新北油田北部馆陶组上段沉积演化

新北油田北部凹陷众多,成藏条件比较复杂,尤其是馆陶组上段。通过对岩心录井、测井曲线特征等分析,结合前人研究,对新北油田北部馆陶组上段沉积地层进行了重新划分,将前3个砂层组划分为12个小层,研究其地层发育特征。并以单井沉积相分析为基础,对新北油田北部馆陶组上段沉积相进行重新分析,认为该段为三角洲平原亚相,物源来自北东方向,主要发育分流河道、分流间湾、天然堤、决口扇等微相。在馆陶组上段沉积时期,沉积环境整体较稳定,沉积相展布变化不大,仅第二砂层组沉积时期,水体相对较动荡,砂体量、分流河道走向多变。     

十屋油田油藏主控因素分析

十屋油田油藏类型复杂,油藏主控因素尚不明确。本文通过对沉积相带、构造调整、烃源岩、油气分布特征等方面分析,进一步明确了十屋油田油藏的主控因素: 沉积相带控制了区域油藏的展布; 晚期构造运动重新调整了油气藏; 岩性控制了油藏的边界; 背斜与单斜构造使得油气富集; 湖扇叠置使得油气近源成藏。     

地震相干分析技术在埕岛油田断裂解释和砂体预测中的应用

三维地震相干数据分析技术是近年发展起来的一项新技术,在解释断层和识别沉积相（砂体预测）等地质特征研究方面有独特效果.为了解决埕岛油田埕北302潜山复杂断层解释和埕北凹陷沉积相分析两项问题,采用了相干分析技术对三维地震资料进行了处理,解释出了埕北302潜山区块众多次级断层和裂缝,识别出了埕北凹陷馆陶组上段沉积相、沉积亚相并预测了有利砂体,得到了满意的研究结果.本文在简要介绍三维地震相干数据体分析技术原理基础上,重点分析了该技术在埕岛油田断裂系统解释和沉积相（砂体）预测中的具体应用并展示了成果,证实了地震相干分析的技术优势以及在油田应用的广泛前景.     

涠西南凹陷涠洲10-3油田及围区流三段沉积相研究

为了促进涠西南凹陷涠洲10-3油田及围区流三段油藏的滚动勘探开发,开展了油区沉积相精细研究。利用岩芯、录井、测井和地震等资料,在识别不同级别层序界面和湖泛面的基础上,将涠洲10-3油田及围区流三段划分为2个长期基准面旋回和8个中期基准面旋回,建立了高分辨率层序地层对比格架。在岩芯描述基础上,进行单井沉积相、连井沉积相、平面沉积相分析,认为研究区流三段发育冲积扇、扇三角洲和湖泊3种沉积相,并系统划分了沉积微相类型。探讨了碎屑流沉积的相带归属,将发育在河道中的碎屑流沉积划分为河道型碎屑流沉积,将单独产出的碎屑流沉积根据沉积环境不同划分为水上非河道化碎屑流沉积和水下非河道化碎屑流沉积。最后对各中期基准面旋回的沉积相展布特征和演化规律进行了探讨,并建立了符合研究区的沉积相模式。     

松辽盆地北部姚家组水进三角洲沉积和嫩一段浊流沉积

前言松辽盆地自从1975年进入隐蔽油气藏勘探阶段以来,对沉积相提出了新的任务,即细分层段研究沉积相和砂体分布模式,这是寻找隐蔽油藏的关键问题。近年来,大庆油田沉积相研究工作主要是根据外围456口探井的岩心资料和分析化验资料,同时充分运用油田近万口密井网的解剖资料,以及参考地震地层学初步成果。     

两种沉积相建模方法的对比分析

在油田开发方案设计阶段,基础地质资料尤其是钻井资料相对较少,因此对储层分布的认识具有较大的不确定性。沉积相建模为储层分布不确定性的定量表征提供了技术手段,但每种沉积相建模方法具有各自的适应性。以渤海P油田为例,分别应用布尔模拟和示性点过程模拟方法,以河道带和河道内砂体为描述对象建立了2种沉积相模型,定量表征2种储层分布模式,分析2种模拟结果的储层分布规律,指出以河道内砂体为描述对象的建模方法提供了该油田储层分布的最可能模式,而以河道带为描述对象的建模方法提供了储层分布的另一种可能模式,为油藏数值模拟方案设计和敏感性分析提供了地质依据。     

