塔中地区志留系柯坪塔格组上

在详尽的岩石学研究的基础上,对塔里木盆地塔中地区志留系柯坪塔格组上³亚段储层物性特征进行了详细的描述.上³亚段储层孔隙类型以残余原生粒间孔为主,岩性主要为粉砂、细粒岩屑砂岩.上³亚段储层物性受碳酸盐的胶结作用影响较大,储层碳酸盐含量与孔、渗之间亦呈明显的负相关性.上³亚段储层孔隙度大于9%,渗透率大于2×10^-3～3×10^-3μm²(一般认为孔隙度≥9%,渗透率≥2×10^-3～3×10^-3μm²可作为储层),并且孔隙度和渗透率具有很好的线性相关性,随着孔隙度的增加,渗透率也明显增加.进而根据储层物性的平面展布情况,总结出塔中地区志留系柯坪塔格组上³亚段碎屑岩储层的高值区位于塔中的东南部,并且该层段碎屑岩储层的油气分布与储层物性关系密切,上³亚段可流动油气藏的分布范围与储层的孔、渗高值区的范围相一致.最后,根据储层特征与油气分布的关系,预测了该区志留系上³亚段有利区域分布在塔中54井区附近、塔中30井区附近以及塔中17和塔中37井区附近.此预测为研究区下一步油气勘探工作提供了新思路.     

克拉玛依油田530区P

根据克拉玛依油田530区P₂w¹砾岩油藏的特点,采用二步建模法,即运用地震相、测井相、试井相及岩芯分析等资料建立储层沉积模式的序贯指示模拟法和既考虑沉积历史也考虑沉积机制,以得到储层有关属性参数空间分布的半马尔可夫模拟法,分别模拟了研究区沉积相和储层物性特征参数。从采用序贯指示模拟法建立的油藏沉积相静态模型可以看出,古水流自左上方进入沉积区,在断裂下降盘沉积了扇中、扇缘亚相,缺失扇顶亚相,XW₃ 沉积不连续,XW₂ 沉积变缓且更均匀。从采用半马尔可夫模拟技术建立的储层特征参数静态模型上可以看出,XW₃ 沉积厚度大、变化频繁,XW₂ 沉积厚度小,规律性更分明,XW₃ 孔隙度、渗透率值变化均大于XW₂,而含油饱和度恰好相反。模拟预测认为,靠近克乌断裂带西段附近物性参数好于其他部位,是油气有利储集区,应为首选区。由于静态模型准确表达了油藏空间分布规律,因此减少布井 16口,节约进尺427×10⁴m。     

莱州湾凹陷河流沉积地貌形态对储层物性的影响

渤海莱州湾凹陷高精度三维地震数据体为其地震地貌学研究提供了可靠数据基础。通过对该区明化镇组下段的地震地貌学迭代研究,不但能在地震切片上识别出河流沉积单元形态,还可预测其储层物性分布。共识别出四个期次河道形态,测量了75处河道宽度。河道宽度的概率累积分布为储层规模评估和井距设计提供了尺度约束。采用地震相约束的多属性分析方法预测出明化镇组下段的砂体厚度、孔隙度、渗透率和含油饱和度等四个主要储层物性参数;再将此四个储层物性参数与河道形态做叠合分析,发现砂体厚度显著受单-河道形态和规模的影响,孔隙度、渗透率和含油饱和度等三参数也与各期次河道形态的分布相关联。从综合评价看,-定规模的河道分布区域,其四个储层物性参数值均优,将是明化镇组下段优先开发区域。     

