东营凹陷油田水的油气运聚指向性研究

东营凹陷油田水的油气运聚指向性研究 () 文章编号 :16732064 X 20080320012205 东营凹陷有效烃源岩成熟度评价 Assessmenotf the thermal maturoitfy t he effective hydrocarbon source irno Dckosn gying Depress ion 1 1 1 2 1 1 1 张美珍,李志明,秦建中,徐旭辉,施伟军,刘文斌,蒋 宏 (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 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 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 + 文献标识码 :A 中图分类号 : T E122 . 1 13 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 1 2 25 凹陷. 有研究成果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 2 ( ) 结果和 T 与氢指数 H I有机质类型图解结果 max 均显示其有机质类型以 ?、?型为主 , 少量属 ?1 2 型 . 现今地温场研究结果揭示 ,在东营凹陷主体部位 图 1 东营凹陷有效烃源岩镜质体反射率 与深度关系图Ro 6 ?2 000 m 深度段的现今地温一般在 85,95 ; 新 深度段烃源岩的镜质体反射率 V R o 仅为 0 . 35 %左 ,平均古地温梯度 生代地温梯度由古到今逐渐降低 右 ,镜质体反射率 V R o 等于 0 . 50 %所对应的深度 变化为 : 孔 一 初 期 为 5 . 82 ?/ 100 m , 沙 四 初 期 为 段为 2 500,3 500 m. 这暗示东营凹陷 2 套有效烃 5 . 10 ?/ 100 m ,沙三初期为 5 . 15 ?/ 100 m ,沙二初 源岩的镜质体反射率存在明显的抑制作用 ,不能真 期为 4 . 86 ?/ 100 m ,沙一初期为 4 . 61 ?/ 100 m , 实地反映烃源岩的成熟度. 而正确评价东营凹陷有 东营初期为 4 . 49 ?/ 100 m ,馆陶初期为 4 . 20 ?/ 效烃源岩的成熟度 ,无疑对重新认识东营凹陷有效 100 m ,明化镇初期为 4 . 00 ?/ 100 m ,平原初期为 7 烃源岩的分布范围 、石油成因和资源潜力评价具有 3 . 68 ?/ 100 m ,现今为 3 . 50 ?/ 100 m. 故现今埋 重要的意义. 目前 ,对于镜质体反射率存在抑制的烃 ( ) 藏深度 2 000 m 的有效烃源岩 ,其热成熟度 V R o (源岩成熟度评价的有效方法为 FAMM fluo rescence 应大于 0 . 50 %. 但对 2 套有效烃源岩不同深度段的 8 29 ) alteratio n of multiple macerals技术,并且已得到 () 镜质体反射率成果进行系统整理发现 图 1,2 000 m 收稿日期 : 2007203206 () 基金项目 : 中国石油化工股份有限公司科学技术研究开发项目 编号 : P04039资助 () 作者简介 : 张美珍 19562,女 ,高级工程师 ,主要从事地球化学 、石油地质综合评价研究 . 10 了广泛应用. 尽管郭汝泰等利用 FAMM 技术对11 东营凹陷的烃源岩成熟度进行过评价,但主要探 讨了不同类型烃源岩的抑制程度 ,分析样品尤其是 ?型烃源岩样品有限. 故本文在对东营凹陷 2 套有 效烃源岩样品进行 FAMM 分析的基础上 , 结合前 人的 FAMM 分析结果 ,对 2 套有效烃源岩的成熟度 重新进行评价 . 1 FAMM 技术原理简述与分析样品 基本特征图 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 . 1 FAMM 技术原理简述 样品基本特征分析1 . 2 (FAMM fluo rescence alteratio n of multiple mac2 ) erals技 术 由 澳 大 利 亚 CS IRO 石 油 资 源 研 究 所 本次用于成熟度评价的烃源岩样品取自沙三段 Wilki ns 博士及其科研组成员在 1989 —1991 年期间 下亚段 —沙四段上亚段 2 套有效烃源岩层 ,各样品 ( ) 开发 ,主要用于解决如下 3 个问题 : 1烃源岩样品 的地质与地球化学基本特征如表 1 所示. 由表 1 可 () () 的镜质体反射率受抑制 和增强; 2烃源岩样品中 知 ,样品类型包括泥岩和页岩 2 类 ,样品埋藏深度处( ) 镜质体难以识辨 ; 3烃源岩样品中镜质体丰度低. 8 210 ( ) 于 2 172 . 0,3 905 . 2 m. 有机碳 TOC含量高 ,均大 该技术的原理已有文献进行了详细论述,故本 文仅作简述. 于 1 . 00 % ,并且多数在 1 . 50 %以上 ,有些则高达 4 . 12 13 00 %以上 ; T 介于 433,458 ?,一般均在 435 ? Davis和 Pradier 等的研究成果表明 ,有机 max ( ) 以上 ;氢指数 H I介于 161,779 mg/ g TOC ,大部分 显微组分的荧光变化特征由 2 种同时进行且对抗的 大于 300 mg/ g TOC ;研究样品的有机质类型包括 ? 光化学氧化反应确定 ,一种反应导致荧光强度随时 型 、?型和 ?型 3 种类型 ,并且以 ?型 、?型烃 间减弱 ,另一种反应导致荧光强度随时间增强 ,实际 1 2 1 源岩样品为主 ; 研究样品的镜质体反射率介于 0 .荧光变化曲线形态是 2 种荧光发射随时间变化的总 30 %,0 . 85 %. 因此研究样品基本代表了东营凹陷和 . 在恒定实验条件下 ,其荧光变化曲线与显微组分 8 29 2 套有效烃源岩的特点.