准噶尔盆地株罗系Ⅲ层序底界上下砂体预测与有利区评价

准噶尔盆地株罗系Ⅲ层序底界面结构主要有发育底砾岩的不整合型、发育风化壳的假整合型和具明显沉积型式变化的整合型等3类。在侏罗系Ⅲ层序底界面上、下延40ms的波形地震相中，1－2类高频波形对应砂泥岩互层沉积；5－6类低频波形对应大套砂岩沉积；3－4类波形介于二者之间。地震波的振幅与界面上的岩石组合有关，中强振幅对于砂、泥岩组合以及砾岩、粉砂岩组合，弱振幅对应于大套砂岩组合，中振幅介于二者之间。另外, 低频波和中强振幅与地震前积反射有较好的对应关系。通过波形地震相、振幅以及反射结构的综合分析，认为玛湖西北斜坡和腹部的石南－莫北地区有大面积的砂 体分布，其中，车－拐水下扇、玛湖辫状三角洲、中拐曲流河三角洲及石南－夏盐曲流河三角洲等砂体发育区是有利的构造圈闭发育区， 具有良好的勘探前景。     

准噶尔盆地侏罗系煤层气勘探潜力与有利区预测

通过对准噶尔盆地侏罗系煤层气新一轮的研究,系统总结了该盆地煤层的分布范围、地化特征,计算了资源量,指明了勘探层组和有利目标区。研究结果表明,盆地侏罗系含煤地层分布广泛、厚度大,煤岩有机质丰度、成熟度较高,生烃潜能大,资源量较大,勘探前景广阔。西山窑组和东部聚煤带是目前最为现实的勘探层组和有利勘探目标区。     

H探区长8层储层物性分析及有利区预测

对H探区长8层储层物性分析主要包括砂体厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度。建立储层物性模型,声波时差值与孔隙度线性关系为0.663 9,渗透率与孔隙度的相关系数为0.849 1,相关性较好,含油饱和度模型采用阿尔奇公式建立;利用试油法确定储层物性下限值,孔隙度下限7.0%,渗透率下限0.09 m D,含油饱和度下限31.5%;结合储层物性分布图,把长8储层划分为三类,从有利区分布图可以看出长8层的西南方向和中部储层相对较好,东部较差,为下一步勘探指明了方向。     

砂体分类综合预测技术在储层评价中的应用

大庆长垣扶余油层以三角洲前缘分流河道沉积为主,砂体多呈短条带状及透镜状,平面上错叠连片,纵向上与泥岩成薄互层,单层厚度薄,储层横向变化快,非均性强;为了提高这类储层地震预测精度,采用了砂体分类综合预测技术。综合利用探井、评价井钻井资料,根据钻遇的储层厚度进行砂体分类;结合地震构造、沉积等寻找砂岩发育最优区,优选部署井位。根据研究结果,累计部署井位106口,钻遇砂岩成功率80%以上。     

东濮凹陷杜寨地区深层砂体的多参数综合预测

第七砂层组是东濮凹陷杜寨地区深部的主要储层，该砂层组发育于Ｅｓ０＾３亚段Ｔ－Ｒ旋回层序Ｉ的顶部，属辫状三角洲前缘亚相的水下分流河道及前缘砂坝沉积，其中以水下分流河道砂体储集物性较好。依据Ｔ－Ｒ旋回层序的地质研究结果，应用速度、振幅、频率和相位等多项地震参数综合预测砂体分布，结果表明水下分流延少体呈东西向条带状展布于ＰＳ１２－ＰＳ５－ＰＳ４井区，具有明显的河道特征。预测的砂体分布与沉积相的平面展布以     

陇东地区长9油层组油藏控制因素分析及有利区预测

陇东地区长9油层组油藏以长91小层为主要含油层系,属超低渗储层。该区长9油层组油气成藏的控制因素主要有研究区地处凹陷中心、油源充足;沉积相带的展布决定了砂体分布,从而对油藏平面上的分布起到决定作用,油气主要富集于分流河道砂体中;高渗储层是形成高产富集区的基础的基础、储层砂体具有较高的电阻率的,反映出油层为优质储层,而且具有较高的试油产量,同时也严格受成岩作用的影响。     

