黄金带沙三段有利勘探目标评价

黄金带油田沙三段埋藏较深,构造条件复杂,地震资料品质差,储层为泛滥平原相河道亚相砂体沉积,单层厚度较小,横向变化快,油气层的分布受储层发育的影响较大.通过综合地质研究、地震精细构造解释、反演,对工区进行储层预测及油气分布规律研究,认为二界沟断层、驾掌寺断层为本区主干断层,控制着本区的构造、沉积演化,本区油气储层受构造、...     

鄂尔多斯盆地A5区块延9储层特征及成岩作用研究

利用岩心薄片鉴定、压汞曲线分析、测井资料统计分析及地质制图等方法,从宏观及微观两方面对鄂尔多斯盆地A5区块延9储层岩石学特征、孔隙结构特征、物性特征、储层非均质性进行了研究,结果表明,本区延9储层以长石砂岩为主,次为长石石英砂岩,孔隙类型主要为粒间孔及粒间溶孔,发育孔隙缩小型、缩颈型以及片状等喉道类型。夹层不发育,层内非均质性强。成岩作用研究结果,本区延9储层有压溶、压实、胶结和溶解四种形式成岩作用。     

珠江口盆地储层特征

早渐新世晚期(30Ma)南海运动后,珠江口盆地大部分进入浅水陆架区,由陆相环境向海相环境过渡,古近纪末(23.8Ma)白云运动后,随着海平面的不断上升,盆地整体进入海相沉积环境。珠江口盆地经历了不同的构造演化阶段,发育不同类型的储层,储层主要发育在上部的晚渐新世—第四纪海陆交互相及海相沉积中。浅水区储层主要包括三角洲砂体、陆架砂脊、滨岸砂、生物礁及扇三角洲砂体沉积,其中由古珠江大河控制的陆架三角洲—滨岸体系及生物礁是已发现油田最主要的产层;深水区储层主要包括海底扇,陆架边缘三角洲,台缘斜坡扇沉积,其中低位的海底扇砂体和陆架边缘三角洲是深水区最具潜力的勘探目标。     

北加蓬次盆油气成藏主控因素分析及勘探潜力评价

北加蓬次盆是一个裂谷盆地与被动大陆边缘盆地叠加形成的中、新生代复合盆地,油气成藏明显受构造运动、沉积环境、盐岩变形等地质因素的控制。盆地东部因抬升剥蚀而遭受不同程度的破坏,烃源岩及油气藏没有很好地保存,导致了东部构造带和西部构造带油气资源贫富差异较大。沉积环境影响储层发育,上白垩统浊积扇砂体和三角洲砂体是盐上层系最重要的储层,油气圈闭的形成与盐岩构造活动密切相关,圈闭类型丰富多彩。根据盐上层系烃源岩和浊积砂体储层分布等地质规律研究,北加蓬次盆大西洋深水斜坡带的中南部处于Azile组主力烃源岩分布区,油气源供给条件优越,储层发育,油气成藏条件得天独厚,是盆地油气勘探最有利的地区。     

鄂尔多斯盆地临兴中区块上古生界盒8段储层发育控制因素

通过分析岩心、钻测井及地球化学测试资料,结合大量岩石、铸体薄片及扫描电镜观察研究,明确了鄂尔多斯盆地临兴中区块上古生界盒8段的沉积特征、储层发育特征和储层物性主控因素。研究区盒8段发育辫状河三角洲平原沉积体系,主要包括分流河道及分流间湾微相,其中分流河道以心滩沉积为主,为研究区的骨架砂体,河道侧向迁移、改道频繁,砂体间相互冲刷、切割及叠置,垂向上可形成20 m以上的巨厚砂体;由于分流河道位置多变,同时对下伏沉积物有强烈冲刷作用,分流间湾有时保存不完整或不太发育。研究区盒8段储层砂岩类型多为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,岩屑砂岩次之;储层储集空间类型以剩余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔为主;储层物性表现为低孔、特低渗特征;储层孔隙结构可划分为3类,主要为Ⅱ类、Ⅲ类储层,储集空间以中小孔隙为主,排驱压力较高。研究区盒8段储层物性主控因素表现为:物源提供了储层的物质基础,沉积时期物源主要来自盆地北部,具有东西分带的特征;沉积体系决定了砂体类型及发育规模,分流河道主河道砂体和心滩沉积厚度大于15 m,为最有利储层发育区;成岩阶段处于中成岩阶段A期,压实作用及各类胶结作用是本区储层致密化的主要原因,而溶蚀作用是本区最主要的建设性成岩作用,是改善储层致密性的关键。     