鄂尔多斯盆地子洲及邻区山西组二段高分辨率层序地层和煤沉积模式

鄂尔多斯盆地山西组既有煤层又含天然气,是重要的能源勘探目标。山西组二段主要属于湖盆三角洲沉积体系,山₂³亚段的三角洲分流河道砂体是子洲气田的主力储层。子洲及邻区山西组划分为2个长期、4个中期和8个短期基准面旋回,现已识别出5种短期基准面旋回结构。中-短期基准面旋回的划分,不仅采用了识别地层中层序界面、湖泛面和沉积旋回的方法,而且详细考虑了三角洲体系中煤层在高分辨率层序中的位置。文中运用了滨线轨迹分析法,将其与煤沉积模式研究紧密结合,精确地再现了研究区山₂³亚段煤沉积环境的演变过程。山₂³亚段是以间断性湖进-湖退为特征的三角洲环境沉积产物。山₂³期发生了4次短期的湖进-湖退过程,在下三角洲平原沉积了4个煤层。其中,最后一次湖进-湖退的规模最大,下三角洲平原大面积沼泽泥炭化,形成了几乎覆盖全区的较厚的5^#煤层。     

王官屯油田孔店组一段碎屑岩储层特征

通过岩芯描述和岩芯样品的常规薄片、铸体薄片、扫描电镜、粘土矿物X-衍射分析及铸体薄片图像分析,王官屯油田孔店组一段枣Ⅱ,Ⅲ油组砂岩储层按砂质河道^→砂坝^→砾质河道^→漫流^→泥石流沉积的次序物性依次变差。依据孔喉类型与岩石组构间的关系可建立六种相应的储层孔隙结构模式,Ⅰ,Ⅱ类储层以颗粒支撑原生粒间孔和胶结物溶蚀孔隙型结构模式为主,Ⅲ类储层以溶孔-微孔复合型结构为主,Ⅳ类储层以填隙物微孔型结构模式为主。     

金湖凹陷西斜坡阜二段储层参数分布特征

金湖凹陷西斜坡阜二段(E1f2)储层沉积微相繁杂多样,分布规律复杂,导致储层参数变化快,规律难于把握。针对此问题,研究提出按沉积微相分类讨论储层参数分布规律的方法。金湖凹陷西斜坡阜二段第3亚段(E1f23)1—7小层沉积微相和砂体厚度的变化与展布特征不同,导致储层参数的分布特征差异明显,发育较多原生补给水道沉积的1—4小层比发育较多改造补给水道沉积的5—7小层的孔隙度、渗透率均要高。对研究区内发育的滨湖砂坝、滨湖砂滩、原生补给水道和改造补给水道微相进行分类研究,结果表明,滨湖砂坝和滨湖砂滩孔隙度、渗透率分布相对稳定,渗透率呈较明显的复合韵律分布模式;原生补给水道渗透率多呈正韵律分布模式;而改造补给水道渗透率多呈反韵律或复合韵律分布模式。储层物性平面上呈北东—南西向展布,其高值区主要分布于原生补给水道和砂坝沉积区,低值区则分布于改造补给水道和砂滩等沉积区。     

柴达木盆地干柴沟地区E32Ⅱ油组储层伤害评价

目的对干柴沟地区E₃²Ⅱ油组储层特征及储层伤害进行评价。方法开展了岩心描述、薄片鉴定、扫描电镜分析、X衍射分析、储层伤害评价等实验。 结果干柴沟地区E₃²Ⅱ油组储层岩性为灰云岩、泥质灰云岩,主要由白云石、方解石组成,混杂少量陆源粉砂、黏土矿物、膏盐类矿物(硬石膏、钙芒硝、氯化钠)、黄铁矿等,碳酸盐岩为泥晶结构,碳酸盐晶体粒径为2～4 μm；岩石以块状结构为主,少量水平层理及纹层理；储集空间以白云石晶间孔为主,普遍发育,弥散状分布,孔径为0.5～2.0 μm；有机酸溶蚀作用普遍发育,局部溶蚀作用强,可形成溶蚀孔隙,溶蚀孔孔径为5～20 μm；块状结构岩石局部发育高角度裂缝,纹层状结构岩石发育层间缝；储层孔隙度平均值为8.3%,渗透率为1.38×10-3 μm²,属低孔特低渗储层；通过对储层伤害实验数据分析,研究区存在强速敏性,中等偏弱水敏性,弱碱敏性,无酸敏性,有针对性地提出了应对策略。 结论该研究成果对深化地质认识以及钻井、压裂、试油等施工作业过程中的储层保护具有一定参考作用。      

