东营凹陷沙四滩坝油气运聚过程中动力学分析及控藏模式

0.83 0.84 0.85 0 .86 0 .87 0 .88 0 .89 0 .90 0 .91 0 .92 0 .93 0 9.4 0 9.5 0 9.6 0 9.7 0 9.8 0 9.9
过渡区 中压1-.2中<孔压构力造系-数岩<性1构.3油造藏油藏
0.83 0.84 0.85 0 .86 0 .87 0 .88 0 .89 0 .90 0 .91 0 .92 0 .93 0 9.4 0 9.5 0 9.6 0 9.7 0 9.8 0 9.9
第七届全国油气运移学术研讨会
东营凹陷沙四段滩坝砂 油气成藏过程动力学分析及控藏模式
一、问题的提出
东营凹陷沙四段滩坝砂大规模勘探始于2004年，2010年之前
对滩坝砂岩已有一定程度的认识：形成了“三古控砂、三元控藏”
的认识，明确了滩坝砂大面积分布、成藏的特点；随着滩坝砂岩
精细勘探的深入，滩坝砂表现出油东营藏凹陷类沙四段型排烃多强度、样地 性、油气分布不均 层压力、油气运移关系
0.04 3.20
0.12 7.39
0.01 0.81
2）声波时差计算地层压力
相对误差范围(%)
误差分析
15.00
10.00
5.00
东营凹陷
0.00
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
数据点个数
东营凹陷部分井计算压力值
1.现今压力建模 3）实现了现今压力的准确成图
东营凹陷沙四上亚段地层压力系数等值线图
2500
Es3
超压带
3500
Es4
4500
泥岩声波 砂岩声波 层速度声波1 层速度声波2
2500 Es3
Es4
3000
5500 正常趋势
下部正常趋势
3500
6500
4000 王46井
4500
7500
胜科1井
东营凹陷
1、对300多口井正常压实段 内的纯泥岩声波时差曲线和 密度曲线进行拟合，建立正 常压实曲线趋势线。
实测压力
41.14 34.58 54.88 55.44 41.19 33.82 33.75 38.64 35.83 41.04 37.36 33.17 33.03 31.63 29.16 29.08 30.53 31.02 30.92 31.69 29.29 33.35 35.52 35.78 36.70 32.00 32.07 32.28 32.27 44.37 36.15 32.09 42.55 39.20 44.83 42.32
绝对误 相对误
差
差
0.04 2.90
0.03 2.09
0.05 3.37
0.07 4.69
0.05 3.67
0.12 9.03
0.11 9.93
0.01 0.65
0.03 2.14
0.15 11.92
0.07 5.00
0.22 18.26
0.05 4.69
0.08 5.35
0.01 0.75
0.06 4.35
205 7 0
N
80
低
凸
90
00
起
10
20
30
40
50
60
70
青 坨子
45
凸 起 45
41
家
41
40
樊
史 14
河 88
牛 871
40
王 550
林
35
史 128
梁 76
东科1
35
30
25
青 20 城
15
凸 起
10
Leabharlann Baidu05
00
鲁
205 7 0
滨 188 梁 90 樊1
樊 163
高 89
高 26 金 31
构造-岩性油藏
0.83 0.84 0.85 0.86 0 .87 0 .88 0 .89 0 .90 0 .91 0 .92 0 .93 0 9.4 0 9.5 0 9.6 0 9.7 0 9.8 0 9.9
构造-岩性油藏
构造油藏
坡底 高压-低孔-岩性油藏
压力系数>1.3
坡顶 常压-高孔-构造油藏
压力系数<1.2
问题的提出
成藏动力差异性及过程的阶段性
问题的提出
1）油藏特征的多样性是否具有普遍性？ 2）油藏特征与成藏动力是否具有本质联系？ 3）不同成藏背景下的动力学控藏模式？ 4）如何提高预测精度，实现高效勘探？
核心：成藏动力
油藏特征 多样性
?
