石油地质学课程设计《大民屯凹陷储集层、盖层发育及有利油气区预测》课件

1、一.大民屯凹陷区域地质概况大民屯凹陷位于渤海湾盆地辽河坳陷的东北部，古近系分布面积约为800km2 。凹陷主要为巨厚的新生界所覆盖，局部发育中生界。新生界最大埋深达6000m。凹陷含油气丰度高，是我国东部著名的“小而肥”含油气凹陷（一）地层特征 大民屯凹陷从下到上，发育太古界、元古界潜山基底，中生界，古近系房身泡组、沙河街组、东营组，新近系馆陶、明化镇组及第四系。沙四段和沙三段的油页岩、暗色泥岩是凹陷的主力生油岩，目前已在凹陷内发现五套含油气储集层，其中前古近系潜山和古近系砂岩是最重要的产油气层。（二）构造、沉积特征1. 构造单元划分大民屯地区呈南宽北窄的不对称三角状，三边为断层所限制。根据基

2、底结构特点、沉积特征、构造类型及其发展演化规律，大民屯凹陷可划分为西部斜坡带、中央深陷带和东侧陡坡带3个亚 一级构造单元、若干二级构造带。构造圈闭划分为潜山、断裂、褶皱、泥岩刺穿和差异压实等五种基本构造类型，其中以潜山、断裂、褶皱三种基本构造类型最为发育。2. 构造发育史根据凹陷的基本构造特征、沉积作用特点及其区域构造应力场的演变特性，可将大民屯凹陷构造发展与演化划分为前新生代盆地基底构造发育期、沙四期、沙三期和沙一期至第四纪等四个发展阶段。从沙四期至沙一期至第四纪期，初陷阶段垒堑式断陷阶段盆地整体沉降(沉陷)阶段等三个显著的构造发展演化阶段，表现为由断裂控制裂陷作用转变为区域拉张沉降作用的盆

3、地演变过程。（1） 前新生代盆地基底构造发育期前新生代盆地基底构造发育期从太古代一直延续到中生代末期，而对盆地构造发育起关键作用的是印支期和燕山期的构造变动。印支期是华北地台中上元古界古生界盖层构造的定型期；燕山期是华北地台的活化期，发生了大量的岩浆活动、火山喷发和强烈的断块差异升降，形成了NENNE向和近EW向两组断裂相互交割、以NENNE向断裂为最大规模的基地构造格局。（2）房身泡期房身泡期（E1f）发育时期，大民屯地区的地壳在隆升的同时，开始张裂，产生了北东向的大民屯老边和东胜堡等断裂，伴随断裂的发育，有大量碱性玄武岩岩浆喷溢。大民屯凹陷玄武岩沿大民屯老边断裂分布，在远离火山口的地区则沉

4、积了暗紫红色砂泥岩。（3）沙四期（E2S4）沙四期初，受NE向和近EW向基地断裂活动的影响，形成了NE向延伸的规模较小的半地堑式萁状盆地，此时为盆底的雏形发育期。初期开始水进，中后期达到最大程度，以湖泊环境为主，湖域面积占优势。物源主要来自西南侧，东北部为次要物源，属于扇三角洲湖泊沉积体系。（4） 沙三期沙三期凹陷进入盆地深陷期。沙三早中期，受东西向水平拉张作用，由于边界断层和基底断层的再次继承性发展，形成了大民屯凹陷垒堑式构造格局，并接受了沙三段浅湖半深湖深湖环境的碎屑岩沉积。沙三晚期，凹陷受近东西向构造应力挤压、上升，遭受剥蚀。E2s34开始水退，陆地、湖泊环境兼有，以湖泊环境稍占优势，物

5、源方向以北东向为主，属河流三角洲湖泊体系，扇三角洲次之。E2s33期进一步水退，湖域缩小，物源主要来自北侧和北东侧，以河流三角洲湖泊体系为主，沉积相类型主要为泛滥平原三角洲。E2s32期大民屯凹陷进一步水退，以北部长轴物源为主，属河流三角洲湖泊体系，南部或西南部为次要物源，属冲积扇三角洲湖泊体系，沉积相类型以泛滥平原为主。E2S31湖域消失，陆地占绝对优势，沉积相以泛滥平原为主。（5）沙一至第四纪沙二期本区为剥蚀区。沙一期开始，在近SN向水平拉张应力作用下，凹陷整体沉降，接受沙一到第四系的巨厚沉积。E3S1和E3d早期短暂水进，未形成湖域，中后期水退，以泛滥平原相为主。总体上看，从沙四期至沙一

