼泽环境，这为有机质的保存和油气的生成提供了有利条件。
2. 古气候指示：通过地球化学指标分析，可以推断出东营组沉积时期的古气候环境，为研究区域古气候演变提供依据。
3. 油气勘探意义：东营组烃源岩的地球化学特征为油气勘探提供了重要依据，有助于指导油气田的布局和开发。
六、结论本文通过分析渤中凹陷西南洼东营组烃源岩的地球化学特征，揭示了其有机质丰度、类型及成熟度，探讨了其沉积环境和古气候指示意义。
东营凹陷沙四段低阻油藏成因特征及评价
东营凹陷沙四段低阻油藏成因特征及评价东营凹陷是中国十大湛河三角洲蓄油气区之一，是我国非常重要的油气生产基地，凹陷内分布着大量的低阻油藏。
在东营凹陷中，凹陷内的沙四段低阻油藏尤为突出，成因特征十分明显。
本文将从沙四段低阻油藏的成因特征和评价两方面展开探讨。
一、成因特征1. 地质构造东营凹陷地处于渤海湾地区，地质构造复杂，主要受华北地块的挤压和褶皱运动的影响。
凹陷内的沙四段低阻油藏在构造上主要分布在凹陷的凸起部位和山坳部位，这主要是由于构造对成藏空间的控制作用。
凹陷内的构造形态多样，有褶皱构造、断裂构造等多种形式，这为低阻油藏的形成提供了丰富的成藏空间。
2. 沉积环境沙四段的沉积环境主要为陆相河流三角洲沉积，沉积相主要为冲积扇和湖泊相。
这种沉积环境对于低阻油藏的形成起到了积极的作用，主要体现在以下几个方面：陆相河流三角洲沉积速度快，储层组合多样，储集空间丰富，有利于油气的富集和保存；冲积扇和湖泊相容砂体组织较好，储层的孔隙度和渗透率较高，是形成低阻油藏的重要条件。
3. 油气源储东营凹陷是一个丰富的生油气盆地，沙四段低阻油藏的形成离不开良好的油气源储条件。
通过地质勘探和地质评价工作发现，凹陷内的沙四段低阻油藏与下覆的下白垩统陆相烃源岩有着紧密的关系，这些烃源岩在长期的生烃演化过程中，释放出大量的油气，使得低阻油藏得到了长期的充注和富集。
4. 成岩作用东营凹陷内的沙四段低阻油藏形成与成岩作用密切相关。
经过多年的地质勘探和研究发现，在成岩作用过程中，沙四段低阻油藏受到了复杂的碎屑成岩作用和非碎屑成岩作用的影响。
这些成岩作用不仅改变了储层岩石的物理性质，使其孔隙度和渗透率增加，而且还引起了原油的分异和聚集，是低阻油藏的形成的重要因素之一。
二、评价1. 储层性质沙四段低阻油藏的储层性质主要表现在孔隙度、渗透率和非均质性方面。
通过地质勘探和地质评价工作发现，凹陷内的低阻油藏储层孔隙度普遍较高，平均在15%以上；渗透率也较高，平均在1000毫达以上。
东营凹陷孔二段烃源岩发育特征及生烃潜力
泥岩发育面积为 １００～ ０ ｋ 干酪根类型主要为 Ⅱ． Ⅲ型， ０ １３０ ｉ ； ｎ 一 有机 质含量为 ０ ９ ％ ～ ．９ ， ．１ ０ ９ ％ 镜质体反 射率为
０ ８ ％ 一１５ ％ ， 中等烃 源 岩 ， 有 机 碳 质 量 平 衡 法 计 算 东 营 凹 陷孔 二 段 烃 源 岩 的 生 烃 总 量 为 ７ １ ， 有 巨 ．５ ．８ 为 按 ． １ ｔ具 Ｘ０
大 的勘 探 潜 力 。
关键词 ： 源岩 ； 源量 ； 烃 资 生烃 潜 力 ； 二 段 ； 营 凹 陷 孔 东 中 图 分类 号 ：Ｅ １ ． １ Ｔ ｌ２ １５ 文 献 标 识 码 ： Ａ 文 章 编 号 ： ０ ９ ０ （０ ８ ０ ０４ ０ １ ９— ６ ３ ２０ ）５— ０ ６— ３ ０
ห้องสมุดไป่ตู้向的拉 张伸 展作用 为主 。盆地 两侧 为北 北 东 向右行
走滑 断层 ， 西部边 界是利 津一高 青断层 ， 东部 边界是
