海拉尔盆地呼南地区南屯组沉积特征

综合应用岩心、录井、测井、地震等资料,在地震剖面追踪和连井剖面对比的基础上,通过井震结合分析将海拉尔盆地呼南地区的南屯组一、二段细分为5个旋回,并对每个旋回的沉积特征和沉积相进行了对比分析.认为呼南地区南屯组一段地层以冲积平原、扇三角洲和滨浅湖相为主,南二段以扇三角洲、辫状河三角洲、滨浅湖相及沼泽相为主;南二段发育多个煤层,和暗色泥岩交互分布,构成煤系烃源岩;南二段上部2个旋回的三角洲前缘储层物性相对较好.     

呼和湖凹陷南部南屯组高分辨层序与聚煤规律

综合分析研究区岩心、钻井资料,对呼和湖凹陷南部地区南屯组含煤地层进行了高分辨率层序划分,将南屯组地层划分为1个长期基准面旋回、6个中期基准面旋回和16个短期基准面旋回,中期基准面旋回可分为3类、短期基准面旋回可分为2类.通过含煤地层的岩性特征、沉积环境及聚煤作用研究,将该区南屯组煤层划分为3个聚煤阶段,认为煤层主要发育于辫状河三角洲沉积相带.     

准噶尔盆地白家海-五彩湾地区侏罗系基准面旋回划分及隐蔽油气藏

白家海—五彩湾地区位于准噶尔盆地东北缘,侏罗系构造圈闭不发育,隐蔽油气藏已成为主要勘探目标。为满足隐蔽油气藏勘探的需要,提高储集层、隔层预测的精度,根据高分辨率层序地层学基准面旋回原理,通过钻井、测井和地震资料综合分析,在侏罗系识别出12个基准面升降的转换面,根据基准面旋回划分,将侏罗系自下而上划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ等6个三级层序、11个四级层序。根据精细地层对比分析,侏罗系隐蔽油气藏的圈闭主要是位于层序Ⅲ基准面下降期湖退三角洲前缘砂体和层序Ⅴ、Ⅵ基准面上升期的河道砂体。图3参18     

基于沉积基准面概念的层序划分——以濮城油田南区沙二上亚段2＋3砂层组为例

沉积基准面是一个用于描述沉积作用上限和侵蚀作用下限的动态平衡面，其旋回变化控制着陆相层序地层的形成与演化，也就是说层序的成因是沉积基准面变化所引起的。沉积基准面作为可容纳空间的制约变量和沉积物通量影响因素的响应，其升降运动必然引起沉积物类型、堆积样式、地层厚度等的变化，这些正是依据基准面旋回进行层序划分和层序组成特征分析的理论依据。据此，对濮城油田南区沙二上亚段2＋3砂层组进行了层序划分，将其分为5个中期基准面旋回和21个短期基准面旋回。     

松辽盆地南部海坨子地区高分辨率层序地层划分及沉积特征研究

应用高分辨率层序地层学理论及方法,对松辽盆地南部海坨子地区进行了精细的地层对比,划分出1个长期基准面旋回、4个中期基准面旋回和9个短期基准面旋回,建立了海坨子地区高分辨率层序地层对比格架。综合利用岩心、录井、测井和各类化验分析资料对该区沉积环境进行研究,认为该区为三角洲前缘亚相带。在层序划分和对比的基础上,对其沉积微相的剖面、平面展布及有利层段行了分析,指出该区油层主要分布于分流河道和河口坝微相。     

宝浪油田三工河组基准面旋回与储层宏观非均质性

新疆焉耆盆地宝浪油田侏罗系三工河组为浅水缓坡型辫状河三角洲沉积,储层非均质性强,有明显的旋回性和层次性。运用基准面旋回原理将含油层段划分为四个退积式叠置的短期旋回。分析结果认为,基准面旋回及其伴随的可容空间变化是引起储层宏观非均质特征的决定因素,受基准面旋回控制,河道类型、储层厚度、砂体规模、夹层分布、砂体拼接方式等层间非均质特征呈规律变化;随着可容空间的增加,河道特征逐渐由辫状河道向曲流河道转变,造成储层物性、层间非均质程度等的相应变化。     

