以海泛面进行垂向流动单元划分的方法——以琼东南盆地崖13-1气田陵三段为例

以层序地层划分为基础,把崖13-1气田主力产层陵三段划分为8个四级层序,并以四级层序的海泛面为控制边界,在气田南区与北II区划分出8个垂向流动单元,而在北I区划分为7个垂向流动单元。崖13-1气田东南部广海海泛对南部地区影响更大,使南区与北II区多沉积了一套海泛面泥岩隔层,导致这两个区块垂向流动单元比北I区多出一个。这一流动单元划分方案得到了气田压力测试的验证,对今后气田开发有指导作用。     

琼东南盆地崖城13-1气田渐新统陵三段沉积物源综合分析

物源体系分析是确定储层沉积的成因类型、空间展布与演化规律的关键问题之一,本文通过古地貌、重矿物、岩屑成分和结构与地层倾角测井等多种方法的综合分析,对琼东南盆地崖城13-1气田渐新统陵三段物源进行系统研究,确定了研究区陵三段沉积时期的物源体系主要来自北西方,碎屑沉积物以石英含量高的岩屑长石质石英砂岩与长石质石英砂岩为主,并根据重矿物组合特征分析,认为物源区母岩类型主要有酸性岩浆岩、变质岩以及再改造的沉积岩等。由于物源区距研究区距离适中,地形有一定的坡度,容易产生机械破碎的大块碎屑,故此种母岩特征是研究区陵三段辫状河三角洲砂体成因及沉积特征的内在因素。     

非均质综合指数法划分储层流动单元

近年来，流动单元概念已被广泛用于储层研究中，取得了较好的效果．但怎样充分利用反映流储层及流动非均质性的各个参数来划分流动单元，目前没有统一的认识，献中多局限在传统的划分方法上．基于充分利用各个反映储层特性的参数的思想，笔提出了非均质综合指数法划分储层流动单元，并用这种方法研究了新疆油田某井区储层流动单元．由实践验证，这是一种比较行之有效的方法，划分的结果是可靠的．     

河流沉积单元分析与储层宏观非均质性

沉积单元分析方法是详细解剖陆相盆地沉积过程和研究储集体空间变化的有效途径。本文以胜利油田沾化凹陷的孤东和孤岛油田馆陶组上段为例分析了河流砂体储层非均质性的变化规律。该段河流沉积分别由11种沉积单元组成了3种类型的河流沉积,其中河道的加积沉积单元和河道边缘砂体是主要的储层类型,河床滞留沉积和决口扇砂体以较低的渗透率为特征,储层性能较差。馆陶组上段自下而上,由于可容纳空间和沉积物比值的增大,致使槽状交错层组和层系厚度向上增大,孔隙度、渗透率、保存下来的河道宽度、连续性和连通程度降低,而底形多样性、相的分异性、相的保存程度和非均质性增加。由于可容纳空间/沉积物补给(A/S)比值变小,致使馆陶组上段中部的河流砂体储层最为发育。综合研究表明,馆陶组上段河流沉积的储层宏观、微观非均质性较强,主要受控于沉积单元的分布和可容纳空间的变化等因素。     

南海琼东南盆地崖13-1气田古近系陵水组海陆过渡带沉积特征及演化*

南海北部琼东南盆地中的众多凹陷均有海陆过渡相沉积,沉积相类型包括海湾辫状河三角洲和河口湾-潮坪。本次研究以高分辨率层序地层学理论为指导,将崖13-1气田古近系渐新统陵水组三段及二段各划分为1个长期基准面旋回,并在其内部进一步识别出10个中期基准面旋回(S1-S10)。在等时地层格架内,对陵水组三段及陵水组二段发育的沉积相特征及演化进行深入的探讨。陵水组三段沉积时期,研究区主要发育海湾辫状河三角洲沉积,其具有独特的层理构造、富含泥质纹层以及遗迹化石丰富。该沉积体系自下而上潮汐作用越来越强,早期以河流作用为主(S1-S4),中期为河流和潮汐混合作用(S5-S6),晚期逐渐过渡到以潮汐作用占主导(S7-S8)。陵水组二段沉积时期,研究区发生全面海侵,沉积作用方式及沉积特征更加复杂,生物成因构造更加独特,本次研究将其解释为河口湾-潮坪沉积(S9-S10)。研究表明,区域海平面的不断上升是研究区沉积相从海湾辫状河三角洲演化到河口湾-潮坪的主要控制因素。     

琼东南盆地崖南凹陷崖13-1构造与崖21-1构造成藏条件的比较

中国的最大气田--崖13-1气田位于崖南凹陷西缘,位于崖南凹陷东南缘的崖21-1构造就目前几口钻井显示成藏条件并不理想.总体来说,崖21-1构造烃源条件差、储层条件差、区域能量条件差.崖13-1气田天然气主要来自于琼东南盆地的崖南凹陷和莺歌海盆地埋深分别大于4 450 m和4 700 m的崖城-陵水组烃源岩.崖21-1构造的主要源岩为乐东凹陷,其浅海A型和浅海B型源岩的发育条件均很差.据沉积相的研究,崖21-1构造的陵水组为滨海相沉积,相对于崖13-1构造来说,粒度变细,以细砂岩为主.两构造的能量场配置和流体活动也有明显的不同,崖13-1构造盖层发育超压,储层为常压,为侧向流体充注,反映了能量场的黄金配置;而崖21-1构造储层和盖层均为超压,为垂向流体泄放.通过对2个构造的成藏条件的比较说明了崖21-1构造目前未能成藏的原因.     

