辽河西部凹陷马南地区沙三段岩性油气藏储层识别技术

辽河西部凹陷马南地区中深层的岩性油气藏尤其是沙三段浊积岩油气藏的勘探,一直未能取得较大的突破。根据目标区勘探需求及储层特征,探索总结了沙三段浊积岩储层预测流程;综合应用层序地层学技术、沉积微相划分技术及地震相分析、地震属性提取技术和叠后反演技术进行储层识别,并运用叠前反演技术对流体进行预测。预测结果与实钻结果吻合较好。部署马南13井获得成功,表明该技术具有一定的应用前景。     

辽河西部凹陷沙三段岩性油气藏主控因素研究

辽河坳陷西部凹陷作为我国东部典型的富油气凹陷,勘探程度较高。深部的地层岩性油气藏是西部凹陷下一步油气勘探的主要目标,其中西部凹陷沙三段是非常有利的岩性油气藏发育层位。研究认为,西部凹陷岩性油气藏的分布主要受有效烃源岩分布、浊积砂体展布和油气运移3 个因素的控制。在成藏因素综合分析的基础上,预测了西部凹陷中深部沙三段岩性油气藏的有利分布区,其最有利的勘探区域为清水洼陷及周边地区。     

测井相分析技术在岩性油气藏勘探中的应用——以乌夏地区三叠系为例

测井资料在岩性油气藏勘探中将发挥越来越重要的作用。介绍了利用测井相分析技术重建地层岩性及沉积微相的基本原理及步骤。探讨了通过测井资料准确识别地层岩性及沉积微相,进行高分辨率层序地层分析,预测和优选岩性圈闭的有利发育区域,确定最佳勘探目标的基本思路。建立了乌夏地区三叠系岩性及沉积微相定量解释模型,并验证了模型的有效性。     

安塞地区延长组沉积微相研究

通过对野外剖面及岩芯的观察和描述,将鄂尔多斯盆地安塞地区延长组划分出9个岩石相和6个岩石相组合。在建立岩-电模式的基础上,根据测井曲线,对沉积相的电性特征进行了分析。结合岩石相和测井相,分析了安塞地区延长组的沉积相类型及特征,同时对沉积相与油气的关系进行了分析。结果表明,延长组长2油层组为辫状河沉积,长3和长10油层组为曲流河沉积,长9、长7及长4+5油层组为湖相沉积,而长6和长8油层组为三角洲前缘沉积。认为河道砂坝沉积微相及水下分流河道沉积微相为区内良好的储集层,是油气开发的方向。     

滨海斜坡区沙一段砂体发育模式与岩性油气藏勘探

黄骅坳陷滨海斜坡区由于受到多物源影响,存在沉积亚相类型多、储层横向变化快、砂体预测困难等特点。通过对该区开展地震地质精细预测研究,明确了古物源、水下低隆起和沉积相带对海域地区砂体发育程度的影响。以沉积古背景为研究基础,依据地震响应特征并结合地震多属性分析,建立了研究区沉积地质模型,预测了砂体的发育模式。钻探结果表明,预测与实际吻合较好,证实该模式对预测研究区岩性油气藏分布具有一定指导意义。     

潜江凹陷新农地区沉积微相特征与岩性油气藏

在分析岩芯、录井、测井资料的基础上,结合地震信息系统研究了江汉盆地潜江凹陷新农地区下第三系潜江组沉积微相平面分布特征和纵向演化规律。研究认为:研究区内存在2个主要物源体系和1个次要物源体系,来自北东向的主要物源形成扇三角洲砂体;来自北北西向的主要物源形成三角洲砂体;来自南南西方向的次要物源形成小型三角洲砂体。这些三角洲砂体主要由水下分支河道、滩砂、河口坝等沉积微相组成,它们依附于鼻隆、斜坡等构造背景,形成良好的岩性圈闭。结合该区已有油气勘探成果等综合分析认为,该区具有良好的岩性油气藏勘探前景。 \r\n     