成分和成熟度有关. Wilkins 等研究发现荧光变 ( 化比 最终荧光强度/ 初始荧光强度 , 目前取 400 s 2 有效烃源岩真实成熟度特征 ) 时的荧光强度作为最终荧光强度 I 主要与烃源 400 岩的成熟度有关 ,在正常镜质体反射率小于 1 . 25 % 东营凹陷有效烃源岩实测的 FAMM 分析结果 时 ,荧光变化比随烃源岩成熟度增高而减小 ;而最终 ( ) 和郭汝泰等 2003的成果均列于表 2 . 由不同类型 荧光强度主要受显微组分类型和成分控制 ,随显微 ( ) 烃源岩典型荧光变化图解 图 3可见 ,所有样品的 组分富氢程度增高而增大. 在大量样品分析测试的 镜质体均没有落在正常镜质体标定曲线附近 ,其中 基础上 ,建立了显示“正常镜质体”标定曲线和抑制 ?型有机质类型的烃源岩 ,其镜质体一般落在0 . 3 % () 校正等值线的荧光变化图解 图 2. 校正等值线附近 ; ?型有机质类型的烃源岩 ,其镜 1 质体一般落在 0 . 2 %校正等值线附近 ; ?型有机质 2 FAMM 分析获得的成熟度参数用等效镜质体类型的烃源岩 ,其镜质体一般落在 0 . 1 %校正等值 ( ) 反射率 EqV R 表 示 , 其 反 映 烃 源 岩 的 真 实 成 熟 线附近. 这表明东营凹陷不同有机质类型的有效烃 ( ) 度 , 图 2 中的虚线为不同等效镜质体反射率 EqV R 源岩的镜质体反射率确实存在不同程度的抑制 ,并 的等值线. 这样通过测定烃源岩中多种显微组分尤 且有机质类型越好其抑制程度越大. 其是镜质体的荧光变化曲线 ,就可以获得其荧光变 根据表 2 所示的 35 个烃源岩样品 FAMM 分析 化比和最终荧光强度 ,利用图 2 就可以确定其等效 ( ) 获得等效镜质体反射率 EqV R 结果与镜质体反 镜质体反射率并获知镜质体反射率抑制情况 ,从而 ( ) 射率 V R o结果对比可知 , ?型烃源岩镜质体反射 可对烃源岩的成熟度作出正确评价. ( ) 率抑制程度 EqV R - V R o范围一般在 0 . 24 % , — ()14 — 西安石油大学学报 自然科学版 表 1 东营凹陷有效烃源岩 FAMM 分析样品地质地球化学基本特征表 HI T V Ro 有机质 max 井号 岩性 深度/ m 层位 % TOC/ - 1 - 1 / % 类型( ) / ?/ mg g? ?TOC Es Liang225 泥岩 2 240 . 50 1 . 68 438 436 0 . 41 ? 41Es ? Liang242 2 433 . 30 1 . 91 437 479 0 . 54 泥岩 31? Es L ai108 2 479 . 00 3 . 24 435 779 0 . 36 页岩 3?1 Es Ying93 2 562 . 40 1 . 68 435 358 0 . 43 泥岩 3? 1Es Bo11 2 593 . 00 2 . 12 440 376 0 . 60 泥岩 4? Niu5 2 598 . 00 Es4 . 25 442 675 0 . 48 ?泥岩41 ? Es Chun371 2 757 . 80 1 . 89 437 466 0 . 55 页岩 3? Es Bin417 2 844 . 00 2 . 26 441 520 0 . 42 泥岩 4?1 Es Ying93 2 865 . 16 5 . 91 442 691 0 . 42 页岩 3?1 Liang242 2 921 . 80 Es1 . 97 436 269 0 . 57 泥岩3? ? Es He88 3 050 . 00 1 . 87 441 416 0 . 54 泥岩 3?1 Es Niu33 3 133 . 00 2 . 65 441 560 0 . 53 泥岩 3? Es Ying921 3 159 . 06 2 . 67 441 546 0 . 58 泥岩 3?1 Es Ying891 3 187 . 60 1 . 98 445 410 0 . 52 泥岩 3? Es Wang54 3 241 . 40 5 . 66 444 669 ?0 . 50 页岩31 ?1 Es Shi122 3 402 . 20 1 . 25 442 359 0 . 63 泥岩 3?1 Es Wang57 3 423 . 22 5 . 83 442 576 0 . 6 页岩 3?1 Es Fengshen1 3 686 . 60 1 . 70 446 288 0 . 67 泥岩 4?1 Wang78 3 732 . 57 Es2 . 21 443 383 0 . 61 页岩3?1 ?Es L ai64 3 795 . 00 1 . 41 444 353 1 0 . 68 泥岩 4?1 Es Wang78 3 905 . 20 1 . 93 445 247 0 . 85 页岩 4?1 Es L 38 2 805 . 00 1 . 02 434 384 0 . 49 泥岩 3?2 L 38 3 046 . 00 Es1 . 60 433 362 0 . 54 泥岩3?1 Es L 38 3 188 . 00 2 . 95 440 535 ?0 . 58 泥岩 31 ?2 Es L 38 3 253 . 00 1 . 91 440 380 0 . 64 泥岩 3?1 Es L 38 3 310 . 00 1 . 51 437 384 0 . 53 泥岩 3?2 Es T73 2 497 . 00 1 . 66 435 241 0 . 47 泥岩 3? Es T73 2 893 . 00 2 . 04 437 412 0 . 46 3泥岩? Es T73 2 994 . 00 2 . 56 441 432 0 . 50 泥岩 3Es T73 3 377 . 00 2 . 08 444 304 0 . 64 泥岩 3Es T73 3 403 . 00 2 . 18 448 411 0 . 67 泥岩 3Y182 2 506 . 00 Es1 . 54 436 264 0 . 53 泥岩3Es W7 2 630 . 00 4 . 01 439 616 0 . 40 4页岩 W35 2 172 . 00 4 . 