琼东南盆地崖 13-1气田气源区圈定与成藏运聚模式

琼东南盆地崖 13 -1气田成藏运聚模式一直存在不同的认识.应用生烃动力学、碳同位素动力学及流体包裹体方法对该气田有效气源区、气藏充注时间和运聚效率等进行了研究.结果表明, 崖 13 -1气藏成藏时间较晚,天然气主成藏期出现在 2 Ma以后;有效气源区是崖南凹陷斜坡带崖城组,现埋深范围 4 000～ 5 500 m; 天然气为累积聚集气,目前天然气仍在有效的充注阶段.在此基础上,提出了崖 13 1气田天然气成藏运聚模式.此研究方法及建立起的成藏模式对于莺-琼盆地天然气勘探具有重要指导意义.     

渤海湾盆地曙光油田曙266油藏沉积微相及储层的非均质性研究

曙266断块油藏杜家台油层为扇三角洲前缘沉积。本次研究精细划分出水下分流河道、水下分流间湾、水下天然堤、河口坝、远砂坝、前缘席状砂及前三角洲泥7个沉积微相,其中水下分流河道是本区储层的主要成因类型。平面上,杜家台油层属强非均质性,储层层内及层间属中等——强非均质性,在微观上则表现为细喉道、高配位数的特点。本区储层非均质性主要受沉积环境的控制。      

靖边气田马五1-4亚段沉积微相和成岩作用研究

鄂尔多斯盆地靖边气田马五1~4亚段属于陆表海蒸发碳酸盐潮坪相。潮上带（含）石膏结核白云岩和潮间带上部的含石膏晶模白云岩最有利于形成储层。马五1－4亚段碳酸盐岩经历了复杂的成岩作用,准同生期白云石化和膏化作用奠定了储层的物质基础;表生岩溶期选择性溶解作用构筑了储层的轮廓;埋藏期溶解作用和各种矿物充填作用,决定早期溶孔能否保存和储层最终状况。引入“负胶结物孔隙度”概念,更直观地反映了沉积作用对马五1－4亚段储层发育的控制作用。将沉积微相和成岩相研究有机地结合在一起,以简约的方式,用一套数字组合符号半定量地表达沉积微相和成岩相,在开发区块储层评价和预测上获得了良好效果。     

莺歌海盆地LD15-1气田海相砂岩储层沉积微相分析

综合利用岩心、测井、分析化验、三维地震等资料,对莺歌海盆地LD15-1气田分气组建立了高分辨率等时地层格架,识别出一种沉积相(无障壁海岸相)、两种亚相(临滨亚相、滨外亚相)、三种微相(临滨坝、滨外滩、滨外泥),建立了垂向沉积演化模式。参考三维地震资料,绘出了主力气组的沉积微相平面图。     

辽河断陷西部凹陷沙三段沉积相及相模式

西部凹陷沙河街组三段沉积厚度大,分布范围广,是深层储层的重要组成部分。通过对沙三段岩芯、钻/测井和地震资料的研究,识别出冲积扇、扇三角洲、近岸浊积扇、远岸浊积扇、断槽重力流水道、滑塌浊积扇及湖泊等7种沉积相类型,其中扇三角洲和浊积扇中各砂体微相的相互重叠构成区内最好的储层;该区沙三段沉积时期主要发育5套沉积体系,以冲积扇-扇三角洲-湖底扇沉积体系为主;在沙三段早中期,湖盆为水进沉积序列,西斜坡发育的扇三角洲和远岸浊积扇的砂体逐渐东移,展布范围逐渐扩大,而东陡坡扇三角洲中各亚相相带逐渐变窄,近岸浊积扇砂体呈长条状展布;到沙三段晚期,湖盆为水退沉积序列,西斜坡砂体展布范围、砂体厚度基本继承了前期的特征,东陡坡扇三角洲内各亚相相带逐渐变宽,并且向湖盆凹陷中心推进;沉积相带展布与迁移特征反映了古地形、边界同生断层、湖平面的相对变化以及物源的供给量等因素对沉积格局的控制。     

辽东湾断陷金县1-1低凸起东斜波沙三段泥岩古地层压力恢复及应用

烃源岩生烃过程中欠压实作用形成的异常高压是油气成藏的主要动力,而泥岩孔隙度演化记录了其地层压力的变化过程。根据现今泥岩压实剖面特征建立欠压实泥岩孔隙度计算模型,利用"回归反推"方法恢复成藏期沙三段欠压实泥岩古孔隙度增量,然后根据泥岩孔隙度压实模型恢复欠压实泥岩在成藏期的总古孔隙度,最后通过改进的Phillip-pone公式计算成藏期古地层压力并恢复其演化过程。研究表明,金县1-1低凸起东斜坡成藏期沙三段烃源岩普遍发育异常高压,古流体动力由南向北逐渐增强,压力系数分布呈现东南部低西北部高的特点,古流体压力的强弱变化规律对油气运移及有利目标的优选具有重要的意义。     