何廷窝堡地区储层特征及对含油性的控制作用

松辽盆地北部下部含油组合扶余油层沉积时期,广泛发育了以河流、三角洲沉积为主的陆相沉积体系.在系统收集该盆地何廷窝堡地区岩心、录井、测井和分析化验等资料基础上,开展了针对扶余油层沉积微相、砂体展布及储层成岩作用特征综合分析,表明扶余油层主要发育有曲流河点坝、分流河道和决口水道砂体,储层处于晚成岩A亚期,砂体的成因类型和成岩作用对储层非均质性和含油性具有明显的控制作用.综合应用岩心、测井和地震储层预测资料,建立了非均质储层定量评价方法,为进一步揭示扶余油层储层发育的有利部位,指导勘探部署和储量评价提供了重要依据.     

鄂尔多斯盆地太原组砂体展布主控因素

太原组是鄂尔多斯盆地重要产气层之一,研究该层砂体展布的主控因素,对下一步油气的勘探与开发具有重要意义。利用岩心、野外剖面、测井曲线等资料,结合构造背景和层序地层等,在给出砂体展布的基础上,对鄂尔多斯盆地太原组砂体展布的主控因素进行了重点研究。结果表明：中央古隆起、物源方向、三角洲和海平面变化是太原组砂体展布的主要控制因素。太原期,已被海水淹没的中央古隆起依然控制了盆内的沉积格局,进而控制着砂坪、障壁岛等盆内中南部的砂体,主要沿其本部及两翼发育;盆地北升南降的构造格局使得北部的陆源碎屑源源不断地涌入盆内,致使三角洲沉积在盆地北部大面积发育,形成乌达-平罗区、前乌拉加汗区、伊金霍洛旗区和准格尔旗区等4个主要的砂体聚集区。相对庙沟期、毛儿沟期和斜道期3次海平面的下降,在太原组地层中相应地发育了局限性的桥头、上马兰和七里沟3套砂岩。     

基于模糊数学的滨里海盆地东南油气储层评价

哈萨克斯坦滨里海盆地地处东欧地台东南部边缘,为克拉通边缘前陆盆地,是里海地区的主要含油气区之一。滨里海盆地东南部三叠系-侏罗系广泛发育陆源碎屑岩地层。储集层岩性主要为浅海陆棚、海滩砂坝及三角洲沉积相的砂岩和粉砂岩,储层物性特征总体表现为中孔-中渗型。测井结果显示储层物性和孔隙结构变化较大,储层非均质性强。采用基于模糊数学的评价方法,通过多元回归分析、最小二乘法优化地质要素,确定孔隙度、渗透率、含油饱和度、砂岩厚度作为关键地质因素,建立了模糊数学关系模型,克服了常规的储层含油气性评价过程中诸多不确定因素带来的复杂化和主观性问题。通过多个模型比较,作出判断,确定了J₂Ⅱ和TⅡ储层为本区优势储层,为该区进一步油气开发提供参考依据。     

SB洼陷侏罗系喀拉扎组砂砾岩储层预测研究

经过近几年的勘探研究,TH盆地中下侏罗统已被证实具有大面积含油气的潜力,但随着勘探开发难度较大,有利砂体展布成为制约ST洼陷勘探开发的关键。由于砂砾岩储层与周围泥岩盖层波阻抗差别小,常规波阻抗反演很难预测储层分布,故本区采用高精度叠后拟声波阻抗反演与频谱成像预测喀拉扎组储层砂体展布,结果显示主要砂砾岩储层分布在研究区的东北部,具有较明显的冲积扇发育特征;并运用低频能量属性研究储层含流体性,结果显示储层可分为含油气、含水和干层三种,油气分布范围与砂砾岩平面展布较一致;最终通过信息融合技术圈定了有效储层分布区域,为井位建议提供了有力依据。     