34 438 637 Es0 . 30 页岩 4 0 . 78 Es W128 页岩 3 731 . 00 2 . 95 458 161 ? 4 注 :表 1 中从 L 38 井至 L 128 井的数据引自参考文献11 . ( ) ( ) 表 2 东营凹陷有效烃源岩 FAMM 分析等效镜质体反射率 EqV R结果与镜质体反射率 V R结果对比表 ( )V Ro EqV R EqV R - V Ro 深度 有机质 井号 岩性 / m 类型/ % / % / % Liang225 2 240 . 50 泥岩 ?0 . 41 0 . 61 0 . 20 1Liang242 2 433 . 30 ? 0 . 54 0 . 71 0 . 17 泥岩 1 L ai108 2 479 . 00 0 . 36 0 . 68 0 . 32 页岩 ?? Ying93 2 562 . 40 0 . 43 0 . 62 0 . 19 泥岩 1 Bo11 2 593 . 00 ?0 . 60 0 . 75 0 . 15 泥岩 1? Niu5 2 598 . 00 0 . 48 0 . 77 0 . 29 泥岩 ? 1Chun371 2 757 . 80 0 . 55 0 . 78 0 . 23 页岩 ? Bin417 2 844 . 00 0 . 42 0 . 73 0 . 31 泥岩? Ying93 2 865 . 16 0 . 42 0 . 73 0 . 31 页岩 ?1 ?1 Liang242 2 921 . 80 0 . 57 0 . 73 0 . 16 泥岩 ? He88 3 050 . 00 0 . 54 0 . 73 0 . 19 泥岩 ? Niu33 3 133 . 00 0 . 53 0 . 77 0 . 24 泥岩?1 Ying921 3 159 . 06 0 . 58 0 . 79 0 . 21 泥岩 ? ?Ying891 3 187 . 60 0 . 52 0 . 80 0 . 28 泥岩 1 ? Wang54 3 241 . 40 0 . 50 0 . 81 0 . 31 页岩 ?1 Shi122 3 402 . 20 0 . 63 0 . 85 0 . 22 泥岩?1 Wang57 3 423 . 22 0 . 60 0 . 92 0 . 32 页岩 ? 1Fengshen1 3 686 . 60 0 . 67 0 . 94 0 . 27 泥岩 Wang78 3 732 . 57 0 . 61 0 . 83 0 . 22 页岩 L ai64 3 795 . 00 0 . 68 0 . 97 0 . 29 泥岩 Wang78 3 905 . 20 页岩 ?0 . 85 0 . 98 0 . 13 1 续表 2 ( )V Ro EqV R EqV R - V Ro 深度 有机质 井号 岩性 / m 类型/ % / % / % L 38 2 805 . 00 泥岩 0 . 49 0 . 66 0 . 17 ? 1L 38 3 046 . 00 ?0 . 54 0 . 74 0 . 20 泥岩 1? L 38 3 188 . 00 0 . 58 0 . 79 0 . 21 泥岩 1L 38 3 253 . 00 ?0 . 64 0 . 82 0 . 18 泥岩 1 L 38 3 310 . 00 ?0 . 53 0 . 85 0 . 32 泥岩 1 T73 2 497 . 00 0 . 47 0 . 60 0 . 13 ? 泥岩2? T73 2 893 . 00 0 . 46 0 . 68 0 . 22 泥岩 1T73 2 994 . 00 ?0 . 50 0 . 80 0 . 30 泥岩 1 T73 3 377 . 00 ?0 . 64 0 . 82 0 . 18 泥岩 2 T73 3 403 . 00 ?0 . 67 0 . 86 0 . 19 泥岩 1Y182 2 506 . 00 ?0 . 53 0 . 68 0 . 15 泥岩2W7 2 630 . 00 0 . 40 0 . 76 0 . 36 ? 页岩 W35 2 172 . 00 0 . 30 0 . 65 0 . 35 页岩 ? W128 3 731 . 00 0 . 78 1 . 08 0 . 30 页岩 ? 注 :表 2 中从 L 38 井至 L 128 井的数据引自参考文献11 . 图 3 东营凹陷不同有机质类型烃源岩曲型荧光变化图 由表 2 可见 , 35 个进行 FAMM 分析的烃源岩 0 . 35 % , 平均为0 . 30 % ; ?型烃源岩镜质体反射率 1 ( ) ( ) 抑制 程 度 EqV R - V Ro范 围 一 般 在 0 . 16 % ,样品 ,其真实成熟度即等效镜质体反射率 EqV R 0 . 30 % , 平均为 0 . 22 % ; ?型烃源岩镜质体反射率 处于 0 . 60 %,1 . 08 %之间 ,表明这些样品应属于成 2 ( ) 抑制 程 度 EqV R - V Ro范 围 一 般 在 0 . 13 % , 熟早期阶段 —成熟阶段 . 显然该结果能与古地温资 0 . 18 % , 平均为 0 . 15 %.料吻合. 但如果根据镜质体反 射 率 处 于 0 . 30 %, ()— 16 — 西安石油大学学报 自然科学版 0 . 85 % ,并且 主 要 处 于 0 . 40 %, 0 . 78 %来 评 价 的 致谢 :本文实测的 FAMM 分析结果由李志明 、施伟军在中石 化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所实验研究中心完成 ,在 话 ,其只属于未成熟 —成熟早期阶段. 为了更好地对 此深表感谢. 东营凹陷 2 套有效烃源岩的成熟度作出合理评价 , 我们利 用 35 个 烃 源 岩 样 品 的 等 效 镜 质 体 反 射 率 参 考 文 献 : ( ) EqV R 结果及其取样深度 ,作了两者之间关系图 1 谢明举 ,邱楠生 . 东营凹陷镜质体反射率异常的无机作 () 解 图 4. 东营凹陷沙三段下亚段有效烃源岩的现 用探讨 J . 