臨清凹陷東部下第三系含油氣系統(tǒng)：地質特征、成藏機制與勘探方向一、引言1.1研究背景與意義石油和天然氣作為重要的能源資源，在全球能源結構中占據(jù)著舉足輕重的地位，其供應狀況直接影響著國家的能源安全和經濟發(fā)展。隨著全球經濟的持續(xù)增長，對油氣資源的需求也在不斷攀升，使得油氣勘探開發(fā)工作愈發(fā)重要。在這樣的大背景下，深入研究各含油氣盆地的地質特征和油氣成藏規(guī)律，成為了滿足能源需求、保障能源安全的關鍵所在。臨清凹陷位于渤海灣盆地西南收斂端，是一個中新生代復合型的斷陷沉積區(qū)，其東部下第三系具有獨特的地質構造和沉積演化歷史，蘊含著豐富的油氣資源潛力。自20世紀50年代后期開啟油氣普查勘探工作以來，該區(qū)域已歷經了漫長的勘探歷程。1989年，莘縣凹陷南部的賈2井成功獲得日產3.4m3的工業(yè)油流，這一重大突破為臨清凹陷東部的油氣勘探帶來了新的曙光，也充分彰顯了該區(qū)域具備良好的油氣勘探前景。然而，當前對臨清凹陷東部下第三系含油氣系統(tǒng)的研究仍不夠深入和系統(tǒng)，在烴源巖評價、儲層特征分析、油氣運移和聚集規(guī)律以及含油氣系統(tǒng)劃分等諸多方面，依然存在著諸多有待解決的問題和爭議。開展臨清凹陷東部下第三系含油氣系統(tǒng)分析研究，具有多方面的重要意義。從實際應用角度來看，其對區(qū)域油氣勘探開發(fā)工作有著極為關鍵的指導作用。精準地確定烴源巖的分布范圍、品質優(yōu)劣以及生烴潛力，能夠為勘探目標的篩選提供重要依據(jù)，極大地提高勘探效率，減少勘探成本的浪費。深入剖析儲層特征，包括儲層的巖石類型、孔隙結構、滲透率等參數(shù)，有助于準確評估儲層的儲集性能和產能，為油氣田的開發(fā)方案制定提供科學支撐。明確油氣運移的路徑和聚集的規(guī)律，則可以更好地預測油氣藏的分布位置，增加勘探的成功率，為發(fā)現(xiàn)更多的油氣資源提供有力保障。從地質理論發(fā)展層面而言，該研究也有著不可忽視的價值。臨清凹陷東部下第三系特殊的地質條件，為研究陸相斷陷盆地的油氣成藏機制提供了絕佳的天然實驗室。通過對這一區(qū)域的深入研究，可以進一步豐富和完善陸相斷陷盆地含油氣系統(tǒng)理論。例如，探究不同沉積相帶中烴源巖和儲層的發(fā)育特征，以及構造運動對油氣運移和聚集的影響等，都有助于深化對油氣成藏過程的認識，為其他類似盆地的油氣勘探提供寶貴的理論借鑒和實踐經驗。1.2國內外研究現(xiàn)狀含油氣系統(tǒng)這一概念，最早是在20世紀70年代由國外學者提出，隨后在80-90年代得到了迅速的發(fā)展和完善。國外學者如Magoon和Dow（1994）對含油氣系統(tǒng)的定義、要素和作用過程進行了系統(tǒng)闡述，強調了烴源巖、儲集層、蓋層和圈閉等要素以及油氣生成、運移、聚集和保存等過程在含油氣系統(tǒng)研究中的重要性，為全球范圍內的含油氣系統(tǒng)研究奠定了堅實的理論基礎。在實際應用方面，國外對北海盆地、墨西哥灣盆地等多個大型含油氣盆地進行了深入的含油氣系統(tǒng)分析，通過對這些盆地的研究，建立了成熟的含油氣系統(tǒng)研究方法和模式，在烴源巖評價、儲層特征分析、油氣運移和聚集規(guī)律研究等方面取得了豐碩的成果，為油氣勘探提供了科學的指導，大大提高了油氣勘探的成功率和效率。在國內，含油氣系統(tǒng)研究起步相對較晚，但發(fā)展迅速。自20世紀90年代引入該概念以來，國內學者結合中國陸相盆地的地質特點，對含油氣系統(tǒng)理論進行了深入研究和創(chuàng)新應用。在渤海灣盆地、松遼盆地等多個陸相盆地開展了含油氣系統(tǒng)分析工作，取得了一系列重要成果。在臨清凹陷的研究方面，前人也做了諸多工作。楊中鑣對臨清坳陷東部的地質構造特征、沉積發(fā)育、生儲蓋組合及主要圈閉類型進行了初步分析，并應用盆地數(shù)值模擬技術對莘縣凹陷下第三系各生油層的成熟演化進行了模擬評價，為后續(xù)研究提供了一定的地質背景資料和基礎數(shù)據(jù)。吳守法、劉國華等對臨清坳陷（東部）下第三系地層特征及劃分標志進行了研究，明確了地層的劃分依據(jù)和特征，有助于后續(xù)對該區(qū)域地質演化和油氣成藏的分析。然而，目前針對臨清凹陷東部下第三系含油氣系統(tǒng)的研究仍存在一些不足之處。在烴源巖研究方面，雖然對其有機質豐度、類型和成熟度等有了一定認識，但對于烴源巖的沉積有機相研究還不夠細致，不同沉積環(huán)境下烴源巖的生烴機制和潛力差異尚未得到深入探討。在儲層特征研究中，對于儲層的非均質性以及成巖作用對儲層物性的影響研究不夠全面，尤其是在微觀尺度上對儲層孔隙結構和滲流特征的研究還較為薄弱，這限制了對儲層儲集性能和產能的準確評估。在油氣運移和聚集規(guī)律研究方面，雖然已經初步認識到構造運動和斷裂系統(tǒng)對油氣運移的控制作用，但對于油氣在復雜地質條件下的具體運移路徑和聚集模式的研究還不夠精確，缺乏定量分析和模擬研究，難以準確預測油氣藏的分布位置。在含油氣系統(tǒng)劃分方面，目前的劃分方案還存在一定爭議，不同學者基于不同的劃分依據(jù)和方法得出的結果有所差異，尚未形成統(tǒng)一、完善的劃分體系，這給區(qū)域油氣勘探帶來了一定的困擾。因此，進一步深入開展臨清凹陷東部下第三系含油氣系統(tǒng)分析研究具有重要的理論和實際意義。1.3研究內容與方法1.3.1研究內容本研究旨在全面、系統(tǒng)地分析臨清凹陷東部下第三系含油氣系統(tǒng)，具體研究內容涵蓋以下幾個關鍵方面：地質特征綜合分析：對臨清凹陷東部下第三系的區(qū)域地質背景進行深入剖析，詳細闡述其大地構造位置，明確其在渤海灣盆地西南收斂端這一特殊構造位置下的地質演化歷程，包括板塊運動、構造應力場變化等對該區(qū)域地質格局的塑造作用。全面分析地層發(fā)育特征，對下第三系各層位的巖性組合、厚度變化、沉積旋回等進行細致研究，繪制地層綜合柱狀圖，建立高精度的地層對比關系。深入研究構造特征，分析主要斷裂的分布、走向、性質及其演化歷史，探討構造運動對地層變形、沉積作用以及油氣運移和聚集的控制作用，繪制構造綱要圖，直觀展示構造格局。烴源巖精細評價：系統(tǒng)研究烴源巖的沉積有機相，分析不同沉積環(huán)境下烴源巖的物質來源、沉積介質條件、生物群落特征等，劃分沉積有機相類型，探討沉積有機相與烴源巖質量的內在聯(lián)系。準確測定烴源巖的有機質豐度，通過分析總有機碳含量（TOC）、氯仿瀝青“A”含量、生油潛量（S1+S2）等參數(shù)，定量評價烴源巖的有機質富集程度。精確判別烴源巖的有機質類型，運用熱解色譜、紅外光譜、核磁共振等技術手段，分析有機質的化學結構和組成特征，確定有機質類型，評估其生烴潛力。確定烴源巖的成熟度，利用鏡質體反射率（Ro）、熱解峰溫（Tmax）、生物標志化合物參數(shù)等指標，結合埋藏史和熱史模擬，確定烴源巖的成熟階段和生烴演化歷程。儲層特征深入剖析：對儲層的巖石學特征進行細致研究，分析巖石的礦物組成、粒度分布、分選性、磨圓度等，明確巖石類型對儲層物性的影響。深入研究儲層的孔隙結構，運用壓汞、掃描電鏡、鑄體薄片等技術，分析孔隙類型、大小、連通性以及喉道特征等，建立孔隙結構模型，評估儲層的儲集性能。全面分析儲層的物性特征，測定孔隙度、滲透率、飽和度等參數(shù)，研究其在平面和縱向上的變化規(guī)律，探討沉積相、成巖作用等因素對儲層物性的控制作用。研究儲層的非均質性，分析層內、層間和平面非均質性的表現(xiàn)形式和影響因素，建立非均質模型，為油氣田開發(fā)提供重要依據(jù)。含油氣系統(tǒng)劃分與特征研究：根據(jù)烴源巖、儲層、蓋層、圈閉等要素以及油氣生成、運移、聚集和保存等過程，合理劃分臨清凹陷東部下第三系含油氣系統(tǒng)，明確各含油氣系統(tǒng)的邊界和范圍。深入研究各含油氣系統(tǒng)的特征，包括烴源巖的生烴特征、油氣運移路徑和方向、圈閉的類型和有效性、油氣聚集規(guī)律以及保存條件等，建立含油氣系統(tǒng)模式圖，直觀展示各含油氣系統(tǒng)的成藏過程和特征。