四川盆地西部新场地区须家河组四段9砂组地震沉积学

90°相位转换及地层切片技术是地震沉积学的重要研究手段。但实际研究中,小级别地震等时界面难以对比,简单地进行90°相位转换,不能正确反映岩性和地震反射的关系。文中通过分频解释技术对比追踪小级别地震等时界面,在保证合理信噪比的前提下,利用钻井控制的混合相位子波反褶积技术有效地提高了地震分辨率;同时使地震剖面零相位化,明确了地震反射的地质信息。依据该方法对四川盆地西部新场地区须家河组四段9砂组(T₃x⁴⁽⁹⁾)展开地震沉积学研究,认为T₃x⁴⁽⁹⁾砂组内砂体普遍发育,水下分流河道不断地迁移改道,致使砂体互相叠置;根据砂体的延展方向,判断物源主要为北部龙门山岛链,其中由于多期水下分流河道叠置,新场地区中部砂体厚度最大。由于砾岩抗压实性能够对砂体的孔隙起到保护作用,新场地区中部水下分流河道叠置区的砂体物性较好,为勘探有利区。     

涧峪岔油田长4+5~2、长6储层物性特征及影响因素研究

涧浴岔油田位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡带东部,长4+52与长6油层组均为三角洲平原亚相沉积,储层主要处于水下分流河道与漫滩沼泽相带中。对研究区内长4+52、长6油层组的储层岩性、孔隙度、渗透率、微观特征等方面进行了研究,确定了储层的物性特征,结果表明沉积微相、储层岩石学特征与后期成岩作用对本区储层物性具有重要的控制作用。     

鄂尔多斯盆地西峰油田延长组长8

鄂尔多斯盆地西峰油田延长组长8₁砂岩储集层主要由岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩组成,平均孔隙度8.32%,平均渗透率1.33×10^-3μm²,属低孔低渗型储集层。储集层经历了成岩作用及交代作用、溶解作用、破裂作用的改造,目前处于晚成岩A期—B期。其中,早成岩阶段的机械压实作用和晚成岩阶段含铁碳酸盐的胶结作用是造成储集层物性差的主要原因。根据成岩作用特点,在研究区辫状河三角洲前缘砂体中划分出压实压溶成岩相、弱压实-碳酸盐胶结相、弱压实-绿泥石膜胶结相和绿泥石膜胶结-长石溶蚀相4个成岩相带。其中,主砂体核部的弱压实-绿泥石膜胶结相和绿泥石膜胶结-长石溶蚀相的砂岩物性好、含油性好,是油气富集的有利相带。     

华北黄骅坳陷层序地层学研究——以白水头-唐家河地区Es1-Nm为例

根据层序地层学理论，对地质、钻井、测井及地震等资料进行综合分析，将华北黄骅坳陷白水头-唐家河地区的沙河街组一段（Es₁）-明化镇组（Nm）地层划分为2个一级层序，4个二级层序，从下向上依次为：层序Ⅰ（对应于沙河街组一段）、层序Ⅱ（对应于东营组）、层序Ⅲ（对应于馆陶组）、层序Ⅳ（对应于明化镇组）。其中层序Ⅰ和Ⅱ为湖泊相层序，分为低位（LST）、湖扩展（EST）和高位（HST）等3个沉积体系域；层序Ⅲ和Ⅳ为河流相层序，分为基准面上升和基准面下降等2个沉积体系域。在此基础上，分析了湖泊相和河流相层序的沉积特征，总结了本区层序地层的发育模式。最后指出，层序Ⅰ的HST，层序Ⅱ的LST，层序Ⅲ的基准面上升体系域为本区最有利的油气勘探目标层段；层序Ⅳ主要发育岩性圈闭。     