神经网络方法识别测井曲线形态

随着油田勘探开发程度的不断提高,要找到有利的油气聚集带以及在开发阶段提高油田采收率,都必须进行储层沉积相分析。这里介绍一种利用自组织神经网络识别曲线形态的方法。采用将测井曲线网格化,再利用自组织神经网络识别曲线形态,进而去判别沉积相。此方法可以对测并曲线形态进行识别,且消除了测井曲线中的不确定因素,运用该方法对实际测井曲线形态的识别基本正确。     

新北油田沉积特征及对油气成藏的影响

新北油田位于渤海湾盆地垦东潜山披覆构造带北部,勘探开发还处于起步阶段。为了解新北油田储层特征、认识油田成藏规律,基于垦东地区勘探的实践,对新北油田的地层特征、沉积特征及油藏特征进行了研究。新北油田沉积体系自下而上为：古近系湖泊相、新近系河流相（辫状河、曲流河和网状河沉积相）;辫状河沉积包括心滩（河道砂坝）和河床滞留两种沉积亚相,曲流河沉积包括河道、堤岸、泛滥平原3种沉积亚相,网状河沉积包括泛滥平原和河道两种沉积亚相;曲流河沉积相是新北油田最主要的储集层,边滩、心滩沉积亚相储油物性最好。以上研究结果表明新北油田沉积特征对油气成藏有较强控制作用,油藏类型以岩性油气藏为主。     

鄂尔多斯盆地马岭油田侏罗系延安组储层特征研究

侏罗系延安组是鄂尔多斯盆地马岭油田的主力油层之一。通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜观察等,研究马岭油田侏罗系延安组储层特征及其控制因素。结果表明,马岭油田延安组储层纵向上自延10期至延4+5期,其沉积相由辨状河相演化为网状河三角洲相。受沉积相影响,延10至延4+5油层组碎屑岩石英含量逐渐减少、长石含量增加,碎屑岩粒度变细,储层厚度变薄。马岭油田各探区储层物性受物源影响,近物源区如北区、南区、镇原区的储层物性较好。上里塬区位于河流下游区,碎屑岩粒度细,储层物性较差。研究区储层的成岩作用程度较低,压实作用和胶结作用使储层物性变差,溶蚀作用则改善了储层物性。     

地震相干技术在断层与沉积相解释中的应用

地震相干技术主要应用在断层和沉积相的解释中,确定有利储层沉积相带,正确指导油田的勘探与开发工作。本文着重论述了地震相干技术在断层与沉积相解释中的应用,研究发现当存在断层、地层岩性突变和特殊地质体时,相干图将展现出不同的相干特征,准确识别出现的地质现象。     

地震波形指示反演在珠江口盆地A油田薄层预测中的应用

珠江口盆地A油田主要发育三角洲前缘沉积,砂泥岩互层严重,且储层薄、横向连续性差,分布规律难以掌握,随着开发进程的加快,其对储层预测的要求越来越精细,而常规反演方法很难满足高精度储层预测的要求。针对这一难题,结合该油田沉积相分布稳定的特征,这里在地震波形相控反演思想的基础上,将地震波形指示反演方法应用到A油田的薄层预测中,研究表明:①该方法的预测结果既在空间上体现了地震相约束,平面上也更符合该油田的地质沉积规律;②三维地震波形特征直接反映沉积相信息,减小了常规人工划分沉积相约束的工作量和主观认识的不确定性;③地震波形指示反演突破常规基于空间域插值算法的限制,对井位分布的均匀性没有严格要求,大大提高了储层反演的适用领域。该方法首次应用于珠江口盆地,并且在A油田的薄储层及薄隔夹层反演预测中,为该油田的开采提供了可靠的资料基础,取得了很好的应用效果,实现了井震协同的高分辨率储层预测,落实了薄层的空间展布。     

商河油田沙河街组二段下亚段沉积微相展布及构造成因分析

针对商河油田沙二下亚段储层砂体厚度小且与泥岩薄互层的特点,通过对商河油田沙二下亚段沉积相横向展布及垂向分布规律的研究,结合同沉积断层的发育情况,系统分析沙二下亚段沉积体系发育的构造动力机制。由自北向南呈阶梯状分布的多级构造调节带和多级坡折带联合控制了商河砂体的沉积相带展布和古水系的方向,且控制着沉积微相的展布。     

涠洲12-A油田流二段Ⅱ油组沉积特征及演化

北部湾盆地涠西南凹陷涠洲12-A油田流沙港组二段Ⅱ油组构造复杂,沉积差异大,横向变化快,对物源和沉积相的认识存在争议.通过测井、岩壁芯和地震等资料的分析研究,明确了涠洲12-A油田流沙港组二段Ⅱ油组物源来自于西南方向的涠洲12-8构造脊;划分了2长期基准面旋回、3个中期基准面旋回,建立了相应的等时层序格架;通过分析不同油组的沉积特征差异,识别出了两种沉积相,其中底部为扇三角洲沉积,顶部为正常三角洲沉积;并从基准面旋回的角度探讨了其沉积模式和演化规律.     

