古地貌对台内滩储层分布及气藏特征的控制作用——以阿姆河盆地台内滩气田为例

近年来,在特提斯构造域油气富集带中的四川盆地、塔里木盆地及阿姆河盆地的台内滩油气田勘探取得了重要进展,展示了良好的勘探前景。以阿姆河盆地阿姆河右岸地区中上侏罗统盐下碳酸盐岩台内滩气田为例,通过地震层拉平技术、残余地层厚度法和补偿厚度印模法等对古地貌特征进行了研究及恢复,并重点分析了沉积古地貌对台内滩储集体分布及气藏特征的控制作用。结果表明:研究区发育2个大的基底古隆起,隐伏基底隆起形成的台内沉积古地貌差异对台内滩储层的发育具有明显的控制作用,在基底古隆起发育的古地貌高部位台内滩单层厚度大,垂向上多期叠置,横向连片,储层物性条件好,形成大规模的叠合台内滩储集体;在古地貌低洼部位台内滩单层厚度薄,总厚度小,储层物性条件相对较差,形成的台内滩储层规模有限。同时,隐伏隆起形成的台内沉积古地貌差异对台内滩气藏气水系统、产能特征及气田规模也有重要的影响,沉积古地貌高部位台内滩储层垂向连通性较好,内部隔夹层相对不发育,气水系统相对简单,单井产量高;沉积古地貌低洼部位台内滩储层纵向连通性差,内部发育多套隔夹层,气水系统复杂,单井产量较低。继承性隆起上的地貌高地易形成大型叠合台内滩气田。     

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系古地貌研究

鄂尔多斯盆地中部气田位于稳定克拉通中央古隆起东北部,是一个与奥陶系海相碳酸盐岩有关的风化壳型气田。对其古构造、地层出露状况和沟槽特征进行了分析,采用残余厚度法对奥陶系古地貌进行了研究,分析了地貌单元与油气富集的关系。     

四川盆地南部中二叠统茅口组岩溶古地貌恢复及特征

岩溶古地貌是含油气盆地沉积微相类型、分布范围及储层发育的主控因素，恢复岩溶古地貌对指导油气勘探至关重要。基于钻井、测井及地震等资料，采用沉积速率法和地层厚度对比法对四川盆地南部地区中二叠统茅口组顶部不整合界面的剥蚀厚度进行了精确计算，并根据剥蚀厚度的地区差异及古地貌指示，对岩溶古地貌单元进行了进一步划分。研究结果表明：(1)四川盆地南部中二叠统茅口组顶部主要发育平行不整合，仅在局部地区形成角度不整合。早中二叠世，上扬子地台内部沉积稳定，构造运动较弱，沉积速率法与地层厚度对比法相对更适用于研究区的岩溶古地貌恢复。(2)研究区中二叠统茅口组顶部剥蚀厚度为0～120 m，其中北部剥蚀最强烈，如LG1井区、W4井区代表了岩溶古地貌地势的最高位置，向东南方向剥蚀强度逐渐减弱，地势逐渐降低；剥蚀最薄弱地区位于LS1井东北部，代表了岩溶古地貌地势的最低位置，整体呈现北部高，南部低，东北部最低的地貌格局。(3)研究区茅口组古地貌特征控制了岩溶作用的发育强度，可划分为岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶盆地等3个二级岩溶古地貌单元以及溶峰盆地、溶丘洼地、丘丛谷地、丘丛洼地、丘丛沟谷、峰林平原、残丘平原等7个三级古地...     