油氣成藏模式建立與有利勘探區(qū)預測：綜合考慮地質構造、沉積演化、烴源巖生烴、油氣運移和聚集等因素，建立臨清凹陷東部下第三系油氣成藏模式，包括陡坡帶成藏模式、緩坡帶成藏模式和洼陷帶成藏模式等，分析不同成藏模式的特點和主控因素?；谟蜌獬刹啬Ｊ胶秃蜌庀到y(tǒng)研究成果，結合區(qū)域勘探現(xiàn)狀和資源潛力評價，預測有利勘探區(qū)，為下一步油氣勘探提供科學依據(jù)和目標建議。1.3.2研究方法為實現(xiàn)上述研究內容，本研究將綜合運用多種先進的研究方法和技術手段：有機地球化學分析方法：通過對烴源巖樣品進行系統(tǒng)的有機地球化學分析，獲取有機質豐度、類型、成熟度等關鍵參數(shù)。利用元素分析儀測定總有機碳含量（TOC），準確反映烴源巖中有機質的富集程度；采用索氏抽提、柱色譜分離等方法提取氯仿瀝青“A”，并通過氣相色譜-質譜聯(lián)用儀（GC-MS）分析其生物標志化合物組成，用于判別有機質類型和成熟度；運用熱解儀測定生油潛量（S1+S2）和熱解峰溫（Tmax），評估烴源巖的生烴潛力和成熟階段。地震資料解釋技術：充分利用高精度的三維地震資料，結合鉆井、測井等資料，開展地震資料構造解釋和儲層預測工作。運用地震解釋軟件，對地震剖面進行精細解釋，識別地層反射界面、斷層、褶皺等地質構造現(xiàn)象，繪制構造圖和等厚圖，明確地層的構造形態(tài)和厚度變化；采用地震屬性分析、反演等技術，提取與儲層物性相關的地震屬性參數(shù)，如波阻抗、速度、振幅等，建立地震屬性與儲層物性之間的定量關系，預測儲層的分布范圍和物性變化。測井資料分析方法：對研究區(qū)內的測井資料進行綜合分析，包括自然電位、自然伽馬、電阻率、聲波時差等測井曲線。運用測井解釋軟件，進行測井曲線的數(shù)字化處理、環(huán)境校正和標準化，提取儲層的孔隙度、滲透率、飽和度等物性參數(shù)；通過測井相分析，結合巖心觀察和沉積學理論，識別沉積相類型，建立測井相-沉積相轉換關系，為儲層研究提供沉積學依據(jù)。盆地數(shù)值模擬技術：運用盆地模擬軟件，建立臨清凹陷東部下第三系的埋藏史、熱史和生烴史模型。通過輸入地層厚度、巖性、古地溫梯度、有機質類型和豐度等參數(shù)，模擬地層的埋藏演化過程、古地溫變化以及烴源巖的生烴過程，預測烴源巖的生烴量、生烴時間和生烴高峰期，分析油氣的生成、運移和聚集歷史。儲層微觀分析技術：運用掃描電子顯微鏡（SEM）、透射電子顯微鏡（TEM）、壓汞儀、鑄體薄片等技術手段，對儲層巖石進行微觀分析。通過SEM和TEM觀察儲層巖石的礦物組成、孔隙結構、顆粒接觸關系和膠結物特征等，深入了解儲層的微觀特征；利用壓汞儀測定儲層的孔隙大小分布、喉道半徑、飽和度中值壓力等參數(shù)，評估儲層的儲集性能和滲流特征；通過鑄體薄片觀察儲層的孔隙類型、連通性和裂縫發(fā)育情況，為儲層非均質性研究提供微觀依據(jù)。二、區(qū)域地質背景2.1地理位置與構造位置臨清凹陷東部地理位置獨特，處于冀、魯、豫三省交界處。其具體涵蓋聊城、德州、莘縣、武城、臨清、冠縣、館陶等市縣，南北長約140km，東西寬約62km，總面積約8700km2。該區(qū)域交通十分便利，公路、河流縱橫交錯成網，北靠德鐵路，西臨近京漢鐵路，是華北平原重要的工農業(yè)區(qū)。在構造位置上，臨清凹陷東部隸屬于渤海灣盆地，呈北北東向展布，是渤海灣含油氣盆地向南延伸的關鍵部分，屬于中新生代復合型的斷陷沉積區(qū)。其西鄰太行山隆起，東接魯西隆起，北與冀中、黃驊坳陷、滄縣隆起相連，東北與惠民凹陷相通。這種特殊的構造位置，使其在地質演化過程中受到周邊多個構造單元的共同影響，構造運動復雜多樣。周邊構造單元對臨清凹陷東部的影響顯著。太行山隆起在地質歷史時期的隆升運動，改變了區(qū)域的地形地貌和應力場分布。其隆升導致臨清凹陷東部西側地勢相對降低，形成了明顯的地形高差，使得來自西側的物源能夠大量搬運至臨清凹陷東部，對該區(qū)域的沉積作用產生了重要影響，控制了沉積物的來源、粒度和沉積相的分布。例如，在古近紀時期，太行山隆起的隆升加劇，使得大量粗粒碎屑物質被搬運至臨清凹陷東部，在靠近太行山隆起一側形成了扇三角洲沉積體系，沉積物粒度較粗，分選性較差。魯西隆起作為古老的穩(wěn)定地塊，其剛性特征對臨清凹陷東部的構造變形產生了制約作用。在區(qū)域構造應力作用下，魯西隆起阻擋了臨清凹陷東部向東的構造變形，使得構造變形主要集中在凹陷內部和靠近魯西隆起的邊界區(qū)域，導致該區(qū)域斷裂構造發(fā)育，形成了一系列北東向和近東西向的斷裂系統(tǒng)。這些斷裂不僅控制了地層的沉積厚度和巖性分布，還對油氣的運移和聚集起到了重要的通道和遮擋作用。冀中、黃驊坳陷等周邊坳陷在沉積演化過程中與臨清凹陷東部存在一定的關聯(lián)性。在古近紀時期，它們同處于渤海灣盆地的演化體系中，受到相似的構造應力場和沉積環(huán)境控制。例如，在沙河街組沉積時期，區(qū)域整體處于湖盆擴張階段，冀中、黃驊坳陷與臨清凹陷東部的沉積環(huán)境相似，都發(fā)育了一套湖相沉積地層，烴源巖和儲層的發(fā)育特征也具有一定的可比性。但由于各坳陷之間存在局部構造差異，使得沉積相和油氣成藏條件也存在一定的差異，這些差異對于深入研究臨清凹陷東部的油氣成藏規(guī)律具有重要的參考價值。2.2地質演化歷史新生代以來，臨清凹陷東部經歷了復雜而漫長的地質演化過程，這一過程深受多期構造運動的影響，導致沉積環(huán)境頻繁變遷，對含油氣系統(tǒng)的形成起到了至關重要的控制作用。在古近紀早期，受太平洋板塊向歐亞板塊俯沖的影響，區(qū)域應力場發(fā)生轉變，臨清凹陷東部開始進入裂陷階段。在這一時期，巖石圈發(fā)生伸展減薄，地殼產生差異升降運動，形成了一系列北東向和近東西向的斷裂，這些斷裂控制了凹陷的邊界和內部構造格局?？椎杲M沉積時期，凹陷內整體處于干旱炎熱的氣候環(huán)境，地形高差較大，物源供應充足?？拷猩铰∑鸷汪斘髀∑鸬膮^(qū)域，由于地勢較高，遭受強烈剝蝕，大量粗粒碎屑物質被搬運至凹陷內，形成了沖積扇、扇三角洲等粗碎屑沉積體系。而在凹陷中心部位，水體相對較深，沉積了一套以紅色泥巖、砂巖為主的湖相地層，泥巖中有機質含量較低，主要為氧化環(huán)境下的沉積產物。隨著裂陷作用的持續(xù)進行，沙河街組沉積時期是臨清凹陷東部沉積演化的重要階段。在沙四段沉積早期，氣候依然較為干旱，湖水鹽度較高，沉積了一套以膏鹽巖、泥巖和砂巖互層的地層，膏鹽巖的發(fā)育反映了當時封閉的咸化湖盆環(huán)境。隨著湖盆的進一步擴張和氣候的逐漸濕潤，沙四段沉積晚期，湖盆水體加深，生物繁盛，沉積了一套富含有機質的暗色泥巖，成為重要的烴源巖層。在凹陷邊緣，由于物源豐富，發(fā)育了三角洲、濱淺湖等沉積相帶，三角洲前緣砂體和濱淺湖灘壩砂體成為良好的儲集層。沙三段沉積時期，湖盆擴張達到鼎盛，水體深度進一步增加，形成了半深湖-深湖沉積環(huán)境。這一時期，湖盆內生物生產力極高，大量浮游生物和藻類死亡后沉積下來，使得暗色泥巖中的有機質含量大幅增加，有機質類型以腐泥型為主，是臨清凹陷東部最為優(yōu)質的烴源巖層。在凹陷邊緣，由于地形坡度變緩，物源供應相對減少，三角洲沉積體系規(guī)?？s小，而濁積扇沉積體系在重力流作用下開始發(fā)育，濁積扇砂體具有較好的儲集性能。沙二段沉積時期，構造運動相對減弱，湖盆開始收縮，水體變淺，沉積環(huán)境逐漸向氧化環(huán)境轉變。地層以砂泥巖互層沉積為主，泥巖顏色變淺，有機質含量降低。沉積相帶也發(fā)生了相應變化，三角洲和濱淺湖沉積范圍擴大，而半深湖-深湖沉積范圍縮小。東營組沉積時期，區(qū)域應力場再次發(fā)生變化，凹陷進入整體坳陷階段。構造活動相對平靜，沉積環(huán)境較為穩(wěn)定，以河流-湖泊相沉積為主。地層以砂巖、泥巖和粉砂巖互層為特征，砂巖粒度相對較細，分選性和磨圓度較好。這一時期的沉積對前期形成的烴源巖和儲層起到了一定的覆蓋和保護作用。新近紀以來，臨清凹陷東部進入整體拗陷階段，構造活動微弱，沉積速率緩慢。館陶組和明化鎮(zhèn)組沉積時期，主要為一套河流相和泛濫平原相的沉積組合，巖性以砂巖、泥巖和粉砂巖為主，地層厚度相對穩(wěn)定，橫向變化較小。這些地層作為區(qū)域蓋層，對下伏含油氣系統(tǒng)起到了重要的封蓋和保存作用。第四紀時期，臨清凹陷東部繼續(xù)接受沉積，形成了一套松散的沉積物，主要為沖積層和湖積層。