Análisis de los principales factores que controlan la plenitud de los yacimientos litológicos de petróleo y gas bajo diferentes sistemas de acumulación de petróleo y gas.
Figura 5-4 Diagrama de división de los sistemas de acumulación de petróleo y gas en Dongying Sag
Limitado por el número de muestras litológicas de yacimientos de petróleo y gas en cada sistema de acumulación, solo 5 sistemas de acumulación tienen Una gran cantidad de yacimientos litológicos de petróleo y gas, el sistema de acumulación de petróleo y gas anticlinal central de Dongying (ⅰ) y el sistema de acumulación de petróleo y gas Wangjiagang-Bamianhe (ⅱ) se analizaron utilizando el método de análisis factorial.
(1) Sistema de acumulación de petróleo y gas en la zona central anticlinal (1)
El sistema de acumulación de petróleo y gas en la zona central anticlinal de Dongying Sag incluye el Lijin Sag en el al noreste, el Niuzhuang Sag al norte y su extensa zona oriental, dominada por los yacimientos petrolíferos de Shinan, Jiahao, Xianhe y Niuzhuang, es la zona con los yacimientos litológicos de petróleo y gas más ricos. Varios tipos de cuerpos de arena en abanico de turbidita están ampliamente desarrollados en el miembro Shahe 3 de esta área, formando una gran cantidad de yacimientos de petróleo litológicos y litológicos estructurales con cuerpos de arena en abanico de turbidita como reservorios, incluidos 30 yacimientos de petróleo litológicos estructurales. cuerpos de arena aislados. El análisis factorial de los principales factores que controlan la plenitud de estos yacimientos de petróleo y gas se muestra en la Figura 5-5 y la Figura 5-6.
Figura 5-5 Diagrama de carga de factor común N° 1 y N° 2 de los principales factores de control de la suficiencia estructural-litológica de yacimientos de petróleo y gas en el cinturón anticlinal central de Dongying (1)
Figura 5-6 Diagrama de carga de factor común (i) de los principales factores de control 1 y 2 para el grado de llenado del yacimiento aislado de arenisca en el cinturón anticlinal central de Dongying.
Los resultados del análisis factorial muestran:
1) En el diagrama de distribución de carga factorial del sistema anticlinal central de acumulación de petróleo y gas, el porcentaje de valores propios del factor común f1 Es alrededor del 45%, es el factor principal que juega un papel de control importante. El porcentaje de valor propio acumulado del primer y segundo factor común es aproximadamente el 70%. Por lo tanto, los dos primeros factores principales pueden extraer la mayor parte de la información de las variables originales y son los principales factores comunes que controlan la plenitud del petróleo y el gas.
2) Sistema de acumulación de petróleo y gas anticlinal central de Dongying (1) En el yacimiento litológico estructural (Figura 5-5), las variables distribuidas a lo largo del eje de 1 factor común son: espesor del cuerpo de arena, porosidad promedio , permeabilidad promedio, presión de formación. Por tanto, el factor común de 1 se puede atribuir a las características geométricas y condiciones físicas del cuerpo de arena. Las variables distribuidas a lo largo del segundo eje del factor común son principalmente la distancia desde el plano del centro de expulsión de hidrocarburos y la distancia vertical desde el centro de expulsión de hidrocarburos, lo que puede atribuirse a las condiciones de "migración" del petróleo y el gas. Además, en el segundo factor común, las condiciones de "migración" del petróleo y el gas son los principales factores de control, seguidas por las "condiciones de recepción" de los cuerpos de arena, y el área, el espesor de la roca circundante, la intensidad de expulsión de hidrocarburos y la materia orgánica. La abundancia de los cuerpos de arena están cerca de su origen, lo que demuestra que estos factores están llenos de yacimientos litológicos de petróleo y gas.
