塔里木盆地晚泥盆世-早石炭世东河砂岩沉积相

东河砂岩是塔里木盆地主要的勘探目的层和产油层之一。经过多年艰苦勘探和多学科综合研究,现已认识到东河砂岩为晚泥盆世晚期至早石炭世早期海平面上升背景下沉积的一套海侵底砂（砾）岩,在盆地范围内是一个明显的穿时沉积体。东河砂岩以滨浅海相陆源碎屑沉积占优势,局部发育海陆过渡相陆源碎屑沉积。根据盆地内100多口井资料的岩石学特征、沉积特征以及其它指相标志的综合分析,在东河砂岩中识别出滨岸、河口湾、辫状河三角洲以及冲积扇等不同的沉积相类型,其中高能碎屑滨岸相最重要,分布最广。东河砂岩沉积早期和中期,盆地主要为高能碎屑滨岸相和碎屑陆棚相沉积,末期海侵达到最大,盆地内为碳酸盐台地沉积,而轮南及盆地北部一带受物源区的影响,出现混积滨岸和碎屑滨岸沉积。东河砂岩明显具有填平补齐的沉积特征,其砂体厚度在缓坡处减薄、陡坡处增厚、遇孤岛减薄或尖灭,这些沉积特征为形成东河砂岩非构造圈闭奠定了良好的地质基础。满加尔、轮南、塔中、玛扎塔格以及草湖地区都有可能找到该类油气藏（田）,展示了东河砂岩非构造圈闭的良好勘探前景。     

塔里木盆地东河砂岩沉积和储层特征及综合分析

东河砂岩是一套海侵初期的沉积产物，东河砂岩不是一个等时沉积体，相当于晚泥盆世晚期至早石炭世早期沉积，具体沉积时间各地有差异。由于东河砂岩是覆盖广泛的海侵初期沉积，因此具有海侵初期填平补齐的特征，其沉积相决定于海侵的速度、沉积物的供给和海侵前的古地貌。塔北地区受塔北古隆起的阻挡，海水在古隆起周围滞留时间较长，又有较粗粒的物源供给，其沉积产物主要是滨岸海滩沉积；塔中地区由于地形复杂，沉积类型也比较复杂，底部砾岩段有河流相沉积，而块状砂岩段和砂砾岩段有河口湾和滨岸海滩沉积，不同段在成分、分选性和粒级上有较大的差异；而其它低平地区主要是海侵期快速的滨岸和陆架沉积。受沉积因素影响，东河砂岩有效储层的分布具有地域性；除沉积因素外，低的地温梯度和短期的深埋藏是优质储层发育的重要控制因素。     

塔里木盆地东河砂岩沉积和储层特征及综合分析

东河砂岩是一套覆盖广泛的海侵初期的沉积产物,但不是一个等时沉积体,相当于晚泥盆世晚期至早石炭世早期沉积,具体沉积时间各地有差异。东河砂岩具有海侵初期填平补齐的特征,其沉积相决定于海侵的速度、沉积物的供给和海侵前的古地貌。塔北地区受塔北古隆起的阻挡,海水在古隆起周围滞留时间较长,又有较粗粒的物源供给,其沉积产物主要是滨岸海滩沉积;塔中地区由于地形复杂,沉积类型也比较复杂,底部砾岩段为河流相沉积,而块状砂岩段和砂砾岩段为河口湾和滨岸海滩沉积,不同段在成分、分选性和粒级上有较大的差异;塔里木盆地其他低平地区主要是海侵期快速的滨岸和陆架沉积。受沉积因素影响,东河砂岩有效储层的分布具有地域性,除沉积因素外,低的地温梯度和短期的深埋藏也是优质储层发育的重要控制因素。     

塔里木盆地满西地区石炭系东河砂岩沉积层序分析与储集层评价*

塔里木盆地满西地区石炭系东河砂岩主要发育于滨岸沉积体系和强制海退体系域,沉积砂体表现为逐级下降的楔状体。东河砂岩沉积期间,其滨岸环境以高能砂质滨岸和高能砾质滨岸居多,泥质滨岸极少见。东河砂岩有利储集层的主控因素是岸线迁移与相带展布。油气运移条件和优质储集层的分布决定了有利勘探区带。油气储集体分布预测应该依据强制海退体系域楔状体随岸线迁移的分布规律展开。在沉积层序分析和储集体评价的基础上,结合油气勘探现状和构造圈闭分析,初步确定塔里木盆地满西地区有3个石油勘探有利区带。经钻探实践证实,依据这一思路可以获得油气大发现。     