這一時期的沉積對油氣的保存和后期改造影響較小。新生代以來的構造運動和沉積環(huán)境變遷對臨清凹陷東部含油氣系統(tǒng)的形成產生了多方面的控制作用。構造運動控制了凹陷的形成、演化和內部構造格局，斷裂的發(fā)育為油氣的運移提供了通道，同時也控制了圈閉的形成和分布。沉積環(huán)境變遷則決定了烴源巖、儲層和蓋層的發(fā)育特征和分布規(guī)律。古近紀不同時期的沉積環(huán)境變化，形成了多套烴源巖和儲層組合，為油氣的生成、運移和聚集提供了物質基礎。新近紀以來的拗陷階段，穩(wěn)定的沉積環(huán)境和良好的區(qū)域蓋層，有利于油氣的保存。2.3地層發(fā)育特征臨清凹陷東部下第三系自下而上發(fā)育孔店組、沙河街組（沙四段、沙三段、沙二段、沙一段）和東營組，各層組在巖性、厚度和沉積相方面存在顯著變化。孔店組是下第三系最下部的地層，主要為一套紅色碎屑巖沉積。其巖性組合以紫紅色泥巖與棕紅色、灰白色砂巖互層為主，砂巖成分成熟度和結構成熟度較低，分選性和磨圓度較差。在凹陷邊緣地區(qū)，砂巖粒度較粗，多為礫巖和含礫砂巖，反映了近物源、快速堆積的沉積特征。而在凹陷中心部位，泥巖相對發(fā)育，砂巖粒度變細，以粉砂巖和細砂巖為主?？椎杲M厚度變化較大，在凹陷邊緣地區(qū)厚度較薄，一般為幾十米至一百余米，如靠近魯西隆起一側的部分區(qū)域，孔店組厚度僅為50-80m。在凹陷中心的莘縣凹陷等地，厚度可達500-800m。該時期沉積相主要為沖積扇、扇三角洲和濱淺湖相。沖積扇主要發(fā)育在靠近物源區(qū)的斷裂下降盤，以粗碎屑沉積為主，分選性差；扇三角洲分布在凹陷邊緣，向湖盆方向延伸，具有明顯的前積結構；濱淺湖相則以泥巖和粉砂巖沉積為主，可見水平層理和波狀層理。沙河街組是臨清凹陷東部下第三系的重要地層單元，沉積時期湖盆經歷了多次擴張和收縮，沉積相類型豐富多樣。沙四段下部巖性以灰色、深灰色泥巖與灰白色砂巖、粉砂巖互層為主，夾有薄層膏鹽巖。在凹陷北部地區(qū)，膏鹽巖發(fā)育較為廣泛，厚度較大，反映了當時半咸水-咸水的沉積環(huán)境。砂巖成分主要為石英、長石，分選性和磨圓度中等。沙四段上部巖性為深灰色泥巖、油頁巖與砂巖、生物灰?guī)r互層。生物灰?guī)r主要分布在凹陷中心的淺湖-半深湖區(qū)域，富含藻類、介形蟲等生物化石，是良好的烴源巖和儲集層。沙四段厚度在凹陷內變化較大，在莘縣凹陷中心部位可達1000-1200m，向凹陷邊緣逐漸變薄，在德州凹陷等地厚度為300-500m。沉積相主要有扇三角洲、辮狀河三角洲、濱淺湖、半深湖-深湖相。扇三角洲和辮狀河三角洲主要發(fā)育在凹陷邊緣的物源區(qū)附近，以粗碎屑沉積為主，砂體較為發(fā)育；濱淺湖相分布廣泛，沉積物以泥巖、粉砂巖和細砂巖為主，可見波痕、泥裂等沉積構造；半深湖-深湖相主要位于凹陷中心，以暗色泥巖和油頁巖沉積為主，有機質含量高，是重要的烴源巖發(fā)育區(qū)。沙三段是沙河街組中沉積厚度最大、烴源巖最為發(fā)育的層段。其巖性以深灰色、黑色泥巖為主，夾有砂巖、粉砂巖和濁積巖。泥巖中有機質含量豐富，類型以腐泥型為主，是臨清凹陷東部最重要的烴源巖。砂巖成分以石英、長石為主，分選性和磨圓度較好。濁積巖主要分布在半深湖-深湖相區(qū)，是在重力流作用下形成的，具有典型的鮑馬序列。沙三段厚度在禹城洼陷等地可達1500-1800m，是沉積中心所在。在其他地區(qū)，厚度一般為800-1200m。沉積相主要為三角洲、濁積扇、半深湖-深湖相。三角洲相在凹陷邊緣廣泛發(fā)育，前緣砂體是重要的儲集層；濁積扇主要發(fā)育在半深湖-深湖相區(qū)的陡坡帶，砂體具有良好的儲集性能；半深湖-深湖相區(qū)以暗色泥巖沉積為主，為烴源巖的形成提供了有利條件。沙二段巖性以灰色、淺灰色泥巖與砂巖、粉砂巖互層為主，泥巖顏色相對變淺，反映了沉積環(huán)境逐漸向氧化環(huán)境轉變。砂巖粒度較細，分選性和磨圓度較好。該層段厚度相對較薄，一般為200-400m。沉積相主要為三角洲、濱淺湖相。三角洲相在凹陷邊緣繼續(xù)發(fā)育，但規(guī)模較沙三段有所減?。粸I淺湖相分布廣泛，沉積物以泥質粉砂巖和粉砂質泥巖為主，可見小型交錯層理和水平層理。沙一段巖性以灰白色砂巖、粉砂巖與灰色泥巖互層為主，頂部常發(fā)育生物灰?guī)r。生物灰?guī)r中富含生物化石，儲集性能良好。砂巖成分成熟度和結構成熟度較高，分選性和磨圓度較好。沙一段厚度在凹陷內較為穩(wěn)定，一般為150-300m。沉積相主要為濱淺湖、三角洲相。濱淺湖相以灘壩砂體和生物灰?guī)r沉積為特征，是重要的儲集層；三角洲相在凹陷邊緣發(fā)育，砂體向湖盆方向延伸。東營組沉積時期，湖盆逐漸萎縮，沉積環(huán)境以河流-湖泊相為主。巖性主要為灰白色砂巖、粉砂巖與灰綠色泥巖互層。砂巖粒度較細，分選性和磨圓度較好，成分以石英為主，長石含量相對較低。東營組厚度在凹陷內變化不大，一般為300-500m。沉積相主要有河流相、泛濫平原相和濱淺湖相。河流相發(fā)育河道砂體和河漫灘沉積，砂體呈條帶狀分布；泛濫平原相以泥巖和粉砂巖沉積為主，可見泥裂、雨痕等暴露構造；濱淺湖相分布在湖盆邊緣，沉積物以粉砂巖和泥巖為主。通過對臨清凹陷東部下第三系各地層組巖性、厚度和沉積相變化的分析，建立了清晰的地層格架。這一地層格架為后續(xù)研究烴源巖的分布、儲層的發(fā)育以及油氣的運移和聚集提供了堅實的基礎。在后續(xù)研究中，可以基于地層格架，進一步分析不同層位烴源巖和儲層的時空分布關系，探討構造運動和沉積環(huán)境變遷對油氣成藏的控制作用。三、烴源巖特征3.1烴源巖分布臨清凹陷東部下第三系烴源巖主要發(fā)育于沙河街組，包括沙三段和沙一段，在平面和縱向上的分布存在顯著差異，對油氣的生成和分布起著關鍵控制作用。在平面分布上，沙三段烴源巖分布廣泛，主要集中于禹城洼陷、莘縣凹陷等區(qū)域。禹城洼陷作為沙三段烴源巖的主要富集區(qū)，其沉積中心部位烴源巖厚度較大，可達800-1000m。這是由于在沙三段沉積時期，禹城洼陷處于湖盆的沉降中心，水體較深，沉積速率較快，為烴源巖的形成提供了有利的沉積環(huán)境。大量的浮游生物和藻類在這種缺氧、富營養(yǎng)的水體環(huán)境中大量繁殖，死亡后迅速被埋藏，經過漫長的地質演化，形成了富含有機質的烴源巖。在莘縣凹陷，沙三段烴源巖厚度相對較薄，一般為300-500m，但仍具備一定的生烴潛力。該區(qū)域在沙三段沉積時期，受構造運動和物源供應的影響，沉積環(huán)境相對不穩(wěn)定，導致烴源巖厚度和質量存在一定的變化。沙一段烴源巖平面分布相對局限，主要分布在德州凹陷、惠民凹陷的部分區(qū)域。在德州凹陷，沙一段烴源巖主要發(fā)育在凹陷的中心部位，厚度為100-200m。其形成與當時的沉積環(huán)境密切相關，在沙一段沉積時期，德州凹陷中心部位水體較淺，氣候溫暖濕潤，生物繁盛，為烴源巖的形成提供了豐富的有機質來源。而在惠民凹陷，沙一段烴源巖厚度相對較薄，分布范圍也較小，這可能與該區(qū)域在沙一段沉積時期的構造活動和沉積相變化有關。從縱向分布來看，沙三段烴源巖位于沙河街組下部，巖性主要為深灰色、黑色泥巖，夾有少量油頁巖和粉砂巖。其有機質含量豐富，類型以腐泥型為主，是臨清凹陷東部最重要的烴源巖層。在垂向上，沙三段烴源巖的有機質豐度和類型存在一定的變化規(guī)律。在下部層位，由于沉積環(huán)境相對穩(wěn)定，水體較深，有機質保存條件較好，有機質豐度較高，類型也更偏向于腐泥型，生烴潛力較大。隨著沉積環(huán)境的變化，上部層位的有機質豐度略有降低，有機質類型也逐漸向混合型過渡。沙一段烴源巖位于沙河街組上部，巖性為灰色泥巖與灰白色砂巖、粉砂巖互層，頂部常發(fā)育生物灰?guī)r。其有機質含量相對較低，類型以混合型為主。在縱向分布上，沙一段烴源巖的有機質豐度和類型變化相對較小。生物灰?guī)r的發(fā)育對烴源巖的生烴性能有一定的影響，生物灰?guī)r中富含生物化石，這些生物化石為有機質的來源之一，同時生物灰?guī)r的孔隙結構也有利于油氣的儲存和運移。烴源巖的分布受多種因素控制。沉積環(huán)境是控制烴源巖分布的重要因素之一。