神狐海域水合物钻探区第四纪米氏旋回高频层序地层划分

基于高分辨率2D地震资料,建立了珠江口盆地白云凹陷第四纪层序地层格架,将第四纪沉积充填序列划分为3个体系域,即低位体系域(LST)、海侵体系域(TST)、高位体系域(HST)。根据陆坡进积特征和地层叠加样式、垂向上侵蚀特征变化(其上见下切水道)、中频强振幅同相轴的空间可追踪性等地震反射特征,将高位体系域(HST)进一步划分为两个沉积旋回单元HST-I、HST-II。在等时地层格架的约束下,以神狐海域水合物钻探区well-I钻井作为研究对象,选择自然伽马曲线(GR)通过频谱分析进行米兰科维奇旋回特征的研究,识别出偏心率周期(95ka)、斜率周期(40ka)和岁差周期(22、19ka)。研究区第四纪沉积充填序列主要受偏心率周期(95ka)的控制,偏心率(95ka)对应于旋回厚度11.494m,以此周期和对应的旋回厚度计算出钻探区第四纪沉积速率为12.1cm/ka。通过构建滤波器对测井曲线进行滤波处理,发现95ka的偏心率控制的优势旋回个数在20个左右。对斜率周期(40ka)识别出的高频旋回采用Fischer图解法求取其可容纳空间变化曲线,检验了高精度层序地层划分的正确性。     

基于米氏旋回理论的高频层序识别与划分——以东海陆架盆地平湖斜坡带宝云亭地区平三段为例

地球轨道周期性的变化控制着气候周期性变化,进而对层序叠加样式也会产生重要的影响。东海陆架盆地平湖组沉积时期经历了冷热交替的气候变化,这种气候变化的频繁波动必然会在相应的沉积物中有所记录。利用La(2004)计算方案计算北纬30°、30～40.4Ma期间地球轨道参数变化周期,确定该沉积时期理论米氏旋回周期比值;平湖斜坡带平湖组三段属于海相沉积,构造活动较弱,沉积稳定,物性相近,区域上分布广泛,因此以平湖组三段作为目的层,对该段伽马测井数据进行频谱检测以及一维连续小波变换,分析结果显示不同钻井中平三段沉积地层主要受405ka的长偏心率,131、99ka的短偏心率以及52ka的斜率周期所控制;选择控制平三段地层发育的主要米兰科维奇周期曲线,建立高分辨率天文年代标尺,进而对平三段地层进行高频层序划分,为平湖斜坡带高频层序单元对比框架的建立提供了一种新的有效方法。     

南沙群岛海域沉积物古地磁参数对米兰科维奇周期的响应

对南沙群岛海域８７－１１柱样天然剩余磁化强度（ＮＲＭ）及９０－１０３柱样ＮＲＭ、磁化率（ｘ）、剩磁倾角（Ⅰ）等的功率谱分析表明：晚更新世以来该区沉积物的古地磁参数较好地反映了古气候、古环境的变化，响应着古气候变化的米兰科维奇天文学周期；在周期成分中，以地球轨道偏心率周期（ｅ）及岁差周期（ｐ）为主，地轴倾斜度周期（ε）无明显表现，同时获得了与特殊地球位置相关联的岁差半周期成分。研究还表明，古地磁参数存在着明显的对古气候变化的非线性响应，明显不同于开阔大洋；同时，不同的沉积单元，沉积物古地磁参数对古气候变化响应的灵敏度各不相同。     

深海碳酸盐岩心天然热释光变化特征

东北印度洋赤道90°E海岭和孟加拉扇MD81349,MD77181岩心记录了30万a来气候变化的历史.分析发现浮游有孔虫壳体(方解石晶体)的天然热释光变化与δ18O反映的冰川旋回存在着良好的一致性:天然热释光强度的增大与间冰期对应,降低与冰期对应.对MD81349岩心天然热释光时间序列的频谱分析结果显示热释光的显著周期为99,46,23,20和11ka,其中99,46,23,20ka分别与天文学周期中的地球轨道偏心率周期100ka,地轴倾斜度(黄赤交角)周期54,41ka,太阳辐射年度差异的岁差周期23,19ka接近,这表明地球冷暖交替与太阳辐射强度周期性变化密切相关,在不同海水温度条件下结晶形成的方解石晶体的热释光强度差异显著,因而有孔虫壳体积存的热释光能够反映地球气候的变化.     

