东营凹陷北部陡坡带利563区块沙四上亚段砂砾岩扇体沉积特征及沉积模式

东营凹陷北部陡坡带发育的大量砂砾岩扇体在油气勘探与开发中占据重要地位。本文研究针对东营北带利563区块沙四上亚段砂砾岩扇体及其中发育的重力流沉积,通过岩心精细描述,依据岩性、粒度、构造将砂砾岩扇体划分出12种岩相。然后以发育相同水动力条件为单元,依据岩性和沉积机理将岩相在垂向上进行组合,划分8种水动力类型和8种岩相组合类型。再基于砂砾岩沉积的空间分布、尺度大小、接触关系和根据沉积物中泥岩的结构、纹理所细分出的7种泥岩类型所代表的各种环境,定义了5种砂砾岩扇体沉积形态特征：近端厚层砾石沉积、限制性水道沉积、非限制性舌状体沉积、非河道薄层沉积、远端细粒沉积。认为该区砂砾岩扇体为近岸水下扇,包括扇根沟道、沟道间、扇中辫状水道、水道间、扇中前缘、扇端泥6种沉积微相类型并归纳其综合鉴定特征。最终建立本区砂砾岩扇体的沉积过程和沉积模式。     

断陷盆地陡坡带砂砾岩扇体地震反射特征--以东营凹陷为例

针对陆相断陷盆地陡坡带发育的砂砾岩扇体油气藏具有成因类型多、形态各异、岩性变化大、地震识别和描述困难的特点,主要从陡坡带砂砾岩扇体的类型和沉积特征研究入手,分析了大量的实际地震资料,总结出了陡坡带冲积扇、近岸水下扇、扇三角洲和近源浊积扇4种类型砂砾岩扇体的地震相特征及地震波传播速度、振幅、频率、相干性等地震属性特征;根据其地震特征建立的地震识别模式在东营凹陷陡坡带砂砾岩扇体的油气藏勘探中取得了良好的应用效果.     

东营凹陷北部陡坡带丰1扇背斜的特征、成因及其与油气的关系

东营凹陷北部陡坡带在沙河街组三-四段沉积时期堆积了很厚的砂砾质碎屑沉积物,发育扇背斜,成为油气聚集的重要场所,近期的油气勘探证明了这一点。扇背斜有别于一般意义上的构造背斜、滚动背斜和披覆背斜,它是一种由低位沉积扇体(包括坡积扇、洪积扇和冲积扇)形成的主体,尔后被高位体系域形成的细碎屑沉积物覆盖而形成的背斜;是砂砾岩体堆积后,其上又由盖层覆盖而成的背斜。虽同为沉积背斜,扇背斜与披覆背斜有很多不同之处。扇背斜油藏本质上是一种岩性油藏,其成藏条件受控于砂砾岩扇体的特性、距油源的距离、砂砾岩扇体和油源之间的连通性以及砂砾岩扇体上覆盖层的封堵能力。该类型的油气藏大多发育在断陷湖盆的陡坡带区域。     

砂砾岩储层中岩屑含量统计方法及应用:以东营凹陷北带盐家-永安地区沙四段上亚段为例北大核心CSCD

岩屑的类型与含量对于储集层的研究具有重要意义,但是现有的统计方法通常是针对砂级大小的岩屑颗粒,这对于以砂砾混杂为主的砂砾岩储层研究来说会忽视对砾石级大小岩屑的含量统计,进而导致岩屑的统计结果偏差。为了建立适用于砂砾岩储层的岩屑含量统计方法,综合应用FMI成像测井、岩芯观察及薄片鉴定等手段,将宏观砾石级岩屑统计结果和微观砂级岩屑统计结果结合起来,对砂砾岩储层中的岩屑类型与含量进行定量表征,从而在一定程度上降低薄片观察与统计带来的统计学误差。将该方法应用于东营凹陷北带盐家-永安区块沙四段上亚段储层中得到的认识为:盐家区块以碳酸岩岩屑与花岗片麻质岩屑为主,永安区块以硅质岩屑与花岗片麻质岩屑为主;岩屑类型与含量的差异是导致两区块储层物性差异的主要原因之一。     