3) Sistema de acumulación de petróleo y gas anticlinal central de Dongying (1) Reservorio de petróleo y gas con cuerpo de arena aislado (Figura 5-6), las variables distribuidas a lo largo del eje de 1 factor común son: porosidad promedio, permeabilidad promedio , Presión de formación. Por lo tanto, el eje de 1 factor común se puede atribuir a las condiciones físicas del yacimiento de petróleo y gas. Los factores distribuidos a lo largo del segundo eje de factores comunes son: distancia al plano del centro de expulsión de hidrocarburos, distancia vertical al centro de expulsión de hidrocarburos, espesor del cuerpo de arena y área del cuerpo de arena. Por lo tanto, el segundo eje del factor común se puede atribuir a las características geométricas del yacimiento de petróleo y gas y las condiciones de "migración" del yacimiento de petróleo y gas, mientras que el espesor de la roca circundante, la intensidad de expulsión de hidrocarburos, la abundancia de materia orgánica y el promedio La profundidad del entierro está cerca del origen, lo que indica que estos factores tienen un impacto importante en la litología. La plenitud del yacimiento de petróleo y gas tiene poco efecto.
El análisis factorial explica plenamente la clave de la acumulación de cuerpos litológicos de arena en esta zona. Las condiciones de las trampas litológicas en esta zona son muy favorables. Primero, esta área es una zona estructural de levantamiento cóncavo rodeada por depresiones favorables generadoras de petróleo. Las rocas generadoras del miembro inferior 3 de la Formación Paleógena Shahejie y del miembro superior 4 de la Formación Shahejie en el área de estudio proporcionan fuentes suficientes de petróleo y gas son la razón principal del enriquecimiento general de petróleo y gas en. la zona.
En segundo lugar, el sistema de formación de reservorios es una zona estructural anticlinal arqueada de plástico formada por una gruesa capa plástica mixta de sal, yeso y lutita plástica en la parte inferior del Paleógeno y la cuarta sección de la Formación Shahejie. Límite de falla de Chennan y se ve afectado por un desequilibrio de presión. Este cinturón estructural comenzó a desarrollarse ya en el período de deposición del tercer miembro de la Formación Shahejie, y luego se desarrolló sucesivamente, y finalizó al final del Paleógeno. Al final del Paleógeno y el Neógeno, cuando se generó una gran cantidad de petróleo y gas, esta área siempre ha sido un fondo estructural de depresión y elevación e inevitablemente se convertirá en la principal dirección de la migración de petróleo y gas. En tercer lugar, se desarrollan yacimientos, y múltiples conjuntos de yacimientos dominados por masas de arena del delta proporcionan buenas condiciones para la migración y acumulación de petróleo y gas. El sistema de formación de reservorios está ubicado en la parte principal del gran delta entre los miembros superiores Es 3 y Es 2 en Dongying Sag, avanzando de este a oeste. Su tendencia estructural es consistente con el cuerpo principal de arenisca, lo que conduce a. migración y acumulación en esta zona. Se puede observar que la fuente de petróleo no es un problema en esta área, por lo que las condiciones del yacimiento son particularmente importantes.
(2) Sistema de acumulación de petróleo y gas Wangjiagang-Bamianhe (2)
El sistema de acumulación de petróleo y gas Wangjiagang-Bamianhe (ⅱ) incluye la parte sureste del hundimiento de Niuzhuang en el hundimiento de Dongying y En la parte oriental de la zona de pendiente suave del sur, se forman yacimientos petrolíferos como Niuzhuang, Bamianhe y Wangjiagang. Entre ellos, el campo petrolífero de Bamianhe está ubicado en la parte alta de la vertiente sur del Niuzhuang Sag, y el campo petrolífero Wangjiagang está ubicado en la zona de transición entre Niuzhuang Sag y la vertiente sur. Se han descubierto estratos petrolíferos en el área de Wangjiagang-Bamianhe en la vertiente sur del Niuzhuang Sag en diferentes momentos, entre los cuales la Formación Shahejie es la más abundante en petróleo y gas. Según estadísticas de ***, existen 16 reservorios litológicos estructurales y 25 reservorios lenticulares. El análisis de los principales factores que controlan la suficiencia de los yacimientos de petróleo y gas se muestra en la Figura 5-7 y la Figura 5-8.