青坨 子断层 。
西 南 部 的博 兴 洼 陷在 孔 二 段 早 期 同样 呈 北 西 向， 东侧北 西走 向 的石 村 断 层 是该 时 期 沉 积 的控 制
断层 。后期 转变 为 三角 形 状 ， 是 由于 洼 陷西 侧 的 这 北东 向高青 断层 具有 右 行 走 滑性 质 ， ２期 构 造 转 是
型事件叠 加和改 造 的结 果 。南部古 生界掀 斜地层 表 现 出东西 走 向和 向北 倾 的特 点 ， 暗示 博 兴 洼 陷孔 二 段 经历 过北断南 超式 的南北 向伸 展作用 过程 。
东营凹陷沙四段低阻油藏成因特征及评价
东营凹陷沙四段低阻油藏成因特征及评价东营凹陷位于山东半岛南部，是中国大陆油气勘探开发的主要区域之一。
沙四段是该区域主要的油气储层之一，本文旨在探讨东营凹陷沙四段低阻油藏的成因特征及评价。
一、形成条件东营凹陷沙四段低阻油藏的形成条件包括以下几个方面：1、成熟的油源岩：沙四段油藏的形成与上侏罗统至下白垩统优质烃源岩的存在密切相关。
东营凹陷地处环渤海盆地，该区域上、中侏罗统生油岩等烃源岩类型丰富，具有较高的油气生成潜力。
2、适宜的成岩作用：沙四段属于中等埋深的成岩阶段，1700~2000米之间为最佳成岩作用区。
由于岩石在这个埋深范围内经历了适度的压实与压溶过程，从而形成了较好的孔隙储层。
3、构造运动：东营凹陷经历了多期不同的构造运动，引起岩石的变形、断裂与褶皱，形成了适宜的构造陷落带。
这些运动形成的断层和破碎带是优质的油藏圈闭构造，并且为石油运移提供了通道。
二、成藏特征1、低阻储层：沙四段沉积厚度很薄，粒度细，具有较高的孔隙度和渗透率，这些都是形成低阻油藏的关键条件。
2、多元油质：东营凹陷沙四段油藏具有多元化的油质特征，原油的密度、粘度、腐蚀性、气体含量等差异明显，反映了地质历史不同阶段的成因环境变化。
3、不规则圈闭：低阻油藏的油气圈闭大多不规则、复杂，无固定规律的层状、构造圈闭，也无大范围的单一型圈闭。
这些圈闭建立在断层、岩溶沉积、漏斗状沉积等多种类型的岩石构造上。
三、评价1、油藏综合评价：综合考虑储层、圈闭、油品等多个方面的信息，对油藏进行评价。
2、石油地震评价：通过地震勘探技术，对储层、圈闭等进行评价，提供油藏形态、分布等信息。
3、储量评价：通过钻井、采样实验等手段，对油藏储量进行评价。
其中，储量评价以探明储量为主，其次是控制性储量。
综上所述，东营凹陷沙四段低阻油藏形成条件适宜，成藏特征明显，评价方法丰富，因此具有较高的勘探开发价值。
以后的研究发现和勘探作业将进一步推动东营凹陷油气资源的发掘，促进中国石油行业的发展。
东营凹陷古近系烃源岩成熟度特征
ｍ 。东营凹陷古近系主力烃源岩层主要处于成熟和高成熟阶段， 常规成熟门限较深， 因而具有良好的油气保存条件，
适合油气 的保存 ， 这也是东营 凹陷油多气少的根本原 因。 关键词 ： 营凹陷 ； 近系 ； 东 古 烃源岩 ； 成熟度 中图分类号 ： Ｅ １２ １３ ２ ． Ｉ ｒ 文献标 识码 ： Ａ
摘要 ： 多种有 机地球化学成熟度 参数 ， 应用 对东营 凹陷古 近系烃源岩 的成熟 度随深度 的演化特 征进行 了研究 。结 果
表 明， 、 的异构 化参数 、 甾 萜 脱羟基维生 素 Ｅ的 （ ）ｗ（ 值 、 解转化 率 、 和烃碳 优势指数 （ 尸 ） 奇偶优势 值 口 ／ ） 热 饱 ｃ ，和