成藏动力 差异性
成藏过程 阶段性
研究目的和意义
选取东营凹陷滩坝砂为研究重点，建立基于不同成藏背景下的成藏动 力控藏模式，指导勘探实践。
实测压 力系数 1.36 1.21 1.52 1.57 1.34 1.34 1.13 1.23 1.25 1.25 1.36 1.21 1.15 1.42 1.34 1.32 1.37 1.38 1.37 1.37 1.33 1.45 1.40 1.43 1.45 1.27 1.24 1.21 1.36 1.38 1.45 1.39 1.39 1.38 1.64 1.39
衡性、成藏油动藏力特差征异性和成藏过程阶段性的特点。 岩性油藏
多样性
0.83 0.84 0.85 0 .86 0 .87 0 .88 0 .89 0 .90 0 .91 0 .92 0 .93 0 9.4 0 9.5 0 9.6 0 9.7 0 9.8 0 9.9
0.83 0.84 0.85 0 .86 0 .87 0 .88 0 .89 0 .90 0 .91 0 .92 0 .93 0 9.4 0 9.5 0 9.6 0 9.7 0 9.8 0 9.9
0.08 5.77
0.08 5.83
0.08 5.55
0.05 3.72
0.10 7.89
0.10 6.63
0.11 8.22
0.09 6.41
0.06 3.99
0.11 8.62
0.00 0.22
0.01 1.12
0.05 3.32
0.02 1.27
0.03 2.34
0.15 10.96
0.14 10.08
樊131
实测压力(MPa)
60.00 50.00
y = 14.82e0.0238x R2 = 0.8709
40.00
30.00
20.00
10.00 10.00
20.00
东营凹陷
30.00
40.00
计算压力(MPa)
50.00
60.00
1.现今压力建模
井号
滨172 滨427 滨437 滨444 滨656 滨661 滨666 滨666 滨667 滨668 纯106 纯106 纯107 纯16 纯17 纯17 纯17 纯17 纯23 纯23 纯25 纯26 纯26 纯39 纯39 纯43 纯77 纯83 纯96 樊119 樊128 樊131 樊131 樊134 樊140 樊141
计算压 力系数 1.32 1.23 1.57 1.50 1.39 1.46 1.25 1.24 1.28 1.39 1.43 1.43 1.10 1.34 1.35 1.38 1.29 1.30 1.29 1.32 1.43 1.36 1.28 1.34 1.39 1.38 1.24 1.20 1.31 1.40 1.42 1.24 1.53 1.33 1.52 1.40
深度
3081.66 2920.00 3682.53 3598.15 3140.96 2575.33 3037.28 3198.92 2922.63 3360.38 2802.10 2802.10 2929.80 2275.00 2213.00 2244.80 2271.40 2285.80 2310.60 2352.80 2247.60 2339.20 2597.00 2548.80 2583.00 2567.40 2640.00 2721.40 2422.00 3274.78 2544.00 2350.00 3119.80 2903.17 2792.04 3102.78
5000
5000
沙四压力系数
0.5
1
1.5
2
2.5
对于沙四段来说，不同 的洼陷超压出现的深度 不同，超压强度也不同。
东营凹陷沙四段
利津洼陷沙四段
博兴洼陷沙四段
利津洼陷 博兴洼陷 牛庄洼陷
各洼陷声波时 差剖面
东营凹陷沙二段以上层系 以常压为主，从沙三上亚段开 始发育超压；发育超压的层系 包括沙三段、沙四上；各洼陷 压力的特点、超压发育的强度 各有所不同。
创新成果之一
建立了实测压力约束下的测 井压力解释模型，实现了现今压力 的准确成图，明确了地层压力结构 特征。
1.现今压力建模
1）地层实测压力特征
通过研究区近1000余口井、2500多个数据点实测地层压力的统计，东营凹陷沙三段、沙四段 出现超压，开始出现超压的深度在2150m左右。
沙一-沙二静压
沙三静压
2000
沙三上
2000
沙三中
沙三下
2500
2500
3000
3000
3500
3500
4000
沙三压力系数
2
0
0.5
1
1.5
2
