库车坳陷下侏罗统阿合组高分辨率层序地层特征

通过钻井岩芯、测井资料分析,库车坳陷下侏罗统阿合组可识别出6个长期基准面旋回以及20～23个中期基准面旋回.阿合组区域性隔层一般发育在长期基准面旋回上升到下降的转换位置或非对称型长期基准面旋回(只有上升半旋回)的上部.长期基准面旋回是该区建立高分辨率层序地层对比格架的基础和关键.根据层序界面特征和相序的不同,可将中期基准面旋回大致划分为三种结构明显不同的类型(向上:变深"的非对称型旋回层序,向上"变浅"的非对称型旋回层序,对称型旋回层序);中期基准面旋回是进行储层非均质性究、储层预测与生储盖组合分析的基本单元;中期基准面旋回明显地控制了储集体的岩性和物性的变化以及沉积微相的变化.中期基准面上升的早期易形成辫状河道砂体,岩性由粗变细,孔渗由高变低;中期基准面上升的中期一般为心滩坝沉积,岩性粗细和孔渗无规则变化;中期基准面下降的中晚期易形成河口坝、远砂坝砂体,其岩性由细变粗,孔渗由低变高;基准面下降的晚期易形成水下分流河道砂体,     

延安地区长6储层非均性特征

储层的物性是影响油气的聚集、储存和开采的重要地质因素。通过岩芯薄片、测井曲线、钻井资料等数据的统计分析,对延安地区延长组长6油层储集层的层内、层间和平面的非均质性特征进行研究,进而确定储层非均质性对油藏的形成及开发的影响。结果表明:延安地区长6储层为三角洲前缘亚相,水下分流河道砂体为主要的储油层,河道主体相对河道两侧非均质性较弱,储层表现为低孔-低渗的特征,层内非均质性较强,以下细上粗的反韵律为主,层理较发育,泥质夹层和钙质夹层为主要的层内夹层,渗透率表现为低孔-低渗的特征;储层内部单砂层较多且不连续,分层系数较大,层间隔层较发育,层间非均质性较强;从平面非均质性来看,砂体以条状、片状为主,砂体整体连通性一般较好,水下分流河道砂体的非均质性较弱,分流间湾、河口坝和天然堤等砂体的非均质性较强。从单层砂体来看,长6_2分层系数最大,层间隔层最多,层间非均质性最强;长6_4整体砂厚较薄,有效砂岩密度最小,非均质性也较强。     

辽河西部凹陷古近系扇三角洲前缘沉积特征

针对研究区砂体成因机制不明确的问题,对辽河西部凹陷A区块于楼油层沉积体系进行了分析。应用丰富的岩芯、测井及粒度等资料,对沉积相特征、平面展布及时空演化过程进行了详细描述。结果表明,研究区发育扇三角洲前缘亚相储层,可进一步划分为水下分流河道、河口砂坝、水下分流河道间砂、水下分流河道间泥及前缘席状砂5种微相。目的油层以水下分流河道沉积为主,呈条带状沿北西南东向展布,整体上表现为基准面下降的水退旋回。从下至上,y₂₄^I小层表现为基准面上升后又下降的震荡过程,y₂₃^I小层表现为基准面上升的过程,而y₁₂^I小层表现为基准面下降的过程。储层非均质性受沉积展布与沉积演化的影响。通过对研究区沉积体系的精细解剖,为"相控建模"和进一步的剩余油分布研究提供了坚实的地质基础,为开发方式的调整提供了重要依据。     

准噶尔盆地红山嘴地区克拉玛依组砂体展布特征及其主控因素分析

综合岩心、测井、粒度等资料,对红山嘴地区克拉玛依组沉积、层序特征进行分析,在此基础上对砂体空间展布特点与主控因素进行详细研究。结果表明:研究区克拉玛依组主要发育辫状河三角洲沉积,可划分为1个超长期基准面旋回,并细分为4个长期旋回;辫状河道、辫状分流河道、辫流坝、水下分流河道及河口坝是其主要成因砂体,不同成因砂体的展布特点与沉积环境及基准面旋回有关;超长期基准面旋回早期以陆上辫状河道沉积为主,随着基准面上升,水下砂体出现的频率增大;长、中期旋回控制着砂体叠加样式转变,切叠式厚层砂砾岩体多发育在旋回的底部或顶部;在短期旋回上升过程中以形成平原地区河道砂体为主,而随着基准面下降,沉积作用则向前缘地区迁移,形成反韵律河口坝砂体。     