（ ａｕｔ Ｇ ｏＲ ｓｕｃ ｎ ｆｒ ｔ ｎｉ ｈｎ ｎｖｒｉ ｅｒｌ ｍ，Ｄ ｎ ｙｎ ５０ １ ｈ ｎ ｏｇＰ ｏ ｉｃ，Ｃ ｉ Ｆ ｃｌ ｙ ｅ－ ｅ ｒ ａｄ Ｉ ｏｍａｉ ｎＣ ｉａＵ ｉｅｓｙｏ ｔ ｅ ｏ ｅ ｎ ｏ ｔ ｆＰ ｏ ｕ ｏｇ ｉｇ ２ ７ ６ ，Ｓ ａ ｄ ｎ ｒｖｎｅ ｈｎ ａ）
ｈ ｎ ｅ ｔ ｅｒ ａ ｎ ｂ ｌ ｙｏ ｏ ｃｕ ｉｎ ．Ｔｈ ｔ ｒｔ ｆ ｏ ｒｅ ｒ ｃ ｓｉ ｎ ｙｎ ｅ ｒｓ ｉｎ ｗｅｅ ｄ ｖｄ ｄ ｉ ｔ ａ ｅ ｈ ｅ ｓ ａ ｉ ｔ ｆ ｎ ｌｓｏ ｓ ｏ ｉ ｃ ｅｍａ ｕ ｉ ｏ ｕ ｃ ｏ ｋ Ｄｏ ｇ ｉｇ ｄ ｐ ｅ ｓ ｒ ｉ ｉｅ ｎ ｏ ｉ ａ ｕ ｅｂ ｏ ｙ ｓ ｎ ｏ ｍｍ ｔ ｒ ｉ—
Ａｂ ｔａ ｔ ｓｒｃ ：Ｖａｉｕ ｒａ ｉ ｅｃ ｅ ｓｒ ｔｒｔ ｎ ｐ ｒｍｅｅｓｗｅｅｕ ｅ ｏ ｓｕ ｙ ｔｅｅ ｏｕｉｎ ｏ ｔ ｒｔｍ ｔ ｅ ｔ ｒ ｓｏｇ ｎｃｇｏ ｈ ｍｉ ｙｍａｕａｉ ａａ ｔｒ ｒ ｓｄ ｔ ｔｄ ｈ ｖ ｌｔ ｆｍａｕ ａｋ ｗｉｈｄ ｐｈ ｏ ｔ ｏ ｏ ｖ ｒ ｉｇｏ ｈ ｏ ｒＴｅｔ ｒ ｕｃ ｏ ｋ ｎＤｏ ｇ ｉｇ ｄ ｐ ｅｓ ｎ．Ｔｈ ｅｅｒｈ ｒｓ ｌ ｈ ｗ ｈ ｔｓｍｅｐ ｒｍｅｅｓｗｅｅ ａｙｎ ｆ ｅＬ ｗｅ ｒｉ ｙｓ ｒｅｒｃ ｓｉ ｎ ｙｎ ｅ ｒｓｉ ｔ ａ ｏ ｏ ｅｒ ａ ｃ ｅｕｔ ｓ ｏ ｔａ ｏ ａａ ｔｒ ｒ ｓ ｓ
东营凹陷永安镇——盐家地区油源特征分析
东营 凹陷永安镇一 盐家地区油源特征 分析
卢 浩， 蒋有录， 薄冬梅， 华 刘
（ 中国石油大学 （ 华东 ）地球资 源与信息 学院 ， 山东 东 营 ２ ７ ６ ） ５ ０ １
摘 要 ： 确 定 东 营 凹 陷永 安 镇一 盐 家地 区 已发 现 原 油 与烃 源 岩 的 成 因关 系 ， 原 油和 烃 源 岩 饱 和 烃 色 谱 、 谱 一 质 为 以 色
笔者 试 图应 用 原 油 和 烃 源 岩 的 生 物 标 志化 合 物 特
征， 结合地质背景 ， 已发现油 田的原油和民丰洼陷 对 有效 烃 源岩进 行 油 源特 征 研 究 ， 即对 民 丰洼 陷北 斜
坡 区 已发 现 的永 安镇 、 盐家 油 田油 源进 行分 析 ， 由油 找源 ， 建立 源 与藏 的成 因关 系 ， 圈定 可靠 的源 岩层 和 油源 区 ， 而分 析油 气 运移 聚集 成藏 模式 ， 定原 油 进 确 来源 所属 的层 段 ， 为今 后 的勘 探 提供 目标 区 ， 由源 为 找油 的油气 勘 探提供 理 论依 据 Ｊ 。
段， 混源油主要分布在 断层发 育 区。
关键词 ： 烃源岩 ； 原油类型 ； 油源对比 ； 营凹陷 东
中 图分 类号 ：Ｅ １ ． Ｉ Ｔ ｌ２ Ｉ３ 文献 标 识 码 ： Ａ 文 章 编 号 ：０ ９—９０ （ ０ ８ ０ ０ ３ ０ １０ ６ ３ ２０ ） ６— ０ ９— ４
油源 是形 成油 气 藏 的物 质 基 础 ， 气 的分 布 直 油
藏 的 研 究 工 作 、联 系 电 话 ：０ ４ ） ３ １２ ， （ ５ ６ ８９ ８ ６ Ｅ～ｍ ｉ ｌａｒｎ １６ ＣＩ ａ ： ｏｅ ＠ ２ ．Ｏ１ ｌｈ ｌ
油
气
东营凹陷页岩油岩相要素测井评价
东营凹陷页岩油岩相要素测井评价
摘要：
一、引言
二、东营凹陷泥页岩油气资源概况
三、泥页岩测井评价技术的需求和挑战
四、测井评价技术的研究和应用
五、结论
正文：
一、引言
随着我国非常规油气勘探的不断深入，东营凹陷古近系沙四段、沙三段暗色泥岩、页岩等厚层生油岩系中的油气资源受到了越来越多的关注。
