沾化凹陷东营组三段储集层特征

济阳坳陷沾化凹陷东营组岩性油藏勘探近年来获得了较大突破。对东营组三段砂岩储集层沉积演化特征、岩石特征及孔渗特征进行了综合分析，预测其储集层厚度和物性分布规律。沾化凹陷东营组三段为一套扇三角洲沉积体系，储集砂体主要发育在扇三角洲水下分流河道、滩坝、滑塌浊积体等沉积微相内。岩石薄片分析表明，储集层主要属于岩屑质石英砂岩、岩屑砂岩，储集空间以原生孔隙为主，孔隙连通性较好。储集层平均孔隙度为21．15％，平均渗透率为108．08mD，属于中孔中渗储集层。受沉积相的控制，砂岩体呈现凹陷边缘厚、中间薄的特点，岩石物性从凸起向凹陷内具有逐渐变好再变差的分布特征。扇三角洲前缘滑塌成因的湖底扇沉积砂体物性较好，且被周围的浅湖一半深湖相暗色烃源岩包围，是该区东营组最有利的储集砂体。图7参15     

渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组三段沉积相类型及平面分布特征

综合运用地质、测井、地震等资料对渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组三段的沉积相类型及其平面分布特征进行了全面系统的研究。结果表明,研究区古近系沙三段发育三角洲、扇三角洲、近岸水下扇、湖底扇、滨浅湖、半深湖和深湖等7种沉积相类型。从沉积相平面分布来看,沙三早、中期东营凹陷北部陡坡带发育扇三角洲和近岸水下扇相,南部缓坡带发育三角洲和扇三角洲相,东西轴向发育东营三角洲和高青三角洲沉积,盆地内部半深湖—深湖环境内发育湖底扇相。沙三晚期湖盆萎缩,深湖、半深湖范围缩小,各类骨架砂体自盆缘向盆内形成有利的油气储集体。     

渤海湾盆地东濮凹陷古近系沙河街组层序地层

通过对研究区300多口钻井的地层对比和3000多米岩心的详细观察及区域构造-沉积演化分析,综合运用构造、古生物、岩性、地质年代以及测井和地震反射等6个方面的特征,将东濮凹陷古近系划分为3个超长期层序,分别对应于沙河街组四段下亚段、沙河街组四段上亚段-沙河街组三段、沙河街组二段-东营组;并将沙河街组四段上亚段-沙河街组一段划分为4个长期层序,分别对应于沙河街组四段上亚段-沙河街组三段四亚段、沙河街组三段三亚段、沙河街组三段二亚段-沙河街组三段一亚段、沙河街组二段-沙河街组一段。提出同一套连续沉积的盐岩在长期及超长期层序划分中具不可分割性,并结合东濮凹陷及渤海湾盆地层序划分的实例,指出目前普遍存在的层序地层划分方案与岩石地层划分方案相一致的现象值得商榷。     

束鹿凹陷中部古近系沙河街组第三段下部层序特征

通过岩心观察、薄片鉴定、地化分析，钻井地层层位划分与对比、地震层位标定和追踪等项工作的研究，结合区域构造、沉积演化特征等分析认为，冀中坳陷束鹿凹陷中部古近系沙河街组第三段下部是一个完整的三级层序。该层序顶底界面特别是顶界面的识别标志分别是：岩性上，碳酸盐岩含量高且稳定；电性上，电阻率曲线呈块状高阻、自然伽马值普遍较低；地震上，反射特征清楚，顶界面为一明显顶超面；地化指标显示界面上下有机碳含量迥异。     

束鹿凹陷中部古近系沙河街组第三段下部层序特征

通过岩心观察、薄片鉴定、地化分析,钻井地层层位划分与对比、地震层位标定和追踪等项工作的研究,结合区域构造、沉积演化特征等分析认为,冀中坳陷束鹿凹陷中部古近系沙河街组第三段下部是一个完整的三级层序。该层序顶底界面特别是顶界面的识别标志分别是:岩性上,碳酸盐岩含量高且稳定;电性上,电阻率曲线呈块状高阻、自然伽马值普遍较低;地震上,反射特征清楚,顶界面为一明显顶超面;地化指标显示界面上下有机碳含量迥异。     