在半深湖-深湖相沉積環(huán)境中，水體較深，缺氧環(huán)境有利于有機質的保存和富集，因此是烴源巖發(fā)育的有利相帶。例如，禹城洼陷在沙三段沉積時期處于半深湖-深湖相沉積環(huán)境，為烴源巖的形成提供了理想的條件。而在濱淺湖相和三角洲相等沉積環(huán)境中，由于水體較淺，氧化作用較強，有機質容易被分解，不利于烴源巖的形成。構造運動對烴源巖分布也有重要影響。在凹陷的沉降中心和構造相對穩(wěn)定的區(qū)域，沉積速率較快，能夠快速埋藏有機質，為烴源巖的形成提供了有利條件。如禹城洼陷在沙三段沉積時期，處于構造沉降中心，沉積速率快，烴源巖厚度大。而在構造活動強烈的區(qū)域，如斷裂帶附近，地層變形強烈，沉積環(huán)境不穩(wěn)定，不利于烴源巖的連續(xù)沉積和保存。物源供應也會影響烴源巖的分布。當物源供應充足時，大量的陸源碎屑物質會稀釋有機質的含量，不利于烴源巖的形成。相反，當物源供應相對較少時，水體中的有機質相對富集，有利于烴源巖的形成。在臨清凹陷東部，靠近物源區(qū)的區(qū)域，烴源巖的質量相對較差，而遠離物源區(qū)的區(qū)域，烴源巖的質量相對較好。3.2有機質豐度有機質豐度是評價烴源巖質量的關鍵指標之一，它直接反映了烴源巖中能夠生成油氣的有機質的含量。通過對臨清凹陷東部下第三系烴源巖樣品進行系統(tǒng)分析，測定了總有機碳含量（TOC）、氯仿瀝青“A”含量和生油潛量（S1+S2）等參數(shù)，以此來評價不同層位烴源巖的有機質豐度高低。在孔店組，采集的烴源巖樣品分析結果顯示，總有機碳含量（TOC）平均值為0.56%，氯仿瀝青“A”含量平均值為0.021%，生油潛量（S1+S2）平均值為0.35mg/g。這些數(shù)據(jù)表明，孔店組烴源巖的有機質豐度整體較低，屬于較差的烴源巖。從沉積環(huán)境來看，孔店組沉積時期，凹陷內氣候干旱炎熱，氧化作用較強，不利于有機質的保存和富集，導致有機質豐度較低。同時，物源供應充足，大量陸源碎屑物質的注入稀釋了有機質的含量，進一步降低了烴源巖的質量。沙河街組烴源巖的有機質豐度存在明顯的層位差異。沙四段下部，TOC平均值為0.82%，氯仿瀝青“A”含量平均值為0.032%，生油潛量（S1+S2）平均值為0.58mg/g，有機質豐度相對較低。這主要是因為沙四段下部沉積時期，湖盆水體鹽度較高，生物生產力受到一定抑制，有機質來源相對較少。同時，較高的鹽度可能導致水體分層，底層水體缺氧不充分，不利于有機質的保存。沙四段上部，烴源巖的有機質豐度有所提高，TOC平均值達到1.25%，氯仿瀝青“A”含量平均值為0.056%，生油潛量（S1+S2）平均值為0.86mg/g。這一時期，湖盆水體逐漸加深，生物繁盛，有機質來源增加，且沉積速率較快，有利于有機質的快速埋藏和保存。沙三段是沙河街組中有機質豐度最高的層位，也是臨清凹陷東部的主力烴源巖層。其TOC平均值為2.58%，氯仿瀝青“A”含量平均值為0.125%，生油潛量（S1+S2）平均值為2.15mg/g。沙三段沉積時期，湖盆處于擴張鼎盛期，水體深度大，形成了半深湖-深湖沉積環(huán)境，這種缺氧、富營養(yǎng)的水體環(huán)境為浮游生物和藻類的大量繁殖提供了有利條件。大量的生物死亡后迅速被埋藏，經過漫長的地質演化，使得沙三段烴源巖的有機質豐度顯著提高。沙二段烴源巖的有機質豐度相對較低，TOC平均值為0.78%，氯仿瀝青“A”含量平均值為0.030%，生油潛量（S1+S2）平均值為0.52mg/g。這是由于沙二段沉積時期，湖盆開始收縮，水體變淺，沉積環(huán)境逐漸向氧化環(huán)境轉變，有機質的保存條件變差，導致有機質豐度降低。沙一段烴源巖的有機質豐度也較低，TOC平均值為0.85%，氯仿瀝青“A”含量平均值為0.035%，生油潛量（S1+S2）平均值為0.60mg/g。雖然沙一段沉積時期，生物繁盛，但由于水體較淺，氧化作用較強，不利于有機質的大量保存，使得有機質豐度不高。東營組烴源巖的有機質豐度整體較低，TOC平均值為0.48%，氯仿瀝青“A”含量平均值為0.018%，生油潛量（S1+S2）平均值為0.28mg/g。東營組沉積時期，湖盆逐漸萎縮，沉積環(huán)境以河流-湖泊相為主，水體能量較高，不利于有機質的沉積和保存，導致有機質豐度較低。通過對不同層位烴源巖有機質豐度的分析，明確了沙三段是臨清凹陷東部下第三系的主力烴源巖。其較高的有機質豐度為油氣的生成提供了充足的物質基礎。在后續(xù)的油氣勘探和開發(fā)中，應重點關注沙三段烴源巖的分布區(qū)域，深入研究其生烴潛力和油氣運移規(guī)律，為尋找有利的油氣勘探目標提供依據(jù)。3.3有機質類型有機質類型是決定烴源巖生烴潛力和生烴特征的關鍵因素，不同類型的有機質具有不同的化學結構和組成，其生烴能力和產物特征存在顯著差異。為準確判斷臨清凹陷東部下第三系烴源巖的有機質類型，本研究綜合運用了干酪根元素分析、熱解色譜分析、紅外光譜分析以及顯微鏡觀察等多種方法。干酪根元素分析結果顯示，臨清凹陷東部下第三系烴源巖的干酪根元素組成具有一定的變化規(guī)律。沙三段烴源巖的干酪根H/C原子比平均值為1.35，O/C原子比平均值為0.12。較高的H/C原子比和較低的O/C原子比表明，沙三段烴源巖的有機質類型主要為Ⅱ型干酪根，且偏向于Ⅱ1型。這種類型的干酪根主要來源于海相浮游生物和微生物，具有較高的氫含量和較低的氧含量，以生油為主，生油潛能中等偏上。例如，在禹城洼陷的沙三段烴源巖樣品中，H/C原子比最高可達1.45，O/C原子比最低可至0.10，進一步證實了該區(qū)域沙三段烴源巖有機質類型的優(yōu)質性。沙一段烴源巖的干酪根H/C原子比平均值為1.10，O/C原子比平均值為0.18。根據(jù)元素比值判斷，其有機質類型主要為Ⅱ型干酪根，但相對沙三段更偏向于Ⅱ2型。這種類型的干酪根雖然也以生油為主，但生油潛能相對較低，且在生油過程中可能會伴隨一定量的天然氣生成。在德州凹陷的沙一段烴源巖樣品中，H/C原子比和O/C原子比的變化范圍分別為1.00-1.20和0.15-0.20，與上述判斷結果相符。熱解色譜分析結果進一步驗證了干酪根元素分析的結論。沙三段烴源巖的熱解氫指數(shù)（HI）平均值為350mg/gTOC，氧指數(shù)（OI）平均值為30mg/gTOC。較高的氫指數(shù)表明，沙三段烴源巖中富含脂肪族結構，生油潛力較大，符合Ⅱ1型干酪根的特征。而沙一段烴源巖的熱解氫指數(shù)（HI）平均值為250mg/gTOC，氧指數(shù)（OI）平均值為50mg/gTOC。相對較低的氫指數(shù)和較高的氧指數(shù)說明，沙一段烴源巖的生油潛力相對較弱，有機質中含有較多的含氧官能團，更偏向于Ⅱ2型干酪根。紅外光譜分析則從分子結構層面揭示了有機質的特征。沙三段烴源巖的紅外光譜圖中，在2920cm-1和2850cm-1處出現(xiàn)了較強的吸收峰，這是脂肪族C-H鍵的伸縮振動吸收峰，表明沙三段烴源巖中脂肪族結構豐富。同時，在1710cm-1處的吸收峰較弱，說明有機質中含氧官能團含量較低，進一步支持了其為Ⅱ1型干酪根的判斷。沙一段烴源巖的紅外光譜圖中，2920cm-1和2850cm-1處的吸收峰強度相對較弱，而1710cm-1處的吸收峰相對較強，反映出其脂肪族結構相對較少，含氧官能團含量相對較高，與Ⅱ2型干酪根的特征一致。顯微鏡觀察結果也為有機質類型的判斷提供了重要依據(jù)。在沙三段烴源巖的薄片中，可見大量的無定形有機質和藻類體，這些顯微組分是Ⅱ1型干酪根的典型特征。無定形有機質呈絮狀、團塊狀分布，藻類體則具有明顯的細胞結構，它們的存在表明沙三段烴源巖的有機質主要來源于水生生物，具有較高的生油潛力。而在沙一段烴源巖的薄片中，除了有無定形有機質外，還可見一定量的鏡質組和惰質組，這些陸源有機質的混入使得沙一段烴源巖的有機質類型相對復雜，更偏向于Ⅱ2型。鏡質組呈黃色至橙色，具有明顯的植物細胞結構；惰質組則呈黑色，反射率較高，它們的出現(xiàn)反映了沙一段沉積時期，陸源物質對烴源巖有機質組成的影響。綜合以上多種分析方法的結果，臨清凹陷東部下第三系沙三段烴源巖以Ⅱ1型干酪根為主，生油潛力較大；沙一段烴源巖以Ⅱ2型干酪根為主，生油潛力相對較弱。這些有機質類型的特征對油氣的生成和分布產生了重要影響。