琼东南盆地松南—宝岛凹陷三亚组“源—汇”体系与主控因素分析

琼东南盆地松南—宝岛凹陷主体位于琼东南盆地深水区东部,是已被钻探证实的富烃凹陷。中新统三亚组是深水区重要的勘探目的层,储集体规模和粒度是制约松南—宝岛凹陷三亚组油气成藏的关键因素。应用最新的三维地震和已钻井资料,结合区域地质背景,系统分析松南—宝岛凹陷三亚组“源—汇”体系及主控因素,预测有利砂体平面展布。研究表明,松南—宝岛凹陷三亚组沉积期,发育海南隆起和松南低凸起2个“源—汇”体系：中新世构造活跃的海南隆起主控北部“源—汇”体系,供源能力强,凹陷北部发育陆架坡折,发育“陆架三角洲和陆坡沟谷+深水扇”沉积体系;松南—宝岛凹陷以斜坡向松南低凸起过渡,不发育陆架坡折,南部“源—汇”体系具有“近源、沟谷汇聚阶槽控制下的多期深水扇”特征。搬运距离、构造活动和底流改造等因素主控三亚组储集体的发育,优选凹陷南缘为三亚组最有利的储集体发育区;优选松南区和宝岛区东部海底扇为三亚组有利储集体发育区。     

东海盆地反转背斜断裂特征及其控藏作用——以西湖凹陷G构造为例

为探究断裂对东海盆地西湖凹陷内反转背斜油气成藏的控制,寻找下一步有利勘探方向,选取典型的反转背斜G构造为研究对象,基于三维地震和钻井数据,通过构造解释、断层活动性分析、构造演化剖面、侧向封堵性评价等方法,对G构造的断裂特征及其圈闭形成、油气运聚和保存的控制作用进行深入分析。结果表明：G构造发育3组断裂,包括2条主控断层、组成似花状构造的次级断层以及浅部中新统内近EW向断层,主控断层形成于新生代早期、似花状构造次级断层形成于始新世平湖期、近EW向断层形成于中新世晚期的龙井运动。G构造主体表现为被断裂及火山机构复杂化的断背斜形态,先后受控于伸展正断、岩浆活动以及挤压反转等多期构造运动,最终在龙井运动末期定型;背斜高点的“花心”烃源断层断距小、活动性与主排烃期不匹配导致供烃能力弱;控圈断层在浅部侧向封堵性较差,同时背斜高点圈闭被近EW向断裂破坏;上述因素共同导致G构造在背斜高点勘探成效不理想。研究认为西湖凹陷内G构造等勘探不理想的反转背斜位于或者紧邻富烃洼陷、油气供给充足,仍具有良好勘探前景,背斜翼部“花瓣”断层发育区及未被近EW向断层破坏的次高点等区域的构造、构造—岩性复合圈闭是下一步勘探...     

基于正演模拟和地震分频分析的三角洲薄砂体储层预测——以北部湾盆地海中凹陷涠洲组为例

涠洲组是北部湾盆地海中凹陷的主要储集层,砂体的精细刻画研究对于该区域储层预测有着重要意义。涠洲组储层具有厚度薄、连续性差的特点,原始地震资料主频偏低,常规的薄砂体识别技术在该区应用效果较差。在正演模拟基础上,结合研究区实际钻井数据,利用分频分析方法对海中凹陷涠洲组三角洲前缘砂体开展精细刻画。研究表明：研究区目的层砂体顶界面为波谷,底界面为波峰;地震波振幅和能量与砂体厚度呈正相关;随着频率的提高,砂体的纵向分辨率逐渐增强。对比实际钻遇砂体在原始数据体和分频数据体同一剖面响应情况表明,分频数据体与原始数据体相比,对不同厚度的砂体识别优势明显。利用不同分频数据体对涠洲组三段三角洲前缘砂体进行精细刻画,结果符合三角洲前缘扇体展布规律,识别效果较好。     

歧口凹陷滨海地区沙一段远岸湖底扇沉积特征及形成机制

歧口凹陷滨海地区沙一段时期主要发育重力流沉积,为厘清其沉积特征及有利砂体展布规律,通过岩心观察、粒度分析等方法对重力流沉积进行研究,认为研究区发育的重力流沉积主要为滑塌型远岸湖底扇,在港西凸起带上砾岩或砂砾岩指示了补给水道的存在,多条顺向发育的断裂所形成的多级断阶古沉积环境是导致远岸湖底扇多级发育的主要形成机制,其物源供给是远岸湖底扇发育的物质基础。基于此构建了歧口凹陷滨海地区沙河街组沙一段远岸湖底扇的沉积模式,明确了远岸湖底扇有利砂体的空间展布规律。该研究对进一步明确沙一段远岸湖底扇砂体有利储层微相类型和预测有利储层分布具有积极意义,为该区下步油气勘探提供了沉积学支撑。     

涠西南凹陷F油田流一段储层沉积微相及砂体连通性研究

涠西南凹陷F油田处于开发中后期,主要含油层段为古近系流沙港组流一段,现今产量下降快,稳产难度大,急需进行注采优化调整。通过对沉积相和砂体叠置关系研究,分析了储层连通性,厘清储层分布和连通关系。通过岩心相和测井相分析,在扇三角洲前缘亚相背景下,细分出4种微相,采用连井剖面微相对比、储层地震反演及连通性分析刻画了沉积微相平面展布特征,并划分出切叠型、叠加型、接触型和孤立型等4种砂体叠置类型,不同砂体叠置关系具有不同的连通特征。依据沉积微相展布特征、砂体叠置关系和地震储层反演综合研究形成储层连通性地质初判,结合生产动态、监测资料和软件模拟结果对连通初判进行验证与完善,并创新采用注采对应率对储层连通性进行定量表征,最终得到油田各油层储层连通性评价成果。储层沉积微相和砂体连通性研究成果有效地指导油田的生产调整优化,解决了老油田稳产增产的迫切需要。     