海侵背景下风暴控制的滨岸-陆棚砂体研究——以塔中志留系下沥青砂岩段为例

塔中志留系下沥青砂岩段发育海侵背景下受风暴控制的滨岸-陆棚沉积体系,沉积砂体的类型有滨岸砂、浅海砂坝和陆棚砂。风暴作用改造并控制着陆棚砂、浅海砂坝等砂体,使其发育规模增大。海侵时期形成的上述三种砂体的储集性优于海退时期形成的潮道砂体。滨岸砂、浅海砂坝和陆棚砂体区域上尖灭与陆棚泥岩组合,可形成较好的岩性地层圈闭。     

塔里木中部地区东河砂岩段沉积特征和沉积环境演变

塔里木盆地东河砂岩段是中国首例获高产工业性油气流的海相滨岸沉积,它是石炭纪初期海侵阶段的沉积产物,包括底部砾岩、中部块状砂岩和上部含砾砂岩沉积。东河砂岩段主体岩性为中细石英质砾岩和岩屑质细砂岩,具有中等偏高的成份和结构成熟度、酸性岩浆岩的重矿物组合、海相沉积物的微量元素特征,发育不同类型的交错层理、平行层理、冲洗层理以及生物扰动构造,垂向上构成河口湾(河流)和滨岸沉积序列。底部砾岩形成于受古地形控制的砾质河流沉积环境;中部块状砂岩和上部含砾砂岩形成于河口湾和前滨、临滨沉积环境。平面上,塔中10井和塔中14井以西地区以前滨和临滨沉积为特征,以东地区以河口湾沉积为特征,整体表现出自西向东的海侵特征。     

塔里木盆地塔北与塔中地区东河砂岩段沉积特征对比

塔里木盆地东河砂岩是中国首例海相深层含油气沉积储层.笔者通过对塔里木盆地地质和地球物理资料综合研究发现,塔中和塔北东河砂岩均具有较高的成分和结构成熟度、典型的海相粒度参数和微量元素组合、明显的滨浅海沉积构造等特征,但在沉积特征细节和沉积环境等方面还存在着差异.塔北地区东河砂岩段沉积于滨岸及障壁岛-泻湖环境,塔中地区东河砂岩段沉积于河口湾-滨岸环境.进而阐明了塔中和塔北东河砂岩段沉积特征的垂向序列和沉积相平面分布特征.     

塔里木盆地塔中地区志留系柯坪塔格组下沥青砂岩段沉积相分析

塔中地区志留系柯坪塔格组下沥青砂岩段是塔里木盆地古生界碎屑岩层系油气主要富集层段之一。以钻井岩心观察描述为基础,结合测井、地震和分析测试资料进行综合分析,提出了塔中地区志留系下沥青砂岩段发育海侵背景下的滨岸-潮坪-辫状河三角洲沉积体系的观点。其中滨岸相沉积中主要发育上临滨和下临滨沉积微相,岩性以细砂岩、粉砂岩、含砾不等粒砂岩为主;潮坪沉积相中障壁砂坝、潮砂滩、潮汐水道、砂坪沉积微相发育,潮道沉积的岩性以砂岩、粗砂岩和含砾砂岩为主,发育楔形、板状和羽状交错层理,底部见侵蚀冲刷面和较多黄铁矿团块;辫状河三角洲中发育辫状河水下分流河道、分流间湾、前缘席状砂等沉积微相。海侵时期,下沥青砂岩段存在4期超覆砂体,从盆地中部向南部的塔中低隆逐期超覆,沉积微相在平面上也由此存在着复合超覆规律的演变,整体表现为滨岸相至潮坪相、辫状河三角洲沉积相沉积的演变。4期超覆沉积微相的平面分布在控制因素、展布范围和海侵方向上具有一定的继承性、相似性和规律性。     

阿克库勒地区东河砂岩储集层特征及与邻区对比

阿克库勒地区东河砂岩以石英砂岩为主,成熟度较好,但物性较差,平均孔隙度小于10%,平均渗透率为5.41×10-3μm2.该区东河砂岩具极强的非均质性,这种非均质性与沉积相类型和成岩作用有关.滨岸相沉积的东河砂岩一般具较好物性,而潮坪相沉积的东河砂岩储集层物性较差.对东河砂岩物性影响较大的成岩作用包括胶结作用和大气降水淋滤作用.其中,碳酸盐岩胶结是主要胶结类型,对储集层物性的破坏作用最大,石英次生加大和粘土矿物胶结降低了储集层物性,也降低了孔隙的连通性,大气降水的淋滤作用使东河砂岩段顶部砂体储集物性变好.由于哈得逊地区和塔中地区东河砂岩沉积相类型和构造位置不同于研究区,其储集层物性较研究区好.     

