湿地扇扇中辫状水道沉积微相-岩石相划分方法

综合应用岩心、测井、分析化验等资料,对湿地扇扇中辫状水道粗碎屑沉积特征进行了详细研究,提出了沉积微相-岩石相的划分方法。根据不同岩石相的物性、电性及含油性特征,将扇中辫状水道微相细分为辫状水道砂砾岩相、辫状水道粗砂岩相和辫状水道细砂岩相。研究结果表明,沉积微相-岩石相对油水分布具有明显的控制作用,其中以辫状水道砂砾岩相单井日产油能力最高,辫状水道粗砂岩相次之,辫状水道细砂岩相最低,比较符合油田的开发实际。辫状水道粗砂岩相因物性最好,剩余油丰度高,可作为下一步挖潜的主要目标。     

克拉玛依油田二中西八道湾组洪积扇沉积微相研究

克拉玛依油田二中区八道湾组是典型洪积扇储层,传统的沉积相研究方法无法细分储层,提出了沉积环境分析与岩石相结合的方法进行沉积微相研究.通过岩心观察和粒度分析,认为二中西八道湾组为洪积扇扇中亚相,在系统取心井研究基础上,确定研究区的4种沉积微相类型:辫状水道砂砾岩相、辫状水道粗砂岩相、辫状水道细砂岩相、辫状水道间泥岩相.应用孔隙度与渗透率交汇图结合岩石相划分电性标准,建立沉积微相-岩石相定量识别模式,并根据八道湾组沉积微相-岩石相剖面和平面展布特征.建立了本区的沉积相模式,为油田开发提供了可靠的地质基础.     

大港滩海埕北断阶区沙河街组三段、二段近岸水下扇沉积微相特征

大港滩海埕北断阶区沙河街组沙三段、沙二段砂体是由辫状水道控制的近岸水下扇。主要发育基质支撑砂砾岩相、颗粒支撑砂砾岩相、正递变层理砾岩相、含砾砂岩相、逆递变层理砾岩相、含砾砂岩相、泥质支撑砂岩相和粉砂岩相,粒度粗是其主要特征;水平层理、块状层理、平行层理、交错层理、波状层理、包卷层理和变形层理十分发育;砂球、重荷模、砂岩脉和冲刷面等沉积构造也十分发育：电阻率曲线呈正韵律,曲线由高幅至中幅呈钟形及箱形,与不同岩性和不同沉积相具良好对应关系。通过对区内各井的岩性组合观察,结合各砂层组的沉积特征及其相应的测井相标志将研究区近岸水下扇划分为2个亚相和5个微相：扇中(包括辫状水道、辫状水道间和扇中前缘)和扇端亚相(扇端泥、扇端席状砂)。其中扇中辫状水道为主要储集层。     

北部湾盆地涠洲11A油田流一中亚段沉积储层研究

北部湾盆地涠西南凹陷涠洲11A油田流沙港组一段中亚段沉积岩性复杂，储层纵横向变化快，分布规模和连通性难以预测，严重影响油田开采效果。通过岩心观察描述、三维地震解析、岩石粒度、岩相、测井相、现代沉积类比分析研究认为，流一中亚段沉积流体作用控制着砂体及储层类型，其中辫状溪流底负载沉积(槽状交错层理砂岩相St、板状交错层理砂岩相Sp、沙纹层理砂岩相Sr)、砂质碎屑流沉积(块状层理颗粒支撑砾岩相Gmg、正粒序砂砾岩相Gn)与浊流沉积(正粒序水平层理粉砂岩相Fhn)可形成有利储层，主要分布于扇三角洲前缘辫状水道、辫流坝、河口坝和席状砂微相中；探讨了油田流一中亚段4个中期旋回沉积微相空间展布规律和几何形态；提出扇三角洲前缘5类8种砂体叠置模式、连通特征和成因机制，建立了储层概念模型和主力沉积微相宽度、厚度和宽厚比经验值，为油田后续开发井网部署提供科学依据。     

准噶尔西北缘玛北地区扇三角洲砂砾岩岩相分类及储集意义

准噶尔盆地西北缘三叠系处于大型逆冲推覆断裂带,盆地边缘同生断裂构造活动强烈,发育砂砾岩为主的扇三角洲沉积体系。通过对玛北地区三叠系百口泉组砂砾岩储层取芯段岩芯观察和描述、岩石薄片、扫描电镜、测井以及储层物性数据的分析,结合砂砾岩岩石构成、层理类型、沉积层序和测井曲线响应特征,对准噶尔盆地西北缘砂砾岩体岩性进行精细刻画,建立岩相模式,划分出同沉积相(微相)相符的11种岩相:其中扇三角洲前缘水下河道砂砾岩相、扇三角洲平原辫状河道砂砾岩相叠置连片展布,是最有利的储集体;扇三角洲前缘水下主河道砾岩相、水下河道末端砂岩相及河口坝—远砂坝砂岩相分布局限,储集性良好,为有利"甜点"区;水上泥石流砾岩相和水下泥石流砂砾岩相与扇三角洲平原和前缘分流河道间储集性较差的细粒砂泥岩相组成百口泉组油藏致密的顶底板;前扇三角洲粉砂岩相和泥岩相可作为良好的区域性盖层。不同的岩相类型及沉积条件提供了准噶尔西北缘百口泉组大规模低渗透岩性油气藏优良的储盖组合及顶底板条件。     