鄂尔多斯盆地延长组长2油层组油气富集规律——以永宁油田任山区块为例

为了探讨鄂尔多斯盆地永宁油田任山区块延长组长2油藏的富集规律,利用岩心分析测试、测井曲线以及试油等资料,对长2油层组的沉积微相、储层特征进行了系统分析。长2油层组发育曲流河沉积体系,由河道砂坝、天然堤及泛滥平原微相构成,其中河道砂坝微相由灰白色长石砂岩及岩屑长石砂岩组成。河道砂坝微相砂岩以长213小层物性最好,平均孔隙度为11.6%,渗透率变化较大,发育残余粒间孔隙和溶蚀孔隙。较为强烈的成岩作用有绿泥石薄膜胶结,自生高岭石胶结及长石、岩屑颗粒的溶解作用,自生伊利石结晶度为0.57~0.88,表明砂岩整体处于中成岩阶段A期。长2油藏的分布受局部构造和供烃条件的控制,充足的油源供应是长2油气成藏的最关键因素,本区西南部靠近长2—长7暗色泥岩发育区,是长2油气最有利富集区。     

梁家楼油田湖底扇沉积体系划分对比

陆相浊流沉积与海相浊流沉积之间在沉积演化的控制因素方面存在不一致性．其中浊积沉积体系的形成在海相浊流沉积中主要受控于相对海平面变化,而在陆相断陷湖盆中则主要受控于构造沉降、碎屑物质的供给等变化。对梁家楼油田中区的沙三中湖底扇进行了研究,结合湖底扇沉积体系控制因素,划分对比了区内沉积时间单元。     

岩性油气藏勘探的沉积体系域表征技术——以柴达木盆地为例

体系域是同期沉积体系的组合，是主要受近代于太平面（湖平面或海平面）升降的三级层序内的基本单元，油气赋存于不同体系域的沉积砂体中，通过体系域表征和沉积体系分析与研究，可以预测岩性油气藏类型及其分布。柴达木盆地柴西南地区体系诚表征结果表明，湖侵体系域发育，储公证机关体类型丰富，主要为三角洲前缘砂体、滨浅湖滩坝砂体和局部的半深湖浊积砂体。综合池质地震的特征分析，在体系域框架内应用数字地震处理技术包括Jason储集层反演等，可以指出砂体分布特征，预测柴西南区块的岩性油气藏，主要发育着SB、TU、DT和SS等四类岩性油气藏。     

柴达木盆地干柴沟地区第三系沉积及含油气性

柴达木盆地干柴沟地区在不同湖盆演化阶段发育了两种不同类型的扇三角洲沉积体系－－退积型与高位填积型。这两种扇三角洲沉积体系形成于特定的地质背景之下,具有不同的成因相构成型式和储集性能,其中退积型扇三角洲沉积体系前缘、水下分流河道砂体、河口坝砂体、近岸重力流砂砾岩体、远源浊流砂体储集性能良好,易于形成油气圈闭。     

准噶尔盆地西北缘三叠系克拉玛依组扇三角洲沉积微相特征——以W16井区为例

通过岩心观察、薄片分析、测井和录井资料分析,对准噶尔盆地西北缘W16井区三叠系沉积相进行了精细的研究。结果表明：W16井区克拉玛依组主要为扇三角洲前缘亚相沉积,发育的微相主要为水下分流河道、分流河道间微相,且湖进-湖退变化迅速。水下分流河道砂体为骨架储集砂体。同时,对克拉玛依组各个小层沉积微相的时空展布特点进行了分析,认为沉积微相对油气聚集具有明显的控制作用,水下分流河道微相砂体是克拉玛依组主要的油气聚集层,该项研究成果不仅为该区油藏储量计算提供了依据,而且为该油田的开发提供了储集砂体骨架分布的基础图件。     

层序界面在预测樊东地区岩性圈闭中的作用

层序地层分析中，层序界面的识别及界面性质的确定最为关键。在陆相盆地中，层序界面通常形成于基准面下降与上升的转换位置，也是盆地发育过程中可容纳空间和沉积物补给比值最小的位置。该时期物源补给充分，砂体发育，砂体成因类型和展布样式在界面附近发生变化，因而不同砂体成藏条件、成藏类型也显著不同。本文针对东营凹陷樊东地区下第三系沙三段中亚段发育的数十米厚的砂岩，用可容纳空间和沉积物补给比值法确定其层序界面，认为此层序界面之下发育三角洲前缘滑塌浊积砂体，层序界面之上发育浊流成因的盆底扇砂体及重力流-牵引流成因的斜坡扇砂体。     