伊拉克侏罗系油气成藏组合特征及有利区预测

伊拉克位于阿拉伯板块东北部,跨越5个构造带,油气成藏条件比较复杂.在综合分析伊拉克构造、沉积、地层岩性和沉积相以及油气分布特征的基础之上,把侏罗系划分为Najmah、Sargelu-Naokelekan、Mus和Butmah等4个成藏组合,并对各成藏组合的储集层、盖层、烃源岩等地质要素进行评价,分析各成藏组合特征.在以上研究的基础之上,划分出3个级别的侏罗系有利勘探区,并分别进行评价,认为美索不达米亚盆地的东南部最为有利,其次为伊拉克东北部的褶皱带,但同时都具有较大的勘探开发成本和风险.     

塔里木盆地哈得逊地区下石炭统薄层砂体沉积层序与砂体预测

运用沉积学、层序地层学原理和方法，依据丰富的岩心和测井资料，对塔里木盆地哈得逊地区下石炭统下泥岩段海相溥层产油砂体进行精细研究。研究结果：该套薄层砂体层塔里木盆地石炭系层序Ⅰ高位体系坡的低能砂质滨岸相沉积，发育的多个明显向上交相的准层序又构成一个（弱）前积准层序组。层序Ⅰ高位体系域发育早期为远滨环境，随着海平面的缓慢下降逐渐过渡为远滨和临滨一前滨环境交互，最后演变为滨海平原，识别出的5个单独薄砂体由下向上逐渐向海迁移，砂体间出海相泥岩分隔，互不连通，呈孤立的席状透镜体，侧向相变为泥岩；平面上砂体沿古海岸线发育，其走向大致为北西-南东向。薄层砂体砂岩粒度细，厚度薄（薄于3m），但分布广，发育明显受层序（体系域）背景、古地貌和物源控制，其分布面积远大于已知油田的面积，有希望寻找到主要受岩性控制的较大型地层油气藏。图4表1参19。     

陆相断陷湖盆层序构成样式及砂体预测模式——以南堡凹陷东营组为例

以渤海湾盆地南堡凹陷东营组为例,通过不同构造带的层序构成样式分析,阐明了陆相断陷湖盆的层序构成样式对砂体分布的控制作用,为陆相断陷湖盆砂体分布预测提供了理论依据。通过南堡凹陷东营组沉积充填时不同构造背景下形成的层序样式及其对储集砂体控制作用的分析,归纳出两种构造背景下的4种层序构成样式,即在北部断坡带构造背景下发育的多断坡带型、单断坡带型和转换带型以及在南部滩海地区斜坡带构造背景下发育的缓坡坡折型。在此基础上,建立砂体预测模式指导储层预测,对确定优质储集体的分布具有指导意义。     

准噶尔盆地西北缘侏罗系层序模拟与沉积相演化特征

控制层序发育的主要因素包括:湖盆地形、基底沉降、湖平面升降和沉积物供给等。综合分析这些因素在时间上和空间上的变化规律,运用计算机技术对具坡折带的陆相盆地的层序地层进行数值模拟。设定一高程点为沉积基准面,高出部位将被截平,低的部位将接受充填;而沉积物的粗细以沉积物距此基准面的距离来确定,距离大则沉积物细,反之则粗。模拟结果表明,在一个完整的层序周期中,低位体系域主要分布于坡折带以下,具填平补齐沉积特征;湖侵体系域随水深的不断加大,上超至坡折带之上的凸起区;因可容空间增速变缓,高位体系域沉积物以粗粒为主并向盆进积,而坡折带之上的凸起部位遭受不同程度的剥蚀。准噶尔盆地是一具前陆特征的坳陷盆地,侏罗纪时受挤压应力控制,基底差异升降而在盆地边缘形成坡折带。整个侏罗系是一个Ⅱ级层序,并可进一步划分为4个Ⅲ级层序,自下而上分别为层序A,B,C和D。整个Ⅱ级层序具有粗-细-粗的岩相变化特征,构成一个完整的构造沉降幕,与计算机模拟结果的吻合程度很高,Ⅲ级层序虽也比较吻合,但对称性和完整性较差。4个Ⅲ级层序在纵向上构成一个先退积后进积的粗-细-粗变化旋回,在平面上,偏砂相比例也具有先降低后升高的变化特征。     