东营凹陷北部陡坡带沙四上亚段砂砾岩储层固体-流体相互作用研究

东营凹陷北部沙四上亚段是重要的含油层系,其储层的形成过程和分布规律是近年来的研究难点和热点。通过对研究区样品进行偏光显微镜和荧光观察、扫描电镜分析,并结合区域构造演化史和有机质热演化史,研究东营凹陷北部沙四上亚段的固体-流体相互作用机制及其对储层物性的影响。结果表明研究区可划分出7个流体活动期次,其成岩环境的变化依次为碱性、酸性、碱性、酸性、碱性、酸性至酸碱交替。酸性流体与固体的相互作用表现为明显的碳酸盐溶解、长石溶解及石英的次生加大等,主要改善了储层物性;而碱性流体与固体的相互作用主要表现为石英的溶解、长石次生加大、铁方解石和(铁)白云石及硬石膏沉淀等,在很大程度上堵塞了孔隙,降低了储层物性。研究区共发生两次油气充注,为沙二段到东营组沉积时期以及馆陶组沉积末期,两次油气充注分别对应了两个次生孔隙发育带。     

济阳坳陷沾化凹陷陡坡带始新统沙三段扇三角洲储层成岩作用与有利储层成因

15口井岩芯和众多储层实验资料研究表明,沾化凹陷北部陡坡带始新统沙河街组扇三角洲砂体由长石砂岩、岩屑长石砂岩等构成。在埋藏成岩演化过程中,该砂岩储层经历了多种成岩作用,现储层埋深1800~4000m,处于中成岩演化阶段,总体形成了中孔中渗储层(平均孔隙度为19.7%,平均渗透率为111.5×10-3μm2)。但在成岩演化过程中,溶蚀作用对于改善储层质量起到了重要作用,主要在2800~3300m深度段,有机酸对长石颗粒的溶蚀,形成的粒间和粒内孔隙不仅增加了孔隙度,而且提高了储层渗透率,改善了储层质量(孔隙度可达到30%,渗透率达到1000×10-3μm2)。可以看出,确定次生孔隙发育深度段有利于有利储层和油气富集层段预测。     

箕状凹陷陡坡带砂,砾岩扇体空间展布及成藏规律——以东营凹陷为例

箕状凹陷陡坡带占据着凹陷约３０％的勘探领域、特有的构造样式使该带发育众多砂、砾岩扇体。近几年的勘探实践表明,该类扇体油藏有着广阔的勘探前景。全文在总结东营凹陷北部陡坡带砂、砾岩扇体勘探经验的基础上,着重论述了该类扇体的空间展布特点和油气成藏规律,旨在对具类似成因的箕状凹陷陡坡带砂、砾岩扇体之勘探有所启示。     

地震资料在沉积相及储层研究中的应用——以东营凹陷辛斜164井区为例

充分运用地震资料,可以提高沉积相划分及储层砂体识别的精度和准确性.通过对测井、地震资料的分析,将辛斜164井区沙三中亚段划分成中9、中8、中7、中6、中5、中4、中3、中2、中1等九个沉积期次.参考地震属性分析,将每个准层序的三角洲又分为三角洲平原、三角洲前缘及前三角洲三个亚相,并描述了沙三中亚段的主要储集体性能.根据沉积相、储集体性能与波阻抗研究,提出了有利勘探区.地震资料及地震属性有助于三角洲沉积相及储层的研究.     

断陷盆地陡坡带砂砾岩油气分布有序性及富集差异性——以东营凹陷为例

正砂砾岩是断陷盆地陡坡带主要的砂体类型(张善文等,2001;瞿建华等,2019),由于其侧向与烃源岩指状接触,油气成藏条件优越,是陡坡带主要的油气勘探对象。东营凹陷陡坡带砂砾岩的勘探整体经历了构造油藏—岩性油藏—复杂隐蔽油藏勘探阶段(孔凡仙,2000),目前处于中—高勘探程度阶段。如何实现油气储量的不断发现,     

扇三角洲砂砾岩储层沉积特征及与储层物性的关系——以罗家油田沙四段砂砾岩体为例

从岩心和各类薄片资料入手，以沉积学和储层地质学为基础，结合各类分析资料，对山东沾化凹陷罗家油田沙四段砂砾岩体储层的沉积特征进行了研究。前人所提出的水下冲积扇和近岸水下扇沉积的认识，忽视了扇形沉积体的水上部分，因而改为扇三角洲沉积更为合适。扇三角洲沉积可进一步细分为扇三角洲平原、扇三角洲前缘和前扇三角洲三个沉积亚相及五个微相，其中水下分流河道沉积微相的储层最为发育。详细阐述了砂砾岩体的岩性、沉积微相等沉积因素对储层物性的影响，其中粒度对砂砾岩储层物性与对砂岩储层物性的影响明显不同。     

