塔里木盆地阿克苏-柯坪地区寒武系-奥陶系的沉积环境

本文讨论了塔里木西北缘厚一千余米的寒武系-奥陶系暗色碳酸盐岩夹细碎屑岩系的沉积环境。寒武系以粉-细晶白云岩、微晶叠层石白云岩夹细碎屑岩为主;奥陶系以含硅粉-细晶白云岩、内碎屑岩、细碎屑岩与灰岩的混合岩互层为主。根据矿物成分、生物化石、结构构造、岩石的元素、稳定同位素、矿物组合等判断,其沉积环境为半封闭的潮坪环境至开阔的陆棚沉积环境。     

乐山范店牙形石的发现及寒武-奥陶系界线——兼论牙形石色变指数与含油气关系

本文对四川乐山范店寒武、奥陶系界线上下的牙形石进行了研究,已发现有5属11种.其组合面貌与我国华北、南方地区下奥陶统最底部的牙形石组合大体一致,从而为该地寒武-奥陶系界线的重新划分提供了生物化石依据.确认该地白云岩与灰岩的界线并不是真正的寒武-奥陶系分界线,正确的分界线应在原岩性界线之下约5m的白云岩处.因此,本剖面中-上寒武统洗象池组顶部约5m的白云岩不是寒武系,应属奥陶系.最后,对界线上下牙形石的颜色进行鉴定,其色变指数低,属2级,为生成液态烃适宜的成熟度范围,提出是有利的生油区之一     

克拉通盆地的地层层序格架──以贵阳乌当奥陶系为例

本文重点讨论了克拉通盆地地层层序格架的几个间题，如桑德（Ｓａｎｄｅｒ）法则的肯定和认识、旋回含旋回等。并且认为对克拉通盆地地层层序格架进行研究时，应先从“米级旋回层序”（五级或四级旋回）入手，研究其垂直叠加状态，然后归纳和识别出更长周期的层序，从而建立一个点的地层层序格架，由点向面建立整个盆地的地层层序。最后以贵阳乌当奥陶系为例，建立一个该地区的包含不同旋回级次的地层层序格架，即３个层序、６个亚层序，每一个亚层序由数十个米级旋回层序组成。     

非渠化海相碳酸盐岩滩储集地质体的构型研究

１９８５年Ｍｉａｌｌ创立于河流沉积体系的构型单元分析方法可通过旋回性分级特征运用于非渠化海相碳酸盐岩滩沉积体中，并且在构型界面和构型 与河流沉积体的划分可进行对比，所获得的非均质性储层地质模型表明，沉积体最小的均一性单元是由二级界面所限定的较小规模中层型，该构型规模以上的非均质性特征受构型界面级次和构型单元多样性的控制。     

南方海相地震资料脊波非线性阈值去噪方法

小波分析方法在数据处理中已得到成功广泛的应用,这主要得益于它的局部时频分析能力,但是小波分析对方向的表征能力有限。脊波变换具备优越的方向选择性能,能更好地处理含有线状变化特征的信号。本文针对低信噪比地震记录,尝试研究利用脊波变换方法对其进行处理,提高剖面资料信噪比,突出同相轴信息。在对南方某油田的实际地震资料的处理中,可以发现处理后的地震剖面同相轴品质及连续性有了明显改善,信噪比增强,分辨率相应提高,体现出了该方法相对常规小波分析方法的优越性。     

从已发现的油气田看中国海相油气勘探

中国海相油气勘探的主要目标是古生界碳酸盐岩,在漫长的演化历程中它的主要成藏类型是准原生型。对形成保存至今的工业油气藏来说,碳酸盐岩中有效烃源岩的总有机碳含量下限应≥0.5%,滨海相或海陆交互相煤系可对生烃作出重大贡献。碳酸盐岩中的储集体受裂缝—岩溶发育程度的控制而分为三种基本类型:(1)以孤立的缝洞储集体为主者称纳溪型,各储集体内的流体性质、压力均可有不同;(2)各储集体间相互连通从而有统一的压力和气、油、水界面,若其似块状者称任丘型,若其似层状者则称威远型;(3)居于这两个端元间的过渡类型为塔河型,其各部分之间的流体性质和压力可有一定差别,无统一油水界面。应注意对似层状储集体的勘探研究,保存条件的好坏对海相油气田有决定性的意义。在分析复杂的多期成藏史中,要注意古隆起和晚期成藏的辩证关系。我国的海相油气勘探有难度,要重新评价有效和高效烃源岩,从较浅部和次生油气蒇入手逼近油气源,寻找主力油气藏,要重视岩性圈闭和各构造(形变)层间的不吻合性。中国的海相油气勘探方向可分为优先勘探、立争突破、劣中选优三个层次。     

中国古生界海相地层油气勘探

影响中国古生界海相油气勘探并且需要加强研究的主要问题是:保存条件的认识与有利区预测;有效烃源岩与资源潜力;储层的复杂性及其对非构造圈闭的影响。保存条件分为三个层次:含油气盆地的保存、含油气系统的保存、油气藏的保存。塔里木、四川、鄂尔多斯三大克拉通盆地是中国古生界保存较好的盆地,是海相油气勘探的战略目标区,另外还有准噶尔、楚雄等盆地。盆地斜坡相泥岩及泥状灰岩是海相油气勘探的主要烃源;海陆过渡相烃源岩发育区是重要战略方向;陆表海碳酸盐岩烃源岩区是中小油气田勘探领域。从储层条件来说,下古生界应以非砂岩岩溶储层为主要勘探对象,溶蚀不整合面广泛发育,已发现的下古生界大中型油气田仅见于碳酸盐岩溶储层;上古生界以孔隙性碎屑岩及碳酸盐岩储层为主要勘探对象,晚古生代的构造一古地理演化为这两类储层的广泛发育提供了条件。     

塔河油田下奥陶统碳酸盐岩储层对比及储层剖面模型

塔河油田奥陶系储层为岩溶缝洞型的碳酸盐岩储层，缝洞储层的形成与古岩溶作用密切相关，风化壳期岩溶作用对储集空间的发育程度有明显的控制作用。不同的储集空间类型受控于不同的岩溶古地貌单元。裂缝性储层主要分布于风化壳型岩溶不发育地区，或褶皱和断裂构造较发育的变化强烈部位；裂缝-孔洞型储层的分布与古岩溶发育带和岩溶斜坡地区密切相关；裂缝-溶洞型储层其分布与裂缝及古岩溶发育带密切相关，常常是在古岩溶高地边缘或部分岩溶斜坡区，多位于多组构造线的交汇处及褶皱的轴部等。为进一步探讨研究区缝洞型碳酸盐岩储层的空间展布规律，根据暴露区淡水岩溶作用发育特点，依据碳酸盐岩储层的波阻抗响应特征、测井曲线、测试成果及开发动态资料，在恢复古岩溶地貌的基础上，对塔河油田（6区）的岩溶值得层进行了划分与对比。研究结果显示高产井多位于古岩溶地貌相对较高部位，而产量较少或没有出油气的井，则位于岩溶地貌相对较低部位。表明早期的古地貌形态对奥陶系碳酸盐岩溶蚀孔洞的发育具有明显的控制作用。岩溶储层的垂向发育和分布主要受碳酸盐岩古岩溶风化壳垂向分带性的影响，纵向上由风化壳顶面向下储层发育逐渐变差。以奥陶系古风化壳顶面为界，向下每60m为单位，对深度0-60m、60-120m、120-180m、180-240m岩溶储层的纵横向分布特征进行了分析，并建立了相应的储层剖面结构模型。