靖边气田陕181—陕400井区奥陶纪古地貌研究

靖边气田是一个与奥陶系海相碳酸盐岩有关的风化壳型气田,陕181-陕400井区是靖边气田扩边建产的重点区,由于前期钻井较少,对古地貌形态尚缺乏详细认识,制约了区块扩边建产进程。结合近年来最新钻井资料,采用残余厚度法对奥陶系古地貌进行刻画,分析了地貌单元与油气富集关系。研究表明,该区存在剥蚀区、台丘、斜坡、沟槽4类地貌单元,其分布规律呈现西部剥蚀区-中部斜坡-东部台丘的特征,台丘和斜坡区是下一步产能建设有利区。     

苏里格中区奥陶系喀斯特古地貌恢复及其在“大井丛、工厂化”模式中的应用

随着"多井型、大井丛、多层系、工厂化"的混合开发模式在苏里格气田的不断成熟,"上下古兼顾,立体式开发"的开发思路为现今苏里格气田开发的主题。苏里格气田中区位于鄂尔多斯盆地中央古隆起的东侧,陕北凹陷西侧,区域内奥陶系地层非常发育。本文运用大量钻井、测井资料,在区域古地貌地质背景的基础上,综合利用残余厚度法及印模法,恢复出研究区奥陶系风化壳喀斯特古地貌分布格局。其中喀斯特斜坡及喀斯特斜坡过渡带为研究区的主要古地貌单元,喀斯特高地局限于区块西北部。根据研究区喀斯特古地貌特征及其试气成果显示:喀斯特高地与喀斯特斜坡的过渡带为高产气井有利分布区,同时位于喀斯特斜坡中的残丘地带天然气相对比较富集;古沟槽两侧为天然气有利富集区,对天然气储集有着重要的建设性作用。应用喀斯特古地貌特征对气藏分布的控制,划分研究区有利天然气富集的喀斯特地貌"甜点区"。并于下古天然气富集区实施大井丛的同时,明确下古层位设计及井型优选,利用钻井工厂化的低成本运营,高效完成上古+下古的多层系整体式开发模式。     

一种精细古地貌恢复方法——以塔中西部下奥陶统碳酸盐岩潜山为例

塔中西部中下奥陶统鹰山组广泛分布,已探明了大型岩溶凝析气田,是塔里木盆地重要的建产区之一。为了分析古地貌对下奥陶统鹰山组风化壳岩溶储层分布的影响与控制规律,有必要精细恢复下奥陶统碳酸盐岩潜山古地貌。分析了比较常用的地球物理法、印模法、残厚法、沉积学方法、层序地层法、层拉平法、计算机模拟法七种古地貌恢复方法优点和缺点,提出了等时层序厚度比较法新的古地貌恢复方法。该方法首先对鹰山组顶部不整合面的上伏地层进行精细等时层序对比,然后通过比较不整合面之上等时层序的厚度变化,确定相应的古高程控制点,以地震精细构造解释不整合层面作为约束条件,恢复了塔中西部奥陶系鹰山组潜山的古地貌。鹰山组顶面不整合的古地貌特征总体表现为北西高南东低,但较为平缓,是一个顶部具有准平原化特征的碳酸盐岩岛屿,古地貌格局与现今构造具有一定的形态继承性,新的古地貌恢复方法克服了其它方法常会歪曲微地貌形态的不足。     

古地貌对渤海湾盆地B区块太古宇暴露型潜山变质岩风化带储层裂缝发育的影响

古潜山是中国渤海湾盆地油气勘探开发的重要领域,渤中凹陷B区块是近年来中国东部发现的规模最大的凝析气田,该区块为太古宇暴露型潜山,古地貌在储层形成及发育过程中具有重要作用。受古地貌控制,变质岩潜山遭受风化作用时间及强度存在差异,进而影响了风化带储层的发育,尤其是影响了潜山风化带裂缝的形成。在岩心描述、成像测井裂缝解释结果、潜山古地貌恢复及古地貌划分基础上,详细讨论了古地貌对潜山风化带储层裂缝发育的影响。结果表明：(1)古地貌相对高部位风化淋滤作用较强,裂缝密度较大,古地貌直接影响了风化带裂缝的发育,削弱了内幕带储层的岩石力学性质,在一定程度上间接地控制了内幕带裂缝的发育;(2)古地貌对潜山风化带的影响深度存在差异,控制了潜山不同深度带的裂缝形成,B区块古地貌呈现明显的东、西区差异,西区风化裂缝带厚度（平均为277 m）明显大于东区（平均为193 m）,西区古地貌影响的风化裂缝带深度也大于东区;(3)古地貌与各组系（期次）的裂缝密度呈明显相关性,即风化带的裂缝发育不仅受古地貌控制,还与各期的构造活动有关,特别是早期的构造活动（印支期）与古地貌共同控制了风化带早期裂缝的形成;(4)B区块发育...     