El sistema de acumulación de petróleo y gas de Wangjiagang-Bamianhe (ii) El análisis factorial de los principales factores de control de la suficiencia litológica de los yacimientos de petróleo y gas muestra:
1) En el sistema de acumulación de petróleo de Wangjiagang-Bamianhe y sistema de acumulación de gas En el diagrama de distribución de carga factorial del sistema (ii), el porcentaje de valor propio del factor común f1 es alrededor del 50%, que es el principal factor de control. El porcentaje de valor propio acumulado del primer y segundo factor común es aproximadamente el 70%. Por lo tanto, los dos primeros factores principales pueden extraer la mayor parte de la información factorial y son los principales factores comunes que controlan la plenitud del petróleo y el gas.
2) Sistema de acumulación de petróleo y gas Wangjiagang-Bamianhe (2) En yacimientos litológicos estructurales (Figura 5-7), el factor distribuido a lo largo del eje de 1 factor común es principalmente la distancia desde el centro de expulsión de hidrocarburos. La distancia al avión y la distancia vertical al centro de expulsión de hidrocarburos. Por lo tanto, el factor común de 1 se puede atribuir a la condición de "migración", siendo los valores de carga grandes el principal factor de control. Los factores distribuidos a lo largo del segundo eje de factores comunes son el área del cuerpo de arena, el espesor del cuerpo de arena, la porosidad promedio y la permeabilidad promedio. Estos factores pueden atribuirse a las propiedades físicas del yacimiento y las características geométricas del cuerpo de arena, mientras que el espesor de la roca circundante y la expulsión de hidrocarburos. La intensidad, la abundancia de materia orgánica y la profundidad promedio del entierro están cerca del origen, lo que indica que estos factores tienen poco impacto en el grado de llenado de los yacimientos litológicos de petróleo y gas.
3) Sistema de acumulación de petróleo y gas Wangjiagang-Bamianhe (2) Yacimiento aislado de arenisca (Figura 5-8), los factores distribuidos a lo largo del eje de 1 factor común son principalmente porosidad promedio, permeabilidad promedio y presión de formación. Además, la porosidad promedio y la permeabilidad promedio son relativamente grandes, por lo que el factor común puede atribuirse a la condición de "aceptación" y es el principal factor de control. Los factores distribuidos a lo largo del segundo eje de factores comunes son el área del cuerpo de arena, la distancia entre el espesor del cuerpo de arena y el plano central de expulsión de hidrocarburos y la distancia vertical desde el centro de expulsión de hidrocarburos. Estos factores se pueden atribuir a las características geométricas del centro de expulsión de hidrocarburos. cuerpo de arena y la condición de "cambio" del yacimiento de petróleo y gas, mientras que el espesor de la roca circundante, la intensidad de la expulsión de hidrocarburos, la abundancia de materia orgánica y la profundidad promedio del entierro están cerca del origen, lo que indica que estos factores tienen poco impacto en la plenitud de los yacimientos litológicos de petróleo y gas.
Figura 5-7 Estructura de Wangjiagang-Bamianhe-grado de llenado del depósito litológico de petróleo y gas factor de control principal No. 1 y diagrama de carga de factor común No. 2 (2)
Figura 5- 8 Número del plan de carga del factor público Wangjiagang-Bamianhe grado de llenado del depósito de cuerpo de arena aislado factores de control principales 1 y 2 (ⅱ)
El sistema de acumulación de petróleo y gas de Wangjiagang-Bamianhe (ⅱ) es el Niuzhuang Sag El yacimiento petrolífero La zona es también la parte oriental de la zona de pendiente suave en la parte sur del Dongying Sag. El campo petrolífero de Bamianhe está ubicado en la parte alta de la ladera sur del Niuzhuang Sag, y el campo petrolífero de Wangjiagang está ubicado en la zona de transición entre los dos. Niuzhuang Sag y la vertiente sur Es donde el petróleo y el gas migran desde la profunda hundimiento a la pendiente. Por lo tanto, la fuente de petróleo no es el factor más crítico en esta área. La distancia de migración del petróleo y el gas determina el poder del petróleo y el gas que llenan el cuerpo de arena. Por lo tanto, las condiciones de aceptación del cuerpo de arena en sí son particularmente importantes.