Ⅱ1型干酪根為主的沙三段烴源巖是臨清凹陷東部下第三系的主要生油層，其生成的油氣在合適的地質條件下，能夠大量運移和聚集，形成具有工業(yè)價值的油氣藏。而沙一段烴源巖雖然生油潛力相對較弱，但在一定程度上也為油氣的生成提供了物質基礎，其生成的油氣可能與沙三段烴源巖生成的油氣混合，共同影響著區(qū)域內油氣的組成和性質。3.4成熟度烴源巖成熟度是評估其生烴潛力和油氣生成階段的關鍵指標，它反映了烴源巖在地質歷史時期中所經歷的熱演化程度。本研究運用鏡質體反射率（Ro）、熱解峰溫（Tmax）等參數(shù)，對臨清凹陷東部下第三系烴源巖的成熟度展開系統(tǒng)分析，并深入探討其分布規(guī)律及影響因素。鏡質體反射率（Ro）是目前應用最為廣泛的成熟度指標之一，它能夠直觀地反映有機質在熱演化過程中的結構變化。通過對臨清凹陷東部下第三系烴源巖樣品的鏡質體反射率測定，結果顯示，不同層位烴源巖的Ro值存在明顯差異?？椎杲M烴源巖的Ro值普遍較低，平均值為0.42%，處于未成熟階段。這主要是因為孔店組沉積時期距今時間相對較短，且埋藏深度較淺，所受的地溫影響較小，有機質熱演化程度低，尚未達到生烴門限。沙河街組烴源巖的成熟度在不同層段表現(xiàn)出不同的特征。沙四段下部烴源巖的Ro值平均值為0.50%，處于低成熟階段的初期。這一時期，烴源巖開始受到一定程度的地溫作用，有機質逐漸發(fā)生熱演化，但演化程度仍相對較低。沙四段上部烴源巖的Ro值有所升高，平均值達到0.58%，進入了低成熟階段。隨著埋藏深度的增加和地溫的升高，烴源巖中的有機質進一步發(fā)生熱解反應，開始生成少量的油氣。沙三段烴源巖作為主力烴源巖，其成熟度變化較為復雜。在凹陷邊緣地區(qū)，沙三段烴源巖的Ro值相對較低，一般為0.60%-0.70%，處于低成熟-成熟階段的過渡區(qū)間。這是由于凹陷邊緣地區(qū)的埋藏深度相對較淺，地溫梯度較低，有機質熱演化程度受到一定限制。而在凹陷中心的禹城洼陷等區(qū)域，沙三段烴源巖的Ro值較高，可達0.80%-1.00%，處于成熟階段。該區(qū)域在地質歷史時期的埋藏深度較大，地溫梯度較高，有機質經歷了更強烈的熱演化，生烴作用較為活躍，能夠生成大量的油氣。沙二段烴源巖的Ro值平均值為0.48%，整體處于未成熟階段。盡管沙二段沉積時期晚于沙三段，但由于其埋藏深度相對較淺，后期構造運動對其熱演化影響較小，導致有機質成熟度較低。沙一段烴源巖的Ro值平均值為0.45%，同樣處于未成熟階段。沙一段沉積時期，凹陷整體處于構造相對穩(wěn)定的階段，埋藏深度較淺，地溫作用較弱，不利于有機質的熱演化，因此成熟度較低。東營組烴源巖的Ro值普遍較低，平均值為0.40%，處于未成熟階段。東營組沉積時期，凹陷進入坳陷階段，沉積速率相對較快，但埋藏深度仍較淺，所受地溫影響有限，有機質熱演化程度極低。熱解峰溫（Tmax）也是判斷烴源巖成熟度的重要參數(shù)之一。一般來說，Tmax值越高，表明烴源巖的成熟度越高。對臨清凹陷東部下第三系烴源巖樣品的熱解峰溫分析結果顯示，其變化趨勢與鏡質體反射率基本一致。孔店組烴源巖的Tmax值平均值為430℃，處于較低水平，對應未成熟階段。沙河街組各層段烴源巖的Tmax值隨著層位的升高和成熟度的增加而逐漸升高。沙三段烴源巖在凹陷中心區(qū)域的Tmax值可達450℃-460℃，表明其成熟度較高，處于成熟生油階段。烴源巖成熟度的分布規(guī)律主要受埋藏史和地溫場的控制。埋藏史決定了烴源巖所經歷的熱演化時間和深度。在臨清凹陷東部，凹陷中心區(qū)域的烴源巖埋藏深度大，熱演化時間長，成熟度相對較高。例如禹城洼陷，沙三段烴源巖的埋藏深度可達3000-4000m，經過長時間的熱演化，成熟度達到了成熟階段。而凹陷邊緣地區(qū)的烴源巖埋藏深度較淺，熱演化時間短，成熟度較低。地溫場是影響烴源巖成熟度的另一個重要因素。地溫梯度的高低直接影響著烴源巖的熱演化速率。在臨清凹陷東部，地溫梯度一般為3.0℃-3.5℃/100m。在高的地溫梯度區(qū)域，烴源巖能夠更快地達到生烴所需的溫度條件，成熟度相應提高。例如，在一些靠近深部熱流活動區(qū)域或受構造運動影響導致地溫異常升高的區(qū)域，烴源巖的成熟度會明顯高于其他區(qū)域。構造運動對烴源巖成熟度也有一定的影響。在地質歷史時期，臨清凹陷東部經歷了多期構造運動。構造運動導致地層的抬升、沉降和褶皺變形，從而改變了烴源巖的埋藏深度和地溫條件。在構造抬升區(qū)域，烴源巖埋藏深度變淺，地溫降低，熱演化作用減緩，成熟度可能停滯不前甚至有所降低。而在構造沉降區(qū)域，烴源巖埋藏深度增加，地溫升高，熱演化作用加強，成熟度相應提高。例如，在一些斷裂活動強烈的區(qū)域，由于斷層的活動導致地層的錯動，使得烴源巖的埋藏深度發(fā)生變化，進而影響其成熟度。3.5生烴模式基于源巖生油潛量與熱解峰溫，建立臨清凹陷東部下第三系烴源巖的生烴模式，將源巖的生烴作用劃分為兩個主要階段。第一階段為硫細菌降解的有機質早期生烴階段。這一階段主要發(fā)生在烴源巖埋藏較淺、溫度相對較低的時期。臨清凹陷東部沙一段和沙三段烴源巖形成于微咸水-咸水介質環(huán)境，這種特殊的沉積環(huán)境中富含硫細菌和含硫化合物。研究表明，在該階段，低活化能的富氫腐泥組分受到硫細菌的早期低溫降解作用，從而生成油氣。該階段的熱解峰溫（Tmax）值范圍為400℃-435℃，鏡質體反射率（Ro）值為0.2%-0.5%，生油高峰時Tmax值約為420℃，Ro值約為0.35%。在這一階段，由于烴源巖的成熟度較低，生烴量相對較少，但對于形成未熟-低熟油具有重要意義。例如，在一些靠近洼陷邊緣的淺埋藏區(qū)域，烴源巖首先經歷這一早期生烴階段，形成了部分低成熟度的油氣。隨著烴源巖埋藏深度的增加和地溫的持續(xù)升高，進入第二階段，即成熟油生成階段。當烴源巖的鏡質體反射率（Ro）達到0.5%-0.7%時，進入低成熟階段，此時烴源巖中的有機質開始大量轉化為油氣。在臨清凹陷東部，沙三段烴源巖在凹陷中心區(qū)域，由于埋藏深度較大，地溫梯度較高，能夠較快地達到這一成熟階段。隨著Ro值進一步升高，當達到0.7%-1.3%時，烴源巖進入成熟階段，生烴作用更為強烈，大量的液態(tài)烴和天然氣生成。在這一階段，熱解峰溫（Tmax）值也相應升高，一般大于435℃。在成熟油生成階段，烴源巖的生烴量大幅增加，是形成大規(guī)模油氣藏的關鍵時期。例如，禹城洼陷的沙三段烴源巖在成熟油生成階段，生成的油氣通過斷裂、砂體等通道運移，在合適的圈閉中聚集，形成了具有工業(yè)價值的油氣藏。生烴階段主要受多種因素控制。有機質類型是重要的控制因素之一。臨清凹陷東部下第三系沙三段烴源巖以Ⅱ1型干酪根為主，這種類型的干酪根富含脂肪族結構，氫含量高，具有較高的生烴潛力，能夠在較低的成熟度階段開始生烴，并在成熟階段大量生成油氣。而沙一段烴源巖以Ⅱ2型干酪根為主，生烴潛力相對較弱，生烴過程和生烴量也會受到一定影響。沉積環(huán)境對生烴階段也有顯著影響。微咸水-咸水介質環(huán)境有利于硫細菌的生長和繁殖，為早期生烴階段提供了有利條件。在這種環(huán)境下，硫細菌對富氫腐泥組分的降解作用促進了未熟-低熟油的形成。而在半深湖-深湖相沉積環(huán)境中，水體較深，缺氧條件有利于有機質的保存和富集，為后期成熟油的生成奠定了物質基礎。埋藏史和地溫場同樣是控制生烴階段的關鍵因素。埋藏史決定了烴源巖所經歷的熱演化時間和深度。隨著埋藏深度的增加，烴源巖所受的地溫升高，熱演化程度加深，從而依次經歷早期生烴階段和成熟油生成階段。地溫場的高低直接影響著烴源巖的熱演化速率。在高的地溫梯度區(qū)域，烴源巖能夠更快地達到生烴所需的溫度條件，生烴階段提前，生烴作用更為強烈。例如，在一些靠近深部熱流活動區(qū)域或受構造運動影響導致地溫異常升高的區(qū)域，烴源巖的生烴階段和生烴量都會受到明顯影響。四、儲層特征4.1儲層巖石學特征臨清凹陷東部下第三系儲層主要包括砂巖和碳酸鹽巖，其巖石學特征復雜多樣，對儲集性能有著重要影響。砂巖儲層在臨清凹陷東部下第三系中廣泛分布，不同層位的砂巖在礦物成分、結構構造上存在顯著差異?？椎杲M砂巖主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖，礦物成分以石英、長石為主，巖屑含量相對較高。石英含量一般為30%-40%，長石含量為35%-45%，巖屑含量為20%-30%。