靖边东南部前侏罗纪古地貌特征及其对延9油藏的控制作用

靖边东南部前侏罗纪古地貌一直以来缺乏整体性和系统性的研究。运用补偿厚度印模法建立了研究区前侏罗纪古地貌图,并结合构造、沉积相研究分析了古地貌对延9油藏的控制作用。研究表明,古地貌景观控制着延9沉积相展布及压实披盖构造的形成,古斜坡部位易形成良好的构造与沉积相的有机配置,控制着延9油藏的分布。研究古地貌对延9油藏的控制作用对研究区延9油藏建产、有利区预测有指导意义。     

鄂尔多斯盆地环江地区前侏罗纪古地貌恢复研究

前侏罗纪古地貌控制着中下侏罗统沉积发育及油气的富集规律,精确恢复刻画古地貌形态对于侏罗系油气勘探至关重要。以鄂尔多斯盆地环江地区为例,通过大量的古地质、岩相古地理、古水流方向等方面的调查研究,明确了研究区在侏罗纪沉积前的沉积背景、构造格局及物源方向,并结合大量的测井资料及岩心资料,对研究区延10+富县组地层沉积厚度进行研究,采用沉积厚度印模法对前侏罗纪的古地貌进行了恢复。环江地区前侏罗纪古地貌呈现西高东低的形态,分为高地剥蚀区、坡地与残丘、古河谷和河间丘。研究区前侏罗纪古地貌是控制富县期、延安早期沉积相分布及油藏分布的主要因素。古地貌斜坡地带最有利于油藏的形成。     

靖边气田陕330井区奥陶纪喀斯特古地貌研究

陕330井区是靖边气田东部扩边建产新区,储层由一套以溶蚀为主,经深度成岩改造的蒸发潮坪沉积组成,喀斯特古地貌对油气分布有着极其重要的控制作用。结合钻井分层资料,在喀斯特期古构造、地层出露、沉积厚度及残留厚度特征研究基础上,采用地貌剖面标定法进行了奥陶纪喀斯特古地貌恢复与刻画,分析了地貌与油气富集关系。结果表明,陕330井区发育台丘、斜坡、沟槽3类地貌单元。地貌单元控制了油气富集,台丘对油气富集最有利、斜坡次之,台丘区可作为下一步产能建设重点区。     

“风-源-盆”三元耦合油气储集体预测方法及其应用——对非主力物源区储集体的解释与预测

中国大多数主要含油气盆地已进入成熟勘探期，非主力物源区的剩余油气资源变得越来越重要，成为油气勘探的重要接替目标。非主力物源区的剩余油气藏隐蔽性强、难识别，严重制约着该类油气藏的勘探与开发。基于"风场-物源-盆地"系统（"风-源-盆"三元耦合）沉积学的新理论，总结了一整套隐蔽型优质储集体的精准识别和预测方法。方法核心是"风-源-盆"三元耦合的"六古恢复"技术，即古风向恢复、古风力恢复、古波况恢复、古地貌恢复、古水深恢复和古物源恢复。在古水深、古地貌、古物源等常规古地理分析的基础上，增加古风场和古波浪场的恢复，能够准确划分湖泊的水动力分带，如浪基面、破浪带、碎浪带和冲浪回流带的分布范围。通过将水动力分带古水深、古地貌与古物源恢复图叠合分析，可准确划分沉积体系的成因类型，进而解决储集体平面定位与规模预测的难题。"风-源-盆"三元耦合优质储集体预测方法解决了传统方法在非主力物源区、非大型构造区难以指导油气勘探的难题，实现了隐蔽型优质储集体的精准预测。     