石西地区八道湾组三段辫状河三角洲的识别与沉积特征研究

针对前人提出准噶尔盆地腹部石西地区下侏罗统八道湾组三段为曲流河三角洲沉积的观点,笔者根据碎屑岩的结构、沉积构造及砂体的空间展布等特征,认为八道湾组三段是在较强水动力条件下牵引流沉积的产物,其沉积环境应属于辫状河三角洲沉积。通过对研究区八道湾组三段辫状河三角洲的沉积特征进行综合研究,认为该区辫状河三角洲发育2种亚相和5种微相:辫状河三角洲平原分流河道、河漫沼泽,辫状河三角洲前缘水下分流河道、支流间湾、河口砂坝。并分析了其展布特征与演化过程,推测该区八道湾组三段沉积早期湖平面下降,研究区内发育辫状河三角洲前缘沉积;中期湖平面继续下降,发育辫状河三角洲平原沉积;晚期湖平面上升,沉积物有所变细。西北部哈拉阿拉特山—德仑山及扎伊尔山物源体系是其主要物源区。     

北部湾盆地乌石凹陷东区始新统流三段水进型扇三角洲沉积特征

北部湾盆地乌石凹陷东区流沙港组三段岩性相对复杂,沉积差异大,横向变化快,连通性差,深入研究流沙港组三段沉积物源和沉积特征对油气勘探开发具有一定的指导意义。在系统的岩心观察与精细描述基础上,结合测井、地震和分析化验资料,针对研究区流沙港组三段沉积物源、沉积相类型及展布特征展开研究。综合分析认为,流沙港组三段物源来自于北部高地势地区,发育相对近物源的水进型扇三角洲沉积,砂体厚度较大,相带窄,相变快,其中三角洲前缘可进一步划分为水下分流河道、河口坝、席状砂、分流间湾等4种沉积微相;在物源分析、井震约束的基础上,依据井震结合含砂率等值线,同时结合测井平面相、地震反射结构、地震构型信息等,综合绘制研究区沉积微相平面展布图,确定了研究区流沙港组三段"大前缘小平原"的沉积特征,并最终建立了该区扇三角洲沉积模式,为乌石凹陷东区流沙港组三段油气勘探开发和储量计算提供了借鉴。     

冀东老爷庙油田古近系东营组东一段沉积相

老爷庙油田位于河北省唐海县老爷庙村,是冀东油田的主力油田之一。构造位置位于渤海湾盆地黄骅坳陷南堡凹陷西北部。根据分析沉积岩岩石成分和结构特征、泥岩颜色、沉积构造和岩相组合特征等沉积相标志,结合东营组东一段沉积时期西南庄断层下降盘倾斜的古地形背景以及西南庄和老王庄凸起古物源的古地理位置,将老爷庙油田古近系东营组东一段确定为扇三角洲沉积环境,并划分了主要的沉积微相类型,包括扇三角洲水下分流河道、河口坝和支流间湾微相,并对每类沉积微相的特征进行了分析。在此基础上以测井相为基本手段,应用砂岩百分含量等值线图,勾绘了老爷庙油田古近系东一段沉积微相的平面分布,讨论沉积微相的演化。依据东一段沉积微相平面分布,结合岩心分析资料,确定水下分流河道是主要的储层微相,其孔隙度为15%～24%,渗透率150×10-3～500×10-3μm2,储层的物性较好。分流水道的游走摆动、沉积物的快速堆积、储层较低的分选性和强烈的非均质性是导致老爷庙油田东一段油藏开发效果差的根本地质因素。恢复东一段沉积微相,可以进一步弄清优质储层的分布规律,为油田开发方案的调整提供地质依据。     

济阳坳陷牛庄洼陷沙三段三角洲前缘浊积岩特征

根据地质、测井、地震资料的综合分析,对济阳坳陷牛庄洼陷沙河街组三段三角洲前缘的浊积岩特征进行了研究。结果表明,该区存在砂质浊积岩体和细粒浊积岩体两种浊流沉积物。其中砂质浊积岩体粒度较细、结构成熟度和成分成熟度较低,结构和构造均反映了砂体具有滑塌再沉积的特点,可用Bouma序列来描述,常发育CDE,BCD,ABCD型浊流组合。砂质浊积岩体可进一步划为有根式和无根式两类。有根式砂体常呈扇形,可分为内扇槽道、中扇辫状水道、水道间、水道前缘和外扇无水道五种微相;无根式砂体常呈片状、舌状,可分为中心微相和边缘微相两个相带。细粒浊积岩属于低密度流的产物,不能用Bouma序列来解释,主要发育递变纹层泥岩和不均匀的块状泥岩两种细粒浊积岩。根据两类沉积物的沉积特征,建立了该区三角洲一浊积岩体综合沉积模式。论述了三角洲前缘浊积岩的成因及石油地质意义。