琼东南盆地深水区BSR带裂隙系统空间分布特征

为解决甲烷渗漏系统末端裂隙系统空间分布规律问题，基于南海北部深水区高分辨率三维地震数据，采用可视化与相干体技术描述似海底反射层分布区裂隙空间结构与分布特征，阐述了裂隙产生的地质成因类型，讨论了裂隙与其他类型输导体系对甲烷气成藏的关系。似海底反射层界面上部空间裂隙远少于下部空间的地质结构体，使水合物成藏过程中甲烷气供大于散，对研究水合物成藏和检测甲烷气的渗漏有普遍指示作用。根据裂隙的发育规模，研究区大致可以识别出短裂隙、长裂隙、裂隙束、裂隙群(组) 4种类型，它们对流体的渗漏能力依次增强，这些裂隙在地层中往往以多类型共存的方式，或与其他地质构造共同构成渗漏系统。这些结果和认识对完善深水盆地甲烷气渗漏系统水合物成藏模式及成藏机理有广泛意义。     

莺歌海盆地东方13气田气水分布模式

气水分布复杂是莺歌海盆地东方13气田天然气勘探的难题。基于7口井岩性、测井解释的资料分析和2条连井剖面的对比,结合过井地震剖面解释、气田地质特征研究,揭示了东方13气田的气水空间分布规律和模式。研究表明:气藏主要分布在海底扇的水道发育部位,平面上呈低部位是水、高部位是气的边水气藏结构,从东方13-2构造至东方13-1构造的东部,气藏规模逐渐变小,且变得分散。地层水可分为统一边水、局部深切水道底水、致密砂岩引起的层内水等3种类型。局部深切水道底水和致密砂岩引起的层内水常见于东方13-2构造和东方13-1构造统一边水气藏的中部,这使得气藏的气水分布关系复杂化。基于气水关系和气藏规模推断,东方13气田是由东方13-2边水整装大型气藏、东方13-1边水中型气藏和东方13-1边部分散小型气藏构成,气水按该3种气藏模式有规律地分布。     

乌石东区成岩演化数值模拟与孔隙度预测

乌石东区已发现的商业性油田主要形成于复杂陆相沉积环境, 受构造、沉积和成岩作用综合影响, 储层非均质性强, 油藏渗流特征复杂, 直接影响着油田的开发方案制定。因此, 有必要开展储层物性主控因素分析, 从理论上和技术上实现甜点区预测。研究采用成岩数值模拟的方法, 基于成岩环境参数, 应用化学动力学模型, 通过对镜质组反射率、古地温、伊/蒙混层中蒙皂石层含量和石英自生加大的模拟, 加权平均得到成岩指数。根据成岩指数的变化对储层成岩阶段及孔隙度横向展布规律进行预测。模拟结果表明, 乌石东区成岩阶段主要为中成岩A1-A2期, 凹陷中心成岩作用较强, 向北逐渐减弱。综合沉积、成岩等认识, 建立孔隙度预测模型, 对孔隙度进行平面预测, 预测结果表明: 顺物源方向, 随埋深增大, 储层物性变差, 同成岩作用变化趋势一致。      

裂隙识别技术及其在油气和水合物勘探中的应用

裂隙是油气藏和天然气水合物成藏成矿的有利疏导体系, 但是受地震分辨率的影响, 微裂隙不易用常规手段识别。为研发一套实用的裂隙识别技术, 文章分析了裂隙的地震波运动学和动力学特征, 结合相关技术功能原理, 融合三维可视化技术、相干技术等方法, 在莺歌海盆地的底辟构造中成功刻画出裂隙通道, 并据此技术发现大气田。经实践及分析, 该技术亦可应用于琼东南盆地天然气水合物的疏导体系研究, 是一套行之有效的裂隙识别技术。     

基于三角洲复合砂体构型的流动单元划分及剩余油分布模式

以涠西南凹陷W油田为例,为加深对储层非均质性的认识,开展了基于复合砂体构型的流动单元研究,总结了剩余油分布模式。基于油田稀井网资料,通过井震结合、动静结合,并参考类似储层地质知识库特点,开展了复合砂体构型解剖;利用筛选的孔隙度、渗透率和流动带指数（FZI）把研究区储层分为四类流动单元,并在复合砂体内部刻画了流动单元的分布,总结了其分布规律。研究认为:研究区三角洲前缘复合砂体内部结构复杂,复合砂体构型、流动单元、断层等地质因素对油田水淹特征及剩余油分布影响较大,并深入分析了调整井水淹层的水淹特征,总结出了受流动单元主控的“差异驱替控油模式”、受流动单元与隔夹层共控的“复合遮挡控油模式”和受流动单元与断层共控的“断储联合控油模式”3种主要剩余油分布模式。研究成果为油田挖潜提供了重要参考。