長石主要為鉀長石和酸性斜長石，巖屑成分包括變質巖屑、沉積巖屑和巖漿巖屑等。砂巖粒度較粗，以中粗砂巖和粗砂巖為主，分選性較差，磨圓度多為次棱角狀。顆粒支撐，膠結類型主要為孔隙式膠結和接觸式膠結，膠結物以泥質和鈣質為主。這種巖石學特征使得孔店組砂巖的儲集性能相對較差，孔隙度一般為8%-12%，滲透率為1×10?3-5×10?3μm2。沙河街組砂巖在不同層段也具有不同的巖石學特征。沙四段砂巖礦物成分以石英、長石為主，巖屑含量相對較低。石英含量為40%-50%，長石含量為30%-40%，巖屑含量為10%-20%。砂巖粒度以中細砂巖和細砂巖為主，分選性中等，磨圓度為次圓狀-次棱角狀。顆粒支撐，膠結類型主要為孔隙式膠結，膠結物以鈣質和硅質為主。由于其粒度相對較細，分選性較好，沙四段砂巖的儲集性能優(yōu)于孔店組砂巖，孔隙度一般為12%-18%，滲透率為5×10?3-20×10?3μm2。沙三段砂巖礦物成分中石英含量進一步增加，可達50%-60%，長石含量為25%-35%，巖屑含量為10%-15%。砂巖粒度以細砂巖和粉砂巖為主，分選性好，磨圓度為次圓狀。顆粒支撐，膠結類型主要為孔隙式膠結和薄膜式膠結，膠結物以硅質和高嶺石為主。硅質膠結物在砂巖顆粒表面形成薄膜，增加了顆粒的穩(wěn)定性，同時也有利于孔隙的保存。沙三段砂巖的儲集性能良好，孔隙度一般為18%-25%，滲透率為20×10?3-50×10?3μm2。沙二段砂巖礦物成分與沙三段相似，但石英含量略有降低，為45%-55%，長石含量為30%-40%，巖屑含量為10%-15%。砂巖粒度以粉砂巖和細砂巖為主，分選性較好，磨圓度為次圓狀-次棱角狀。膠結類型主要為孔隙式膠結，膠結物以鈣質和泥質為主。由于泥質膠結物的存在，在一定程度上降低了砂巖的儲集性能，孔隙度一般為15%-20%，滲透率為10×10?3-30×10?3μm2。沙一段砂巖礦物成分中石英含量為50%-55%，長石含量為30%-35%，巖屑含量為10%-15%。砂巖粒度以細砂巖和粉砂巖為主，分選性好，磨圓度為次圓狀。膠結類型主要為孔隙式膠結和接觸-孔隙式膠結，膠結物以硅質、鈣質和高嶺石為主。沙一段砂巖的儲集性能較好，孔隙度一般為18%-23%，滲透率為15×10?3-40×10?3μm2。東營組砂巖礦物成分以石英為主，含量可達60%-70%，長石含量為20%-30%，巖屑含量為5%-10%。砂巖粒度以粉砂巖和細砂巖為主，分選性好，磨圓度為次圓狀。顆粒支撐，膠結類型主要為孔隙式膠結，膠結物以硅質和高嶺石為主。東營組砂巖的儲集性能較好，孔隙度一般為18%-25%，滲透率為20×10?3-50×10?3μm2。碳酸鹽巖儲層主要發(fā)育在沙河街組，以生物灰?guī)r和鮞?；?guī)r為主。生物灰?guī)r主要由生物碎屑組成，生物碎屑含量可達50%-80%，常見的生物有藻類、介形蟲、腕足類等。生物碎屑多呈次圓狀-圓狀，分選性較好?；|為泥晶方解石，膠結物以亮晶方解石為主。生物灰?guī)r的儲集性能較好，孔隙度一般為15%-25%，滲透率為10×10?3-50×10?3μm2。其良好的儲集性能主要歸因于生物碎屑之間的粒間孔隙以及生物骨架溶解形成的溶蝕孔隙。鮞粒灰?guī)r由鮞粒和膠結物組成，鮞粒含量為40%-60%。鮞粒呈圓形或橢圓形，大小均勻，分選性好。膠結物以亮晶方解石為主。鮞?；?guī)r的儲集性能也較好，孔隙度一般為12%-20%，滲透率為5×10?3-30×10?3μm2。鮞粒之間的粒間孔隙以及鮞粒內部的同心層狀結構所形成的孔隙，為油氣的儲存提供了空間。儲層巖石學特征對儲集性能的影響主要體現(xiàn)在礦物成分、粒度、分選性、磨圓度和膠結類型等方面。礦物成分中，石英硬度高，化學性質穩(wěn)定，有利于孔隙的保存；而長石和巖屑易風化和溶解，可能會堵塞孔隙，降低儲集性能。粒度較粗、分選性好、磨圓度高的砂巖，其顆粒之間的孔隙較大且連通性好，儲集性能較好。膠結類型中，孔隙式膠結和薄膜式膠結有利于孔隙的保存，而接觸式膠結和基底式膠結會使孔隙度降低，儲集性能變差。碳酸鹽巖儲層中，生物碎屑和鮞粒的存在形成了豐富的粒間孔隙和溶蝕孔隙，使其具有較好的儲集性能。4.2儲層物性特征儲層物性特征是衡量儲層優(yōu)劣的關鍵指標，對油氣的儲存和滲流起著決定性作用。本研究通過對大量巖心樣品的測試分析，深入探究了臨清凹陷東部下第三系儲層孔隙度、滲透率等物性參數(shù)在縱橫向的變化規(guī)律，從而明確優(yōu)質儲層的分布層位與區(qū)域。從縱向來看，不同層位的儲層物性存在明顯差異?？椎杲M儲層物性相對較差，孔隙度一般為8%-12%，滲透率為1×10?3-5×10?3μm2。這主要是由于孔店組沉積時期，物源近且搬運距離短，沉積物粒度粗、分選性差，且膠結作用較強，導致孔隙度和滲透率較低。例如，在靠近物源區(qū)的部分鉆井中，孔店組砂巖的孔隙度最低可至8%，滲透率僅為1×10?3μm2，儲集性能不佳。沙河街組儲層物性在不同層段呈現(xiàn)出不同的特點。沙四段儲層物性相對較好，孔隙度一般為12%-18%，滲透率為5×10?3-20×10?3μm2。這一時期，沉積環(huán)境相對穩(wěn)定，物源供應適中，砂巖粒度適中，分選性和磨圓度有所改善，膠結作用相對較弱，使得儲層物性得到提高。在凹陷中心的部分區(qū)域，沙四段砂巖的孔隙度可達18%，滲透率為20×10?3μm2，具備較好的儲集性能。沙三段是沙河街組中儲層物性最好的層位，孔隙度一般為18%-25%，滲透率為20×10?3-50×10?3μm2。沙三段沉積時期，湖盆擴張，水體加深，沉積速率較快，砂巖粒度細，分選性和磨圓度好，膠結物以硅質和高嶺石為主，對孔隙的破壞較小，有利于孔隙的保存和連通。在禹城洼陷等沉積中心區(qū)域，沙三段砂巖的孔隙度最高可達25%，滲透率為50×10?3μm2，是優(yōu)質的儲集層。沙二段儲層物性有所下降，孔隙度一般為15%-20%，滲透率為10×10?3-30×10?3μm2。這是因為沙二段沉積時期，湖盆開始收縮，水體變淺，沉積環(huán)境向氧化環(huán)境轉變，泥質含量增加，膠結作用增強，導致儲層物性變差。在一些靠近湖盆邊緣的區(qū)域，沙二段砂巖的孔隙度可低至15%，滲透率為10×10?3μm2。沙一段儲層物性相對較好，孔隙度一般為18%-23%，滲透率為15×10?3-40×10?3μm2。雖然沙一段沉積時期水體較淺，但生物繁盛，生物碎屑的存在增加了孔隙度，且膠結物對孔隙的影響較小。在德州凹陷等區(qū)域，沙一段生物灰?guī)r儲層的孔隙度可達23%，滲透率為40×10?3μm2，儲集性能良好。東營組儲層物性與沙三段和沙一段相當，孔隙度一般為18%-25%，滲透率為20×10?3-50×10?3μm2。東營組沉積時期，沉積環(huán)境穩(wěn)定，砂巖粒度適中，分選性和磨圓度好，膠結作用較弱，使得儲層物性保持在較好的水平。在一些鉆井中，東營組砂巖的孔隙度可達25%，滲透率為50×10?3μm2，具備良好的儲集能力。從橫向來看，儲層物性也存在一定的變化規(guī)律。在凹陷中心區(qū)域，由于沉積環(huán)境穩(wěn)定，物源供應相對均勻，儲層物性較好且分布相對穩(wěn)定。例如，禹城洼陷的沙三段儲層，孔隙度和滲透率在平面上的變化較小，整體處于較高水平，是優(yōu)質儲層的主要分布區(qū)域。而在凹陷邊緣地區(qū)，受物源、沉積相變化以及構造運動的影響，儲層物性變化較大。在靠近物源區(qū)的邊緣地帶，沉積物粒度粗，分選性差，儲層物性相對較差。在一些斷裂附近，由于構造活動導致巖石破碎，儲層物性可能會發(fā)生突變，既有可能因裂縫的發(fā)育而改善儲層物性，也有可能因強烈的壓實作用和膠結作用而降低儲層物性。綜合縱橫向變化規(guī)律，臨清凹陷東部下第三系優(yōu)質儲層主要分布在沙三段和沙一段，以及東營組。在平面上，優(yōu)質儲層主要集中在凹陷中心的禹城洼陷、德州凹陷等區(qū)域。這些優(yōu)質儲層的分布區(qū)域，為油氣的聚集提供了良好的儲集空間，是后續(xù)油氣勘探的重點關注區(qū)域。在勘探過程中，應充分考慮儲層物性的變化規(guī)律，結合烴源巖分布和油氣運移路徑，準確預測油氣藏的分布位置，提高勘探成功率。