济阳坳陷沾化凹陷古近系沙四段现今压力场特征及其与油气分布的关系

利用实测压力数据和通过平衡深度法计算的压力值,恢复了沾化凹陷单井压力剖面,划分了单井纵向压力变化序列类型,指出沾化凹陷古近系沙河街组存在正常压力-过渡压力型、过渡压力-异常高压型的2种不同类型的次洼。压力场的纵向叠置决定了油气的分布,沙河街组四段油层与压力场耦合关系可以总结出:异常高压型油层、压力过渡型油层、正常压力型油层3种耦合模式,而研究表明压力与岩性双重封堵的模式对沙四段高产油层的形成最为有利。过渡压力-异常高压型次洼中-深部正常压力带和压力过渡带是获得沙四段高产油层的有利区带。     

渤海油田古近系地震储层预测研究难点及对策

古近系沙河街组是渤海油田一个重要的含油层系,目前储量占到整个渤海油田探明储量的11%左右,但是一直以来,沙河街组储层预测是中深层储层预测中的难点,主要原因为地震资料信噪比低、储层横向变化大、分辨率低。针对上述难点,结合渤海油田的地质、地震资料特点,有针对性地提出了沙河街组地震目标处理技术、相控模式约束下储层预测技术和地震目标采集技术等三个攻关技术序列及相应的攻关方向,通过在靶区油田开发研究中实际应用,初步形成沙河街组地震储层预测技术思路,研究成果有效地指导油田的开发井位部署和优化。     

沾化凹陷五号桩地区沙河街组三段浊流沉积特征及储集性能

沾化凹陷五号桩地区古近系沙河街组三段发育两期近岸浊积扇,是该区沙河街组三段下亚段的主力产层。扇体主要由砾岩、砂砾岩、砂岩及暗色泥、页岩组成,砂岩成分成熟度和结构成熟度均较低。砂体主要成因类型为富砾的主沟道砂体、富砂的中扇辫状水道充填砂体和砂、泥混合的中扇前缘砂体。不同成因砂体具有不同的沉积特征、结构特征和储集性能。富砂的辫状水道砂体平均孔隙度为13.1%～13.5%,平均渗透率为0.87×10^-3～5.95×10^-3μm²,其物性好于富砾的主沟道砂体和中扇前缘砂体,是主要的储集层。上、下两套扇体的储集性能也存在较大差异。上部扇体储层物性较好但油层厚度小,含油面积小;下部扇体储层物性较差但油层厚度大,含油面积大。砂体的沉积特征、结构特征以及成岩作用是影响储层物性的主要因素。砂体分选好,则物性好;砂体结构对储集性能的控制主要表现在对储集体侧向连续性和垂向连通性的影响方面;成岩作用则影响了储层孔隙的发育。     

沾化凹陷沙河街组异常高压分布及形成机制探讨

利用数值盆地模拟方法 ,应用部分井内实测的地层压力作为标定 ,模拟计算了沾化凹陷沙河街组地层压力及剩余压力的分布特征及演化过程。研究表明 :沾化凹陷的超压异常主要出现在沙三段下亚段和沙一段 ,主要分布于洼陷区及斜坡带 ,盆地边缘为常压。泥岩不平衡的压实作用、有机质生烃是该区异常高压形成的主要机制 ,断层的分布及其活动对异常高压也有重要的影响     

渤中坳陷青东凹陷古近系沙三下亚段构造-古地貌对沉积的控制

利用地震、测井及录井资料,采用回剥技术及断失量的趋势分析方法,恢复了古近系沙河街组三段下亚段沉积时期青东凹陷的构造-古地貌,并阐明了构造-古地貌对沉积体系的控制.受郯庐断裂及其派生断裂的控制,沙三下亚段沉积时期青东凹陷呈现整体沉陷,为一东断西超的箕状断陷.凹中发育3个近东西向的次隆,将青东凹陷分隔为4个次洼,由南至北,次洼的规模逐渐扩大.受构造-古地貌的控制,沙三下亚段青东凹陷的东部发育扇三角洲,西部和南部发育辫状河三角洲,三角洲沉积体系的主体发育部位明显受次洼的控制.由于凹陷规模小,物源供应充分,扇三角洲和辫状河三角洲的砂质沉积不同程度超覆于次隆之上,次隆地带水浅浪强,形成规模不等的砂质滩坝.发育于东部断坡带的三角洲砂体,发育于西部缓坡带的辫状河三角洲砂体,以及发育于次隆地带的砂质滩坝砂体均具有较好的储集条件和较好的圈闭背景,是油气勘探的重要目标.     