海拉尔盆地查干诺尔凹陷伊敏组孢粉组合及其地质意义

为了建立查干诺尔凹陷伊敏组钻井地层等时对比标准和恢复沉积时期的古气候,对海参8井伊敏组开展了孢粉地层学和孢粉古气候学的系统研究。使用盐酸—氢氟酸冷处理法获取了岩石中十分丰富的孢粉化石,自下而上划分为2个孢粉组合,Lygodioisporites-Cyathidites-Triporoletes组合分布于伊敏组1段,Leiotriletes-PilosisporiteAsteropollis组合分布于伊敏组2+3段,是研究区钻井地层等时对比的有效标志。孢粉组合对比表明,伊敏组的地质时代为Barremian至Aptian期。依据孢粉谱恢复古气候的演变规律为:伊敏组1段植被演替是针叶-灌木林→灌草丛→常绿阔叶林、灌草丛→针叶-灌木林,气候由湿润的热带向热带、北亚热带气候转变;伊敏组2+3段植被演替是灌草丛→针阔叶混交林、灌草丛→针叶林、灌草丛→针阔叶混交林,气候属于湿润的热带气候。     

利用声波时差计算烃源岩排烃效率适用性分析——以苏北盆地高邮凹陷阜四段为例

利用地球化学参数是计算烃源岩排烃效率的常用方法,但由于钻井取心成本高、样点分布局限,其结果难以反映烃源岩排烃的整体情况。通过对比高邮凹陷阜四段利用地球化学参数和测井声波两种方法计算的结果,证实烃源岩测井声波时差响应与排烃有着密切的关系,声波时差曲线形态能够较好反映烃源岩排烃特征,两种方法具有较好的一致性。利用测井声波时差计算烃源岩排烃效率具有一定的合理性和可行性。     

二连盆地吉尔嘎朗图凹陷低煤阶煤层气勘探

二连盆地群低煤阶煤层气资源丰富但勘探程度相对较低,煤层气富集和主控因素认识不足,制约了开发实践。以吉尔嘎朗图凹陷为重点,对二连盆地群的构造、沉积、水文、物性和含气量分布进行精细解剖,总结了煤层气富集成藏规律。二连盆地群具有断陷小湖盆和残留盆地的特点,分割性强。煤系主要发育中、下侏罗统阿拉坦合力群及下白垩统巴彦花群赛汉塔拉组两套含煤建造,以辫状河三角洲相为主,煤层层数多且与砂泥岩叠置发育,煤层倾角平缓。针对研究区"浅部低煤阶、平缓厚煤层、多层砂煤组"的特点,建立了符合吉尔嘎朗图"斜坡区正向构造带富集模式",提出在煤层气勘探中应注意优选埋深适中、相对高渗、高含气量的"甜点区",并需要规避断层,在向斜两翼、背斜和单斜地层中寻找高产区。优选部署的吉煤4井在埋深430~470 m煤层段获得大于2 000 m~3/d的产气量,证实中国低含气量、厚煤层的褐煤区煤层气可以获得高产工业气流,有助于推进低煤阶煤层气资源的勘探进程。     

东濮凹陷古近系致密砂岩气成因与充注差异

中国东部深层古近系致密砂岩气是今后油气勘探的重要接替领域。以东濮凹陷深层古近系致密砂岩气为例,根据天然气组分、碳同位素及储层沥青等分析了天然气成因,从储层致密化及油气充注期等方面,研究了深层洼陷带、斜坡带致密砂岩气充注差异,并划分了气藏成因类型。结果表明,东濮凹陷洼陷带以腐泥型干酪根裂解气为主,并混有原油裂解气,储层在东营组沉积期和明化镇组沉积中期均演化为致密储层,普遍存在东营组沉积中后期—东营组抬升初期、明化镇组沉积后期—第四纪2期油气充注;东濮凹陷斜坡带以原油裂解气为主,储层在明化镇组沉积中期演化为致密储层,以东营组沉积中后期—东营组抬升初期油气充注为主。根据天然气成因、储层致密化进程及其与油气充注期的关系,将东濮凹陷深层古近系致密砂岩气藏划分为2种成因类型:洼陷带2期致密混合型气藏,斜坡带晚期致密原油裂解型气藏。     

东营凹陷沙河街组四段上亚段细粒沉积岩岩相特征及与沉积环境的关系

细粒沉积岩的岩相特征影响泥页岩的生烃能力与储集性能,与沉积环境的相互关系分析亦可丰富细粒沉积的研究。然而目前针对陆相细粒沉积岩岩相的研究较为薄弱,基于岩相成因,与沉积环境相结合的岩相特征分析较少。基于大量岩心、薄片、X射线衍射及地球化学数据,以成分为第一要素,以东营凹陷沙河街组四段上亚段细粒沉积岩为例,划分出4大类、12种岩相类型,分析每一种岩相的宏观、微观、成分及成因特征。通过矿物成分、地球化学等多参数的分析发现,沙河街组四段上亚段沉积环境分为4个阶段。沉积环境通过控制岩相主要成分而控制了岩相的类别与发育;沉积环境的旋回性与阶段性变化导致岩相的旋回性与阶段性变化;沉积环境控制岩相发育,岩相亦能反应沉积环境的变化。在细粒沉积分析中,不能排除突发事件(海侵、浊流等)对岩相及沉积环境的影响。