(3) Sistema de acumulación de petróleo y gas con estructura de nariz deficiente (3)
Estructura de nariz Le'an-Chunhua (ⅲ) El sistema de acumulación de petróleo y gas está ubicado en el hundimiento de Dongying Lijin , Niuzhuang y The Boxing Sag se basan en la línea divisoria central oriental del Boxing Sag adyacente, y limitan con Niuzhuang Sag y Lijin Sag al este y al norte. El alcance del sistema es generalmente el área de petróleo y gas involucrada en el área de enriquecimiento de petróleo y gas de Chunhua-Liangjialou.
Hay cuatro campos petroleros en el sistema: Boxing, Chunhua, Liangjialou y Niuzhuang. Este sistema es rico en fuentes de petróleo y gas y ha desarrollado yacimientos. Es una de las áreas ricas en petróleo y gas. Un gran número de cuerpos de arena aislados y yacimientos litológicos estructurales de petróleo y gas se forman principalmente en Lijin Sag y la parte sur de Niuzhuang Sag. Esta * * * estadística incluye 7 yacimientos litológicos estructurales y 19 yacimientos de cuerpos arenosos aislados (principalmente pozos "Niu"). Debido al pequeño número de yacimientos litológicos estructurales de petróleo y gas, los resultados del análisis factorial no pueden reflejar sus patrones estadísticos, por lo que el análisis factorial sólo se realizó en yacimientos litológicos estructurales de petróleo y gas (Figura 5-9).
El análisis de los principales factores de control del grado de llenado del sistema de acumulación de petróleo y gas litológico del cuerpo de arena aislado (iii) en el sistema de acumulación de petróleo y gas de estructura de nariz pobre muestra que:
1) Purificación de la estructura de nariz aislada en Le'an En los diagramas de carga de factor común 1 y 2 de yacimientos de petróleo y gas con cuerpo de arena, el porcentaje del valor característico del 1 factor común f1 es aproximadamente el 40%, que es el principal factor de control. El porcentaje de valor propio acumulado del primer y segundo factor común es aproximadamente el 70%. Por lo tanto, los dos primeros factores principales pueden extraer la mayor parte de la información factorial y son los principales factores comunes que controlan la plenitud del petróleo y el gas.
2) Sistema estructural de acumulación de petróleo y gas en forma de nariz Le'an-Chunhua yacimiento de arenisca aislado (Figura 5-9), los factores distribuidos a lo largo del eje de 1 factor común son principalmente área del cuerpo de arena, cuerpo de arena El espesor, la porosidad promedio, la permeabilidad promedio y la presión de la formación, el área del cuerpo de arena y el espesor del cuerpo de arena tienen valores de carga mayores, por lo que un factor común de 1 se puede resumir como condiciones "aceptables". Los factores distribuidos a lo largo del segundo eje de factores comunes son la distancia desde el plano del centro de expulsión de hidrocarburos y la distancia vertical desde el centro de expulsión de hidrocarburos. Esto se puede atribuir a las características geométricas del cuerpo de arena y las condiciones de "migración" del petróleo y. yacimiento de gas, mientras que la roca circundante El espesor, la intensidad de la expulsión de hidrocarburos, la abundancia de materia orgánica y la profundidad promedio de enterramiento están cerca del origen, lo que indica que estos factores tienen poco impacto en el grado de llenado de los yacimientos litológicos de petróleo y gas.
Figura 5-9 Diagramas de carga de factores comunes No. 1 y 2 de los principales factores de control del grado de llenado del yacimiento aislado de petróleo y gas en cuerpo de arena en la estructura en forma de nariz de Le'an-Chunhua.
El sistema de formación de yacimientos está cerca de Lijin Sag y Niuzhuang Sag. Tiene ricas fuentes de petróleo y gas y lentes desarrollados. Se distribuye básicamente en la zona del anticlinal central y tiene buenas condiciones de conducción de petróleo y gas. Por lo tanto, el origen material de la acumulación del cuerpo de arena no es de esta zona. La clave para la acumulación de trampas litológicas. El tipo de deposición del yacimiento es principalmente turbidita de asentamiento del frente delta, y las condiciones de aceptación del propio cuerpo de arena se convierten en un factor clave. Cuando el espesor y el área del cuerpo de arena alcanzan una cierta escala (espesor > 2 m, área > 0,3 km2), las buenas condiciones físicas en el cuerpo de arena se conservan, los valores de porosidad y permeabilidad son altos y el petróleo y el gas puede superar los problemas indicados por el cuerpo de arena. La resistencia capilar ingresa al cuerpo de arena para formar depósitos.