沾化凹陷石油资源预测与勘探潜力

油气资源评价对于制定勘探投资计划非常重要, 对于已有油气藏发现的评价单元, 统计评价法更方便、实用和可靠。根据勘探程度, 基于帕莱托定律, 应用实用性较强的油藏规模序列法, 对沾化凹陷进行了油气资源预测, 并进行了勘探潜力分析。沾化凹陷目前约有333 个具有经济价值的油藏尚待探明, 待探明地质储量的期望值约9.7×108t, 表 明该地区具有巨大的石油资源和勘探潜力, 渤南-孤岛、桩西-长堤-孤东和埕东地区等评价单元是增储的主要地区。     

对沾化凹陷馆上段沉积相的新认识

通过岩心、录井、 测井以及地球化学资料的综合研究,提出了该区段为浅水湖泊沉积新认识,并且引用大量的实例从浅水湖泊相的4个沉积特征进行类比验证。提出了确定浅水湖泊岸线的暗色泥岩百分含量方法,并且进一步勾画出沾化凹陷馆上段的沉积相分布。浅水湖泊相的席状砂和垛状滩坝砂体将成为新的有利含油砂体,在后期勘探开发中将起到相当重要的作用。     

渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷L69井古近系沙三下亚段取心段页岩油勘探有利层段

为探讨渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷L69井沙河街组三段下亚段（沙三下亚段）取心段页岩油勘探有利层段,对L69井沙三下亚段取心段典型岩相样品和获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段取心段典型岩相样品,开展了常规热解和多温阶热释法分析,对比研究其含油性与不同赋存形式油含量特征,结合其他影响页岩油产量的因素综合评价页岩油勘探有利层段。结果表明：L69井埋深3 040.35~3 072.10 m富有机质纹层状泥质灰岩段,其游离油总量尤其是轻烃校正后游离油S_1-1含量显著低于获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段的含量,并且油饱和指数（OSI）均值仅为67 mg/g,不具有页岩油勘探潜力;埋深3 116.90~3 126.70 m含有机质纹层状泥质灰岩段,虽其油饱和指数（OSI）均在100 mg/g以上,平均达204 mg/g（样品数n=8）,但游离油总量和轻烃校正后游离油S_1-1含量显著低于获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段的含量,页岩油勘探潜力较低;埋深2 994.10~3 010.90 m富有机质层状泥质灰岩、灰质泥岩段,其游离油总量尤其是轻烃校正后游离油S_1-1含量和油饱和指数（OSI）,与获工业页岩油产量的XYS9井沙三下亚段的含量基本相近或相等,并且该层段微裂缝发育、具异常压力、脆性矿物含量高和存在成熟运移油的贡献,为页岩油勘探的有利层段。     

湖相碳酸盐岩有利储集层分布——以渤海湾盆地沾化凹陷沙四上亚段为例

运用岩心薄片、测井、地震等资料和技术手段,预测渤海湾盆地沾化凹陷沙四上亚段湖相碳酸盐岩有利储集层分布.研究表明,沾化凹陷沙四上亚段发育生物碎屑灰/云岩类、内碎屑灰/云岩类、砂质灰/云岩类、泥灰/云岩类等4大类碳酸盐岩.用岩心刻度测井,分区建立了不同碳酸盐岩类的电性解释标准,重构探井岩相序列,并依据高频旋回的叠置样式,划...     