马尔科夫链分析在东海陆架盆地花港组沉积微相分析中的应用

通过对东海陆架盆地某凹陷取心井岩心仔细观察和描述,采用双属性划分标准,在研究区花港组岩心中识别出了28种岩石相类型.其中砾岩相5种,砂岩相15种,细粒岩相8种.针对22口取心井岩心详细划分沉积微相和岩石相,共取得2227个岩石相数据.针对研究区发育的湖泊、三角洲、河流3种沉积体系,运用马尔科夫链分析不同沉积微相类型中岩石相沉积序列模式,建立了不同沉积微相类型可能的岩石相组合规律及岩石相定量组合概率,为后期研究相同或相似类型的沉积相提供地质知识库,并为沉积相的识别提供定量的基础.     

准噶尔盆地北缘春晖油田侏罗系八道湾组湿地扇沉积及成藏效应*

春晖油田位于准噶尔盆地西北缘哈山（即“哈拉阿拉特山”）地区,主要含油层系为侏罗系八道湾组,对沉积相及有利储集层分布规律的研究制约着春晖油田的勘探工作。为此,根据野外露头、钻井、测井、取心及分析测试资料等,对春晖油田八道湾组开展了沉积相和有利砂体分布分析。研究结果表明,研究区八道湾组一段一砂组沉积时期,气候温暖潮湿,来自西北方向的多个物源形成的湿地扇沉积在研究区相互叠置,可识别出为扇根、扇中、扇缘3种亚相和6种岩石相（扇根砾岩相,扇中辫状河道砂砾岩相、辫状河道粗砂岩相、辫状河道细砂岩相,扇缘泥岩相和碳质泥岩及煤层相）;扇中粗砂岩相、细砂岩相为油气聚集的优势岩相带,亦是油气运移的优势通道,它决定了油气富集规模及油藏边界。     

南阳凹陷古近系核桃园组沉积微相研究

综合利用岩心、测井、录井及相关测试资料,对南阳凹陷东部核桃园组核二段沉积微相进行了系统研究。结果表明：该区核桃园组发育两套沉积相,北部为一套曲流河三角洲沉积,主要发育水下分支水道、河口坝、远砂坝、支流间湾4个微相;南部为冲积扇相,发育辫状沟道和辫状沟道间微相。其中水下分支水道、河口坝和辫状沟道砂体为储集层骨架砂体。认为油气的聚集受沉积微相的控制,水下分支水道和辫状沟道的储集性能最好,河口坝次之,远砂坝较差,为油田开发方案的调整和动态分析提供了可靠的地质依据。     

歧口凹陷马东东地区沙一段下部沉积微相研究

在岩心观察的基础上,通过对歧口凹陷马东东地区沙河街组一段下部岩石类型及其组合、沉积构造、粒度特征、地震和测井资料的处理成果以及岩心物性的研究,提出了该区为深湖环境下的重力流沉积,包括水道微相、漫溢微相、水道间微相和湖盆泥微相.其中,以水道徽相为主.重力流沉积物源方向稳定,主要来自于砑究区的北东方向,水道位置总体摆动不大.重力流砂体呈带状展布,厚砂体发育区位于Gs24-26井区附近及其以南的马东南地区.水道微相在滨Ⅰ油组分布最广,但分叉较多,其余3个油组重力流水道均以水道下游会合为主.该区沉积微相类型与砂岩厚度有密切的对应关系,而砂体越厚孔隙度越大,水道微相的储层物性最好,也是最有利的油气富集微相单元.通过研究,掌握了研究区沙一下沉积微相的时空展布和变化规律及其与储层物性的关系.     