基准面旋回对储层宏观非均质性的控制——以胡状集油田沙三中6—8油层组为例

储层层间非均质性与沉积微相和砂体发育规律关系密切,明显受控于基准面升降造成的可容空间变化和沉积物通量大小.通过对胡状集油田沙三中6—8油层组基准面旋回的识别、划分与对比,建立了该区高分辨率层序地层格架,采用砂岩分层系数、分布密度和隔层密度、频率等参数描述了各中期旋回储层层间非均质性变化,认为储层宏观非均质性受控于基准面的旋回变化,长期基准面上升的早期和下降的晚期形成的中期旋回,储层非均质性弱,长期基准面旋回由上升到下降的转换时期储层非均质性强.     

辽河油田古近系沙河街组三段储层宏观非均质性研究——以沈84-安12块储层为例

通过对本区辫状河三角洲沉积体系内各微相砂体的平面及空间展布、砂体的几何形态、孔渗特征等研究 ,揭示了辽河油田沈 84-安 1 2块古近系沙河街组三段储层的宏观非均质特征 .对沉积体系内河口坝及水下重力流砂体、水下分流河道砂体、辫状分流河道砂体、决口扇及决口河道砂体的几何形态特征及内部物性分布规律进行了重点分析 ,总结了本区储层特征 :单砂体多数呈正韵律 ,层内孔渗特征差异明显 ,单层层数多 ,砂体沉积微相变化快 ,储层在平面上及垂向上、层间及层内的非均质性较强 .并得出如下结论 :本区三角洲前缘的水下分流河道砂体和三角洲平原的辫状分流河道砂体均达到中孔、中高渗储层标准 ,是本区主要含油砂体 .     

吴旗油田420井区长61储层非均质性研究

综合利用岩心分析、压汞试验、铸体薄片和扫描电镜等资料,结合地质统计学方法,研究了吴旗油田420井区长61储层的宏观和微观非均质性特征。研究表明,吴旗油田420井区长61储层的层内非均质性弱,层间非均质性不强,平面非均质性中等。长61储层粒间孔(3.27%),长石溶孔(0.75%),岩屑溶孔(0.18%),平均孔径31.29μm,平均面孔率4.01%。长61储层胶结类型有薄膜～孔隙、加大～孔隙、孔隙、薄膜等。岩石颗粒呈磨圆、次圆～次棱角状。磨圆度差,分选中～好,杂基含量低,粒度在0.1 mm～0.4 mm之间。沉积物结构成熟度高,碎屑颗粒之间为线接触。长61储层孔隙结构总体以小孔细喉型为主,其次为中孔中喉型和小孔微喉型。     

珠江口盆地珠海组-韩江组基准面旋回与储层非均质性的关系

珠江口盆地珠海组-韩江组储层为一套砂、泥互层的组合类型,储层非均质性较强,其中层内非均质性明显受基准面升、降和可容纳空间及沉积物供给量的变化影响.通过高分辨率层序地层的超短期基准面升、降旋回过程与储集物性关系的分析,建立了4种不同类型的非均质模式,探讨了向上变深非对称型和向上变深复变浅对称型超短期基准面旋回层序对储层非均质性特征的控制作用.     

卞东油田阜三段沉积微相及储层非均质性研究

卞东油田阜三段为三角洲沉积,发育三角洲前缘亚相。通过岩心与测、录井数据观察分析本区三角洲沉积特征,识别相标志,划分出水下分流河道、河口沙坝与前缘沙席三个主要的沉积微相,其中水下分流河道与河口沙坝是本区储层的主体相带。储层层内、层间及平面非均质性较强,隔层趋向分布于远离物源的方向,砂体连通性差,平面非均质性受沉积相带及砂体展布形态控制。     

基于中期基准面旋回变化的沉积微相特征与演化分析——以松辽盆地扶新隆起带南部扶余油层Ⅰ砂组为例

基于高分辨率层序地层格架的沉积微相特征与演化分析是油气储层沉积学研究中的一个重要问题.利用22口取心井岩心资料和830口井的录井、测井资料,通过对各级次基准面旋回精细划分与对比,建立了高分辨率层序地层格架,并在等时地层格架内分析沉积微相特征及演化.研究表明,扶余油层Ⅰ砂组可划分为1个中期基准面旋回、5个短期基准面旋回.中期起基准面的升降变化控制沉积微相的空间演化.早期的基准面缓慢上升阶段发育高可容纳空间条件下形成的分流河道复合体,中期的基准面快速上升阶段发育中高可容纳空间条件下的沉积特征,沉积微相类型增多,A/S变化的不均一性造成沉积特征发育差异性,晚期的略有下降阶段发育中低可容纳空间条件下的沉积特征,水下分流河道和河口坝(或叠置的席状砂)较发育,但规模较小.     