“风-源-盆”三元耦合油气储集体预测方法及其应用——对非主力物源区储集体的解释与预测

中国大多数主要含油气盆地已进入成熟勘探期，非主力物源区的剩余油气资源变得越来越重要，成为油气勘探的重要接替目标。非主力物源区的剩余油气藏隐蔽性强、难识别，严重制约着该类油气藏的勘探与开发。基于"风场-物源-盆地"系统（"风-源-盆"三元耦合）沉积学的新理论，总结了一整套隐蔽型优质储集体的精准识别和预测方法。方法核心是"风-源-盆"三元耦合的"六古恢复"技术，即古风向恢复、古风力恢复、古波况恢复、古地貌恢复、古水深恢复和古物源恢复。在古水深、古地貌、古物源等常规古地理分析的基础上，增加古风场和古波浪场的恢复，能够准确划分湖泊的水动力分带，如浪基面、破浪带、碎浪带和冲浪回流带的分布范围。通过将水动力分带古水深、古地貌与古物源恢复图叠合分析，可准确划分沉积体系的成因类型，进而解决储集体平面定位与规模预测的难题。"风-源-盆"三元耦合优质储集体预测方法解决了传统方法在非主力物源区、非大型构造区难以指导油气勘探的难题，实现了隐蔽型优质储集体的精准预测。     

四川盆地下二叠统,上三叠统水动力场与天然气保存

下二叠统和上三叠统储集层是四川盆地油气主力产层。在对其水动力场控制因素分析研究的基础上，对实测地层压力资料进行数据处理，分别建立了Ｐ１和Ｔ３地层压力预测模型。地层埋深，孔隙度，构造抬升率和褶皱强度等为现今水动力场的主要控制因素，其中地层埋深对地层压力的影响最大。     

渤海湾盆地东濮凹陷文留构造发育特征与气藏形成

文留构造是Es³⁽²⁾-Es²期间在中央隆起带背景上因盐聚集而形成的背斜构造,构造翼部因盐滑塌而使圈闭幅度加大.C-P煤系因埋深加大而进入二次生气期,并在约4000m发生初次运移.烃源岩的主体埋深5200～6300m,位于文东和前梨园地区.煤成气以微裂缝-裂隙(断层)网络为主要通道向中央隆起带运移,并在东营运动(Ⅱ幕)期达到最大规模.天然气进入圈闭后,首先充注Es^4(3-5)段Ⅰ类和Ⅱ类储层(驱水效率73%～56%),后随着气柱加大驱替压力增加而向Es^4(1-2)和Es^4(7-8)Ⅲ类储层中扩散,最终驱水效率约为40%.     

利用地层原油物性和油层压裂梯度研究陕甘宁盆地侏罗系油气二次运移

甲烷含量与油气比关系曲线可用来区分两种不同的运移方式;此曲线结合其它资科为查明中生界垂向运移提供了一些重要依据;菱形图和P.C.卡西莫夫运移系数可初步确定侏罗系油藏油气侧向运移的方向和距离;压裂梯度结合岩芯资科,可以判断裂缝类型,区分运移方式,进行油(气)藏预测.本文所提供的成果和认识有助于研究侏罗系古地貌油田的形成和分布,并指导侏罗系的勘探.     

东营凹陷东营三角洲沙三段中亚段古地貌特征及其对沉积的控制

东营凹陷沙三段中亚段发育9期特征明显的三角洲进积单元,古地貌对三角洲进积单元的控制作用明显。利用东营凹陷丰富的钻井和高精度三维地震数据,采用适用于该区的定量高精度古地貌恢复方法——滨线轨迹法,来重建研究区9期三角洲进积单元的古地貌特征,并揭示古地貌对沉积的控制作用。研究结果表明,东营三角洲在沙三段中亚段沉积时期古地貌整体呈现南缓北陡、斜坡向西迁移的特征。沉积体的分布范围和沉积样式与古地貌特征具有良好的耦合关系:三角洲沉积主要沿着东部和东南部凸起逐渐向湖盆推进,受物源供给能力和古地貌特征的影响,三角洲朵体沿斜坡向西延伸;深洼区主要发育半深湖—深湖相沉积,在坡度较大的斜坡前端沉积物易发生失稳而形成浊积砂体。     