(4) Sistema de acumulación de petróleo y gas en la ladera norte del levantamiento bajo de Qingcheng (ⅴ)
El sistema de acumulación de petróleo y gas en la ladera norte del levantamiento bajo de Qingcheng es Ubicado en el medio de la depresión de Boxing, con Jiafan- El cinturón estructural en forma de nariz de Zhenglizhuang-Jinjia es el eje, delimitado por la parte occidental de la Depresión de Boxing, y la parte oriental es el límite de migración de petróleo y gas. el norte y ancho en el sur, extendiéndose hacia la vertiente sur. La parte norte del sistema de formación de reservorios se encuentra en la capa profunda de Boxing Sag y se eleva gradualmente hacia el sur. El petróleo y el gas en Boxing Sag migran principalmente a esta área. Este sistema desarrolla yacimientos favorables como Zhenglizhuang Sand Body y Jiafan Sand Body, que son principalmente depresiones del frente del delta y cuerpos de arena turbidita de aguas profundas. En el área de Daluhu, el petróleo y el gas generados en los submiembros superiores del tercer y cuarto miembro de la Formación Shahejie pueden migrarse y acumularse directamente en este conjunto de yacimientos de arenisca, formando yacimientos litológicos de petróleo y gas bajo el efecto de sellado de lutita. Esta * * * estadística muestra que existen 18 reservorios litológicos estructurales y 5 reservorios lenticulares en el sistema formador de reservorios. Debido al pequeño número de yacimientos lenticulares, el análisis factorial solo analiza los principales factores del llenado estructural-litológico del yacimiento (Apéndice Figura 5-10).
Las figuras 5-1 y 2 son diagramas de carga de factores comunes de los principales factores de control del grado de llenado de yacimientos litológicos estructurales de petróleo y gas en la ladera norte del levantamiento bajo de Qingcheng.
El análisis de los principales factores de control del grado de llenado de yacimientos litológicos estructurales de petróleo y gas en el sistema de acumulación de petróleo y gas en la ladera norte del bajo levantamiento de Qingcheng muestra:
1) En la ladera norte de la elevación baja de Qingcheng En el diagrama de distribución de carga factorial del sistema de acumulación de petróleo y gas de la pendiente, el porcentaje de valor propio del factor común f1 es aproximadamente el 50%, que es el factor principal que desempeña un papel de control importante. El porcentaje de valor propio acumulado del primer y segundo factor común es aproximadamente el 70%. Por lo tanto, los dos primeros factores principales pueden extraer la mayor parte de la información factorial y son los principales factores comunes que controlan la plenitud del petróleo y el gas.
2) En los yacimientos litológicos estructurales de petróleo y gas del sistema de acumulación de petróleo y gas en la ladera norte del bajo bulbo de Qingcheng (Apéndice, Figura 5-10), los factores distribuidos a lo largo del 1 factor común Los ejes son principalmente la distancia al centro de expulsión de hidrocarburos. La distancia al plano y la distancia vertical al centro de expulsión de hidrocarburos. Por lo tanto, el factor común 1 se puede atribuir a la condición de "migración", donde el valor de carga mayor es el principal factor de control, mientras que los valores de carga de porosidad promedio distribuida y permeabilidad promedio son relativamente pequeños.
Los factores distribuidos a lo largo del segundo eje de factores comunes son el espesor del cuerpo de arena y el área del cuerpo de arena, los cuales pueden atribuirse a características geométricas, mientras que el espesor de la roca circundante, la intensidad de la expulsión de hidrocarburos, la abundancia de materia orgánica, la profundidad promedio de enterramiento y la proximidad al origen indican estos factores. tienen poco impacto en el grado de llenado de los yacimientos litológicos de petróleo y gas.