西安石油大学学报 : 自然科学版 , 2005 , 20 今埋藏深度一般在 2 000,3 800 m ,沙四段上亚段 () 5:12216 . 有效烃源岩的现今埋藏深度一般在 2 100 , 4 500 张林晔 ,刘庆 ,张春荣. 东营凹陷成烃与成藏关系研究2 m. 根据图 4 和图 1 可得出 ,沙三段下亚段有效烃源 M . 北京 :地质出版社 ,2005 :1292188 .岩的真实成熟度一般应在 0 . 56 %,1 . 01 % ,而不是 3 李传华 . 东营凹陷王庄2宁海地区流体包裹体分析与流 镜质体反射率所反映的 0 . 35 %,0 . 80 % ; 沙四段上 ( ) 体充注研究 J . 油气地质与采收率 , 2006 , 13 1 : 342 亚段有效烃源岩的真实成熟度一般应在 0 . 58 %, 36 . 1 . 30 % ,而 不 是 镜 质 体 反 射 率 所 反 映 的 0 . 37 %, 4 刘 庆 . 东 营 凹 陷 东 辛 油 田 油 源 分 析 和 成 藏 过 程 研 究1 . 10 %. ( ) J . 成 都 理 工 大 学 学 报 : 自 然 科 学 版 , 2005 , 32 3 : 2632270 . 5 周建林 . 胜陀整装油田成藏模 式 和 油 气 勘 探 M . 东 营 :石油大学出版社 ,2004 :33250 . 6 熊振 ,王良书 ,李成 ,等 . 胜利油气区东营凹陷现今地温 () 场研究 J . 高校地质学报 ,1999 ,5 3:3122321 . 邱楠生 ,胡圣标 ,何丽娟. 沉积盆地热体制研究的理论 7 与应用 M . 北京 :石油工业出版社 ,2004 :1352143 . Wil kiins R W T , Wilmshurst J R , Russell N J ,et al . Fluo2 8 rescence alteratio n and t he supp ressio n of vit rinite re2 flectance J . Or ganic Geochemist ry ,1992 ,18 :6292640 . Wil kiins R W T , Wilmshurst J R , Hladky G ,et al . Should 9 fluorescence alteratio n replace vit rinite reflectance as a 图 4 东营凹陷有效烃源岩等效镜质体 major tool for t hermal mat urity determinatio n in oil ex2 ( ) 反射率 EqV R 与深度关系图 ploratio n ? J . Or ganic Geochemist ry , 1995 , 22 : 1912 209 . 3 结论10 李志明 ,秦建中 ,廖宗廷 ,等 . FAMM 技术及其应用进展 () J . 石油实验地质 ,2005 ,27 3:3072311 .东营凹陷沙三段下亚段 —沙四段上亚段有效烃 郭汝泰 ,王建宝 ,高喜龙 ,等 . 应用激光探针技术评价烃 11 源岩的镜质体反射率存在明显的抑制作用 , ?型有 源岩成熟度2以东营凹陷生油岩研究为例 J . 自然科学 机质类型的烃源岩 ,镜质体反射率抑制范围一般为 () 进展 ,2003 ,13 6:6262630 . 12 Davis A , Rat hbo ne R F , Lin R , et al . Observatio ns co n 2 0 . 24 %,0 . 35 % , ?型有机质类型的烃源岩 ,镜质 1 cerning t he nat ure of maceral fluorescence alteratio n wit h 体反射率抑制范围一般为 0 . 16 %, 0 . 30 % , ?型 2 time J . Or ganic Geochemist ry ,1990 ,16 :8972906 . 有机质类型的烃源岩 ,镜质体反射率抑制范围一般 13 Pradier B ,L ar geau C ,Derenne S ,et al . Chemical basis of 为 0 . 13 %,0 . 18 %. 沙三段下亚段有效烃源岩的真 fluorescence alteratio n of crude oils and kerogens2I. Mi2 实成熟度一般应在 0 . 56 %,1 . 01 % ,而不是镜质体 crofluorimet ry of an oil and it s isolated f ractio ns : relatio n2 反射率所反映的 0 . 35 %,0 . 80 % ; 沙四段上亚段有 ship s wit h chemical st ruct ure J . Or ganic Geochemist ry , 1990 ,16 :4512460 . 效烃源岩的真实成熟度一般应在 0 . 58 %,1 . 30 % , 编辑 :王 辉 而不是镜质体反射率所反映的 0 . 37 %,1 . 10 %. ABSTRACTS OF THE P RESENT ISS UE ( J XSY U ISS N 16732064 X) Study on the hydrocarbon reservoir f orming characteristics of the Ordovician carbonate rock in Ta he Oilf iel d , Tarim Basin Abstract : The carbo nate reservoir in Tahe Oilfield mainly develop s in t he Ordovician ,and it s hydrocarbo n reserves is abundant . The st udy o n t he hydrocarbo n reservoirs shows t hat t he hydrocarbo n sources of t he Ordovician carbo nate rock are mainly f ro m Manji2 aer oil