6、期至第四纪期，大民屯凹陷经历了盆地初陷阶段垒堑式断陷阶段盆地整体沉降(沉陷)阶段等三个显著的构造发展演化阶段，表现为由断裂控制裂陷作用转变为区域拉张沉降作用的盆地演变过程。3. 沉积特征伴随构造运动, 大民屯凹陷古近系沙四段沙三段沉积经历了“低位体系域水进体系域高位体系域”的一个三级层序沉积过程, 沙四上亚段发育的全区可追踪对比的暗色泥岩顶面为最大湖泛面, 沙四下亚段大范围发育的油页岩顶面及与之可对比的暗色泥岩底面作为初始湖泛面。其中, 大民屯凹陷沙四段低位体系域沉积形成于辽河断陷湖盆发育初期, 该时期断裂以北东向继承性断裂为主, 强烈构造运动引起环境变化(地貌和水域)造成沉积体的时间和空间分

7、布发生根本性变化。受断裂及古地貌影响, 低位体系域时期大民屯凹陷西侧中南段发育多个近物源、快速堆积厚层砂砾岩体: 近物源区发育厚度大, 岩性主要为角砾岩、砂砾岩夹薄层深灰色、红色泥岩; 远离物源区发育厚度减薄, 岩性相变为暗色泥岩、油页岩、细砂岩和粉砂岩。水进体系域主要发育厚度较大的暗色泥岩夹粉砂岩、泥质粉砂岩, 砂质含量低, 深湖区常发育砂、砾混杂重力流沉积。高位体系域沉积于湖退背景, 沉积沙三段绝大部分地层, 岩性主要为砂砾岩、暗色或红色泥岩、炭质泥岩等二、储层评价与有利油气区预测在研究大民屯凹陷古近系碎屑岩储层的分布、岩性、成岩作用、物性、孔隙结构的基础阿上，探讨影响储层物性的主控因素，

8、预测有利储层的分布范围。（一）储层特征1.储层分布 大民屯凹陷的储层很发育，主要可分为两大类：一类为新生界古今系的碎屑岩储层，另一类为古潜山中的变质岩类。而碎屑岩储层由主要发育在E2S4、E2S34、E2S33、E2S32、E2S31、E3S1、E3d等7个阶段，它们发育在河流三角洲相、冲积扇扇三角洲相和河流泛滥平原相三种沉积相中。E2S4沉积体系平面图扇三角洲平原扇三角洲前缘E2S34沉积体系平面图E2S33沉积体系平面图E2S32沉积体系平面图E2S31沉积体系平面图E3S1沉积体系平面2.储层产状沙四段沉积经历了大民屯凹陷初陷深陷期, 可分为沙四上亚段和沙四下亚段: 沙四上亚段岩性以厚层

9、灰褐色、深灰色泥岩为主, 局部夹灰白色砂砾岩、粉砂岩, 厚度一般为200 500 m; 沙四下亚段以厚层块状凝灰质角砾岩、浅灰色砂砾岩、细砂岩为特征, 厚度一般为300 600m, 其中所含碎屑岩为沙四段主要含油砂体。三维储层反演结合井点分析显示, 沙四段下部大套砂砾岩沉积体波阻抗值较高, 上部深灰色泥岩波阻抗值较低。垂直构造走向过井反演剖面反映由西侧斜坡向凹陷内沙四段下部高波阻抗层(储层)厚度逐渐减薄, 与钻井结果相吻合, 至古潜山带相变为薄层细砂岩、粉砂岩与泥岩互层。平行构造走向连井反演剖面显示, 由南向北斜坡带和转折带沙四下亚段储层均较为发育, 受构造影响形成多个局部构造高点。波阻抗平面

10、图显示, 沙四下亚段积物源主要来自西侧斜坡带, 并在构造背景控制下形成多个物源注入。3. 储集岩结构及成份特征受西侧边界断层控制, 大民屯凹陷西侧斜坡带地层倾角为20 30o,形成斜坡背景下的一系列沉积体。根据岩心观察和薄片鉴定, 研究区沙四下亚段储层岩性以砾岩、砂质砾岩为主, 长石岩屑砂岩次之。砂质砾岩、砾岩中的砾石含量一般为55% 93%, 砾石成分主要为变质岩块、中酸性喷出岩块和浅成岩块, 石英岩块和动力变质岩块次之, 砾岩颗粒粒径区间较宽, 为2 22 mm 不等, 砂质为砾石同成分细碎屑。岩屑砂岩石英含量较低, 平均为16.9%, 长石含量平均为34.5%, 岩屑含量平均为48.3%