Las condiciones litológicas de formación del yacimiento en esta área son relativamente especiales. La roca madre del Miembro Es3 tiene materia orgánica dispersa, un rango de expulsión de hidrocarburos pequeño y baja eficiencia, formando múltiples "cuerpos de expulsión de hidrocarburos" independientes. espacio. Si una trampa litológica está ubicada en un cuerpo de expulsión de hidrocarburos y cumple con las condiciones para su acumulación, es un "cuerpo de expulsión de hidrocarburos efectivo" y se puede cargar petróleo y gas para formar un yacimiento, en caso contrario, es un "cuerpo de expulsión de hidrocarburos ineficaz"; y la trampa litológica es una trampa vacía. Cuando existen fallas para comunicar la expulsión de hidrocarburos, se puede ampliar el rango de expulsión de hidrocarburos de la roca fuente y se puede mejorar su eficiencia de expulsión de hidrocarburos y efectividad de acumulación de trampa. Por lo tanto, es muy importante obtener la distancia desde el centro de la roca madre mediante análisis factorial. Cuanto más cerca del centro de la estufa de hidrocarburos, mayor será el valor de saturación del cuerpo de arena. Por supuesto, también son importantes las condiciones de aceptación del propio cuerpo de arena. Las condiciones de los parámetros de la roca madre en sí no están estrechamente relacionadas con el grado de llenado. Por lo tanto, las características de acumulación de este sistema de acumulación se resumen a continuación: ① La distribución de los yacimientos de arenisca de turbidita está controlada principalmente por la presión anormal y el grado de desarrollo de fallas y fracturas. La distribución de los yacimientos litológicos tiene forma de banda, principalmente concentrada en. el centro y Cerca, es decir, cuanto más cerca del centro de expulsión de hidrocarburos, más propicio para la formación de yacimientos; ② Las fallas y fracturas desempeñan un papel complementario importante en la formación de yacimientos litológicos de petróleo y gas en el Miembro Es3.
(5) Sistema de acumulación de petróleo y gas en la vertiente norte de Dongying Sag (8)
El sistema de acumulación de petróleo y gas en la vertiente norte de Dongying Sag está ubicado en el noreste de Dongying Sag, con el levantamiento Chenjiazhuang en el norte y el Lijin Sag en el sur, es un área de depresión de pendiente pronunciada controlada por la falla del basamento (falla de Chenjiazhuang) y las fluctuaciones paleogeomorfológicas de las alas abultadas. Centrado en la depresión de Minfeng, el rango de distribución es pequeño e incluye el campo petrolífero de Yong'an Anzhen, el campo de gas Yanjia y partes de los campos petrolíferos de Shengtuo, Dongxin y Xinlicun. Se depositaron los miembros cuarto y tercero de la Formación Paleógena Shahejie, que consisten principalmente en acumulaciones de abanicos de conglomerados arenosos. Entre ellos, el Shahejie 4 es principalmente un abanico aluvial, y el Shahejie 3.º es principalmente un abanico submarino y un delta de abanico. El petróleo y el gas provienen de Lijin Sag y Minfeng Sag. Durante el período de fallas de Dongying Sag, se formaron yacimientos litológicos de petróleo y gas compuestos principalmente por abanicos de conglomerados arenosos. Durante el período de transición falla-depresión, reservorios de diferentes tipos genéticos y diferentes ubicaciones estructurales forman trampas con factores de control litológicos o estructurales. Según las estadísticas * * *, hay 20 reservorios litológicos estructurales y 3 reservorios lenticulares en este sistema de formación de reservorios. Por lo tanto, el análisis factorial solo analiza los principales factores que controlan el grado de llenado del reservorio litológico estructural (Apéndice Figura 5 -11). .
El análisis de los principales factores de control del llenado de yacimientos litológicos estructurales de petróleo y gas en el sistema de acumulación de petróleo y gas en la ladera norte de Dongying Sag muestra:
1) Estructura en el sistema de acumulación de petróleo y gas en la ladera norte de Dongying Sag -En el diagrama de distribución de carga factorial de los yacimientos litológicos de petróleo y gas, el porcentaje de valor propio del factor común f1 es de alrededor del 40%, que es el principal factor de control. El porcentaje de valor propio acumulado del primer y segundo factor común es aproximadamente el 75%. Por lo tanto, los dos primeros factores principales pueden extraer la mayor parte de la información factorial y son los principales factores comunes que controlan el grado de llenado de petróleo y gas.