惠民凹陷古近系沙河街组三段沉积体系

惠民凹陷古近系沙河街组三段(Es₃)由3个完整的中期基准面旋回和1个基准面上升半旋回构成。沙三段发育三角洲、扇三角洲、水下浊积扇、浊积水道、滑塌浊积岩以及湖泊相6种沉积相类型。以基准面升降半旋回为单元,上述6种沉积相在平面上可以组合成5种沉积体系:河流-三角洲沉积体系、三角洲-(滑塌)浊积扇体系、扇三角洲沉积体系、扇三角洲-滑塌浊积扇沉积体系、近岸水下扇沉积体系。以中期基准面旋回C₃为例分析了沉积体系的平面分布特征。     

东营凹陷古近系超高压成因及其特征

东营凹陷古近系存在 3 类超高压地层。根据“综合压实曲线”和“压力正演模拟”,确定欠压实和生烃作用是泥岩超高压的成因。“接触传递”使与超高压泥岩呈接触关系的Ⅰ类砂岩产生超高压,Ⅱ类超高压砂岩则是“连通传递”的结果。沙三中亚段较深井段泥岩发育弱超高压,沙三下亚段压力增强到中超高压,沙四段发育强超高压。泥岩超高压平面上以沉积中心为超高压中心,向盆地边缘超高压强度减弱,呈“环状分布”;浅层砂岩（埋深小于 3 000 m）极少发育超高压,只分布在部分断裂带、不整合面附近,砂岩超高压强度大于泥岩;3 000 m 以下,泥岩超高压强度大于砂岩。     

辽东湾地区古近系储层质量分析

通过对大量物性数据的分析与整理,结合薄片鉴定和扫描电镜技术,重点对辽西凹陷、辽西低凸起、辽中凹陷几个地区在层序地层格架内进行储层质量分析。结合辽东湾地区的各种沉积环境,分析储层物性的控制因素,认为物源控制储层的岩石类型;沉积相带控制储集体的展布;成岩作用控制储层物性的好坏。根据碎屑岩储层的评价标准,对辽东湾地区不同层序做出储层评价及预测。依据层序格架、沉积类型和成岩作用综合研究,指出东二段储层的物性好于古近系其他层序的储层物性,辽西低凸起东二段物性较辽西凹陷和辽中凹陷的要好。     

沾化凹陷邵54井湖相白云岩沉积特征分析

沾化凹陷古近系沙河街组四段上亚段发育湖相白云岩。以岩石学特征为基础,结合X射线衍射、X射线荧光光谱分析和电感耦合等离子体质谱分析等手段,对邵54井湖相白云岩的沉积特征进行了研究。该井中的白云岩为典型的断陷湖盆边缘浅滩环境沉积,包括亮晶内碎屑白云岩和泥晶藻屑白云岩。根据其沉积特征,划分出内碎屑滩、藻滩和滩间3种微相。沉积微相对准同生白云石化的程度有很大影响。高能环境形成的颗粒灰岩,原生孔隙发育,有利于咸化湖水的流动,可优先于泥晶灰岩发生白云石化。地球化学数据表明,白云石的有序度普遍较低,且Sr富集及Sr/Ba比值较高;这表明白云石的成核速度快,白云石化作用发生的时期较早。     

玛湖凹陷与沙湾凹陷上乌尔禾组储集层差异及成因

通过薄片观察、扫描电镜分析、黏土矿物X射线衍射分析、阴极发光实验等,对准噶尔盆地玛湖凹陷和沙湾凹陷上二叠统上乌尔禾组成岩差异进行对比分析,明确了成岩产物类型和孔隙演化过程。压实作用、碳酸盐矿物胶结与沸石胶结是研究区储集层物性差异的主要控制因素,玛湖凹陷压实作用相对较弱,沙湾凹陷溶蚀作用更强。砂体成岩孔隙演化具有差异性,玛湖凹陷储集层以长石颗粒和凝灰岩岩屑溶孔为主,沙湾凹陷储集层以长石颗粒、凝灰岩岩屑以及浊沸石溶孔为主,2类储集层都少量发育原生孔隙。以上2个地区储集层的差异性主要是由成岩流体性质和岩石组分不同导致,其中,岩石组分是导致玛湖凹陷和沙湾凹陷砂砾岩储集层孔隙结构特征差异的主要原因。