安五地区长6油层组沉积物源及沉积微相研究

鄂尔多斯盆地安五地区长6油层组重矿物组合类型的分布及其变化具有分带性,由北东向南西方向依次分布次稳定重矿物带、次稳定重矿物 稳定矿物带和稳定矿物带。石英阴极发光特征表明物源母岩为中一低级变质岩系,说明研究区长6油层组沉积物源主要来自北东部吕粱山区和大青山区。研究区长。油层组以三角洲相沉积为主,三角洲前缘亚相发育．微相类型有水下分流河道、河口坝、远砂坝、水下天然堤、水下分流河道间5个微相,局部发育滨浅湖亚相。     

南皮斜坡岩性油气藏勘探技术应用

南皮斜坡历经40多年的勘探,所面临的勘探对象越来越复杂、越来越隐蔽。为了实现勘探新突破,转变找油思路,以富油气凹陷“满凹含油”理论为指导,利用新采集的地震资料开展了构造、物源、沉积研究,在基础地质特征研究的基础上,充分运用地震多属性分析及井约束反演等技术和方法,对南皮斜坡西凹槽区古近纪孔店组二段（E2k2）的岩性圈闭进行了刻画与储层含油气预测等工作,有效地克服了储层识别与含油气预测中的多解性,提高了地层岩性油气藏勘探的成功率。     

鸳鸯沟地区岩性油气藏储层预测方法及效果分析

通过对西部凹陷鸳鸯沟地区石油地质条件分析认为，该区是形成岩性油气藏的有利区，而搞清储层分布规律是预测油藏的关键。本文联合应用地震属性提取技术、三维测井约束反演技术及油气检测技术，对该区储层进行了识别和预测。结合储层预测结果，成功部署了锦310井，对西部凹陷及其它地区同类岩性油气藏的勘探具有较好的借鉴意义。     

鄂尔多斯盆地西仁沟地区长 2 低渗储层特征研究

鄂尔多斯盆地西仁沟地区延长组长 2 储层为典型的低渗储层。 针对其形成因素复杂、分布规律认识不清等问题,采取微观观察与宏观钻井统计相结合的方法,在大量铸体薄片、扫描电镜、物性及钻井等资料分析的基础上,对该区长 2 储层砂岩的沉积特征、岩石学特征、孔渗特征、成岩作用类型、孔隙类型及孔隙结构等进行了深入研究。 结果表明：形成于分流河道沉积背景下的长 2 储层砂岩具有沉积物粒度偏细、成熟度较低的岩石学特征,储集空间主要为原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙,圈闭类型主要为构造-岩性圈闭;大量发育的泥质和钙质夹层造成油水纵向分异程度较差,并进一步分隔油层,使单油层层内非均质性增强。 总体上西仁沟地区长 2 储层的宏观展布受局部构造、储层岩性和物性的综合控制,对优质储层的展布具有重要的影响。     

辽河坳陷西部凹陷鸳鸯沟地区层序地层划分与岩性圈闭预测

运用层序地层学的理论与方法,综合分析岩心、测井以及地震等资料,将辽河坳陷西部凹陷鸳鸯沟地区古近系裂陷期的沉积充填划分为4个超层序和8个三级层序.该区主要发育同沉积断裂坡折型层序,坡折带之下是岩性油气藏发育的主要部位.结合该区层序格架中油气分布规律,对该区岩性圈闭进行了预测.通过钻探锦310井,在预测目的层段试油获高产油气流,证实了锦1断裂坡折带之下为西部凹陷有利的岩性油气藏发育区带.     

东营凹陷胜坨地区岩性油气藏物理模拟

砂岩透镜体及构造-岩性油气藏是东营凹陷胜坨地区深层增储上产的重要岩性油气藏类型,通过物理模拟实验对其成藏特征进行研究表明:充足且有效的油气源条件、充注方式、砂岩透镜体自身物性变化及沟通源岩与砂体的断层与砂体的相对构造位置是决定岩性油气成藏的重要条件,其中是否有沟通有效烃源岩的通道是岩性油气藏成藏的关键,砂体物性变化及断层与砂体相对位置是影响油藏含油饱和度的主控因素。研究认为砂岩透镜体中心及构造-岩性油气藏断层上盘砂体为该区下一步的勘探目标。     