4.3儲層沉積相類型臨清凹陷東部下第三系儲層發(fā)育多種沉積相類型，其中三角洲前緣、濱淺湖等沉積相分布廣泛，不同沉積相儲層的發(fā)育特征和儲集性能存在顯著差異。三角洲前緣沉積相主要發(fā)育于沙河街組和東營組，在平面上多分布于凹陷邊緣靠近物源的區(qū)域。以沙三段為例，在莘縣凹陷的邊緣地區(qū)，受物源供應和古地形的影響，發(fā)育了規(guī)模較大的三角洲前緣沉積。該沉積相帶的砂體主要由水下分流河道、河口壩、遠砂壩和席狀砂等微相組成。水下分流河道砂體呈條帶狀分布，是三角洲前緣的主要骨架砂體。其巖性主要為中細砂巖和細砂巖，粒度較粗，分選性中等。由于水流能量較強，砂體的磨圓度較好，多為次圓狀。砂體中發(fā)育交錯層理和板狀交錯層理，反映了較強的水動力條件。河口壩砂體位于水下分流河道的河口處，呈透鏡狀分布。其巖性以細砂巖和粉砂巖為主，粒度較水下分流河道砂體細，分選性好。河口壩砂體的磨圓度較高，多為圓狀。砂體中發(fā)育平行層理和小型交錯層理，是在水流能量相對較弱的環(huán)境下形成的。遠砂壩砂體位于河口壩的外側，遠離物源，呈薄層狀分布。其巖性主要為粉砂巖和泥質粉砂巖，粒度細，分選性較好。遠砂壩砂體的磨圓度為次圓狀-次棱角狀。砂體中發(fā)育水平層理，反映了弱水動力條件。席狀砂體是三角洲前緣砂體經過波浪改造后形成的，分布范圍較廣。其巖性以粉砂巖和泥質粉砂巖為主，粒度細，分選性好。席狀砂體的磨圓度為次圓狀。砂體中發(fā)育波狀層理和小型交錯層理。三角洲前緣沉積相儲層的儲集性能較好，孔隙度一般為15%-25%，滲透率為10×10?3-50×10?3μm2。水下分流河道砂體由于粒度較粗，孔隙較大，連通性好，儲集性能最佳。其孔隙度可達25%，滲透率為50×10?3μm2。河口壩砂體的儲集性能次之，孔隙度一般為20%-23%，滲透率為20×10?3-30×10?3μm2。遠砂壩砂體和席狀砂體的儲集性能相對較弱，孔隙度一般為15%-20%，滲透率為10×10?3-20×10?3μm2。濱淺湖沉積相在臨清凹陷東部下第三系也有廣泛分布，主要發(fā)育于沙河街組和東營組。在沙一段，德州凹陷的部分區(qū)域發(fā)育濱淺湖沉積相。該沉積相帶的砂體主要由濱淺湖灘壩和濱淺湖席狀砂等微相組成。濱淺湖灘壩砂體多分布于湖岸線附近，呈透鏡狀或條帶狀分布。其巖性主要為細砂巖和粉砂巖，粒度較細，分選性好。濱淺湖灘壩砂體的磨圓度較高，多為圓狀。砂體中發(fā)育平行層理和低角度交錯層理，是在波浪和湖流的共同作用下形成的。濱淺湖席狀砂體分布范圍較廣，位于濱淺湖灘壩砂體的外側。其巖性以粉砂巖和泥質粉砂巖為主，粒度細，分選性好。濱淺湖席狀砂體的磨圓度為次圓狀。砂體中發(fā)育波狀層理和水平層理。濱淺湖沉積相儲層的儲集性能也較好，孔隙度一般為15%-23%，滲透率為10×10?3-40×10?3μm2。濱淺湖灘壩砂體的儲集性能相對較好，孔隙度一般為18%-23%，滲透率為20×10?3-40×10?3μm2。濱淺湖席狀砂體的儲集性能相對較弱，孔隙度一般為15%-20%，滲透率為10×10?3-20×10?3μm2。除了三角洲前緣和濱淺湖沉積相外，臨清凹陷東部下第三系還發(fā)育濁積扇等其他沉積相。濁積扇主要發(fā)育于沙河街組的半深湖-深湖相區(qū)，是在重力流作用下形成的。其砂體主要由內扇、中扇和外扇等微相組成。內扇砂體以礫巖和含礫砂巖為主，粒度粗，分選性差。中扇砂體以中粗砂巖和粗砂巖為主，粒度較內扇細，分選性中等。外扇砂體以細砂巖和粉砂巖為主，粒度細，分選性較好。濁積扇沉積相儲層的儲集性能相對較差，孔隙度一般為10%-15%，滲透率為5×10?3-10×10?3μm2。不同沉積相儲層發(fā)育特征和儲集性能的差異，主要受沉積環(huán)境和物源供應等因素的控制。三角洲前緣沉積相位于河流與湖泊的過渡地帶，物源供應充足，水動力條件較強，砂體粒度粗，分選性和磨圓度較好，儲集性能優(yōu)良。濱淺湖沉積相位于湖岸線附近，主要受波浪和湖流的作用，砂體粒度細，分選性好，但由于水體能量相對較弱，儲集性能相對三角洲前緣略遜一籌。濁積扇沉積相是在重力流作用下快速堆積形成的，沉積物粒度變化大，分選性差，導致儲集性能較差。在油氣勘探過程中，充分了解不同沉積相儲層的特征，對于準確預測優(yōu)質儲層的分布、提高油氣勘探成功率具有重要意義。五、含油氣系統(tǒng)劃分與特征5.1含油氣系統(tǒng)劃分依據(jù)與方法含油氣系統(tǒng)的劃分主要依據(jù)烴源巖、儲層、蓋層及油氣運移等關鍵要素，通過綜合分析這些要素之間的時空配置關系，來確定含油氣系統(tǒng)的邊界和范圍。烴源巖是含油氣系統(tǒng)劃分的核心要素之一。其類型、分布范圍、生烴潛力和生烴期次對含油氣系統(tǒng)的形成和分布起著決定性作用。臨清凹陷東部下第三系烴源巖主要發(fā)育于沙河街組，其中沙三段以Ⅱ1型干酪根為主，生油潛力大，是主力烴源巖；沙一段以Ⅱ2型干酪根為主，生油潛力相對較弱。根據(jù)烴源巖的分布特征，如在禹城洼陷沙三段烴源巖厚度較大，是主要的生烴中心，可將其作為劃分含油氣系統(tǒng)的重要依據(jù)。儲層的發(fā)育特征也是劃分含油氣系統(tǒng)的重要依據(jù)。儲層的巖石類型、物性、沉積相帶等因素影響著油氣的儲存和運移。臨清凹陷東部下第三系儲層主要包括砂巖和碳酸鹽巖，其中沙三段和沙一段的砂巖儲層物性較好，孔隙度和滲透率較高，是主要的儲集層。三角洲前緣和濱淺湖沉積相帶的砂體儲集性能良好，這些優(yōu)質儲層的分布區(qū)域與烴源巖的配置關系，決定了油氣的聚集范圍。蓋層的封蓋能力對油氣的保存至關重要。區(qū)域蓋層的巖性、厚度和連續(xù)性等因素影響著含油氣系統(tǒng)的有效性。臨清凹陷東部下第三系發(fā)育多套泥巖蓋層，其中東營組泥巖厚度較大，分布穩(wěn)定，是重要的區(qū)域蓋層。其封蓋能力的強弱直接影響著下伏含油氣系統(tǒng)中油氣的保存條件。油氣運移路徑和聚集規(guī)律是劃分含油氣系統(tǒng)的關鍵依據(jù)之一。通過研究油氣的運移方向、運移通道和聚集場所，可以確定含油氣系統(tǒng)的邊界。在臨清凹陷東部，斷裂和砂體是油氣運移的主要通道。斷裂的活動控制了油氣的垂向運移，砂體則為油氣的橫向運移提供了通道。例如，在一些斷裂附近，油氣通過斷裂向上運移，遇到合適的圈閉后聚集形成油氣藏。根據(jù)油氣運移和聚集的規(guī)律，可以將具有相似運移路徑和聚集特征的區(qū)域劃分為同一個含油氣系統(tǒng)。在劃分方法上，采用了綜合地質分析與地球化學分析相結合的方法。通過對地質資料的詳細分析，包括地層、構造、沉積相等方面的研究，確定烴源巖、儲層和蓋層的分布特征。利用有機地球化學分析手段，如烴源巖的有機質豐度、類型、成熟度分析，以及油氣的地球化學特征分析，來確定油氣的來源和運移路徑。運用地震資料解釋和盆地數(shù)值模擬技術，進一步明確含油氣系統(tǒng)的邊界和范圍。通過地震資料解釋，可以識別斷裂、圈閉等地質構造，為油氣運移和聚集提供地質背景。盆地數(shù)值模擬技術則可以模擬烴源巖的生烴過程、油氣的運移和聚集過程，預測含油氣系統(tǒng)的分布范圍和油氣資源量。5.2含油氣系統(tǒng)類型與分布通過上述劃分依據(jù)和方法，將臨清凹陷東部下第三系劃分為三個含油氣系統(tǒng)，分別為Es4-Es3禹城油氣系統(tǒng)、Es3-Ed禹城油氣系統(tǒng)和Es1-Ed禹城油氣系統(tǒng)。Es4-Es3禹城油氣系統(tǒng)主要分布于禹城洼陷及其周邊地區(qū)。該系統(tǒng)以沙四段和沙三段烴源巖為核心，烴源巖分布廣泛，厚度較大，在禹城洼陷中心部位沙三段烴源巖厚度可達800-1000m。儲層主要為沙四段和沙三段的砂巖和碳酸鹽巖，儲集性能較好。蓋層主要為沙三段上部和沙二段的泥巖。油氣主要通過斷裂和砂體運移，在構造圈閉和巖性圈閉中聚集。該系統(tǒng)的油氣成藏主要受烴源巖的生烴作用和構造運動控制。在地質歷史時期，隨著烴源巖的成熟生烴，油氣在構造應力作用下，沿斷裂和砂體運移，遇到合適的圈閉便聚集形成油氣藏。Es3-Ed禹城油氣系統(tǒng)分布范圍較廣，涵蓋了禹城洼陷、莘縣凹陷以及德州凹陷的部分區(qū)域。該系統(tǒng)以沙三段烴源巖為主要烴源，儲層包括沙三段、沙二段和東營組的砂巖。東營組泥巖作為區(qū)域蓋層，封蓋能力較強。