11、, 砂岩粒径一般为0.06 0.28 mm, 分选中等. 差, 次棱角状. 次圆状, 颗粒支撑, 点. 线接触, 孔隙型胶结。49个薄片样品统计, 储层填隙物含量平均为9.29%, 填隙物以杂基泥质为主, 平均含量为6.35% (占填隙物的60% 以上) ; 其次为碳酸盐, 平均含量在3% 以上。碳酸盐中填隙物以泥微晶碳酸盐为主, 其次为方解石和白云石。综合分析认为, 研究区沙四段储层岩石颗粒粗、分选差、泥质含量低, 储层岩石成分成熟度和结构成熟度低, 具4.物源、迅速堆积特征。4.储层物性特征与储集空间（1）储层物性通过对研究区7口井17个样品点物性资料统计分析, 储层平均孔隙度仅为6.19

12、%, 平均渗透率小于1 10-3 m2, 属低孔、超低渗透性储层。沈640、沈262 等井虽然储层孔隙度较高, 达15% 左右, 但储层渗透率仅为0.7 10- 3 m2, 同样属于超低渗透性储层。渗透率与孔隙度一般呈正相关关系, 但研究区岩心常规物性分析显示孔隙度与渗透率不存在正相关性, 甚至存在反相关现象, 反映储层孔隙结构复杂。（2）储层孔隙结构大民屯凹陷内具有相近孔隙度和渗透率的储层, 常常具有不同的产能和采收率。分析认为, 研究区沙四段储层渗透性不仅受孔隙度大小影响, 还在很大程度上受孔隙和喉道微观孔结构(大小、形态、分布、连通状况等)影响。1）喉道特征根据压汞资料的p d (排驱压

13、力)、rd (最大连通喉道半径)、r50 (中值半径)等参数结合物性分析, 储层孔隙结构与孔、渗关系划分为2种。a) 孔隙结构好, 孔、渗性差。沈257井岩心样品pd 值一般小于0.5 MPa, 少数样品pd 值甚至仅为0.039 86MPa, rd 为0.37 18.45 m, 平均为4.9 m, r50平均为0.08 m, 孔隙度平均为9.6%, 但渗透率均值仅为1.72 10- 3 m2。b) 孔隙结构差, 孔、渗性也差。沈2572232井pd 值一般为2.0MPa左右, rd 为0.37 0.71 m, 平均为0.46 m, r50平均为0.02 m, 孔隙度平均为9.2%, 渗透率平

14、均为2.75 10-3m2。虽然同属超低渗透储层, 但由于沈257 - 22- 32井岩心大孔喉不发育, pd 值远高于沈257 井岩心样品, 同时, 由于其岩石颗粒分选较好, 孔喉非均质性弱于沈257井, 所以流体渗流阻力较小, 渗透性较沈257井岩心好。2）喉道连通性最大进汞饱和度可以反映储层孔喉连通程度, 研究区沙四段储层最大进汞饱和度平均为59.43% , 孔喉半径小于0.1 m 的孔隙体积平均占68.22%, 说明约有接近9% 的汞进入样品孔喉半径小于0.1 m 的微孔隙中, 而实际进汞量的80% 进入孔喉半径小于1.0 m 的孔隙空间。进汞饱和度与孔喉半径关系研究表明, 有效孔喉在

15、总孔喉中所占比例较高。综合分析毛管压力曲线、进汞饱和度柱状图及渗透率贡献值累积曲线与孔喉半径关系认为: 主要的储集空间为微小孔隙, 较大孔喉所占比例小; 较大孔喉决定储层渗透性, 少数量大孔喉贡献了大部分渗透率。3）孔隙类型岩心薄片和扫描电镜观察认为, 研究区孔隙由原生孔隙和次生孔隙组成, 原生孔隙主要为残余粒间孔, 次生孔隙主要有胶结物晶间微孔隙及长石和岩屑被溶蚀形成的次生粒间孔、溶蚀孔、次生粒内孔等。另外, 研究区裂缝发育, 包括颗粒裂缝、构造缝和溶解缝等, 虽然发育程度较低, 裂缝宽度平均也仅为20m, 但裂缝能够有效提高储层渗流能力, 沈257等井超低渗透储层获得工业油流与裂缝发育可能