然而，由于泥页岩岩性复杂、油气赋存方式和储集空间多样、明显的各向异性及勘探的隐蔽性等，利用测井信息对泥页岩油气解释评价面临着非常大的难度。
二、东营凹陷泥页岩油气资源概况
东营凹陷位于胜利油气区，是我国重要的油气产区之一。
其中，古近系沙四段、沙三段暗色泥岩、页岩等厚层生油岩系中蕴藏着丰富的油气资源，成为当前非常规油气勘探的主要阵地之一。
三、泥页岩测井评价技术的需求和挑战
泥页岩作为一种重要的烃源岩和盖层，其在油气勘探中的测井评价技术却尚未形成完整、成熟、有针对性的体系。
这主要是因为泥页岩岩性复杂、油气赋存方式和储集空间多样、明显的各向异性及勘探的隐蔽性等。
因此，如何利
用测井信息对泥页岩油气进行解释评价，成为了当前油气勘探中的一个重要课题。
四、测井评价技术的研究和应用
为了解决泥页岩油气测井评价的难题，研究人员从多个方面进行了探索和研究。
包括岩心试验分析、测井资料处理和解释、建立泥页岩油气测井评价技术体系等。
通过这些研究，逐步形成了一套针对泥页岩油气测井评价的有针对性技术。
五、结论
东营凹陷泥页岩油气资源丰富，但传统的测井评价技术难以对其进行有效评价。
东营凹陷页岩油岩相要素测井评价
东营凹陷页岩油岩相要素测井评价摘要：一、背景介绍- 东营凹陷页岩油岩相要素的背景信息- 研究的目的和意义二、测井评价方法- 测井评价方法的原理- 测井评价方法的具体步骤三、数据采集与处理- 数据采集的方法和过程- 数据处理的方法和过程四、评价结果及分析- 评价结果的描述- 结果分析及讨论五、结论与建议- 结论总结- 研究建议正文：一、背景介绍东营凹陷是我国重要的油气产区之一，页岩油岩是其主要的储层类型。
页岩油岩相要素的测井评价是油气藏勘探和开发的重要手段，对于提高油气勘探效果和开发效益具有重要意义。
因此，针对东营凹陷页岩油岩相要素的测井评价研究具有重要的理论和实际意义。
二、测井评价方法测井评价方法主要基于地球物理测井技术，包括电阻率测井、自然伽马辐射测井、中子俘获测井等。
通过分析测井数据的特征，建立评价模型，从而实现对页岩油岩相要素的定性和定量评价。
具体步骤如下：1.数据采集：采用多种地球物理测井技术，对东营凹陷页岩油岩进行测井数据采集。
2.数据处理：对采集到的测井数据进行预处理，包括数据清洗、数据插补、数据归一化等。
3.特征提取：从处理后的数据中提取与页岩油岩相要素相关的特征参数，如孔隙度、渗透率、含油饱和度等。
4.建立评价模型：利用机器学习和地球物理测井原理，建立页岩油岩相要素的测井评价模型。
三、数据采集与处理数据采集的方法和过程包括：1.电阻率测井：通过测量地层的电阻率，获得地层的电性质信息。
2.自然伽马辐射测井：通过测量地层自然伽马辐射强度，获得地层中放射性元素的信息。
3.中子俘获测井：通过测量地层中子俘获截面，获得地层的核性质信息。
数据处理的方法和过程包括：1.数据清洗：去除异常数据和干扰信号，提高数据质量。
2.数据插补：对缺失的数据进行插值处理，使数据完整。
3.数据归一化：将数据进行标准化处理，消除数据量纲和尺度差异对评价结果的影响。
四、评价结果及分析通过测井评价方法，对东营凹陷页岩油岩相要素进行了评价。
东营凹陷Es_4_Ek油气资源评价2011
5 结论
（1） 东营凹陷沙四段生油门限约为 （1 500 ～ 1 700） m （ Ro = 0． 35% ～ 0． 36% ） ，生 气 门 限 为 （1 900 ～ 2 100） m（ Ro = 0． 37% ～ 0． 39% ） ，原油在 4 500 m 左右（ Ro = 1． 3% ） 开始大量裂解成气；孔二段 烃源岩由于热演化时间较沙四段长，生烃门限略浅。