小波分析在王官屯油田王26井枣Ⅴ油层组沉积微相研究中的应用

由测井相解释与岩芯观察,结合前人分析资料得知,王26井枣Ⅴ油层组主要沉积冲积扇相扇中亚相。测井相解释的多解性与岩芯资料的不完整局限了精细分析沉积微相特征。借助小波理论、结合测井曲线、岩芯观察,共同分析王26井枣Ⅴ油层组的沉积微相特征。提取了自然电位、自然伽马、电阻率3种测井曲线,经过Daubechies小波分解后重构的第三层细节信号d3,以高分辨率层序地层学为理论指导,着重对该层段的沉积旋回特征进行分析,借此解释其沉积微相及组合特征。研究结果表明,小波分析、测井相、岩芯资料的结合不仅能识别沉积微相类别——辫状河道及河道内部心滩与河道间沼泽,而且能在纵向上精确地反映其沉积微相组合特征——辫状河道的正旋回特征、河道心滩的反旋回特征、辫状河道连续叠加特征。     

涠西南凹陷11-7构造区流沙港组中深层有效储层下限厘定

为明确涠西南凹陷11-7构造区流沙港组中深层碎屑岩有效储层物性下限,基于物性、生产测试、试油、压汞及测井综合地质解释等资料,利用分布函数曲线法、动态生产测试法、试油法、束缚水饱和度法及最小有效孔喉半径法,进行有效储层下限的厘定,并以物性差值为对比参数,结合沉积相、砂体厚度、成岩演化、岩石成分和地层压力进行控制因素分析。结果表明:该区有效储层主要受沉积相和砂体厚度因素控制,辫状河三角洲水下分流河道微相储层最好,重力流有效储层发育程度差;次要因素为成岩阶段,相同成岩期内粗粒岩性较中细粒储层物性差值分异幅度大;岩石成分刚性组分含量高,物性差值高,次生孔隙带长石含量高,物性差值高。该区局部超压作用与储层有效性正相关,但影响作用较小。     

萨中开发区萨零组储层物性参数测井解释方法

通过对大庆油田萨中开发区萨零组油层的有效孔隙度、渗透率、原始含油饱和度等物性参数测井解释方法的研究及测井解释模型的建立,确定了萨中萨零组油层有效孔隙度测井解释标准、渗透率测井解释标准,利用测井资料计算储油层原始含油饱和度方法及标准,为萨零组油层进一步的开发设计提供地质依据。     

火山岩天然气藏地质储量参数的确定方法

大庆油田东部深层某井区火山岩气藏岩性复杂、储层参数计算以及流体性质识别困难。根据岩性组合规律建立火山岩解释模型,对深层的火山岩测井资料进行处理与解释。联合使用成像测井分析结果、岩性分类和多井对比等方法,提高了测井解释精度和解释符合率。计算的孔隙度、饱和度和渗透率为提交天然气地质储量提供了基础参数。     

准噶尔盆地玛湖凹陷八道湾组一段沉积微相特征 ——以TX1井区为例

通过岩石学、沉积学及测井等方法,对准噶尔盆地TX1井区侏罗系八道湾组一段进行详细研究,认为侏罗系八道湾组一段主要发育复成分砾岩、砾状砂岩及砂岩,煤夹层;沉积构造发育,兼具水上及水下沉积的特点,发育粒序层理、中大型交错层理及冲刷充填、植物枝干印模等沉积构造;测井上具箱型、漏斗型、指状、线性等响应.沉积相纵向上逐渐向盆地边...     

冲积扇砾岩储层构型特征及其对储层开发的控制作用——以准噶尔盆地西北缘某区克下组冲积扇储层为例

冲积扇砾岩储层作为陆相沉积储层十分重要的类型之一, 一直是我国油气勘探开发的重点领域。以准噶尔盆地西北缘某区下克拉玛依组为例, 根据砾岩储层相变快、储层非均质性强等特点, 在沉积相分析的基础上, 对储层构型特征进行了精细分析, 将储层划分为槽流砾石体、槽滩砂砾体、漫洪内砂体、漫洪内细粒、片流砾石体、漫洪外砂体、漫洪外细粒、辫流水道、辫流砂砾坝、漫流砂体、漫流细粒、径流水道和水道间细粒共13种构型单元, 其中以槽流砾石体、片流砾石体、辫流水道和辫流砂砾坝占主导。构型解剖结果显示:研究区砾岩储层槽流砾石体平面呈条带状, 剖面厚度大, 为2~8 m;片流砾石体沉积厚度大, 一般为2~7 m;辫流水道构型单元宽度为80~400 m, 剖面呈透镜状, 厚度为2~7 m;辫流砂砾坝沉积厚度较大, 为2~7 m。上述构型单元受北部和西北部方向物源控制明显。储层构型特征能有效反映储层非均质性、连通性等属性, 对油田开发具有较强的控制作用。     