16、存在密切关系。5.储层综合评价综合分析认为, 研究区储层质量很差, 低孔、低渗为主要特征。原生孔隙不发育, 次生孔隙以胶结物晶间微孔为主, 孔喉细小, 9块岩心样品分析中, 仅有1 块样品喉道平均半径为1.275 m, 其余8 块样品喉道平均半径均小于1 m, 9块样品平均喉道半径仅为0.33 m, 依据辽河油田储层微观结构分类标准为“微细”喉道级别。根据岩心观察及试油、试采资料分析, 随着储层岩性变细和颗粒分选变好, 储层物性趋好, 油井产量增加, 但研究区沙四段储层均需经压裂后才能形成工业产能, 且同类储层在相同开采条件下, 产油能力也存在较大差别。分析认为, 岩性和储层物性是控制沙四段油

17、气圈闭条件的关键因素。（二）结论 (1)受构造和沉积背景的影响, 大民屯凹陷西侧中南段沙四段低渗透储层砂体为多期、多物源, 快速堆积, 砂体具有纵向叠置厚度大、平面上相变快等特征。(2) 岩石学研究表明, 大民屯凹陷西侧中南段沙四段储层填隙物主要为泥质, 虽然泥质含量一般不大于10% , 但由于岩石成分成熟度和结构成熟较低, 颗粒粒径区间较宽, 颗粒混杂堆积使孔隙不发育, 孔隙结构复杂, 渗透率表现为低渗低渗特征。( 3) 大民屯凹陷西侧中南段沙四段储层物性总体上表现为中 低孔隙度、微.细孔喉, 孔隙结构复杂, 连通差, 以中、小孔为主, 油藏开发过程中应充分重视小孔隙空间的作用。( 4) 综

18、合分析表明, 大民屯凹陷西侧中南段沙四段储层物性较差, 虽然砂体为厚层、块状,但从试油试采反映平面和纵向上产能差异较大。三、盖层特征（一）分布于源岩的匹配关系对盆地或凹陷的构造发育史研究结果表明, 盆地或凹陷内的盖层和源岩主要形成于其发展阶段中的最大水侵期。构造运动旋回性的影响, 水体频繁变化, 在地层剖面上形成了多套盖层和源岩。然而, 由于不同构造旋回中构造运动强弱程度的不同, 使得每次发生的水进程度差异都较大, 在垂向上, 从下到上构成了从水进序列开始到水退序列结束的三个构造沉积旋回, 大民屯凹陷由浅湖半深湖浅湖依次变化, 进而形成了不同的储盖组合( 图2) 。图2沙四早期( E2s24)

19、 大民屯凹陷大部分为浅水覆盖, 普遍发育一套油页岩, 这是高蜡油的主要源岩。沙四晚期( E2s14) , 由于水体的快速递进, 水域范围最大, 沉积了较厚的纯灰色泥岩, 在荣胜堡洼陷及曹台地区北部厚度最大, 达到600 m, 安福屯洼陷及静安堡地区泥岩厚度在200 400 m 之间, 三台子洼陷沈221 井区的泥岩厚度达到500 m。这是大民屯凹陷最重要的一套盖层( 简称套盖层) , 由于这套盖层的空间分布面积明显大于高蜡油源岩( 油页岩) 的空间分布面积, 且覆盖了整个凹陷, 可以有效封盖住源岩生排出的所有油气,此种盖层与源岩的空间配置关系效果最好。另一套比较重要的盖层形成于沙三中期, 沙三

20、中期是大民屯凹陷主要裂陷期, 沙三段( E2s43) 沉积时期, 沉降中心南移, 北部地区相对抬升, 湖水向南退缩, 湖泊范围较前期明显缩小, 同时由下向上由半深湖过渡到滨浅湖。盖层也由前三角洲泥岩变为半深湖相泥岩, 砂体与湖相泥岩互层沉积, 砂岩百分比约为20% 40%。在荣胜堡洼陷中心及大民屯地区, 暗色泥岩累计最大厚度达600 m 多, 洼陷周围高部位的泥岩较薄, 厚度一般低于200 m。这是大民屯凹陷另一套重要的盖层( 简称套盖层, 图2) , 也是重要的烃源岩, 该套盖层覆盖了整个凹陷, 特别在大民屯南部的荣胜堡凹陷厚度大, 对沙三段封盖起到了重要作用。在沙一期还形成了一套相对比较好