吴起北部长6段沉积微相特征及其对储层非均质性的影响

为解决鄂尔多斯盆地吴起北部长6段沉积微相环境多变且储层非均质性强,加之两者之间关系复杂,导致储层有利区预测困难的问题,采用岩心观察及薄片鉴定、粒度分析、测井分析等方法对长6段的沉积微相特征进行研究,并利用统计学方法对储层的非均质性特征进行探讨。在此基础上,从河道期次、单期河道砂体厚度、河道的叠加宽度以及砂体连通性等角度分析了沉积微相与储层非均质性的关系。结果表明：湖泊三角洲前缘亚相沉积为研究区长6段的主要沉积体系类型,沉积微相类型较多,包括水下分流河道、水下天然堤、分流间湾和河口坝;单期河道的砂厚变化范围影响储层层内非均质性的强弱,河道期次与层间非均质性关系密切,而分流河道的叠加宽度以及砂体的连通性主要控制储层平面非均质性。     

陕北长6油层组短期基准面旋回与储层非均质性的关系

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长６油层组为一套砂、泥薄互层的组合类型,储层非均质性很强,尤以层间的非均质性最为严重,明显受基准面升、降,和可容纳空间及沉积物供给量的变化影响。通过高分辨率层序地层的短期基准面升、降旋回过程与储集物性关系的分析,建立了６种不同沉积微相的非均质性模式,探讨了向上变深、向上变浅的非对称型和向上变深后复变浅的对称型短期基准面旋回层序对储层非均质性特征的控制作用     

准噶尔盆地阜东斜坡区头屯河组储集层非均质性综合研究

探讨准噶尔盆地东部阜康凹陷的阜东斜坡区头屯河组储集层非均质性,为储集层开发以及采油率的提高提供理论帮助。从宏观与微观非均质性入手,通过粒度、渗透率、夹层、砂体的几何形态的变化研究,对研究区头屯河组进行非均质性剖析。结果表明,头屯河组整体非均质性较强,尤其是头屯河组第二段。沉积背景的差异对于储集岩的岩石成分和沉积特征产生重要影响,A/S比值变化加剧储集层宏观非均质性程度;弱成岩作用以及地层超压的不均匀分布改变储集层内部孔隙结构以及孔隙类型,对储集层微观非均质性有重要的影响。头屯河组储集层非均质性强是上述多种原因共同作用的结果。     

准噶尔盆地沙窝地地区三工河组二段上亚段相序组合类型

准噶尔盆地沙窝地地区三工河组二段上亚段(J1S21)为曲流河三角洲前缘沉积,水下分流河道与河口砂坝2类主要储集砂体垂向上相互叠置,构成削截式与完整式水下分流河道、孤立式河口砂坝、河上坝、下残式与完整式坝上河等相序组合类型,分别形成于向上变深、向上变浅、向上变深复变浅及向上变浅复变深基准面旋回中.其中完整式水下分流河道、下残式与完整式坝上河相序组合类型有利于形成岩性油气藏.     

东濮凹陷卫城油田卫2块沙三下亚段储层非均质性及对剩余油分布的影响

针对东濮凹陷卫城油田卫2块储层构造复杂且非均质性程度高的特点,利用岩心常规物性测试、薄片鉴定等技术,结合动态数据和测井参数解释资料,对储层非均质性及其对剩余油分布的影响进行了研究,探究有利的挖潜区块。结果表明:研究区储层层内非均质性严重,层间非均质性中等,平面非均质性较为复杂,其分布与沉积微相展布特征有很好的对应关系,水下分流河道主体部位非均质弱,向河道侧翼过渡非均质性有变强的趋势。正韵律水下分流河道砂体的顶部剩余油富集,反韵律河口沙坝主体砂体的顶部及其侧缘砂体的中下部剩余油相对集中,为研究区剩余油挖潜提供了依据。     