generating dep ressio n of Cambrian2Ordovician in t he sout heast of t he oilfield and t he hydrocarbo n generated in multi2stages co n2 tinuously migrates t hrough fault s ,reservoirs and unco nformities and accumulates in t he Ordovician reservoir located in t he upper part of t he nort hern uplif t . Furt hermore , t he multi2stages migratio n and accumulatio n causes a hydrocarbo n dist ributio n characteristic in plane : t he density of t he hydrocarbo n in t he nort heast is greater and t hat in t he sout hwest is less. There are t hree reservoir space t ypes of pore ,hole and f ract ure , and t hey form four reservoir types of f ract ure type ,pore and hole22f ract ure t ype ,f ract ure22pore and hole ( ) t ype ,and organic reef bankpore t ype , which p rovides t he excellent reservoir spaces for t he accumulatio n of t he hydrocarbo n. The st ruct ural activity in Hercynian makes t he f ract ures developed ,and which p rovides t he channels for t he formatio n of karst , and im2 p roves t he co nnectivity of earlier f ract ures and holes f urt hermore. The Kalashayi formatio n and Bachu formatio n of Carbo niferous are excellent regio nal cap rocks and p rovide a necessary co nditio n for t he p reservatio n of hydrocarbo n. Key words : Tarim Basin ; Tahe Oilfield ;carbo nate reservoir ; hydrocarbo n reservoir characteristic 1 , 2 1 , 2 3 ( Y A N G N i n g, L U X i u2x i an g, C H EN M ei2t ao1 . Basin & Reservoir Research Center , China U niversity of Pet roleum () Beijing,Beijing 102249 ,China ;2 . Key L aboratory of Educatio n Minist ry for Hydrocarbo n Accumulatio n Mechanism ,China U niver2 () sit y of Pet roleum Beijing,Beijing 102249 , China ; 3 . Research Instit ute of Exploratio n and Develop ment , Sinopec ,Beijing 100083 , ) ChinaJ XS YU 2008 V . 23 N . 3 p . 125 Study on the similarity of the non2tecton ic cracks in mud2shale to under water shrinkage cracks in present muddy sediments ( ) Abstract : The no n2tecto nic cracks in mud2shale NCMSare similar to t he underwater shrinkage cracks in p resent muddy sedi2 ( ) ment s U SCMin morp hologic feat ures and forming mechanism. Based o n t he st udies o n U SCM by geologic modeling ,t he effect s of diagenesis co nt ractio n ,overp ressure ,interlayer gliding and t he sedimentatio n mode of crack fillings o n t he growt h mechanism ,dist ribu2 ( ) tio n law and co nnectedness of NCMS and t he p rimary migratio n of hydrocarbo n are st udied in detail . It is found t hat 1t here are () more rectangular shrinkage cracks lo ngit udinal crackin t he mud intervals wit h greater formatio n dip , but t here are more