阜新盆地东梁区浅层天然气成藏特征

研究和评价了阜新盆地东梁区浅层天然气藏的成藏特征，认为气源岩为白垩系沙海组4段泥岩和沙海组3段煤层，巨厚的泥岩和煤层有强大的生烃能力，储层为低孔低渗的沙海组3段砂岩，沙4段泥岩、粉砂岩是区域性良好盖层，沙4段泥岩、沙3段煤层和沙3段砂岩由于渗透率的不同形成了完整的岩性圈闭。东梁背斜沙海组的圈闭面积达10 km²，且向东南延伸呈穹隆构造，封闭良好，对天然气形成了一个良好的局部背斜圈闭。研究表明该区沙3段砂岩储层紧邻气源岩，盖层条件良好，局部圈闭，形成“上生下储型”和“自生自储型”的小型浅层气藏。     

太阳岛—葵花岛构造带油气成藏模式及勘探潜力

受背斜、断层、沉积旋回和沉积相等因素的控制,太阳岛—葵花岛构造带自下而上发育沙河街组一段,东营组一、二、三段4套含油层系。油气藏的纵向分布具有上、下发育气层,中部发育油气层的规律,即东营组二段中上部以气藏为主,东营组二段下部、三段中上部为油气藏,东营组三段下部发育厚度较大的纯气藏。根据有机质演化史与断裂活动、圈闭形成和油气运移的配置研究,显示研究区曾发生3期成藏,即早期成藏——沙一末期、中期成藏——东营末期、晚期成藏——馆陶组—明化镇期。油气多期成藏和差异运聚决定了研究区在纵向上不同层系和平面上不同区带都有较大的勘探潜力,经研究共确定了太阳岛构造、葵花岛构造、葵东断鼻、葵北断鼻等多个有利圈闭。     

大牛地气田上古生界储层物性差异影响因素

大牛地气田上古生界储层是典型的低孔低渗,从储层物性来看,盒3、盒2段最好,其次是山1段,较差的为山2、盒1段。造成上古生界主要储层物性差异的因素主要为沉积相、成岩作用、粘土矿物和裂缝等。沉积相是形成物性差异的基础,曲流河砂体物性最好,其次是辫状河砂体,而三角洲河道砂体最差;成岩作用是形成物性差异的重要因素,尤其是压实作用,从山1段至盒3段随着压实作用的减弱,储层剩余粒间孔隙增多,物性相对变好;粘土矿物成分、含量及裂缝对物性差异的形成有着不可忽视的作用,一般伊利石含量越高,物性越差;微裂缝越发育,物性越好。      

饶阳凹陷中北部沙三—东一段沉积特征及储集性能

根据岩心、测井、地震等资料,分析认为饶阳凹陷中北部沙三—东一段主要发育河流、辫状河三角洲和湖泊等沉积相,并将其细分为若干亚相和微相。在此基础上系统总结出不同沉积类型储集体的物性特征,发现储层在东营组以中高孔、中高渗为主,在沙一、沙二段以中孔中渗为主,到沙三段逐渐变为中低孔中低渗储层。储层受沉积作用控制非常显著,优质储层一般分布于较高能量下的沉积环境,河流相中的河道砂体、辫状河三角洲相的分流河道和河口坝砂体以及湖泊相中的滩坝砂体,具有较好的储集物性,是有利的储集相带。     