2.5
0
4000
4500
5000
沙四压力系数
0
0.5
1
1.5
2
2.5
0
500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
500
1000
1500
沙三上 沙三中 沙三下
1.现今压力建模
2）声波时差计算地层压力
（1）建立了实测压力约束下的测井压 力解释模型
深 度 (m) 深 度 (m)
声波时差(μs/m)
0
200
400
600
0 泥岩声波
500 砂岩声波 层速度声波1
1000 层速度声波2
1500
2000
声波时差(μs/m)
800
100 200 300 400 500 600
0.83 0.84 0.85 0 .86 0 .87 0 .88 0 .89 0 .90 0 .91 0 .92 0 .93 0 9.4 0 9.5 0 9.6 0 9.7 0 9.8 0 9.9
0.83 0.84 0.85 0 .86 0 .87 0 .88 0 .89 0 .90 0 .91 0 .92 0 .93 0 9.4 0 9.5 0 9.6 0 9.7 0 9.8 0 9.9
绝对误 差 1.20 0.72 1.85 2.60 1.51 3.06 3.35 0.25 0.77 4.89 1.87 6.06 1.55 1.69 0.22 1.26 1.76 1.81 1.72 1.18 2.31 2.21 2.92 2.29 1.46 2.76 0.07 0.36 1.07 0.57 0.85 3.52 4.29 1.25 3.31 0.34
预测压 力
39.94 35.30 56.73 52.84 42.70 36.88 37.10 38.89 36.60 45.93 39.23 39.23 31.48 29.94 29.38 30.34 28.77 29.21 29.20 30.51 31.60 31.14 32.60 33.49 35.24 34.76 32.14 31.92 31.20 44.94 35.30 28.57 46.84 37.95 41.52 42.66
2000 2500 3000
3500
4000
4500
3000
4000
5000
1.现今压力建模
1）地层实测压力特征
沙四静压
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0
0
0
500
500
1000
1000
1500
1500
2000
2000
2500
2500
3000
3000
3500
3500
4000
4000
4500
4500
1.现今压力建模
2）声波时差计算地层压力
（1）建立了实测压力约束下的测井压力解释模型
Eaton公式计算孔隙压力
x
Pp
Po
Po
Ph
tn ti
2、利用等效深度法建立了实测压力约束下的测井压力解释模型，对压力的计算主要基于泥岩 地层声波时差，在用实测储层压力数据进行校正的情况下，可以较准确的预测地层压力。
岩性油藏
0.83 0.84 0.85 0 .86 0 .87 0 .88 0 .89 0 .90 0 .91 0 .92 0 .93 0 9.4 0 9.5 0 9.6 0 9.7 0 9.8 0 9.9
0.83 0.84 0.85 0 .86 0 .87 0 .88 0 .89 0 .90 0 .91 0 .92 0 .93 0 9.4 0 9.5 0 9.6 0 9.7 0 9.8 0 9.9
勘探程度高 基础资料丰富 压力体系完整 油藏类型丰富
东营滩坝砂
现象 本质 模式 勘探
二、主要成果及创新点
对东营凹陷沙四段滩坝砂岩精细解剖的 基础上，重点对油气成藏过程动力学分析及控 藏模式开展研究，主要取得了以下四个方面的 成果：
1.明确了现今压力场的分布特征 2.明确了盆地超压形成的主要机制 3.开展了成藏期的古压力恢复 4.厘定了压力对成藏控制作用
沙四静压
0
5
10
15
20
25
30
35
0
0
10
20
30
40
50
60
70
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0
500 1000 1500 2000 2500 3000
0 0 500 1000 1500 2000 2500
沙一-沙二压力系数
0.5
1
1.5
500 500
1000 1000
1500
1500