中深层砂砾岩储层控制因素与分类评价方法 ——以东营凹陷永1块沙四下亚段为例

东营凹陷永1块沙四下亚段中深层砂砾岩储层控制因素认识不清、分类评价方法不明确,已成为油气滚动勘探过程中亟需解决的瓶颈问题。综合运用三维地震解释、岩芯观察、薄片鉴定、物性分析、试油分析等方法,对该区沙四下亚段储层储集特征、控制因素及分类评价进行系统研究。研究表明:砂砾岩储层发育的控制因素为岩相、成岩相及裂缝。岩相是储层发育的主控因素,最有利岩相为砂岩相、含砾砂岩相,中等有利岩相为砾岩相、砾质砂岩相,不利岩相为粉砂岩相、泥质/灰质砂岩相。成岩相促进储层物性分异,有利成岩相为溶解主控型成岩相,中等有利成岩相为压实主控型成岩相,不利成岩相为胶结主控型及杂基支撑主控型成岩相。构造高部位发育的大量裂缝对储层具有明显改造作用,距离古隆起脊线越近储层物性变好。以储层特征与控制因素组合为基础,将研究区沙四下亚段砂砾岩储层划分为Ⅰ类、Ⅱ₁类、Ⅱ₃类、Ⅲ₂类、Ⅲ₃类、Ⅳ类等4大类6小类。其中Ⅰ类储层物性最好,产能最高,为优质储层;Ⅱ₁类、Ⅱ₃类储层物性中等,产能中等,为中等储层;Ⅲ₂类、Ⅲ₃类储层物性较差,产能较低,为差储层;Ⅳ类储层物性最差,产能最低,为无效储层。     

流体包裹体多参数综合划分东营凹陷沙三段油气充注期次及充注时期确定

对采自东营凹陷沙河街组第三段(1沙三段,E§3)223块流体包裹体薄片进行了有机包裹体产状观察、显微荧光光谱分析和显微测温等流体包裹体系统分析.综合分析这些参数表明沙三段发育3期油气充注:第一期发生在成岩早期,主要为发橙黄色荧光的低成熟油气充注;第二期发生在成岩中期,主要为发淡黄色荧光的成熟油气充注;第三期发生在成岩作用晚期,主要为发蓝白色荧光的高成熟油气充注.在此基础上,运用埋藏史-均-温度投影法确定了这3期油气的充注时期:第一期为36～24 Ma;第二期为13.8～8.0 Ma;第三期为8.0～0 Ma.     

近源湖盆砂砾岩储层次生溶孔成因探讨——以查干凹陷祥6井区为例

查干凹陷祥6井区砂砾岩储层发育蜂窝状次生溶蚀孔隙。通过对岩石薄片、阴极发光薄片及扫描电镜分析,结果表明,该孔隙主要由钙长石颗粒及碳酸盐胶结物溶蚀形成,少量长英质岩屑及石英颗粒边缘也有溶蚀迹象。荧光薄片及包裹体测温证实存在两期胶结作用,结合研究区热演化史研究结果,成岩演化规律与该湖盆主要发育的两期生烃历史、两期构造抬升剥蚀相对应。主要的成岩演化序列:压实作用为主(初次深埋)→长石颗粒大量溶蚀,少量石英次生加大,局部成藏(初次生烃)→第一期胶结(第一期构造抬升剥蚀)→第一期胶结物溶蚀,蜂窝状次生溶孔发育,局部成藏(再次深埋,二次生烃)→第二期胶结物胶结,少量石英质颗粒溶蚀(第二期构造抬升剥蚀)。     

油气二次运移方向模拟及有利区带预测:以束鹿凹陷西斜坡沙二段为例

束鹿凹陷位于冀中坳陷南部,为一典型的断陷湖盆。凹陷古近系发育多套生储盖组合,具有良好的勘探前景。为了寻求油气勘探的突破口,进一步明确勘探的主攻方向和区带,急需深化对研究区油气二次运移的认识。以束鹿凹陷西斜坡沙二段为例,基于Arcgis软件对目的层的油源区、输导体系、构造及流体势特征等多种地质信息进行处理,在大尺度条件下以流体势模型为油气二次运移动力模型模拟油气二次运移方向。模拟结果揭示,油气在砂体发育状况的约束下,鼻状构造控制油气相对运移方向,油气向其脊部运移汇聚。最后,依据油气二次运移方向模拟结果及对成藏条件的认识,优选出台家庄鼻状构造带、雷家庄南部鼻状构造带以及西曹固南、北鼻状构造带4个长期继承性的鼻状构造带为成藏有利区带。     