reticular () () cracks chicken wire crackin t hose wit h less formatio n dip ; 2in overp ressure zo ne ,t here are t wo p hases in t he hydrocarbo n p rima2 ry migratio n ,t he migratio n is burst mixing2p hase inrush in t he first p hase , and it is t he seepage t hrough pore walls in t he seco nd () p hase ; 3t he sand bed wit hin t he overp ressure zo ne is not o nly favorable to t he formatio n of t he overp ressure ,but also it can supply ( )reservoir space for t he hydrocarbo n p rimary migratio n and t he good p rotectio n f ro m loss and deco mpositio n for t he hydrocarbo n ; 4 when t he t hickness ratio of mad bed to sand bed is 3,4 ,t he sand bed bet ween mud beds can also play an important role as lubricant , () which is favorable to t he develop ment of t he shrinkage cracks in t he mud beds ; 5t he sedimentary mode of earlier crack fillings has great effect o n t he growt h law and permeability of t he later developed cracks and t he hydrocarbo n p rimary migratio n. Key words : no n2tecto nic cracks in mud2shale ; underwater shrinkage cracks in p resent muddy sediment s ; similarity ; geologic mod2 eling 1 , 2 1 , 2 2 (Z HA O Zhen2y u, Z HO U Y ao2qi, M A X i ao2m i n g1 . Open L aboratory of Geochemist ry & Lit hosp here Dynamics ,China U2 ( ) niversit y of Pet roleum East China,Do ngying 257061 ,Shando ng , China ; 2 . Faculty of Resources and Informatio n , China U niversity ( ) ) of Pet roleum East China,Do ngying 257061 ,Shando ng ,ChinaJ XS YU 2008 V . 23 N . 3 p . 6211 Assessment of the thermal maturity of the eff ective hydrocarbon source rocks in Dongying Depression Abstract : The vit rinite reflectance value of t he effective source rocks of t he upper sub2member of t he fourt h member and t he ( ) lower sub2member of t he t hird member of Paleogene Shahejie formatio n Esin Do ngying Dep ressio n is significantly supp ressed. The () mat urit y of t he t wo set s effective source rocks is reassessed by means of FAMM fluorescence alteratio n of multiple maceralsanalysis result s. The st udy shows t hat t he vit rinite reflectance supp ressio n level of t he source rocks of organic mat ter type ?ranges f ro m 0 .24 % to 0 . 35 % generally ,and t hat of organic mat ter type ?and t ype ?usually ranges f ro m 0 . 16 % to 0 . 30 % and 0 . 13 % to 0 . 1 2 18 % respectively. The t rue t hermal mat urity of t he effective source rocks of t he lower sub2member of Esand t he upper sub2member 3 of Esis mainly in 0 . 56 %,1 . 01 % and 0 . 58 %,1 . 30 % separately ; but t he t hermal mat urity of t hem determined by vit rinite re2 4 flectance values is in 0 . 35 %,0 . 