图 5 东营凹陷 Es4 上亚段生烃剖面
图 6 东营凹陷 Es4 中亚段生烃剖面
图 7 东营凹陷 Ek2 段生烃剖面
图 8 东营凹陷 Ro 与深度关系
3． 2 有机质丰度和生烃潜力的恢复 东营凹陷 Es4 -Ek 烃源岩埋深较 大，成 熟 度 较
高，其生、排 烃 过 程 会 分 别 造 成 生 烃 潜 力 及 有 机 质 丰度的下降，这种情况下对生烃量的计算需要对有 机质丰度及生烃潜力进行必要的恢复，恢复的原理 卢双舫等已做过系统介绍［4］，在此不再赘述。
2011 年 6 月 23 日收到
国家油气重大专项（ 编号 2008
ZX05004-003） 资助
第一作者简介：于仲坤（1986—） ，男，硕士研究生，研究方向：油气
地球化学与资源评价。E-mail：yuzhongkun@ gmail． com。
东营凹陷页岩油岩相要素测井评价
东营凹陷页岩油岩相要素测井评价东营凹陷是中国重要的油气勘探开发区之一，页岩油资源潜力巨大。
为了评价页岩油的岩相要素，测井技术起到了至关重要的作用。
本文将从测井方法、测井曲线解释以及岩相要素测井评价等方面进行详细阐述。
一、测井方法测井是通过在钻井过程中使用仪器仪表对地层进行实时监测和记录，以获取地层的物性参数和岩性信息的方法。
在页岩油油层中，常用的测井方法主要包括电阻率测井、声波测井、核磁共振测井等。
二、测井曲线解释测井曲线是测井过程中记录的一种图形化表达方式，通过解释测井曲线可以得到地层的物性参数和岩性信息。
在页岩油岩相要素测井评价中，常用的测井曲线包括自然伽马测井曲线、电阻率测井曲线和声波测井曲线等。
自然伽马测井曲线是测井过程中记录地层自然辐射的强度变化，可以反映出地层的放射性矿物含量，从而判断页岩油的有机质含量和成熟度。
电阻率测井曲线是通过测量地层对电流的导电性能，反映地层的孔隙度和渗透率。
在页岩油岩相要素测井评价中，电阻率测井曲线可以帮助判断页岩油的孔隙结构和孔隙度分布。
声波测井曲线是通过测量地层对声波的传播速度和衰减程度，可以反映地层的岩石类型、孔隙度和饱和度等信息。
在页岩油岩相要素测井评价中，声波测井曲线可以帮助判断页岩油的储集层和非储集层。
三、岩相要素测井评价岩相要素是指地层中不同岩性的分布特征，包括页岩油中的有机质含量、成熟度、孔隙度、渗透率等。
通过测井数据的解释和分析，可以对页岩油的岩相要素进行评价。
有机质含量是评价页岩油资源丰度的重要指标，可以通过自然伽马测井曲线进行判断。
有机质含量较高的地层通常具有较高的自然伽马测井曲线响应。
成熟度是指页岩油中有机质的热演化程度，可以通过自然伽马测井曲线和电阻率测井曲线的组合解释来评价。
成熟度较高的页岩油通常具有较低的自然伽马测井曲线响应和较高的电阻率测井曲线响应。
孔隙度和渗透率是评价页岩油储集能力的重要指标，可以通过电阻率测井曲线和声波测井曲线进行评价。
东营凹陷页岩油岩相要素测井评价
东营凹陷页岩油岩相要素测井评价东营凹陷是中国重要的油气勘探开发区域之一，页岩油是该地区的重要资源之一。
岩相要素测井评价是评估页岩油储层的有效方法之一。
本文将介绍东营凹陷页岩油岩相要素测井评价的相关内容。
一、引言随着传统油田资源的逐渐枯竭，页岩油成为了全球油气勘探开发的热点之一。
东营凹陷作为中国重要的油气勘探开发区域，页岩油资源丰富。
岩相要素测井评价是评估页岩油储层的有效方法之一，本文将重点介绍在东营凹陷的应用。