宝浪油田三工河组基准面旋回与储层宏观非均质性

新疆焉耆盆地宝浪油田侏罗系三工河组为浅水缓坡型辫状河三角洲沉积，储层非均质性强，有明显的旋回性和层次性。运用基准面旋回原理将含油层段划分为四个退积式叠置的短期旋回。分析结果认为，基准面旋回及其伴随的可容空间变化是引起储层宏观非均质特征的决定因素，受基准面旋回控制，河道类型、储层厚度、砂体规模、夹层分布、砂体拼接方式等层间非均质特征呈规律变化；随着可容空间的增加，河道特征逐渐由辫状河道向曲流河道转变，造成储层物性、层间非均质程度等的相应变化。     

吐哈盆地丘东洼陷层序基准面旋回与储集性能关系

通过对吐哈盆地台北凹陷丘东洼陷中侏罗统层序基准面旋回与储集层储集性能的对比分析认为，丘东洼陷短期基准面的升降对储集性能具有明显的控制作用，短期基准面上升，储集层储集性能变差；短期基准面下降，储集层储集性能则变好。将中侏罗统短期基准面旋回测井响应模型分为退积-退积型、退积-进积型、进积-退积型和进积-进积型等4种。同时认为，储集层物性随着中期基准面的上升，辫状河道沉积砂体变厚、粒级变粗、砂泥比增大；中期基准面下降、旋回，储集层物性明显变差。指出了相对优质储集层发育的层段对应于基准面较低部位的储集层，丘东洼陷纵向上J2X^4早期和J2s^2是岩性油气藏勘探的有利目标层位；平面上弧形带两翼为有利的岩性油气藏发育区。     

陆相断陷盆地高精度层序地层研究现状与思路

陆相断陷盆地高精度层序地层研究常采用经典层序地层学和Cross高分辨率层序地层学两种分析方法,这两种方法存在明显的差别,主要体现在层序识别方法与适用范围、层序结构与对地层分布的认识等方面。由于都是基于可容空间的变化来识别层序,使得两种方法相结合解决断陷盆地层序研究问题有了理论上的依据。分析认为,以经典层序地层学方法和三分体系域的观点为基础,通过不整合面的识别和追踪,可建立宏观或区域层序地层格架,研究盆地沉积体系分布演化;以Cross的高分辨率层序地层学方法和二分体系域的观点,建立不整合面控制下的整合地层的高级次层序地层格架,研究沉积相和储层的分布,是陆相断陷盆地高精度的层序地层研究的有效方法。两种层序研究方法的结合点取决于断陷盆地区域性不整合面的分布和发育情况。     

苏北盆地海安凹陷泰州组一段沉积特征及演化

苏北盆地海安凹陷上白垩统泰州组(K2t)为凹陷发育初期形成的一套碎屑岩沉积地层,总体自下而上构成由粗到细的沉积旋回。通过对区内30余口探井的录井、测井和岩心资料综合分析,认为泰州组一段沉积早、中期为辫状三角洲沉积,晚期转变为正常三角洲沉积类型,在此基础上又进一步识别出5种亚相和11种微相。该区的三角洲沉积体系为典型的退积型沉积体系,但伴随湖平面的反复升降,又表现出明显的多旋回性。综合分析泰州组各沉积时期沉积相的平面分布及演化特点,指出了梁垛—安丰—海中一带沉积砂体发育,是油气储层发育的有利地区。     