21、的盖层, 主要发育在沙一水进时期, 但分布不稳定, 其空间展布面积明显小于源岩的空间展布面积, 不能有效的封盖住源岩生成排出的大量油气, 造成大量油气从盖层周围向外散失, 因此, 这套盖层与源岩的空间配置关系效果最差, 只是在局部地区保留。从大民屯凹陷油气分布来看, 只是在前进构造带形成沙一段油气藏。研究表明: 在辽河坳陷在凹陷内部, 区域盖层对各凹陷油气富集程度有明显的控制作用, 区域盖层发育的凹陷, 无论在地区或层位上, 油气富集程度高, 反之则富集程度低( 图3)。大民屯凹陷也明显反映了这一特点, 油气基本位于两套区域盖层之下。图3（二）泥岩盖层封盖能力评价盖层对油气封盖作用的强弱受到各

22、种地质条件的影响, 既受到形成条件的影响, 又受到后期各种改造的影响。然而, 根据盖层封盖油气的研究, 盖层的毛细管突破压力和封盖高度是评价其封盖性能的重要参数。盖层质量和分布对油气运移聚集有重要控制作用。研究认为东部凹陷泥岩盖层的质量与西部凹陷有明显的差别, 表现在突破压力上, 东营组平均为1.57 MPa, 比西部凹陷( 1.78 MPa) 略低, 沙一段为3.36 MPa, 明显高于西部凹陷( 2.58 MPa) , 沙三段为2.71 MPa, 明显低于西部凹陷( 3.31 MPa) 。造成差别的主要原因是含砂量不同。东部凹陷东营组泥岩多为薄层, 含砂量高于西部凹陷; 沙一段多为深湖相和

23、半深湖相泥岩, 含砂量低于西部凹陷; 沙三段的样品采于沙三上段, 东部凹陷沙三上为河流沼泽和浅湖相, 浅湖相泥岩含砂量高, 西部凹陷的沙三上则为深湖相泥岩, 含砂量低。 研究表明, 大民屯凹陷各个层位的突破压力范围为3.74 11.47 MPa, 平均值为8.31 MPa, 明显比其他两个凹陷高。这是因为大民屯凹陷泥岩相对较纯, 沙一段, 沙三段、沙四段样品都为湖相泥岩, 因此盖层质量好。 表1对大民屯凹陷盖层进行系统分析结果发现, 其盖层具有如图4 所示的特点。盖层明显具有二分性, 在1 700 m 和2 700 m 3 000 m 左右分别有一个明显高值。突破压力第1 个高峰位于沙三段中下

24、部, 对沙三段下部油气封盖起重要作用, 是正常油的主要封盖层, 第2 高峰主要发育在沙三段上部, 对大民屯潜山油气藏起到重要封盖作用, 是高蜡油的主要封盖层。大民屯凹陷的高凝油主要来自沙四段, 由于沙四段上部泥岩盖层性能好, 所以其高凝油主要储存于潜山中。这与整个渤海湾地区, 随着深度增加, 突破压力逐渐增大有明显的差别。正由于大民屯凹陷封盖性能优越, 油气散失量很小, 因此具有“ 小而肥” 的特点。图4（三）异常流体压力封盖特征研究证明, 厚层泥岩在脱水时, 顶底面附近向储层排水快, 较早压实, 而且靠近储层容易产生成岩矿物堵塞孔隙, 这样就导致中间部位的泥岩排水不畅, 形成欠压实带。上覆岩

25、层的一部分负荷加到欠压实带中的孔隙水上, 导致孔隙流体产生大于静水柱压力的超压异常, 产生超压异常的泥岩厚度一般超过30 m。对于辽河坳陷的异常流体压力封盖研究, 很多地质工作者都进行了探讨, 认为异常流体压力是辽河坳陷最好的封盖层, 对油气的运聚有着十分重要的作用, 在一定程度上控制了油气的性质。 钻井、试井测试及开发过程中发现大民屯凹陷普遍存在地层流体超压, 特别是发现了泥丘群, 进一步证实超压的存在。另外大民屯凹陷的厚层泥岩较发育, 同样为大量的超压异常的存在创造了条件, 这种超压异常是封盖油气藏的理想条件。大民屯凹陷存在超压。计算结果明, 大民屯凹陷的超压系主要发育于凹陷西侧, 纵向上