二、岩相要素测井评价的基本原理岩相要素测井评价是通过测井数据获取储层的岩相特征，进而推断储层的物性参数和孔隙结构等。
常用的测井曲线包括自然伽马测井曲线、声波测井曲线和密度测井曲线等。
通过分析测井曲线的变化规律，可以识别岩性、划分岩相、评价储层物性等。
三、东营凹陷页岩油岩相要素测井评价的方法1. 自然伽马测井自然伽马测井是评价岩相的重要手段之一。
在东营凹陷页岩油勘探中，自然伽马测井曲线常用于划分页岩、泥页岩和砂页岩等不同的岩相。
由于页岩中含有较高的放射性元素，自然伽马测井曲线能够较好地识别页岩层段。
2. 声波测井声波测井可以获得储层的速度信息，进而推断储层的孔隙度和饱和度等参数。
在东营凹陷页岩油评价中，声波测井曲线常用于判断页岩储集层的裂缝发育程度和孔隙度。
3. 密度测井密度测井可以获得储层的密度信息，进而推断储层的孔隙度和饱和度等参数。
在东营凹陷页岩油评价中，密度测井曲线常用于判断页岩储集层的孔隙度和岩石矿物成分。
四、岩相要素测井评价在东营凹陷页岩油勘探中的应用案例1. 岩相划分通过分析自然伽马、声波和密度测井曲线等数据，可以将储层划分为不同的岩相，如页岩、泥页岩和砂页岩等。
不同岩相具有不同的物性和产能特征，对于页岩油的开发具有重要意义。
2. 储层物性评价岩相要素测井评价可以通过分析测井曲线，推断储层的物性参数，如孔隙度、饱和度和渗透率等。
这些参数对于评价储层的产能和开发潜力具有重要意义。
东营凹陷C29甾烷成熟度参数演化规律及其控制因_生物标志物
东营凹陷C29甾烷成熟度参数演化规律及其控制因_生物标志物论文导读:：相关生物标志物的生成造成。
分子成熟度参数分布。
东营凹陷是中国东部典型的陆相断陷湖盆。
论文关键词：C2924-乙基胆甾烷，生物标志物，成熟度参数，盐湖盆地，东营凹陷1 介绍目前，针对热演化过程中生物标志物相互转变及生物标志物成熟度参数分布趋势的定量研究，文献中很少见有报道，这主要是由于很难有大量的成套样品。
然而，这种研究对认识相关生物标志物及其参数分布很有必要，这些参数已被广泛应用到石油勘探中。
C2920S/(20S+20R)和C29ββ/(ββ+αα)是其中两个重要的生物标志物成熟度参数，在沉积盆地热演化史和油气勘探中一直得到广泛应用(Seifert and Moldowan, 1986)。
该参数主要应用于生油窗之后的油气演化中(Farrimond., 1998)，虽然有机相(Rullk?tter and Marzi,1988)会对其演化规律产生异常干扰，而这些有机相的干扰可能与特定的生物前身物有关(ten Haven et al., 1986)。
通常认为，这些生物标志物成熟度参数会随埋深增加而增大，直至达到一个热演化平衡状态。
然而，目前在许多含油气盆地中生物标志物，发现一些分子成熟度参数在到达“平衡状态”或者“热力学终点”以后，出现显著降低的“逆转”规律，其中包括C29 24-乙基胆甾烷的两个参数C2920S/(20S+20R)和C29ββ/(ββ+αα)，实验室和沉积盆地的研究中都有其在热演化中发生反转的记载(e.g. Mackenzie, 1980; ten Haven,1986; Peters andMoldowan, 1990; Strachan,et al., 1989; Chen, et al., 1997; Wang et al., 2006). 。
以前的这些探索多是在实验室条件下模拟完成，这些实验设备通常采用含水及高温条件下的热解系统或其他封闭条件下的高温热解系统。