致密砂岩气藏储渗单元研究方法与应用:以鄂尔多斯盆地二叠系下石盒子组为例

精细表征储层特征和储层结构是致密砂岩气藏开发中后期的主要技术需求。基于不同类型砂体的相似孔渗特征将辫状河沉积体系中河道充填和心滩砂体聚类为储渗单元,提出了储渗单元研究概念和研究思路,开展了辫状河沉积体系储渗单元发育模式研究。通过露头观测和测井相标志,识别出辫状河沉积体系中储渗单元发育四种叠置模式,即心滩叠置型、河道充填叠置型、心滩和河道充填叠置型、心滩或河道充填孤立型;基于储渗单元发育模式,提出了河流相致密砂岩气藏开发井型的适应性,指出辫状河沉积体系中河道叠置带是叠置型储渗单元发育的有利部位,是水平井开发的有利目标,辫状河沉积体系中的过渡带和洼地主要发育孤立型储渗单元,适合直井或丛式井组开发。鄂尔多斯盆地二叠系下石盒子组野外露头研究和苏里格气田加密井区井间干扰试验表明,辫状河沉积体系中储渗单元发育规模为顺古水流方向长600 m和垂直水流方向宽400 m左右,证实苏里格气田具备进一步加密到400×600 m的条件,预计可提高采收率15%～20%。     

车镇凹陷古近系深层碎屑岩有效储层物性下限及控制因素

综合运用物性、试油、压汞等资料,分别利用分布函数曲线法、测试法、试油法、束缚水饱和度法以及最小有效孔喉半径法,求取了车镇凹陷古近系深层有效储层物性下限,在此基础上,以孔隙度差值和渗透率差值作为对比参数,探讨了沉积作用、地层压力和成岩作用对深层有效储层发育的控制作用。车镇凹陷古近系深层碎屑岩有效储层孔隙度下限与深度的对数呈线性函数关系,渗透率下限与深度呈指数函数关系。三角洲前缘水下分流河道、河口坝微相砂体有效储层最发育、孔隙度差值和渗透率差值较好,而湖底扇、近岸水下扇、扇三角洲以及冲积扇砂砾岩体有效储层发育较少、孔隙度差值和渗透率差值较差;中强超压储层的有效储层百分含量、孔隙度差值和渗透率差值均好于常压—弱超压储层;中成岩A1期储层的有效储层百分含量、孔隙度差值和渗透率差值均好于中成岩A2、中成岩B期储层。总体上,沉积相带是深层有效储层发育的最主要控制因素,异常高压对有效储层发育的控制作用强于成岩作用,成岩作用对有效储层的影响受沉积相带和异常高压的控制,原始储集性能好且受异常高压保护的储层易于受溶解作用的改造形成优质有效储层。     

塔里木盆地西南部昆仑山前下白垩统沉积相特征及石油地质意义

塔里木盆地西南部沿昆仑山前分布一套逾千米厚的下白垩统碎屑岩,岩相以浅红色中、细砂岩,褐红色砂砾岩、砾岩为主,夹浅红色泥岩和薄层浅灰色细砂岩。按生物组合及岩性特征,自下而上可划分5个岩性段。第1段为灰绿色泥岩段,沉积环境以湖相和前扇三角洲沉积为主;第2段为砂砾岩段,沉积环境以扇三角洲前缘和平原沉积为主;第3段为含砾粗砂岩段,沉积环境以辫状河－辫状河三角洲平原沉积为主;第4段为细砂岩夹泥岩段,沉积环境以辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积为主;第5段为泥岩夹砂岩段,沉积环境为辫状河三角洲前缘、前辫状河三角洲和滨浅湖相沉积。沉积环境由快速堆积的扇三角洲-冲积扇向辫状河-辫状河三角洲演化,沉积厚度达1000余米。构造背景为强烈拉张的构造环境,是断陷盆地发育的重要时期。中细砂岩达70％以上,砂岩孔隙类型为原生粒间孔,孔隙度10％~20％,渗透率1~1000×10－3μm2,是塔里木盆地中生代油气勘探的重要目的层系。     

A Study on Identification of Conglomerate Reservoir Parameters and Oil/Water Beds in Ke82 Well Areas of Junggar Basin

This paper is mainly about the calculation of reservoir parameters and the interpretation method for identifying oil/water beds in Ke82 well areas of Junggar basin. It is difficult to determine the reservoir parameters with common logging methods such as core calibration log because of the diversity of minerals and rocks and the complexity of pore structures in the conglomerate reservoir of Junggar basin. Optimization logging exploration is a good method to determine the porosity by establishing the multi-mineral model with logging curves based on the integration of geological, core and well testing data. Permeability is identified by BP algorithm of neural network. Hydrocarbon saturation is determined by correlating Archie‘s and Simandoux formulas. Comparing the exploratory result and core data, we can see that these methods are effective for conglomerate logging exploration. We processed and explained six wells in the Ke82 well areas. And actual interpretation has had very good results, 85 % of which conform to well testing data. Therefore, this technique will be effective for identifying conglomerate parameters.