80 % and 0 . 37 %,1 . 10 % respectively. The st udy result in t his paper has an important role in rec2 ognizing t he t hermal mat urity of t he source rocks ,reevaluating t he genesis of oils and t he potential of oil resources ,and guiding oil and gas exploratio n. Key words : Do ngying Dep ressio n ;effective source rock ; mat urity ; FAMM technique ;equivalent vit rinite reflectance 1 1 1 2 1 1 1 ( Z HA N G M ei2z hen, L I Zhi2m i n g, Q I N J i an2z hong, X U X u2h ui, S HI W ei2j u n, L I U W en2bi n, J IA N G Hon g1 . Wuxi Research Instit ute of Pet roleum Geology , Research Instit ute of Pet roleum Exploratio n and Develop ment ,Sinopec , Wuxi 214151 ,J iang2 ) su ,China ;2 . Research Instit ute of Pet roleum Exploratio n and Develop ment ,Sinopec ,Beijing 100083 ,ChinaJ XS YU 2008 V . 23 N . 3 p . 12216 Diagenetic evolution mode and f ormation mechan ism of the gas reservoir in Yingjisu Sag Abstract : Based o n t he analyses of general geological co nditio ns ,seco ndary pore generatio n and diagenetic sequence ,and t he divi2 sio n of diagenetic evolutio n p hase ,t he diagenetic evolutio n mode of t he gas reservoir in Yingjisu Sag is established ; t he formatio n mech2 anism of t he nat ural gas reservoir is st udied and it s formatio n mode is obtained. The st udy result s show t hat , Yingjisu Sag possesses t he geological co nditio ns and element s of forming large2scale and medium2scale gas reservoirs , which has guiding effect to st udying gas reservoir dist ributio n and finding out new oil and gas resources in Tarim Basin. Key words : Tarim Basin ; Yingjisu Sag ; diagenetic evolutio n ;gas reservoir formatio n mechanism ;gas reservoir formatio n mode 1 , 2 1 , 2 2 (X I E J u n, Z HA N G J i n2l i an g, L I U B ao2j u n1 . Ocean U niversity of China ,Qingdao 266003 ,Shando ng ,China ;2 . Research ) Center of Shando ng Province for Pet roleum Exploratio n and Productio n Engineering , Qingdao 266510 , Shando ng , ChinaJ XS YU 2008 V . 23 N . 3 p . 17221 ,26 Hydrocarbon migration system and reservoir f ormation mode in Qinhuangdao 3226 area Abstract : The hydrocarbo n migratio n system is o ne of t he difficulties in t he research field of reservoir formatio n dynamics. There are t hree main types of hydrocarbo n migratio n systems in t he area : skeleto n sand2body ,fault and basement rock unco nformity. The fault can also be divided into t wo types of basement fault and shallow cap fault . The basement fault is t he p rimary migratio n pat hway f ro m hydrocarbo n source and t rap ,and t he shallow cap fault co nt rols t he redist ributio n of Neogene oil