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东营凹陷是济阳坳陷东南部的一个次级凹陷 , 是胜利油田勘探程度较高 ,油气资源较丰富的一个 凹陷[1 ] . 有研究成果[225 ] 揭示东营凹陷的油主要来 源于沙三段下亚段 —沙四段上亚段烃源岩 ,说明沙 三段下亚段 —沙四段上亚段烃源岩为东营凹陷的有 效烃源岩. 该两套有效烃源岩的有机显微组分鉴定 结果[2 ] 和 Tmax与氢指数 ( HI) 有机质类型图解结果 均显示其有机质类型以 Ⅰ、Ⅱ1 型为主 ,少量属 Ⅱ2 型. 现今地温场研究结果揭示 ,在东营凹陷主体部位 2 000 m 深度段的现今地温一般在 85～95 ℃[6 ] ;新 生代地温梯度由古到今逐渐降低 ,平均古地温梯度 变化为 : 孔一初期为 5. 82 ℃/ 100 m , 沙四初期为 5. 10 ℃/ 100 m ,沙三初期为 5. 15 ℃/ 100 m ,沙二初 期为 4. 86 ℃/ 100 m ,沙一初期为 4. 61 ℃/ 100 m , 东营初期为 4. 49 ℃/ 100 m ,馆陶初期为 4. 20 ℃/ 100 m ,明化镇初期为 4. 00 ℃/ 100 m ,平原初期为 3. 68 ℃/ 100 m ,现今为 3. 50 ℃/ 100 m[7 ] . 故现今埋 藏深度 2 000 m 的有效烃源岩 ,其热成熟度 ( V Ro) 应大于 0. 50 %. 但对 2 套有效烃源岩不同深度段的 镜质体反射率成果进行系统整理发现 (图 1) ,2 000 m
2 有效烃源岩真实成熟度特征
东营凹陷有效烃源岩实测的 FAMM 分析结果 和郭汝泰等 (2003) 的成果均列于表 2. 由不同类型 烃源岩典型荧光变化图解 (图 3) 可见 ,所有样品的 镜质体均没有落在正常镜质体标定曲线附近 ,其中 Ⅰ型有机质类型的烃源岩 ,其镜质体一般落在0. 3 % 校正等值线附近 ; Ⅱ1 型有机质类型的烃源岩 ,其镜 质体一般落在 0. 2 %校正等值线附近 ; Ⅱ2 型有机质 类型的烃源岩 ,其镜质体一般落在 0. 1 %校正等值 线附近. 这表明东营凹陷不同有机质类型的有效烃 源岩的镜质体反射率确实存在不同程度的抑制 ,并 且有机质类型越好其抑制程度越大.
2 598. 00
Es4
4. 25
Chun371
页岩
2 757. 80
Es3
1. 89
Bin417
泥岩
2 844. 00
Es4
2. 26
Ying93
页岩
2 865. 16
Es3
5. 91
Liang242
泥岩
2 921. 80
Es3
1. 97
He88
泥岩
3 050. 00
Es3
1. 87
Niu33
泥岩
3 133. 00
Es3
2. 65
Ying921
泥岩
3 159. 06
Es3
2. 67
Ying891
泥岩
3 187. 60
Es3
1. 98
Wang54
页岩
3 241. 40
Es3
5. 66
Shi122
泥岩
3 402. 20
Es3
1. 25
Wang57
页岩
3 423. 22
Es3
5. 83
Fengshen1
Es3
2. 18
Y182
泥岩
2 506. 00
Es3
1. 54
W7
页岩
2 630. 00
Es4
4. 01
W35
页岩
2 172. 00
Es4
4. 34
W128
页岩
3 731. 00
Es4
2. 95
注 :表 1 中从 L38 井至 L128 井的数据引自参考文献[ 11 ] .