沉积相地震波波形响应特征研究——以渤海湾盆地孤南洼陷沙三中亚段中部为例

依据地震波波形理论,进行地震相自动识别、划分,可确定沉积体系平面分布特征。与传统方法相比较,该方法具有更省时、更客观、更准确的优势。利用此方法研究了渤海湾盆地孤南洼陷沙三中亚段中部地层沉积体系平面分布规律。相模型道与沉积相具有较好的响应关系,其对沉积相变化较敏感,可用于微相划分。研究表明,孤南洼陷沙三中亚段中部地层沉积时期,存在辫状河三角洲、盆底扇和湖泊3种沉积体系。辫状河三角洲在该区发育前缘亚相,分布于孤南洼陷南部斜坡区域;盆底扇主要分布于洼陷北部,位于孤南断裂坡脚部位,浅湖近岸滩坝滑塌也可形成盆底扇复合体。该时期的湖泊较浅,主要发育浅湖亚相,近岸滩坝及席状砂也较丰富。      

苏里格南部地区盒8段致密砂岩储层成岩作用及成岩相划分

苏里格南部地区是苏里格气田新的资源接替区,目的层段为下二叠统石盒子组盒8段致密砂岩低渗透储层。为预测该区有利孔渗性成岩相,利用铸体薄片、扫描电镜等资料对盒8段储层的成岩作用及其演化规律进行了综合研究。结果发现：盒8段经过强烈的压实作用,原生孔隙基本消失殆尽,硅质胶结、黏土胶结、碳酸盐胶结现象在储层中都有发育,压实作用和胶结作用是造成储层致密和低孔低渗的主要因素,但是溶蚀作用又使得储层发育次生孔隙,从而为气藏形成提供了基础。通过判别自生矿物类型、镜下颗粒接触形态、孔隙类型、胶结物类型,以及对泥岩镜质体反射率的测定,认为该区盒8段已处于中成岩的B期和晚成岩期的过渡阶段。结合勘探现状及沉积相展布特征的研究成果,将该区储集层划分为4种成岩相,其中相对高渗粗粒弱压实-溶蚀相为最有利的储集相带;低孔渗中-粗粒溶蚀-胶结相次之;低孔渗中-细粒胶结相、特低孔渗细粒-泥质致密压实相为非有利储集相带,储集条件较差。     

辽中凹陷JZ20-A构造油气成藏特征

辽中凹陷分布有4套烃源岩,东营组二段下亚段、东营组三段、沙河街组一段与沙河街组三段,除东营组二段下亚段多处于未-低熟阶段外均为有效烃源岩。辽中凹陷北洼 和自身的沙河街组三段烃源岩为JZ20-A油气田的主要供油区和油气来源。沙河街组三段烃源岩生烃潜力大,有机质丰度和成熟度较高。通过JZ20-A井主要产层段的包裹体分析,确定了JZ20-A油气田的油气成藏期次,建立了JZ20-A油气田的油气成藏模式。研究结果表明,包裹体均一温度分布于120~140 ℃。油气的主要充注期在距今5 Ma以来明化镇组沉积末期,在东营组沉积时期(约27 Ma)也有少量的油气充注。JZ20-A各油气藏充注程度高,包裹体GOI值(含油流体包裹体丰度指标)均大于5%。油气成藏表现为接力供烃,高压泥岩双重封堵,油气叠层式成藏的特征。     

井间流动单元预测与剩余油气分布研究

依据储层的岩性特征、沉积微相、渗流特征、微观孔隙结构和储层非均质特征，结合储层的实际情况，选用孔隙度、渗透率、粒度中值、最大孔喉半径、流动层指数等5个参数，综合应用岩性-物性划分法以及流动层指数划分法进行了流动单元的定量划分，建立了河流相储层流动单元的E、G、M、P等4类流动单元模式。根据研究区内平面、垂向和井间流动单元分布，发现孤岛油田中一区上第三系中新统馆陶组5段剩余油气在馆陶组5段3层的东北部和中部相对富集。综合考虑井间流动单元排列方式和注、采井射开位置，建立了井间流动单元分布模型，有助于深入研究剩余油气的空间分布，为河流相储层剩余油气挖潜决策提供了依据和参考。