南沙群岛海域沉积物古地磁参数对米兰科维奇周期的响应

对南沙群岛海域８７－１１柱样天然剩余磁化强度（ＮＲＭ）及９０－１０３柱样ＮＲＭ、磁化氧（Ｘ）、剩磁倾然（Ｉ）等的功率谱分析表明：晚更新世以来该区沉积物的古地磁参数较好地反映了古气候、古环境的变化，响应着古气候变化的米兰科维奇天文学周期；在周期成分中，以地球轨道偏心率周期及岁差周期为主，地轴倾斜周期无明显表现，同时获得了与特殊地球位置相关联的岁差半周期成分。研究还表明，古地磁参数存在着明显的对古气候     

基于时频分析的高分辨率层序地层

在层序地层学的基础上,根据沉积旋回特征,运用时频分析的方法对北黄海东部坳陷进行高分辨率层序地层研究,将某口井的测井曲线进行一维离散小波阈值去噪与主成分分析方法融合多条测井曲线,求得能够综合反映地层信息特征的第1主成分曲线。对该曲线进行一维连续小波变换,根据模极大值得到的不同尺度因子,对不同级别的层序地层进行划分,可划分出4个层序和8个准层序组单元,并对层序单元进行沉积旋回和微相分析,以沉积微相为单元并进行小波变换,得到小尺度对应的岩层组单元划分。结果表明,对测井曲线进行小波变换能对层序地层进行高分辨率划分,并且可有效地进行沉积旋回的研究。     

海上油田开发早期储层构型研究及应用——以渤中A油田X沉积体为例

渤海新近纪浅水三角洲沉积储层纵横向变化快、隔夹层发育,在少井条件下如何开展储层展布研究及水平井部署是海上油田开发早期亟待解决的问题。以渤中A油田浅水三角洲相X沉积体为例,据岩心、测井、地震等资料分析储层沉积特征,在高分辨率层序地层学指导下细分成因单元,分析单砂体对应测井、地震波形特征并刻画其展布。研究区储层类型以叠置分流河道、河口坝及河道间沉积为主,结合高分辨率地层学将目的层划分为1个短期旋回、4个超短期旋回,反映了一套基准面逐渐下降至暴露环境,后基准面上升至再次湖泛的过程。根据储层沉积特征、地震响应特征和复合砂体精细构型研究,识别出复合砂体的3种接触关系,同时对X沉积体进行了单河道识别和隔夹层分布规律研究,将X沉积体细分为3期单元砂体,并总结出3种储层结构类型,结合已有水平井的生产动态特征,提出X沉积体水平井部署的4种开发模式,有效指导了开发井实施。     

马东油田沙一下亚段板2、板3油组高分辨率层序地层学研究

马东油田为北大港油田港东开发区深层油田,目前已处在产量下降阶段。根据研究区地震、测井和岩心资料,应用高分辨率层序地层学原理,对区内板2、板3油组地层进行了多级次基准面旋回的识别和对比,将其分为1个长期基准面旋回、2个中期基准面旋回和10个短期基准面旋回;分析了基准面旋回对沉积特征、储层物性的控制作用,基准面下降后期、上升早期容易发育良好储层;基准面下降早期、上升后期,储层物性差。     