塔中志留系下沥青砂岩段风暴沉积的砂体研究

塔中志留系下沥青砂岩段沉积砂体的类型有滨岸砂、浅海砂坝和陆棚砂3种类型，正常条件下沉积的滨岸砂体具低角度交错层理和少量波痕，呈现出由泥岩-粉砂岩-细砂岩-中细砂岩的反韵律变化特征。风暴作用下，滨岸砂体沉积呈正韵律，多由泥砾向上变化为粉、细砂，生物建造较少，具多方向的低角度板状交错层理、丘状层理。正常条件下沉积的陆棚砂体、浅海砂坝砂体岩性较均一，见交错层理，粒级变化不甚明显，多为粉、细砂岩，以反韵律为主。风暴作用下，砂体底部多具撕裂状泥砾，向上呈正韵律粒序演化，并具侵蚀面、槽状交错层理与丘状层理等特征。风暴作用下的滨岸沉积单砂体相对较厚，一般厚6～13m，宽约数十米，浅海砂坝和陆棚砂的单层砂体相对较薄，厚约3～8m，砂体规模较正常条件下沉积的砂体规模增大。此3类砂体在空间展布上极具规律性，垂向上砂体类型由下而上为滨岸砂-浅海砂坝-陆棚砂的交替演化序列；平面上由海洋向陆地方向砂体类型依次为陆棚砂体-浅海砂坝-滨岸砂体。     

中国海相油气田勘探实例之十 塔里木盆地哈得逊海相砂岩油田的勘探与发现

哈得逊油田位于满加尔凹陷哈得逊构造带的一个鼻状隆起上,是塔里木盆地发现的首个亿吨级海相砂岩油田。它发现于1998年2月,于2000年8月投入生产,2004年底累计探明石油地质储量8202×104t,2005年实现控制石油地质储量2820×104t,2006年原油年产量达到202×104t。油田由石炭系海相东河砂岩段油藏与中泥岩段2个薄砂层油藏组成,埋深超过5100m。主力油藏东河砂岩油藏是一个具有统一温度压力系统和倾斜油水界面的地层-构造复合型油藏,勘探开发难度大。论述了油田的发现、勘探开发历程及油藏的基本地质特征,总结了对超深层、低丰度大油田采用勘探开发一体化模式,边滚动勘探开发边科研攻关,使油田储量和产能规模不断上升的实践和认识。     

塔里木盆地满西地区海相油气成藏规律

满西地区是塔里木盆地海相油气藏的主要富集区之一,侧向运移是该区油气成藏的一个重要特征。该区油气藏的形成和分布主要受控干古隆起背景、东河砂岩优质输导层的展布以及中一新生代(尤其是晚喜马拉雅期)构造变动等三大因素。古隆起背景的存在是该区油气藏形成和富集的关键。研究表明,哈得逊古隆起及其斜坡上倾部位是满西地区油气聚集成藏的最有利地区,石炭系东河砂岩是油气富集的主要层位,东河砂岩地层圈闭和地层一构造复合型圈闭是油气藏形成的主要类型。认为满西地区大中型油气田的勘探应以哈得逊古隆起及其西斜坡为重点。     

High-Frequency Sequence Stratigraphy and Fine-Scale Reservoir Characterization of the Devonian Sandstone, Donghe Formation, North Uplift of the Tarim Basin