塔南凹陷古地貌特征对沉积体系和油气分布的影响

为研究海拉尔-塔木察格盆地塔南凹陷铜钵庙组和南屯组的油气分布，应用三维地震和钻井资料，通过盆地构造建模恢复古地貌特征，明确不同地质历史时期古地貌对沉积体系及油气分布的控制作用。结果表明：①铜钵庙组沉积期，塔南凹陷具有"泛洼槽多物源"的特征，物源主要来自NW-SE向扇三角洲和WS向凹陷古隆起。南屯组沉积期全区发育4个规模较大的沉降中心，从西次凹逐渐向凹陷中心发生迁移。②铜钵庙组主要发育冲积扇、扇三角洲和滨浅湖沉积，凹陷内部古隆起控制了冲积扇的形成与分布。南屯组主要发育三角洲、扇三角洲、近岸水下扇、湖底扇和湖相沉积，古隆起、古坳陷分别控制了近岸水下扇的形成与烃源岩的展布范围。③塔南凹陷古地貌对油气分布的控制作用表现为"古隆-坡控储、古坳陷控源、古断-坡控藏"。西部为"源-储对接"、"古断-坡"组合控运聚的构造油藏，东部为陡坡控制下以近岸水下扇和湖底扇为储集体的岩性油藏，古地貌演化特征和"古断-坡"组合对源、储空间配置及油气运聚起决定性作用。该成果对认识塔南凹陷油气分布规律具有重要的指导意义。     

鄂尔多斯盆地上古生界流体压力分布与成因

鄂尔多斯盆地上古生界的流体压力从一个侧面反映了盆地内的天然气藏类型。深盆气表现为区域的负压异常,且随气层埋藏深度变大和煤层Ro的增大,负压程度越来越大;与构造有关的气藏,则普遍表现为静水压力或正异常压力特征。深盆气的负压特征与区域性的构造抬升剥蚀有关,负压程度的不同则受煤层成熟演化程度的控制。盆地腹部高演化程度区的煤层高生气强度和地层水的高汽化程度,使盆地腹部天然气"湿度"小,比重小,压力系数低;向盆地边缘方向随热演化程度变低,天然气"湿度"变大,比重变大,压力系数升高。深盆气区压力系数的规律性变化反映了天然气近距离运移和就地成藏的特征。     

鄂尔多斯盆地延长组长1油层组古地貌特征与油气富集规律——以陕北W地区为例

揭示鄂尔多斯盆地延长组长1油层组油藏的油气富集规律对指导该盆地长1油层组的油气勘探具有重要意义。以陕北W地区为例,在地层划分对比的基础上,运用残余厚度法,并结合前人的区域古地貌研究成果,对研究区长1油层组顶部古地貌进行了恢复,同时分析了古地貌与长1油层组石油分布的关系。结合长1油层组的构造、沉积相、砂体厚度及封盖条件等控藏要素及与油气分布的关系,总结了研究区长1油层组油藏的富集规律。结果表明,研究区延长组长1油层组顶部发育有侵蚀沟谷、侵蚀斜坡和侵蚀残梁3种地貌单元,古地貌具有"一沟谷、两斜坡、两残梁"的特点,地形相对较高的残梁区对长1油层组石油分布具有重要控制作用。鼻状隆起构造脊、砂体较厚且砂地比较大的河道发育区也对长1油层组石油分布起着重要控制作用。另外,旋回性泥岩、致密砂岩层、侵蚀不整合面和水动力等多种封盖条件为长1油藏的形成起着重要遮挡作用。在上述控制因素作用下,形成以构造-岩性油藏和岩性油藏为主,岩性-水动力油藏为辅的多种油藏类型。鄂尔多斯盆地长1油层组的石油勘探重点应放在长1地形较高古地貌及沉积砂体发育的有利相带等的复合区域。