水淹层测井识别方法研究及效果验证

油田在长期注水开发过程中,不仅储层孔隙空间结构发生变化,而且储层含油饱和度也发生了变化,形成了水淹层。水淹层的测井解释是油田开发的一个难题,经研究分析表明,油层水淹前后的测井响应特征不同,且从宏观沉积特征看,不同的沉积微相类型,其储层物性在水淹前后变化量也不同。据此,可以通过单井常规测井资料解释,或通过一些特殊测井资料与常规测井资料的综合分析来解释和识别水淹层,并依据对子井测井曲线特征研究、生产动态资料研究、密闭取心资料分析、沉积微相划分及多井综合评价等一系列技术对解释结果进行有效性验证,从而找到水淹层电性特征与含油饱和度及沉积特征的关系,达到准确解释水淹层的目的。     

九江JL红土剖面记录的中更新世气候转型事件

粒度测试表明九江红土具风成特征。粉砂(4～63μm)为优势粒级,含量为66.20%～74.02%,富集风尘粒组。选择敏感粒组15～30μm作为气候代用指标,根据ESR测年和粒度年龄模型,建立JL剖面时间标尺,结果表明其沉积时代为2098.4～233.2kaBP,跨早、中更新世。下段网纹红土的沉积年龄为2098.4～441.5kaBP,上段棕黄色土的沉积时代为441.5～233.2kaBP。基于3PBase软件对234～2084kaBP期间气候周期的频谱分析,九江JL红土剖面记录了准100ka、准41ka和准30ka的地球轨道要素变化周期,并在734～784kaBP期间,气候周期发生了转型,由之前的准41和准30ka地轴倾斜率周期变成之后的准100ka地球轨道偏心率周期,这一信号响应了全球范围内中更新世气候转型事件。谱密度分析还表明剖面气候周期具复杂性,可能与东亚季风的非线性反馈机制有关。     

辽河滩海海南1块储层测井评价研究及应用

受研究区块地层沉积特征、钻井泥浆侵入、测井资料录取等诸因素影响,在辽河滩海海南1块测井评价过程中,利用电阻率测井识别油水层、准确计算含油饱和度等重要储层参数难度大。以海南1块油藏地质特征综合研究为基础,对录井、取心、分析化验、试油等资料进行深入分析,开展油层四性关系研究,建立有效储层测井解释标准及与地质模型相适应的储层参数测井解释模型。对储层进行测井精细解释评价,为储量参数确定及油藏评价奠定基础,取得了很好应用效果。     

塔东北地区白垩系辫状河沉积特征研究

根据沉积构造、沉积层序特征及测井剖面对比分析,对塔东北地区白垩系的沉积相进行了研究,认为该地区为辫状河沉积,明确了辫状河沉积相的时空展布和变化规律.研究表明,白垩系沉积时期,古水流由塔东北地区的北部隆起和南部高地向中间低洼地区汇集,在整个地区广泛分布辫状河道、河间砂坝及漫滩沉积微相, 储集层主要为辫状河道和河间砂坝砂砾岩和中粗砂岩.沉积构造主要有各种层理构造和侵蚀构造.储集层常见单一河道层序、河道-砂坝复合体及多层楼式河道沉积层序.     

哥伦比亚Magdalena盆地V油田沉积及演化特征

通过岩心、录井、测井等资料分析认为研究区为辫状河三角洲沉积,沉积主体为辫状河三角洲前缘亚相,只在研究区北端为辫状河三角洲平原沉积。研究区Guaduas组经历了两期湖平面的升降旋回,十几个短期旋回。由于辫状河道频繁改道,河漫滩以及水下分流河道间湾沉积形成的隔夹层分布广泛,储层的连通性变差,形成非常复杂的油水系统。储集砂体主要是水下分流河道与河口坝,物性受沉积微相的控制,河口坝砂体储层物性最好,水下分流河道次之,辫状河道最差。     