油氣運移通道主要為斷裂和砂體，圈閉類型多樣，包括構造圈閉、地層圈閉和巖性圈閉。該系統(tǒng)的油氣成藏受多種因素控制，除了烴源巖的生烴作用和構造運動外，沉積相的變化對儲層的發(fā)育和油氣的分布也有重要影響。在三角洲前緣和濱淺湖沉積相帶，儲層物性較好，有利于油氣的聚集。Es1-Ed禹城油氣系統(tǒng)主要分布在德州凹陷和惠民凹陷的部分區(qū)域。烴源巖為沙一段，儲層為沙一段和東營組的砂巖和碳酸鹽巖。蓋層為東營組泥巖。油氣運移主要通過斷裂和砂體進行，圈閉類型以構造圈閉和巖性圈閉為主。該系統(tǒng)的油氣成藏與沙一段烴源巖的生烴期次和構造演化密切相關。沙一段烴源巖在一定的地質條件下成熟生烴，油氣在構造運動的作用下，沿運移通道運移至圈閉中聚集。5.3各含油氣系統(tǒng)特征分析5.3.1Es4-Es3禹城油氣系統(tǒng)烴源巖特征：該系統(tǒng)的烴源巖主要為沙四段和沙三段。沙四段下部烴源巖有機質豐度相對較低，TOC平均值為0.82%，但上部有機質豐度有所提高，TOC平均值達到1.25%，其有機質類型以Ⅱ型干酪根為主，偏向Ⅱ2型，生油潛力中等。沙三段是主力烴源巖，有機質豐度高，TOC平均值為2.58%，以Ⅱ1型干酪根為主，生油潛力大。在禹城洼陷中心部位，沙三段烴源巖厚度大，可達800-1000m，為油氣生成提供了豐富的物質基礎。儲蓋組合特征：儲層包括沙四段和沙三段的砂巖和碳酸鹽巖。沙四段砂巖以中細砂巖和細砂巖為主，分選性中等，孔隙度一般為12%-18%，滲透率為5×10?3-20×10?3μm2；碳酸鹽巖主要為生物灰?guī)r和鮞?；?guī)r，儲集性能較好，孔隙度一般為15%-25%，滲透率為10×10?3-50×10?3μm2。沙三段砂巖以細砂巖和粉砂巖為主，分選性好，孔隙度一般為18%-25%，滲透率為20×10?3-50×10?3μm2。蓋層主要為沙三段上部和沙二段的泥巖，泥巖厚度較大，分布穩(wěn)定，具有良好的封蓋能力。圈閉類型：圈閉類型主要包括構造圈閉和巖性圈閉。構造圈閉多受斷裂和褶皺作用控制，如在禹城洼陷周邊的一些構造高部位，由于斷裂活動形成了斷鼻、斷塊等構造圈閉。巖性圈閉則主要發(fā)育在三角洲前緣和濁積扇等沉積相帶，如三角洲前緣的河口壩砂體、濁積扇的中扇砂體等，由于巖性變化形成巖性圈閉。油氣運移與聚集：油氣主要通過斷裂和砂體進行運移。在烴源巖成熟生烴后，油氣在浮力和構造應力作用下，沿斷裂向上運移，同時也可通過連通性好的砂體進行橫向運移。當油氣運移至圈閉中，且圈閉的封堵條件良好時，油氣便聚集形成油氣藏。在該含油氣系統(tǒng)中，油氣聚集主要受烴源巖的生烴強度、運移通道的連通性以及圈閉的有效性等因素控制。例如，在烴源巖生烴強度大、斷裂和砂體連通性好且圈閉面積大、閉合度高的區(qū)域，油氣聚集量較大，容易形成規(guī)模較大的油氣藏。5.3.2Es3-Ed禹城油氣系統(tǒng)烴源巖特征：以沙三段烴源巖為主要烴源，其特征與Es4-Es3禹城油氣系統(tǒng)中的沙三段烴源巖相似，有機質豐度高，以Ⅱ1型干酪根為主，生油潛力大。在禹城洼陷、莘縣凹陷以及德州凹陷的部分區(qū)域，沙三段烴源巖分布廣泛，為油氣生成提供了充足的物質來源。儲蓋組合特征：儲層包括沙三段、沙二段和東營組的砂巖。沙三段砂巖物性良好，已如上述。沙二段砂巖以粉砂巖和細砂巖為主，孔隙度一般為15%-20%，滲透率為10×10?3-30×10?3μm2。東營組砂巖以粉砂巖和細砂巖為主，孔隙度一般為18%-25%，滲透率為20×10?3-50×10?3μm2。蓋層為東營組泥巖，泥巖厚度大，分布穩(wěn)定，封蓋能力強，有效阻止了油氣的向上逸散。圈閉類型：圈閉類型多樣，除了構造圈閉和巖性圈閉外，還發(fā)育地層圈閉。構造圈閉受區(qū)域構造運動影響，在凹陷內形成了眾多的背斜、斷鼻和斷塊圈閉。巖性圈閉在三角洲前緣和濱淺湖沉積相帶較為發(fā)育，如濱淺湖灘壩砂體、三角洲前緣的水下分流河道砂體等形成的巖性圈閉。地層圈閉則主要是由于地層的不整合和尖滅等原因形成，如在一些區(qū)域，由于地層的剝蝕和超覆，形成了地層不整合圈閉。油氣運移與聚集：油氣運移通道為斷裂和砂體。油氣在運移過程中，受構造格局和沉積相帶的影響。在構造高部位和有利沉積相帶，油氣容易聚集。例如，在三角洲前緣沉積相帶，砂體發(fā)育且連通性好，油氣沿砂體運移至構造圈閉或巖性圈閉中聚集。該含油氣系統(tǒng)的油氣聚集還受到沉積相變化的影響，不同沉積相帶的儲層物性差異，決定了油氣的聚集位置和規(guī)模。在儲層物性好、連通性好的沉積相帶，油氣更容易聚集形成大規(guī)模的油氣藏。5.3.3Es1-Ed禹城油氣系統(tǒng)烴源巖特征：烴源巖為沙一段，其有機質豐度較低，TOC平均值為0.85%，有機質類型以Ⅱ2型干酪根為主，生油潛力相對較弱。主要分布在德州凹陷和惠民凹陷的部分區(qū)域，為該含油氣系統(tǒng)提供了一定的油氣來源。儲蓋組合特征：儲層為沙一段和東營組的砂巖和碳酸鹽巖。沙一段砂巖以細砂巖和粉砂巖為主，孔隙度一般為18%-23%，滲透率為15×10?3-40×10?3μm2；碳酸鹽巖主要為生物灰?guī)r，儲集性能較好，孔隙度一般為15%-25%，滲透率為10×10?3-50×10?3μm2。東營組儲層特征如前所述。蓋層為東營組泥巖，具有良好的封蓋性能。圈閉類型：圈閉類型主要為構造圈閉和巖性圈閉。構造圈閉多由斷裂活動形成，在德州凹陷等區(qū)域，斷裂發(fā)育，形成了一系列斷鼻、斷塊構造圈閉。巖性圈閉則主要發(fā)育在濱淺湖沉積相帶，如濱淺湖灘壩砂體形成的巖性圈閉。油氣運移與聚集：油氣通過斷裂和砂體運移。由于沙一段烴源巖生油潛力相對較弱，油氣生成量有限。油氣在運移過程中，主要在靠近烴源巖且圈閉條件好的區(qū)域聚集。例如，在德州凹陷，油氣沿斷裂和砂體運移至濱淺湖灘壩砂體形成的巖性圈閉中聚集。該含油氣系統(tǒng)的油氣聚集受烴源巖生烴能力和圈閉條件的雙重制約，在烴源巖生烴能力有限的情況下，優(yōu)質圈閉對于油氣的聚集至關重要。六、油氣成藏模式與分布規(guī)律6.1油氣運移方向與通道油氣運移是一個復雜的地質過程，其方向和通道受到多種因素的綜合控制。在臨清凹陷東部下第三系，通過對流體勢的精確分析，并結合地震資料解釋和地質構造特征研究，能夠準確確定油氣的運移方向，識別出主要的運移通道，這對于深入理解油氣成藏機制和預測油氣藏分布具有重要意義。流體勢是控制油氣運移方向的關鍵因素之一。流體勢是指單位質量流體所具有的機械能，包括重力勢能、壓力勢能和動能等。在臨清凹陷東部下第三系，通過對地層壓力、地層厚度、流體密度等參數(shù)的測量和計算，繪制出了流體勢等值線圖。結果顯示，在凹陷中心的禹城洼陷等地，由于烴源巖大量生烴，地層壓力較高，流體勢也相對較高。而在凹陷邊緣的構造高部位，地層壓力較低，流體勢也較低。因此，油氣總體上呈現(xiàn)出從凹陷中心向邊緣、從高流體勢區(qū)向低流體勢區(qū)運移的趨勢。例如，在Es3-Ed禹城油氣系統(tǒng)中，沙三段烴源巖在禹城洼陷中心成熟生烴后，油氣在流體勢差的作用下，向洼陷邊緣的構造圈閉和巖性圈閉運移。斷裂是臨清凹陷東部下第三系油氣運移的重要垂向通道。區(qū)域內斷裂構造發(fā)育，這些斷裂不僅控制了地層的沉積和構造格局，還為油氣的垂向運移提供了通道。通過對地震資料的精細解釋，識別出了多條主要斷裂，如控制凹陷邊界的蘭聊斷裂以及凹陷內部的一些次級斷裂。這些斷裂在烴源巖生烴期活動強烈，溝通了深部烴源巖與上部儲層。例如，在Es4-Es3禹城油氣系統(tǒng)中，沙三段烴源巖生成的油氣可以通過斷裂向上運移至沙二段和沙一段的儲層中。斷裂的活動時期和開啟程度對油氣運移有著重要影響。在烴源巖生烴高峰期，斷裂的開啟使得油氣能夠順利向上運移。而在后期，斷裂的閉合則可能對油氣起到封堵作用，促進油氣在圈閉中的聚集。不整合面也是油氣運移的重要通道之一。臨清凹陷東部下第三系存在多個不整合面，如孔店組與前第三系之間的不整合面、沙河街組與東營組之間的不整合面等。這些不整合面在地質歷史時期經歷了長期的風化剝蝕，形成了高孔高滲帶，為油氣的橫向運移提供了良好的通道。例如，在Es1-Ed禹城油氣系統(tǒng)中，沙一段烴源巖生成的油氣可以通過沙河街組與東營組之間的不整合面，向周圍的構造圈閉和巖性圈閉運移。不整合