东营凹陷坨71区块有利储集砂体预测研究

在东营凹陷胜坨油田坨71区块的有利储集砂体预测中,探索应用砂体随机模拟的结果直接对无井区进行有利储集砂体分布预测。综合测井、地震资料．应用示性点过程随机模拟方法,建立了20个等可能的渗透性砂体分布的模拟实现,在对各模拟实现进行概率统计分析的基础上,对模拟结果进行不确定性评价．结合对概率大于0．5和0．7的渗透性砂体的厚度统计结果、构造背景及附近井油层分布情况,预测出坨71井以东和坨深1井东南的2个有利储集砂体分布区。应用砂体随机模拟的结果直接预测无井区的有利砂体分布,有利于降低滚动勘探风险。图5参18     

墩塘戴一段底部有利砂体预测研究

墩塘油田戴南组戴一段底部砂体预测的误差是该区勘探未获进展的主要原因,根源在于传统的解释思路不适合本区实际情况,为此,提出一种三步法的思路来解决这一问题：综合测录井、地质、地震等资料,以模型正演为指导,重新标定了地层分界面,并确定了更加合理的属性时窗;通过井震对比分析,利用正反演技术明确了均方根振幅属性与砂体发育的关系;利用地震相刻画技术预测了墩塘戴南组戴一段底部的三个有利砂体发育带。     

准噶尔盆地莫109井区弹性参数反演预测砂体厚度

通过测井资料的岩石物理模拟确定砂、泥岩的自然伽马基线,计算其泥质含量,建立不同岩性与纵横波速度、纵横波阻抗等地震反射参数之间的对应关系,并分析其敏感性.在此基础上,对泥质含量敏感的地震参数进行反演,再通过连井测线的层速度统计求得含油砂体的层速度,最终实现利用三维地震信息定量预测出砂体厚度及平面变化特征.这一方法在准噶尔盆地莫109井区侏罗系三工河组油藏得到成功应用,经钻井证实误差小于3 m.     

姬塬油田滚动勘探开发阶段小层砂体预测

为了在姬塬油田G55区块滚动勘探开发阶段更高效地进行小层砂体展布预测,探索性地提出一种在单砂层上预测小层砂体的方法.应用高分辨率层序地层学原理,将长212层划分为半个短期基准面旋回,3个超短期基准面旋回--长212-1、长212-2和长212-3.通过3个超短期基准面旋回内的砂体展布规律研究,预测出该区长212小层砂体展布及沉积微相,证明该方法能够较好地指导该区的产能建设.     

广义S变换及其在鄂尔多斯盆地上古生界河道砂体预测中的应用

鄂尔多斯盆地是一个稳定沉降、坳陷迁移、扭动明显的多旋回沉积型克拉通类含油气盆地。盆地腹部构造稳定．地层平缓，储层分布不稳定、横向变化大、单层厚度薄，地震储层预测难度很大。通过分析典型薄互层模型的地震响应，利用广义变换。构造出在低频趋势控制下利用多尺度分量之间的差异确定反射界面位置的高分辨率地震层序检测方法。通过该盆地近2000km地震资料的分析，建立了层序检测剖面的解释模式，上古生界河道砂体的预测结果证明广义S变换获得的高分辨率地震层序剖面是陆相地层岩性油气藏勘探中划分沉积微相、确定砂体走向、查明薄层含油气砂体分布范围的有利依据，广义S变换方法是适用于地层岩性油气藏勘探的有效技术。     

潜江凹陷新沟嘴组砂体预测技术

论述了潜江凹陷下第三系新沟嘴组砂体预测技术。该技术首先以准层序为单元进行精细沉积微相分析．预测砂体成因类型和平面展布；然后根据已知井分析砂体在地震剖面上的外部形态、内部反射结构特征和地震属性特征，运用波阻抗反演等技术，在高分辨率地震剖面上识别和追踪对比砂体；最后采用模型正演技术检验砂体预测结果。实际应用表明，该技术对砂体的识别与预测是可信的。     