T max
HI
有机质
Es3
2. 95
L38
泥岩
3 253. 00
Es3
1. 91
L38
泥岩
3 310. 00
Es3
1. 51
T73
泥岩
2 497. 00
Es3
1. 66
T73
泥岩
2 893. 00
Es3
2. 04
T73
泥岩
2 994. 00
Es3
2. 56
T73
泥岩
3 377. 00
Es3
2. 08
T73
泥岩
3 403. 00
图 2 显示正常镜质体标定曲线和抑制校正 等值线的荧光变化图解
(据 Wilkins 等 1995 年资料修改)
1. 2 样品基本特征分析 本次用于成熟度评价的烃源岩样品取自沙三段
下亚段 —沙四段上亚段 2 套有效烃源岩层 ,各样品 的地质与地球化学基本特征如表 1 所示. 由表 1 可 知 ,样品类型包括泥岩和页岩 2 类 ,样品埋藏深度处 于 2 172. 0～3 905. 2 m. 有机碳 ( TOC) 含量高 ,均大 于 1. 00 % ,并且多数在 1. 50 %以上 ,有些则高达 4. 00 %以上 ; Tmax介于 433～458 ℃,一般均在 435 ℃ 以上 ;氢指数 ( HI) 介于 161～779 mg/ g TOC ,大部分 大于 300 mg/ g TOC ;研究样品的有机质类型包括 Ⅰ 型 、Ⅱ1 型和 Ⅱ2 型 3 种类型 ,并且以 Ⅰ型 、Ⅱ1 型烃 源岩样品为主 ;研究样品的镜质体反射率介于 0. 30 %～0. 85 %. 因此研究样品基本代表了东营凹陷 2 套有效烃源岩的特点.
576
Ⅰ
446
288
Ⅱ1
443
383
Ⅱ1444353来自Ⅱ1445247
Ⅱ1
434
384
Ⅱ1
433
362
Ⅱ1
440
535
Ⅱ1
440
380
Ⅱ1
437
384
Ⅱ1
435
241
Ⅱ2
437
412
Ⅱ1
441
432
Ⅱ1
444
304
Ⅱ2
448
411
Ⅱ1
436
264
Ⅱ2
439
616
Ⅰ
438
637
Ⅰ
458
161
Ⅰ
V Ro /% 0. 41 0. 54 0. 36 0. 43 0. 60 0. 48 0. 55 0. 42 0. 42 0. 57 0. 54 0. 53 0. 58 0. 52 0. 50 0. 63 0. 6 0. 67 0. 61 0. 68 0. 85 0. 49 0. 54 0. 58 0. 64 0. 53 0. 47 0. 46 0. 50 0. 64 0. 67 0. 53 0. 40 0. 30 0. 78
泥岩
3 686. 60
Es4
1. 70
Wang78
页岩
3 732. 57
Es3
2. 21
Lai64
泥岩
3 795. 00
Es4
1. 41
Wang78
页岩
3 905. 20
Es4
1. 93
L38
泥岩
2 805. 00
Es3
1. 02
L38
泥岩
3 046. 00
Es3
1. 60
L38
泥岩
3 188. 00
(1. 中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所 ,江苏 无锡 214151 ; 2. 中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院 ,北京 100083)
摘要 :东营凹陷沙三段下亚段 —沙四段上亚段有效烃源岩的镜质体反射率存在明显的抑制作用. 利 用 2 套有效烃源岩的 FAMM 分析成果 ,对其成熟度进行了重新评价. 结果表明 :烃源岩的有机质类 型越好 ,镜质体反射率抑制程度越强 ;沙三段下亚段有效烃源岩的真实成熟度一般应在 0. 56 %～ 1. 01 % ,沙四段上亚段有效烃源岩的真实成熟度一般应在 0. 58 %～1. 30 %. 关键词 :东营凹陷 ;有效烃源岩 ;成熟度 ;等效镜质体反射率 中图分类号 : TE122. 1 + 13 文献标识码 :A
FAMM 分析获得的成熟度参数用等效镜质体 反射率 ( EqV R) 表示 , 其反映烃源岩的真实成熟 度 ,图 2 中的虚线为不同等效镜质体反射率 ( EqV R) 的等值线. 这样通过测定烃源岩中多种显微组分尤 其是镜质体的荧光变化曲线 ,就可以获得其荧光变 化比和最终荧光强度 ,利用图 2 就可以确定其等效 镜质体反射率并获知镜质体反射率抑制情况 ,从而 可对烃源岩的成熟度作出正确评价.
— 13 —
1 FAMM 技术原理简述与分析样品 基本特征
1. 1 FAMM 技术原理简述
FAMM (fluorescence alteration of multiple mac2 erals) 技 术 由 澳 大 利 亚 CSIRO 石 油 资 源 研 究 所 Wilkins 博士及其科研组成员在 1989 —1991 年期间 开发 ,主要用于解决如下 3 个问题 : (1) 烃源岩样品 的镜质体反射率受抑制 (和增强) ; (2) 烃源岩样品中 镜质体难以识辨 ; (3) 烃源岩样品中镜质体丰度低. 该技术的原理已有文献进行了详细论述[8210 ] ,故本 文仅作简述.
/ ℃ / ( mg ·g- 1 ·TOC- 1) 类型
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Ⅰ
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