高邮凹陷阜三段沉积相分析

根据岩心微相分析、砂体形态和测井剖面对比分析 ,对阜三段各亚段的沉积微相进行了研究 ,掌握了沉积微相的时空展布和变化规律。在三角洲前缘发育区 ,由东北向西南方向 ,相带分异比较明显 ,由三角洲前缘的水下分流河道 -河口砂坝变为前缘席状砂和前三角洲及较深水湖泊相沉积。水下分流河道和河口砂坝砂体相互连接 ,形成厚度较稳定的三角洲前缘复合体 ,储油物性较佳。     

Distribution characteristics of delta reservoirs reshaped by bottom currents: A case study from the second member of the Yinggehai Formation in the DF1-1 gas field,Yinggehai Basin,South China Sea

The Dongfang1-1 gas field (DF1-1) in the Yinggehai Basin is currently the largest offshore self-developed gas field in China and is rich in oil and gas resources. The second member of the Pliocene Yinggehai Formation (YGHF) is the main gas-producing formation and is composed of various sedimentary types; however, a clear understanding of the sedimentary types and development patterns is lacking. Here, typical lithofacies, logging facies and seismic facies types and characteristics of the YGHF are identified based on high-precision 3D seismic data combined with drilling, logging, analysis and testing data. Based on 3D seismic interpretation and attribute analysis, the origin of high-amplitude reflections is clarified, and the main types and evolution characteristics of sedimentary facies are identified. Taking gas formation upper II (IIU) as an example, the plane distribution of the delta front and bottom current channel is determined; finally, a comprehensive sedimentary model of the YGHF second member is established. This second member is a shallowly buried “bright spot” gas reservoir with weak compaction. The velocity of sandstone is slightly lower than that of mudstone, and the reflection has medium amplitude when there is no gas. The velocity of sandstone decreases considerably after gas accumulation, resulting in an increase in the wave impedance difference and high-amplitude (bright spot) reflection between sandstone and mudstone; the range of high amplitudes is consistent with that of gas-bearing traps. The distribution of gas reservoirs is obviously controlled by dome-shaped diapir structural traps, and diapir faults are channels through which natural gas from underlying Miocene source rocks can enter traps. The study area is a delta front deposit developed on a shallow sea shelf. The lithologies of the reservoir are mainly composed of very fine sand and coarse silt, and a variety of sedimentary structural types reflect a shallow sea delta environment; upward thickening funnel type, strong toothed bell type and toothed funnel type logging facies are developed. In total, 4 stages of delta front sand bodies (corresponding to progradational reflection seismic facies) derived from the Red River and Blue River in Vietnam have developed in the second member of the YGHF; these sand bodies are dated to 1.5 Ma and correspond to four gas formations. During sedimentation, many bottom current channels (corresponding to channel fill seismic facies) formed, which interacted with the superposed progradational reflections. When the provenance supply was strong in the northwest, the area was dominated by a large set of delta front deposits. In the period of relative sea level rise, surface bottom currents parallel to the coastline were dominant, and undercutting erosion was obvious, forming multistage superimposed erosion troughs. Three large bottom current channels that developed in the late sedimentary period of gas formation IIU are the most typical.     

渤东低凸起L3构造东营组含煤地层低渗储层特征及成因

渤东低凸起东营组储集层以低渗为特征,低渗成为制约该区东营组勘探的重要因素.通过多种分析测试方法,研究了渤东低凸起L3构造东营组低渗储集层特征,探讨了低渗储集层成因.L3构造东营组储集层砂岩溶蚀作用发育,斜长石含量低,碳酸盐胶结物含量低,高岭石含量高,石英加大明显.储集层主要以中孔低—特低渗为主,孔径小,连通差,吼道窄,排驱压力大.微量元素分析表明,研究区东营组沉积时为淡水环境;测井和岩心观察证实,地层中含多层碳质泥岩和煤层.早期腐殖酸的溶蚀作用,造成低温下不稳定的斜长石大量溶蚀,这些溶蚀孔隙在后期深埋过程中受压实和成岩作用影响被复杂化、细小化是储集层低渗的主要原因.早期碳酸盐胶结物少,岩石抗压实能力差也是储层低渗的重要原因.     