26、可分为上、下两套超压体系, 钻井揭示的最大压力系数可达1.74。 超压体系发育于11003200m，可以分为上下2层。上层超压体系具有3 层结构: 顶部为超压过渡带, 压力逐步升高, 中部是主超压带, 下部是降压带, 局部保留超压, 部分已恢复正常压力。上层超压体系中的砂岩渗透率很高, 前进地区在埋深1 600 2 200 m 地带, 砂岩的渗透率为250 10- 3 4 00010- 3Lm2。荣胜堡地区, 在1 500 2 500 m地带, 砂岩的渗透率为200 10- 3 3 000 10- 3Lm2。这就表明上层超压体系的形成并不是砂岩泄流不畅, 而是由于泥岩流体压力大幅度升高造成的。

27、这套超压封盖体系和. 套区域盖层相对应。下层超压体系比较简单, 属单层结构, 底界起伏很大。其中砂岩的渗透率显著降低, 这表明下层超压体系的形成主要是砂岩孔隙被阻塞, 泄流不畅造成的, 泥岩流体压力升高已退居第2 位。可见上、下超压体系的形成机制有很大的差别。这套超压封盖体系和套区域盖层相对应。图5超压体系具有很强的封盖能力。对西部凹陷的超压流体封盖与毛细管封盖进行对比, 发现超压封盖是毛细管封盖能力的3.4 7.2 倍。并认为西部凹陷最好的区域盖层是异常压力封盖层, 它比毛细管封盖能力要强得多, 毛细管封盖居第2 位。同样对大民屯凹陷而言, 异常压力封盖层也是最好的区域盖层。由于泥岩含砂较重

28、而且断裂发育, 容易出现泄漏带, 而异常流体压力则弥补了上述的不足, 更容易形成较优质的区域盖层。断裂发育是裂谷盆地中最为重要的特点。凹陷不断发生断裂活动, 油气藏不断被分割、改造重新聚集组合, 以致破坏, 而油气仍然聚集在凹陷而没有大量散失, 能产生这样的结果, 最关键的就是超压封盖层起了保护伞的作用。把超压封盖与区域盖层相对比就会发现, 这两套超压封盖和两套区域盖层相对应, 构成了大民屯凹陷两套较为严密的封盖体系, 对油气运聚起到了关键作用。（四）封盖体系对油气系统的影响大民屯凹陷油气分布划分为两个含油气系统, 就是高蜡油和正常油分布各成体系, 通过对大民屯凹陷烃源岩和原油34 个样品系统

29、取样分析, 并进行精细油源对比, 结果表明高蜡油和正常油来源于类型不同的源岩( 表2) 。产生高蜡油的烃源岩主要分布在北部的安富屯洼陷和东胜堡洼陷的沙四段下部的油页岩中, 高凝油基本围绕沙四段油页岩分布( 图6, 7) , 纵向上主要分布在油页岩之下的潜山地层中, 其次分布在油页岩上部的沙四段, 平面上, 分布在油页岩的周边, 主要分布在静安堡潜山、东胜堡潜山、边台和曹台潜山, 以及靠近油页岩发育区的安福屯凹陷沙四段地层中。潜山油藏和沙河街组四段的砂岩油藏全为高蜡油, 沙三四亚段既有高蜡油又有正常油, 而沙三中上段基本为正常油。表2高蜡油系统的分布较广, 覆盖了大民屯凹陷的大部分区域, 主要是有效Es4下源岩分布较广; 正常油系统则主要围绕荣胜堡洼陷分布, 原因是正常油的源岩Es4、Es3泥岩排烃需要较高的温度压力及有机质成熟度条件, 而只有荣胜堡洼陷能够满足这种条件。高蜡油系统位于套盖层之下, 目前潜山油藏和沙河街组四段的砂岩油藏全为高蜡油, 进一步证实该套封盖系统对油气的封堵作用, 也解释了为什么大民屯凹陷潜山均为高蜡油的原因。 套盖层之下, 是正常油系统, 主要为沙三段中下部的油气藏, 占本区正常油的大部