海绿石砂岩储层物性的差异性

为了解海绿石砂岩油藏的储层特征及其物性的差异性,文中应用岩心、镜下薄片等资料进行分析,研究发现海绿石砂岩的碎屑颗粒组分主要为石英和海绿石矿物,海绿石含量在5%~50%之间。储层孔隙类型以粒间孔为主,储层的非均质性较强。研究区主要发育中低孔、中低渗储层,海绿石砂岩储层内部孔渗的差异性变化主要受沉积微相、基准面旋回与岩矿微观结构的控制。在此基础上,微观结构中又可细分为刚性颗粒、粒径与微裂隙三类成因。一般来说,潮坪沉积的潮道微相,A/S相对低位区和刚性颗粒含量高、粒径较大和微裂隙发育是海绿石砂岩储层物性改善的有利条件。     

安塞油田晚三叠世长7油层组沉积微相及储层非均质性研究

安塞油田晚三叠世延长组长7油层组发育浅水型三角洲前缘沉积亚相,进一步划分为水下分流河道、分流间湾、河口坝、席状砂等沉积微相,其中以水下分流河道和分流间湾最为发育。安塞油田长7油层组砂岩以长石砂岩及岩屑质长石砂岩为主,砂岩中填隙物含量较高,主要为绿泥石膜、高岭石、铁方解石、发丝状伊利石等,其中铁方解石胶结物含量最高。从层间非均质性、层内非均质性、平面非均质性3个方面来看,安塞油田长7油层组的储层非均质性强,孔隙度、渗透率高值点沿砂体的展布方向呈片状及点状或不规则状展布,在沉积微相的主砂体体部位孔隙度、渗透率值较高,向砂体的侧翼和沉积末端随砂体厚度的减薄,孔隙度、渗透率值变低。     

宝浪油田储层夹隔层特征及储层非均质性研究

焉耆盆地宝浪油田三工河组为浅水缓坡型辫状河三角洲沉积,储层非均质性强。通过河道类型分析,运用沉积旋回原理划分出4个退积式叠置的短期旋回。不同沉积旋回导致河道类型、砂体规模、夹层分布、储层厚度、砂体拼接方式等非均质特征呈规律性变化,可容空间变化引起储层非均质改变。夹层的成因、类型、分布特点是造成该区储层严重非均质的主要原因。准确认识砂体叠置关系及储层夹隔层特征有助于提高油田的开发水平,对提高最终采收率具有现实意义。     

鄂尔多斯盆地城华地区长3油组高分辨率层序地层学分析

运用高分辨率层序地层学的基准面旋回原理,以钻井、测井资料的综合研究为基础,对鄂尔多斯盆地城华地区长3油层组进行高分辨率层序地层学分析,将其划分为超短期、短期和中期3个级次的基准面旋回层序.各级基准面旋回可进一步分为向上"变深"和向上"变浅"非对称型与对称型两大类3种基本层序类型和更多的亚类型.重点论述了超短期基准面旋回层序沉积背景、叠加式样和沉积动力学过程.在研究超短期和短期旋回叠加和分布规律的基础上,总结出短期基准面旋回的分布模式.研究表明自水下分流河道向河口坝中期基准面旋回层序结构稳定的变化规律,与处于三角洲强烈进积期的长3油层组沉积演化特征是一致的.     

泌阳凹陷毕店地区核桃园组核三段沉积特征与含油性研究

毕店地区位于多物源交汇带,沉积相带变化快,各个物源作用范围界定不清,受不同相带控制的砂体发育规律认识不清。通过对研究区沉积特征及含油性研究,对确定砂体规模和分布范围、寻找岩性-构造复合型油气藏有重要现实意义。本文在岩心、录井、测井及测试分析等资料研究基础上,认为研究区西部、北部、东北主要发育曲流河三角洲沉积体系,南部发育扇三角洲沉积体系以及东南部发育重力流与湖泊沉积体系;研究层段的基准面经历过6次上升和3次下降过程,在基准面相对较低时期,其主体沉积微相为水下分流河道、河口坝(前缘砂),沉积砂体较厚,水下分流河道延伸范围广,河道分支较多;在基准面相对较高时期,其主体沉积微相为远砂坝(席状砂)、湖相,沉积砂体薄,水下分流河道规模小、数量少,远砂坝及席状砂大面积发育。结合构造、生产动态数据,认为研究区油藏属于构造油气藏、岩性油气藏和复合油气藏,油气聚集受构造情况、优势沉积相,基准面升降等控制明显。