珠江口盆地文昌13-1油田ZJ2-1U砂组沉积微相地震刻画

针对珠江口盆地文昌13-1油田井网稀疏,不同微相砂体厚度及组合特征差异等制约井间砂岩分布及沉积微相刻画的难题,从井点出发通过岩心资料确定了井点沉积微相类型;利用地震属性和地震相分析方法对沉积微相的平面展布规律进行了刻画。通过构建“地震基准弧长对数”属性,并利用该属性进行砂岩厚度定量预测,从而建立了研究区砂坪主体和砂坪侧缘的地震相模式;利用砂岩厚度分布和地震相落实了沉积微相边界。研究结果揭示,该区ZJ2-1U砂组沉积期经历了“泥坪-混合坪-砂坪”的沉积演化,砂坪主体呈北东向条带状展布,主要分布在研究区中、西部,砂坪侧缘面积大,呈互层状在全区分布。上述认识为油藏开发调整提供了地质依据。     

松辽盆地扶新隆起带南部青山口组超压特征及油气地质意义

扶新隆起带南部青山口组普遍发育超压,超压与源下油气成藏关系密切。根据录井、钻测井及室内分析测试等资料,结合沉积埋藏史及生烃史,对该区青山口组超压成因、分布及控制因素进行了研究。结果表明：青山口组超压主要分布在青一段、青二段,“层控”效应明显,超压层测井响应具高声波时差、低密度、低电阻率的特征;下斜坡区超压为欠压实作用与干酪根生烃作用综合作用的结果,属二元成因型超压,而上斜坡区超压则以欠压实作用为主导,属单一成因型超压;单井压力剖面呈钟形,自上而下,压力系数与剩余压力均呈递增性变化;纵向上,青二段压力系数为1.2～1.65,剩余压力为2.5～9MPa,表现为低-中超压,青一段压力系数为1.5～1.85,剩余压力为4.5～11MPa,表现为中-高超压,超压极值分布在青一段;平面上,自长岭凹陷至扶新隆起带方向,随着埋深变浅,超压强度减弱,下斜坡区超压明显高于上斜坡区,剩余压力高值中心主要集中在R48井、R39井及R26-1井等井区;青山口组超压分布呈现较强的非均质性,这种非均质性主要受沉积埋藏速率、暗色泥岩厚度及品质、超压层埋深和断层启闭性等因素控制。超压特征研究可为扶新隆起带南部扶余油层油气成藏认识、盖层封闭性能评价等提供依据。     

油泉子油田低渗透储层特征分析及岩性识别

油泉子油田油砂山组地层岩性复杂,呈薄层状分布,属中孔隙度低渗透率储层.在岩心观察、薄片鉴定的基础上,分析了各种岩性的沉积和储层特征,油泉子油田主要有藻灰岩、泥晶灰岩、灰质粉砂岩、泥灰岩和泥岩等5类岩性.储集空间类型主要包括粒问孔、溶孔、微孔隙和微裂缝.储层孔隙结构复杂,表现为亲水性,整体属于中孔隙度特低渗透率储层.应用FMI成像测井和主成分分析方法,分别提取对泥质含量反映敏感的第1主成分和对碳酸盐含量反映敏感的第2主成分进行交会,可有效识别砂、泥、碳酸盐岩混杂的储集层岩性,为研究区储层评价奠定了基础.     

杏树岗油田浅水三角洲储集层构型及剩余油分布特征

目前,国内外针对浅水三角洲分流河道砂体的层次结构分析尚未形成完整的研究思路和方法。为此,选取杏树岗油田中部密井网区,利用地震、测井、岩心、X射线荧光光谱分析（XRF）及物性分析测试数据等资料,分级次对浅水三角洲分流河道砂体进行定量刻画。结果表明,研究区浅水三角洲砂体可分为8个构型级别。其中,五级构型单元单期分流河道类型多样,规模各异;各期分流河道间多发育稳定隔层,控制了整体的注水开发效果。各类四级构型单元单井及平面分布特征差异明显,剩余油饱和度相差较大。三级构型单元发育多期,界面多为不稳定的物性夹层,控制了三元复合驱替效率及垂向剩余油分布。通过储集层结构分级次解剖,为研究区浅水三角洲分流河道砂体精细刻画及老油区特高含水后期剩余油挖潜提供了依据。     