北美TMS页岩油地质评价及勘探有利区预测

北美页岩油气的商业开发已引起全球各国的高度关注,中国能源企业也将目光投向海外市场,因此,及时掌握海外页岩油气区块地质特征及资源潜力意义重大。对于资料不够丰富、要求快速评价出勘探有利区的海外页岩油气区块来讲,页岩的资源条件和开采条件是最基础的评价内容。对北美X地区TMS(Tuscaloosa Marine Shale)页岩油资源条件和开采条件分析表明,TMS页岩具有页岩厚度大、有机碳含量高、有机质处于生油高峰阶段、页岩埋深和黏土矿物含量适中、页岩储层顶底板保存条件较好等特点,具有很好的页岩油勘探潜力。利用多层次模糊综合评判法优选TMS页岩油有利区,其勘探选区可分为5类,Ⅰ类区综合评价系数大于0.75,为极有利区,主要分布在研究区的中部;25个地理区块中,V区块页岩油勘探潜力最大,P1区块页岩油勘探潜力丰度最高。     

松北探区扶余油层油气成藏有利区预测

源岩供烃、油气储集、运移路径以及保存条件是松北探区扶余油层油气成藏的主要控制因素.以此为基础,选取源岩平均厚度、有机碳质量分数、有机质成熟度、氯仿沥青“A”、有机质类型、油源区距探区距离、沉积相类型、储层平均厚度、盖层平均厚度和地层水矿化度10个指标作为松北探区扶余油层油气成藏综合评价参数,构建油气成藏模糊综合评价矩阵,引用层次分析法确定各参数的权重系数.通过计算松北探区13个区块扶余油层油气成藏条件综合评价值,可知松北探区扶余油层哈尔滨东区块油气成藏最有利,其次为宾县和木兰区块.     

陵水凹陷中央峡谷水道砂体构型地震响应正演模拟及有利分布区预测北大核心CSCD

以琼东南盆地陵水凹陷中央峡谷水道为例,通过正演模拟方法对复合水道内部砂体构型的叠置样式及地震响应特征开展了系统分析,并联合地震储层反演、时频三原色切片技术进行了有利砂体分布区预测。研究表明,单一水道砂体的地震响应具有中等连续的强反射特征;尺寸较大时,砂体边缘为强振幅反射,砂体内部为弱振幅反射;复合水道内部砂体可划分为垂向孤立式、垂向叠合式、垂向切叠式、侧向孤立式、侧向叠合式和侧向切叠式等6种叠置构型样式,不同叠置构型样式的水道砂体具有不同的地震响应特征。基于水道砂体构型地震响应特征正演模拟结果,按照地震相特征将研究区2个主要气组水道砂体划分为6类,并利用地震时频三原色切片分析技术对研究区晚期水道体系2气组有利砂体分布区进行了预测,结果表明2气组有利砂体分布区位于未遭受下切水道改造的区域,其中中段W1井区、W5井区、WW1井区北部及峡谷水道侧翼水道改造较弱,砂体厚度大,圈闭及物性条件好,是最有利的I类水道砂体发育区,而东北部(未钻探区域)发育多个厚度较大、含气性较好的Ⅰ、Ⅱ类水道砂体,是未来勘探潜力区。     

松辽盆地古龙南凹陷葡萄花油层储层单砂层沉积微相研究及有利砂体预测

根据研究区单井沉积微相、单砂层的厚度、砂地比等空间分布特征,研究其沉积微相空间展布规律。古龙南凹陷葡萄花油层储层发育水下分流河道、分流河道间、河口坝、前缘席状砂、前三角洲泥和浅湖泥沉积微相,物源主要来自于北部和西部。研究区河口坝发育较少,前缘席状砂分布宽阔,为典型的浅水三角洲沉积。从下向上,湖平面下降,各砂层砂岩的厚度、粒度均有增加的趋势,形成了进积式地层序列。且从下向上三角洲前缘席状砂分布范围扩大,席状砂体形状由下部的东西向条带状向上转化为大面积席状,判定其物源早期以北部物源为主,晚期以西部物源为主。凹陷中心早期条带状砂层及晚期片状大型透镜体砂层为有利砂体。