Figura 5-1 y 2 Diagrama de carga de factores comunes de los principales factores de control del grado de llenado del yacimiento estructural-litológico en la vertiente norte de Dongying Sag +01
2) Petróleo y gas acumulación en la ladera norte de Dongying Sag En el yacimiento litológico estructural sistemático (Apéndice Figura 5-11), los factores distribuidos a lo largo del eje de 1 factor común son principalmente la distancia desde el plano central de expulsión de hidrocarburos y la distancia vertical desde el plano central de expulsión de hidrocarburos. centro. Por lo tanto, el factor común de 1 se puede atribuir a la condición de "migración", siendo los valores de carga grandes el principal factor de control. Los factores distribuidos a lo largo del segundo eje de factores comunes son la porosidad promedio, la permeabilidad promedio y la presión de la formación. Estos factores se pueden atribuir a las propiedades físicas, mientras que los valores de carga del área del cuerpo de arena y el espesor distribuido del cuerpo de arena son relativamente pequeños. El espesor de la roca circundante, la intensidad de la expulsión de hidrocarburos, la abundancia de materia orgánica, la profundidad promedio del entierro y la proximidad al origen indican que estos factores tienen poco impacto en la plenitud de los yacimientos litológicos de petróleo y gas.
3) Según el estudio de las condiciones de acumulación de petróleo y gas, los yacimientos de petróleo y gas en la zona de pendiente pronunciada en el norte de Dongying tienen sus propias reglas de distribución. A juzgar por las características de generación de hidrocarburos del petróleo y el gas, los miembros Sha3-Sha4 del área están cerca de la fuente de petróleo y algunos cuerpos de conglomerados arenosos están en contacto directo con rocas generadoras oscuras en forma de zigzag. Al mismo tiempo, esta zona es adyacente a las depresiones generadoras de petróleo de Minfeng y Lijin en el sur, y el petróleo y el gas generados en las depresiones pueden migrar directamente al cuerpo de grava. Según los resultados de investigaciones regionales, la profundidad de enterramiento de las rocas generadoras de hidrocarburos asociadas con conglomerados arenosos es generalmente de 2.500 a 4.000 m, lo que ha alcanzado el umbral de generación de hidrocarburos (alrededor de 2.200 m). Las suficientes fuentes de petróleo son la base para la formación de yacimientos de petróleo y gas en esta área, por lo que los parámetros de la roca madre no son relativamente los más importantes en la formación de cuerpos de arena.
De acuerdo con la ley de migración y acumulación de petróleo y gas, el petróleo y el gas generados a partir de rocas generadoras migran principalmente en dos direcciones: una es desde la depresión de la fuente hasta el borde de la cuenca, y la otra es desde la capa profunda a la capa superficial. Hay fallas, yacimientos de petróleo y gas y superficies de discordancia en los canales donde el petróleo y el gas son expulsados de las rocas generadoras y migran hacia los bordes de la cuenca o capas poco profundas. Esta ley de migración y acumulación puede ilustrar que el sistema estructural avanzado es el lugar más favorable para la acumulación de petróleo y gas. Para los conglomerados arenosos envueltos en rocas generadoras, el petróleo y el gas tienen otra dirección de migración y pueden enriquecerse y acumularse directamente después de la migración inicial. Por lo tanto, la distancia a la roca madre es relativamente más importante que las condiciones de la fuente de petróleo.
Desde la perspectiva de las condiciones de aceptación del cuerpo de arena en sí, los cuerpos de arena en esta área son principalmente abanicos submarinos cercanos a la costa y son de tamaño relativamente grande. El tamaño del cuerpo de arena es relativamente poco importante en esta área. . Sin embargo, tu propia condición física es importante. Ambos son abanicos submarinos cercanos a la costa y la porosidad y permeabilidad de los cuerpos de arena son muy diferentes. El alto puede alcanzar el 22%, 631,5×10-3μm2 (cuerpo de arena Tuo 145), y el bajo es solo el 11%. Por tanto, también son importantes las condiciones de aceptación de los cuerpos de arena.