同生逆断层控制的砂砾岩沉积模式及有利储集相带分布--以玛湖凹陷南斜坡白25井区上乌尔禾组为例

通过岩芯相-测井相-地震相-分析化验数据对比,结合砂砾岩沉积野外考察实践综合归纳分析,认为上乌尔禾组同生逆断层控制的冲积扇-扇三角洲砂砾岩沉积体系整体呈进积式沉积,具"冲积扇扇根（槽流带）-冲积扇扇中/扇三角洲平原（辫流带）-扇三角洲前缘（水下分流带）-前扇三角洲/滨浅湖（夹杂水下扇）"相序特征,发育槽流、泥石流/砂质碎屑流、辫状河道、水下分流河道、扇面水道五种典型砂砾岩沉积微相类型。同生逆断层带不断抬升剥蚀的累积效应,使近物源区冲积扇扇根沉积整体减薄,同时使同生逆断层控制沉积相带分异的趋势越来越明显。泥质含量是控制挤压背景下砂砾岩储层质量的关键因素,贫泥砂砾岩储层成岩压实减孔效应弱,剩余粒间孔发育,且粗粒级颗粒内部多发育压碎缝沟通粒间孔隙,储层质量最佳。依据储集空间组合类型将有利储集相带分为原生粒间孔-压碎缝发育带、原生粒间孔-次生溶孔发育带两大类。前者主要分布于构造高部位近断裂带-中上斜坡带;后者主要分布于中下部斜坡带。     

断陷盆地缓坡带河流沉积砂体定量表征及控制因素分析:以霸县凹陷文安斜坡东营组三段为例

断陷湖盆缓坡河流成因砂体是重要的油气储集单元.根据岩心观察、钻井岩/电特征并结合地震沉积学方法,分析断陷湖盆缓坡河流沉积体系和砂体时空分布特征,能为油气精细勘探提供可靠的依据.研究表明,霸县凹陷文安斜坡中部东营组三段周期性地发育4条呈NE-SW辫-曲复合型河流沉积,由河道沉积、砂坝沉积和泛滥平原沉积3种亚相以及辫状河道...     

流体包裹体PVTx模拟研究油气充注期次和古压力恢复:以西湖凹陷平湖构造带为例

传统流体包裹体PVTx模拟应用包裹体组分、气液比和均一温度,结合模拟软件可以恢复包裹体被捕获时的古流体压力,然而组分参数受多因素影响而难以确定,导致精度有限。介绍了Ping等2011年提出的一种改进PVTx模拟法,以西湖凹陷平湖构造带为例,应用显微荧光、显微测温和激光共聚焦扫描显微镜等分析,划分了油气充注期次并恢复了古压力,简化了依靠传统模拟软件获取捕获压力的步骤。研究结果表明:平湖构造带存在两期油气充注,第一期距今16.8~13.2 Ma,即中新世早期,主要充注发橙黄色荧光的原油,古流体压力为25.00~28.86MPa;第二期为主成藏期,距今10.0~0Ma,即中新世中后期至今,主要充注天然气和发蓝绿色、蓝白色多种荧光颜色的原油,古流体压力为38.60~44.31 MPa。研究结果有助于深化勘探区油气成藏规律的认识。     

微观非均质性对砂砾岩储层致密化的影响机理: 以准噶尔盆地东道海子凹陷DN8井区上二叠统梧桐沟组为例

为研究砂砾岩储层微观非均质性特征,了解微观非均质性与储层致密化的关系,建立储层致密化评价标准,定量评价储层致密化程度.通过铸体薄片、扫描电镜、矿物XRD分析、高压压汞等资料,结合前人研究成果,对盆内东道海子凹陷DN8井区上二叠统梧桐沟组储层进行研究.结果表明,储层微观非均质性包括岩石学非均质性、孔喉非均质性及裂缝非均质性.岩石学非均质性中,岩石结构成熟度差异导致的岩石结构非均质性制约储层的初始物性;砾石、同沉积填隙物中塑性岩屑、胶结物类型及其含量的差异影响储层压实及胶结后的致密程度.溶蚀作用后,成岩-孔隙演化过程差异导致的孔喉非均质性及裂缝发育密度决定的裂缝非均质性影响了储层现今的致密程度.提出以成岩综合指数与地层脆性指数综合表征储层致密化程度,并将致密化程度分为3级.Ⅰ级致密化程度成岩综合指数大于4.0、地层脆性指数大于0.8;Ⅱ级致密化程度成岩综合指数介于3.0~4.0、地层脆性指数介于0.3~0.8;Ⅲ级致密化程度成岩综合指数小于3.0、地层脆性指数小于0.3.Ⅰ级致密储层孔喉结构最好、物性最高、微观非均质性最弱,为研究区有利储层.