酒泉盆地鸭西地区白垩系岩性油藏控制因素分析

鸭西地区白垩系陡岸带发育扇三角洲沉积体系,为岩性油藏的形成提供了良好条件。通过对典型油藏解剖发现,该区岩性油藏包括2种类型,分别分布在鸭西鼻状构造高部位和低部位。综合分析认为,岩性油藏的形成与分布受构造背景、沉积相带、疏导体系及岩性特征的控制。其中,鼻状构造提供了石油运移的指向,构成该区岩性油藏形成的背景;"T-S"型疏导体系,构成岩性油藏形成的输导条件。不同类型河道砂体的发育部位,决定了不同岩性油藏的分布,储层岩性的差异,决定了油藏的富集程度。     

黄骅坳陷南部岩性油气藏有利区带预测

以"满凹含油"理论为指导,对黄骅坳陷南部孔二段沉积演化背景、沉积相带及烃源岩分布特征开展研究,落实湖盆内部孔二段沉积期发育的坳陷型盆缘辫状河三角洲沉积体系为岩性油气藏分布有利区带,具备形成自生、自储型岩性油气藏的基本条件。同时,对孔二段自生、自储型油气藏分布规律进行分析、总结,结合原始沉积构型与构造的配置关系,提出了黄骅坳陷南部孔二段岩性油气藏潜力区。     

济阳坳陷典型岩性油气藏相—势耦合控藏作用解剖及应用

济阳坳陷岩性油气藏成功勘探表明,岩性油气藏受“相”和“界面势能”的双重控制。相控油气作用表现为高孔渗优相控藏,势控油气作用表现为低界面势能控藏,只有优相和低界面势能耦合区才能形成岩性油气藏。通过对沾化凹陷埕913、牛庄洼陷牛35-牛20-王70等典型岩性油气藏解剖表明,只有相—势耦合控藏指数(FPI)大于0.5,岩性圈闭才能聚集油气成藏,成藏临界条件呈现为“双低”或“双高”的标准,即优相指数(FI)低、界面势能指数(PI_S)低,或优相指数(FI)高、界面势能指数(PI_S)高。一般FPI越大,圈闭含油饱和度也越高,越有利于油气聚集成藏。根据济阳坳陷73个岩性圈闭和54个浊积砂岩透镜体岩性圈闭含油气性的统计及其相势特征的分析,分别建立了2类岩性圈闭的含油饱和度(S_o)与FPI定量关系模型,利用该模型预测了东营凹陷13个岩性圈闭的含油饱和度,预测偏差率小于20%的准确率达84.6%,应用效果较好,可以用于岩性圈闭含油饱和度的预测。     

兴隆台地区沙三段砂体发育模式与岩性油气藏勘探

兴隆台地区位于辽河坳陷西部凹陷。沙三段沉积时期，西部凹陷正处于凹陷的强烈断陷期，深水浊流沉积十分发育。当时，处于西部凹陷深陷带的兴隆台地区存在一个水下低凸起，阻止了来自研究区东部的近物源沉积物，浊流携带物被迫倾泄在水下凸起的东坡和深洼中。因此，兴隆台潜山的东斜坡及其向东延伸的深洼区发育上倾尖灭型和透镜状浊流砂体。这些浊流砂体纵向主要分布于层序界面附近的湖侵体系域下部和湖退体系域上部，最大湖泛面附近也有分布。砂体分布与层序界面的这种关系，反映断陷盆地断裂活动是导致湖水升降和发生浊流沉积的主要控制因素。砂体这种分布模式对预测岩性油气藏分布有指导意义。图7参14     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组中段岩性油藏成藏规律研究

通过对延长组中段各油层组沉积特征、物源及沉积相演化规律的详细分析,结合各油层组油藏的分布特征,认为姬塬地区长8—长4+5油层组主要发育岩性油藏和构造-岩性复合型油藏2种基本类型,这2类油藏主要发育在三角洲前缘、水下扇及临近湖岸线的三角洲平原位置。姬塬地区长8—长4+5油层组油藏的类型及分布规律主要受物源控制,向北东及南东方向尖灭的砂体容易形成岩性油藏,油藏的规模取决于砂体的大小;而向南西及南部尖灭的砂体一般需要与鼻状构造叠合才能形成构造-岩性复合型油藏,油藏的规模同时受控于砂体和鼻状构造的大小。长8—长4+5油层组沉积时期,研究区西部物源逐渐减弱而北部及北东部物源逐渐加强,导致主要油藏类型及分布特征发生改变,长8油层组以岩性油藏为主,而长7—长4+5油层组则以构造-岩性复合型油藏为主。