The Devonian Donghe Sandstone complex in North Uplift of the Tarim Basin comprises of a series of diachronous sandy intervals deposited from the Late Devonian to Early Mississippian. They are constrained by a Late Devonian to Early Pennsylvanian 2nd-order supersequence and can be subdivided into five 3rd-order sequences, namely, S1, S2, S3, S4, and S5, from the oldest to youngest. Cores from four wells, 40 wireline logs, 410 thin sections, and porosity and permeability data from 639 spots from four wells were used to study the sediment provenance, build up the sequence-stratigraphic model of S5, and characterize the reservoirs at a feet scale. Detrital modes of sandstone from point counting indicate that Donghe Sandstone is directly sourced from recycled orogeny. The low content of feldspar and volcanic rock fragments suggests that Donghe Sandstone is recycled from sediment with a cratonic ultimate source. 1D and 2D chronostratigraphic correlation shows that at least 12 4th-order high-frequency sequences (HFSs), from the oldest HFS1 to the youngest HFS12, can be recognized in S5. Each HFS is characterized by a general trend of shallowing-upward facies assemblage. Sequence boundaries were defined at where regionally correlatable deep-water facies overlaying shallow-water facies. There is a general shallowing-upward trend in the S5 3rd-order sequence, characterized by a systematically increasing proportion of shallow-water facies (foreshore and upper shoreface), and a decreasing proportion of deep facies (offshore transition and lower shoreface). The shallowing-upward trend within both 3rd- and 4th-order sequences is resulted from a combined effect of eustatic sea-level change, tectonic activity, and sediment supply. The sequence-stratigraphic model of Donghe Sandstone S5 is similar to the rift-basin sequence-stratigraphic model. Sweet spots were defined as porosity >15% and permeability >100md intervals, and their distribution and lateral continuity were investigated. HFS is one of the primary controls on the distribution of sweet spots distribution and can be used to guide hydrocarbon exploration.     

塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩油藏原油伴生气二氧化碳的碳同位素组成特征及成因初探

哈得逊油田东河砂岩油藏由哈得1号和哈得4号两个圈闭组成。16口油井原油伴生气中CO2的含量在0.46%～4.97%,δ13CCO2值分布在-12.3‰～-7.0‰,这两组数值在油田不同地区呈有规律的分布,由北往南,均逐渐增加,至哈得4号圈闭内δ13CCO2达到峰值。依据现有的CO2成因鉴别标准,它们既有有机成因,也有无机成因。与其伴生的氦气的3He/4He值为n×10-8,具有典型的壳源沉积特征。综合分析认为,东河砂岩油藏中的CO2主要来源于无机成因的海相碳酸盐岩和东河砂岩储层中钙质胶结物的热分解。δ13CCO2值和CO2含量分布的不均匀性可能与油藏正在充注调整有关。     

非稳态成藏理论探索与实践

将油气从生成到散失全过程作为时间域内一个连续而统一的系统,并将其分为前油藏、油藏及后油藏等三个阶段,定义了非稳态油气藏的概念,建立了非稳态油气成藏理论框架。非稳态油气藏是指油气处于充注或调整过程之中、尚未形成统一的油气水界面、油气水处于动态平衡状态下的油气富集单元,主要特征表现为在相互连通的储集体内出现多个或大幅度倾斜的油气水界面,或者出现油气水关系侧向倒置等特殊现象。对塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩油藏进行了物理模拟实验,探讨了后油藏阶段油气的富集类型,拓宽了油气勘探开发对象。将非稳态油气成藏理论应用于哈得逊地区和塔中4油田的滚动勘探开发实践,后油藏的概念得到了勘探的证实,取得了良好的勘探效果。非稳态油气成藏理论为塔里木盆地油藏滚动勘探开发奠定了新的理论基础。     

论塔里木盆地“东河砂岩”的地质时代

系统总结了关于近年来塔里木盆地重要储油层——“东河砂岩”年代研究所取得的主要进展 ,包括 1)“东河砂岩”中发现晚泥盆世孢子和胴甲鱼化石 ;　 2 )含砾砂岩段发现晚泥盆世盾皮鱼化石 ;　 3)下泥岩段下部发现晚泥盆世孢子 ;　 4 )下泥岩段上部和生屑灰岩段分别发现石炭纪初期第一、二孢子组合带 ;　 5 )生屑灰岩段发现石炭纪初期的牙形刺 ;　 6 )化学 -生物地层学研究结果指示 ,泥盆系 -石炭系界线应在“东河砂岩”顶面之上。据此 ,“东河砂岩”的时代应为泥盆纪。     

哈得逊东河砂岩油藏外围水平井合理配产影响因素分析

哈得逊东河砂岩油藏外围水平井目前舍水上升较快,产油量出现明显递减.研究以有效抑制外围底水锥进和产量递减、提高原油采收率为目的,通过对比该油藏水平井生产情况与油层中夹层的发育程度及位置、水平井井轨迹和油水粘度比的关系,深入分析了影响该油藏外围水平井合理配产的因素,并利用了油藏数值模拟方法加以论证.研究认为,夹层发育较多、垂向渗透能力相对较低且夹层位于油水界面之上时,水平井配产可较高;水平井位于油层顶部,避水高度较高时,水平井配产可较高;油水粘度比较低时,水平井配产可较高.