油藏描述中的沉积相研究

沉积相和沉积微相研究是油藏描述技术中的基础工作。在油田勘探开发不同阶段，对不同类型的油藏所进行的沉积相研究的内容和方法不同。勘探阶段以沉积学和地震地层学理论为指导，开展沉积盆地地震相、沉积相和构造岩相带分析；滚动勘探阶段综合应用地质、地震、测井和钻井资料，进行沉积亚相、砂体做相与油乞富集关系研究，开发阶段以地质、测井、钻井和油田生产动静态资料为依据，研究油藏内不同开发小层的砂体大小、形态和分布。     

吴起油田吴仓堡东区延安组延9与延10沉积相研究

鄂尔多斯盆地油气资源丰富,吴起油田吴仓堡东区位于鄂尔多斯盆地最为宽广的伊陕斜坡中段,是盆地石油勘探开发的主要地区之一。在对研究区的野外剖面、露头进行观察的基础上,从测井资料的详细分析入手,综合利用吴起油田吴仓堡东区岩心观察、描述以及区域地质资料,运用沉积学、地层学、储层沉积学、石油地质学等方法和理论对该地区进行了沉积相的判识与标定,确定研究区延9、延10期主要为河流相沉积。分析沉积体系类型及特征、恢复沉积相带及砂体展布规律,以此为基础致在对储层物性进行研究以及总结吴起油田吴仓堡东区的油气富集规律。     

南泥湾油田储层特征及有利储层分析

以陕甘宁盆地东部,陕北单斜带的南泥湾油田为研究对象,在对烃源岩、三角洲沉积相、储层结构、空间类型、孔隙特征研究的基础上,探讨了有利储集相带的分布规律。     

镇泾油田长8与长6油层组产能影响因素分析

通过岩芯观察描述、铸体薄片鉴定、毛细管压力分析以及扫描电镜等分析测试手段,结合测井解释成果,分析了镇泾油田长6与长8油层组油井产能的差异及其影响因素。结果表明：沉积相带、储层微观特征、裂缝发育程度、封盖条件以及储层伤害等是决定镇泾油田油井产量的关键因素。因此,在镇泾油田长8和长6油层组开发过程中,应根据不同沉积相带及其储层特征的差异,从改进油井施工工艺等方面入手,调整开发方案,改善储层的渗流能力,从而提高油井的产能。     

鄂尔多斯盆地下寺湾油田长6段储层沉积相及勘探方向

通过对下寺湾油田长6段已知油藏沉积相、沉积微相的研究分析,认识到低孔、低渗油田有利储层分布主要受沉积相带的控制,本地区三角洲前缘亚相的分流河道和河口坝微相是主要的储集层,同时油气富集也受局部微幅度构造的影响。本区生、储、盖组合关系良好,具备形成大规模油藏的条件,在勘探方向上以已知油藏为中心,向东、西两侧进行勘探,将会有更大发现。     

靖边油田L区块长6油层组沉积特征

靖边油田L区块长6油层组沉积微相展布及其演化规律的认识不清,长期制约着研究区的油藏开发.综合靖边油田L区块密井网资料、岩心资料以及粒度分析资料等,对研究区沉积相标志、沉积相类型、微相展布及微相演化规律进行综合研究,并建立了研究区的沉积模式.结果表明,研究区长6油层组主要为三角洲平原沉积,沉积微相类型主要有分流河道微相、天然堤微相、河漫滩微相和沼泽微相.     

国外海相油气田勘探实例(之一)挪威埃科菲斯克油田

介绍了挪威埃科菲斯克油田的基本概况及油田勘探历史,描述了该盆地的演化、油气系统、区域地层及沉积相。该油田的构造类型为盐丘构造,主要的储集层为麦斯特里希特统(K2)—下古新统(丹麦阶)托尔组和埃科菲斯克组。埃科菲斯克组以构造裂隙为主,托尔组主要发育与缝合线有关的裂隙。白垩地层主要为生物成因,其成分为分解的贝壳或浮游的Cocccophorid藻颗石、浮游类和海底有孔虫类。