and gas. Wit h t he t hick massive co nglo merate sand2body of Guantao Formatio n is called as t he ”highway”for hydrocarbo n migratio n ,while t he basement unco nformity is t he main lateral pat hway for t he formatio n of buried hill and Paleocene reservoir . Due to t he different migratio n systems ,t here are t wo t ypical reservoir formatio n modes in t he area : t he net wor k2carpet reservoir formatio n mode of Neogene and ”S”2shaped reservoir formatio n mode of buried hill and Paleocene. Key words : Qinhuangdao 3226 area ; hydrocarbo n migratio n system ; reservoir formatio n mode ; t race analysis 1 , 2 3 3 3 ( L EN G J i2gao, X I E X i2non g, L I U X i ao2f en g, Z HA N G Cheng1 . Key L aboratory of Educatio n Minist ry for Hydrocarbo n () Accumulatio n Mechanism ,China U niversity of Pet roleum Beijing,Beijing 102249 , China ; 2 . Basin & Reservoir Research Center , () ( ) China U niversity of Pet roleum Beijing,Beijing 102249 , China ; 3 . School of Resources , China U niversity of Geosciences Wuhan, ) Wuhan 430074 , Hubei ,ChinaJ XS YU 2008 V . 23 N . 3 p . 22226 Tecton ic f ra me work and depositional system distribution of syn2rif t in Fula Depression , Mugla d Basin , Sudan Abstract : Fula Dep ressio n in Muglad is a rif t basin developed in late J urassic and early Cretaceous. There are t hree major co ntem2 poraneous sedimentary fault s and t wo boundary fault s in t he eastern and western sides of t he basin ,and t hese fault s make t he dep res2 sio n form t he tecto nic f ramewor k of t wo sub2dep ressio n ,o ne uplif t and t wo slopes. Fula Dep ressio n co nsist s of sout h faulted belt ,sout h sag ,cent ral tecto nic belt ,nort h sag and nort h faulted belt . The different activity of t he fault s co nt rols t he t hickness of Cretaceous ,wa2 ter dep t h and sedimentary set ting. In t he early stage of t he syn2rif t ,t he fluvial , delta and nearshore subaquceous fan are developed in Fula Dep ressio n ,t he main material source is in t he nort h of t he basin ; in t he middle22late stage of t he syn2rif t ,fan delta , delta and nearshore subaquceous fan are developed , but t he main material source is in t he sout h of t he basin. L astly , t he associatio n of source rock ,reservoir and cap is determined and t he favorable reservoir is p redicted. Key words : Muglad Basin in Sudan ; tecto nic f ramewor k ; depositio nal system ( FA N G J i a2z hon g , Y A N G J u n2s heng , Z HA N G Q i n , Z HU X i ao2m i n Facult y of Resources and Informatio n ,China U niversity of () ) Pet roleum Beijing,Beijing 102249 ,ChinaJ XS YU 2008 V . 23 N . 3 p . 27231 ,37