概率体约束地质建模在西湖凹陷X气田的应用

针对辫状河沉积致密砂岩气藏的强非均质性特点,常规地质建模方法难以准确表征储层“甜点”分布及属性预测。以东海西湖凹陷X气田为例,采用“甜点”相控、多点地质统计、概率体约束方法,将“甜点”以相的形式进行相控建模,针对不同类型“甜点”采用不同方法生成训练图像,并以泊松比数据体和“甜点”概率体为第二约束完成多点相模拟。结果表明,将“甜点”以相的形式进行多点相模拟能克服单一相控的局限并有效表征出“甜点”的空间结构,分段采用不同训练图像模拟的“甜点”符合地质认识,在概率体约束下“甜点”分布预测的精度得到提高。     

应用地质统计学方法识别隔夹层─—以辽河西部凹陷沙三段为例

本文以辽河西部凹陷沙三段为例,针对重力流沉积体系中油气储层和隔、夹层的时空展布特征,采用地质统计学中的条件随机模拟方法预测了隔夹层在空间上的展布,并且进一步应用分形几何学方法识别出3种不同类型的隔夹层.      

车西洼陷异常流体压力与油气运移聚集

本文综合应用试油实测压力与泥岩声波时差资料计算分析了车西洼陷异常流体压力的分布特征及其与油气运移聚集的关系。研究区沙河街组沙三段与沙口上亚鞋烃源岩中存在异常高孔隙流体压力,异常高压带的空间分布与大套泥岩的发育区以及生烃中心基本一致,平面上呈环带状分布,异常高压控制了研究区油气区域运聚,由洼陷中心向边部依次发育岩性油气藏、构造一岩性油气藏环带、潜山油气藏环带。古近系超压与古生界常压的配置是潜山油气成藏的主要动力。异常高压具有保护并改善深层储层物性的作用。     

苏德尔特构造带三叠系布达特群潜山油藏特征

海拉尔盆地布达特群潜山油藏是目前苏德尔特构造带的主要勘探目标。但长期以来,由于油藏类型及特征认识的不深入制约了其进一步勘探开发。在对研究区构造特征认识的基础上,结合工区内的试油试采、生产资料,总结出该区油藏的三大特征,即含油储渗体基本不连通,相似部位、距离很近的2口井的生产情况差别很大,产层流压变化很大。通过岩心观察和其他资料的综合研究,发现该区裂缝在流体的储集与渗流中起主导作用。综合以上2方面的特征并结合网络状油气藏概念,将该地区油藏类型定为不规则裂缝网络状油藏。     

柴达木盆地西部油泉子油田浅层油藏储集层特征

柴达木盆地西部油泉子油田浅层油藏的主要含油层系为新近系上新统上油砂山组(N22), 为岩性-构造油藏。针对研究区储集层岩性认识不清, 储集空间存在争议, 依据岩心分析、成像测井和压汞、薄片等大量室内分析化验资料,对储集层的结构特征、储集物性以及对储集性能的主控因素进行了研究。指出油泉子油田浅层油藏储集层岩性主要为砂质泥晶灰岩、少量藻灰岩(含粉砂)和灰质(泥质)粉砂岩; 储集空间类型主要为粒间孔、溶孔; 储集层物性最好的为藻灰岩(含粉砂), 其次为砂质泥晶灰岩和灰质(泥质)粉砂岩; 储集性能的主要控制因素包括沉积微相、断裂作用、晚期沿断裂带大气淡水的溶解作用、有机酸的溶解作用等。     

孔店油田馆陶组辫状河—曲流河转换及其控制因素

为探讨孔店油田馆陶组河流类型的转换模式,在沉积学的理论指导下,通过对研究区岩心及测井资料的详细描述,在河流成因岩相类型识别的基础上,确定了6种沉积微相类型,并且通过对馆陶组地层垂向沉积微相、河道堆叠样式和河道宽厚比等的变化特征分析,确定了研究区发育辫状河和曲流河2种类型的河流,并建立了研究区的沉积模式;在此基础上,对河型转换的控制因素进行了分析。研究表明:基准面变化、物源供给及古气候3个因素控制着孔店油田馆陶组河流类型的转换过程。受到基准面的逐渐升高、物源供给能力的减弱及古气候环境变的干热等因素的影响,馆陶组沉积逐渐由辫状河体系向曲流河转换,最终建立了研究区河型演化模式。