塔里木盆地巴什托区石炭系沉积特征

塔里木盆地巴什托区石炭系自下而上分别为巴楚组、卡拉沙依组和小海子组。岩石类型有碎屑岩和碳酸盐岩,并夹薄层膏岩。沉积相主要为碳酸盐台地,包括蒸发台地、局限台地、开阔台地3 种亚相和6 种微相;巴楚期晚期,物源向北或北东方向退却,陆源碎屑物质注入急剧减少,形成了一套富含生物碎屑的碳酸盐岩地层,发育了局限台地亚相沉积;卡拉沙依期早中期为蒸发台地夹局限台地亚相沉积,晚期为局限台地环境;小海子期海侵范围扩大,大部分地区为开阔台地亚相沉积。     

松辽盆地姚家组一段沉积充填与成藏响应

松辽盆地姚家组一段的葡萄花油层属于大型湖泊—三角洲沉积环境,具有下生上储式成藏组合特征,油藏主要分布在中央坳陷成熟烃源岩范围内,沿盆地长轴方向发育的北部水系大型三角洲复合体对油藏分布具有宏观控制作用;三角洲不同沉积相带控制了砂体类型及圈闭类型的分布,因此油藏类型平面上相应呈现分带性,可分为构造油藏带、复合油藏带及岩性油藏带;高成熟烃源岩控制油气藏主要分布在中央坳陷区;不整合面对油气成藏具有输导作用,油气藏集中发育在水进体系域储层中,而水退体系域主要发育水层。     

鄂尔多斯盆地山2段砂岩储层的孔隙类型与孔隙结构

在铸体薄片鉴定、粒度分析、压汞曲线及物性分析统计的基础上,对鄂尔多斯盆地山2段砂岩储层的孔隙类型、孔隙结构等微观特征进行了深入分析,结果表明:山2段储集空间主要为粒间溶孔、原生残余粒问孔、岩屑粒内溶孔、杂基溶孔和高岭石晶间孔,局部发育微裂隙;渗透率随孔隙度的增大而增大,而孔隙度和渗透率的大小又与砂岩的孔隙结构有关.根据砂岩的压汞参数及物性特征,划分出4类储层:Ⅰ类--优质储层,主要发育粒间溶孔.具有较好的颗粒支撑.孔隙连通性好;Ⅱ类—较好储层,其储集空间为粒间溶孔—粒内溶孔—高岭石晶间孔组合;Ⅲ类--较差储层.主要发育残余粒问孔—高岭石晶间孔组合;Ⅳ类--差储层,仅发育孤立微孔.指出粗粒结构与含砾支撑结构的石英砂岩储层物性较好;含砾支撑结构储层具有双众数粒度分布特征.有利于孔隙水的流动,促进填隙物溶蚀和粒间溶孔的形成,使得储层的渗透率得到提高.     

鄂尔多斯盆地苏10区块地应力与储集层裂缝分布

在分析区域构造应力场特征的基础上,根据有限元法的基本理论,建立了苏10 区块合理的地质、力学模型。通过地应力场的数值模拟,给出目的层的最大水平主应力、最小水平主应力、最大剪应力、平均应力和形变能等值线分布图。根据“三维等效张应力（σ_T）”、“破裂值（I）”和“单位体积的应变能（u）”3 个评价指标得出综合评价系数（R_综）,根据R_综得出的构造裂缝发育区与高产气井及钻井岩心裂缝的吻合程度较高。     

鄂尔多斯盆地靖边气田山西组23段沉积相与砂体展布

靖边气田山西组23段为重要的含气层位和勘探层位,对其沉积相与砂体展布进行研究可预测有利储层分布.该段为浅水三角洲沉积体系,包括三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相.在沉积相分析的基础上,对山西组23段砂体展布的研究结果表明,三角洲平原亚相砂体在平面上和纵向上均较连续,发育稳定;三角洲前缘亚相砂体连续性差.综合分析认为,三角洲平原亚相分流河道微相的透镜状或带状砂体以及三角洲前缘亚相水下分流河道微相的条带状或指状砂体是有利勘探目标.     