A unique lacustrine mixed dolomitic-clastic sequence for tight oil reservoir within the middle Permian Lucaogou Formation of the Junggar Basin,NW China: Reservoir characteristics and origin

The middle Permian Lucaogou Formation in the Jimusaer Sag of the southeastern Junggar Basin, NW China, was the site of a recent discovery of a giant tight oil reservoir. This reservoir is unusual as it is hosted by lacustrine mixed dolomitic-clastic rocks, significantly differing from other tight reservoirs that are generally hosted by marine/lacustrine siliciclastic–calcitic sequences. Here, we improve our understanding of this relatively new type of tight oil reservoir by presenting the results of a preliminarily investigation into the basic characteristics and origin of this reservoir using field, petrological, geophysical (including seismic and logging), and geochemical data. Field and well core observations indicate that the Lucaogou Formation is a sequence of mixed carbonate (mainly dolomites) and terrigenous clastic (mainly feldspars) sediments that were deposited in a highly saline environment. The formation is divided into upper and lower cycles based on lithological variations between coarse- and fine-grained rocks; in particular, dolomites and siltstones are interbedded with organic-rich mudstones in the lower part of each cycle, whereas the upper part of each cycle contains few dolomites and siltstones. Tight oil accumulations are generally present in the lower part of each cycle, and dolomites and dolomite-bearing rocks are the main reservoir rocks in these cycles, including sandy dolomite, dolarenite, dolomicrite, and a few dolomitic siltstones. Optical microscope, back scattered electron, and scanning electron microscope imaging indicate that the main oil reservoir spaces are secondary pores that were generated by the dissolution of clastics and dolomite by highly acidic and corrosive hydrocarbon-related fluids.     

西湖凹陷油气录井技术识别与评价

西湖凹陷目前已发现的油气层主要集中在平湖组和花港组储层之中。平湖组主力烃源岩的有机质类型以Ⅲ型为主,主要形成气藏（含凝析气藏）和轻质油藏,其具有流动性强、极易挥发等特点,烃类损失较大。通过目前应用的几种录井技术来看,泥浆综合气测录井能较好的识别油气层,通过对C1参数的矫正能够很好的识别出油气显示层,根据各气测参数的特征变化,并能对油气层的性质进行初步的较准确评价。地化录井、定量荧光录井由于受到烃类损失大的影响,在对油气层识别及评价中不及气测录井敏感。     

北部湾盆地涠西南凹陷碳酸盐岩潜山储层特征与主控因素分析

北部湾盆地涠西南凹陷已发现多个碳酸盐岩潜山油田和含油构造,运用岩心、薄片、钻井、测井、地震等资料,对石炭系碳酸盐岩储层特征及主控因素进行了综合分析。研究认为涠西南凹陷碳酸盐潜山主要分布在一号断裂带至二号断裂带附近,其中一号断裂带碳酸盐岩潜山主要为上石炭统黄龙组,岩性为浅灰色灰岩、白云质灰岩、白云岩互层,沉积微相以碳酸盐台地-台缘生屑灰岩滩为主,发育裂缝、溶孔、溶洞等储集空间;二号断裂带碳酸盐岩潜山主要为下石炭统下部石磴子段、孟公拗段,岩性为灰色、深灰色灰岩,沉积微相以台内灰岩滩沉积和台缘生屑灰岩滩为主,发育良好的裂缝型储集层。碳酸盐岩潜山储层发育程度主要受碳酸盐岩沉积环境、地下水活动、古构造应力以及潜山上覆地层岩性等内因和外因诸多因素影响,在这些因素共同作用下,涠西南凹陷碳酸盐岩潜山发育孔隙、裂缝、溶洞等多种储集空间,具备良好的储集条件。