鄂尔多斯盆地延长组中部层序地层格架及有利储层分布

为理清鄂尔多斯盆地延长组中部层序地层格架与有利储层分布,在岩心、测井和地震资料综合解释的基础上,利用基准面升降等高分辨率层序地层分析方法,将SQ3层序划分为5个中期基准面旋回(MSC1—MSC5),建立了高分辨率层序地层格架。高分辨率层序地层单元沉积相构成与有利储层分布研究结果表明,SQ3层序有利储集区的分布受控于层序发育位置,MSC1旋回有利储层分布于辫状河三角洲前缘中部至湖盆边缘一带,靠近湖盆中心部位薄层透镜状油藏发育;MSC2—MSC4旋回有利储层主要分布于辫状河三角洲前缘中部至湖盆中心方向,水下分流河道砂体与烃源岩呈指状交互接触,油气成藏条件最为有利。     

湖相浊积砂体沉积特征及油气勘探意义

在中国众多陆相含油气盆地中广泛发育浊积砂体，且其早已成为油气勘探的重要领域。根据浊积砂体在层序地层中所处的位置、沉积相带、沉积物组合及平面展布特征等的差异，可将其归纳为近岸浊积扇、远岸浊积扇、三角洲前缘滑塌浊积岩和深水型透镜状浊积岩4种类型，并分析了各自的沉积特征。综合研究表明，良好的储集砂体位于近岸浊积扇的中扇辫状水道、中扇叠置扇叶和远岸浊积扇的中扇水道以及三角洲前缘滑塌浊积岩中，而透镜状浊积砂体储集性能较差。     

渤南油田沙三段湖泊浊流沉积及其演化

浊积岩综合体、浊积岩系、浊积岩阶、浊积岩亚阶、浊积岩层的浊流沉积体系概念框架的建立,使不同地区海相浊流沉积之间可以进行精确的时空对比。当把该概念框架引入到陆相箕状断陷湖盆的缓坡一侧的浊流沉积中时,发现其与海相浊流沉积之间在沉积演化的控制因素方面存在较大的不一致性,其中浊积岩系、浊积岩阶的形成在海相浊流沉积中主要受控于相对海平面变化,而在陆相断陷湖盆中则分别受控于构造沉降、碎屑物质的供应速率的变化。     

高分辨率层序地层学在海坨子地区隐蔽油藏勘探中的应用

运用高分辨率层序地层学中基准面旋回原理和"转换面"理论,在海坨子地区青山口组—姚家组钻井、岩心、测井、地震等资料综合研究基础上,建立了高分辨率层序地层格架,同时对该区层序发育特征和沉积体系进行了分析研究,明确了该区不同方向物源对沉积体系演化的控制作用。研究结果认为,该区层序格架内主要发育砂岩上倾尖灭油藏、断层-岩性油藏、砂岩透镜体油藏和构造-岩性油藏4种隐蔽油藏,应根据所处的构造位置和发育层序有针对性地寻找不同类型隐蔽油藏,对该地区隐蔽油藏勘探有一定的指导意义。     

西非深水沉积类型特征及油气勘探意义

深水沉积储层是目前世界油气勘探开发的热点目标,西非深水油气资源丰富,占全球深水油气总资源量的14%。根据深水沉积所处位置、沉积相带、沉积物组合及平面展布特征等差异,将深水沉积类型分为水道（单支水道、复合水道）、朵叶（单期朵叶、叠合朵叶）、天然堤（近端天然堤、远端天然堤）和深海泥。通过对不同类型深水沉积的岩相、测井相、地震相和沉积相进行分析,以深水沉积模式为指导,结合物源供给和运输通道等因素的影响,阐明了西非尼日尔三角洲盆地和下刚果-刚果扇盆地油气勘探的主要储层类型及分布。综合研究表明,复合水道浊积砂和叠合朵叶席状砂是深水沉积的主要储层,储层物性良好;近端天然堤席状砂是较好的储集体;单支水道和远端天然堤受到砂体规模和厚度的限制,储层性能一般。在尼日尔三角洲盆地深水区勘探中,首选低缓构造背景下的叠合朵叶席状砂体,其次是寻找高陡构造背景下的叠合朵叶席状砂体,最后是寻找低缓构造背景下的复合水道浊积砂体。在下刚果-刚果扇盆地深水勘探中,以寻找复合水道浊积砂体为主,其次为叠合朵叶席状砂体。