江汉盆地东部新下段层序地层格架与油气成藏

新沟嘴细下段是江iZ盆地东部的主要勘探目的层,主要由1个三级层序（SⅢ₁）组成。油气成藏地质要素和油气储量、成藏类型在层序地层格架中有一定的分布规律。炬源告在SⅢ₁,的湖侵体系城最发育,储是层主要分布于三级层序的低位体系域;SⅢ₁既有区域性盖层又有局部性盖层,垂向上构成4种生储盖组合类型。已探明的油气储量主要分布于SⅢ₁的低位体系域,其次分布于湖侵体系域。SⅢ₁各体系域因成藏条件的差异而具有不同的成藏类型。     

鄂尔多斯盆地靖边气田山西组23段沉积相与砂体展布

靖边气田山西组2^3段为重要的含气层位和勘探层位，对其沉积相与砂体展布进行研究可预测有利储层分布。该段为浅水三角洲沉积体系，包括三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相。在沉积相分析的基础上，对山西组2^3段砂体展布的研究结果表明，三角洲平原亚相砂体在平面上和纵向上均较连续，发育稳定；三角洲前缘亚相砂体连续性差。综合分析认为，三角洲平原亚相分流河道微相的透镜状或带状砂体以及三角洲前缘亚相水下分流河道微相的条带状或指状砂体是有利勘探目标。     

渤海湾盆地东濮凹陷濮城油田沙一段沉积微相研究

通过岩心观察以及测井、录井资料的研究,对濮城油田沙一段各砂组的沉积特征和沉积微相的平面展布特征进行了分析,识别出研究区发育三角洲相和湖泊相2种相类型。其中三角洲相发育有水下分流河道、河口坝、远砂坝、前缘席状砂和前三角洲泥微相;湖泊相发育有浅湖滩砂、浅湖砂坝和浅湖泥微相。在综合考虑宏观沉积背景及微观沉积特征的基础上,根据沉积相的演化规律,建立了研究区的沉积模式,并得出其沉积特征。     

焦石坝区块五峰组与龙马溪组一段页岩有机孔隙结构差异性

焦石坝区块五峰组和龙马溪组一段海相富有机质页岩中纳米有机孔隙十分发育,有机孔隙成为该页岩气储层的重要储集空间。应用场发射扫描电镜（FE-SEM）和ImageJ统计软件以及气体吸附测试,对五峰组和龙马溪组一段下部和上部3套页岩的20块样品有机孔隙结构（孔隙形状、数量、孔径分布）进行了观察和参数统计分析,并对有机质面孔率进行了计算。根据利用FE-SEM观察到的孔径分布在2~900 nm,主要在10~900 nm的有机孔隙特征发现五峰组、龙马溪组一段下部和上部页岩的纳米有机孔隙结构存在明显的差异性。五峰组页岩有机孔隙形状多为不规则棱角形,而龙马溪组一段页岩有机孔隙形状多呈椭圆形和近圆形。五峰组页岩样品孔径在10~50 nm有机孔隙相对最发育,其次是龙马溪组一段上部;而龙马溪组一段下部页岩样品孔径在50~900 nm的有机孔隙相对最发育,其次是龙马溪组一段上部。根据孔径主要在10~900 nm的6 1400余个有机孔隙的统计结果,页岩样品平均单颗粒有机质面孔率与有机碳含量（TOC）有粗略的正相关性,但五峰组页岩样品平均有机质面孔率相对略偏小。根据气体吸附孔径测定及分析,页岩样品中孔径在0.3~1.5 nm和2~10 nm范围的纳米孔隙发育程度与TOC具有明显的正相关性。焦石坝区块五峰组、龙马溪组一段下部和上部页岩有机碳含量的差异性、五峰组页岩处于挤压滑脱层底部且经历了更明显的分层滑脱改造以及改造引起的部分超压释放,可能是3个层位页岩有机孔隙结构差异性的原因。