层序地层学在秦南凹陷东南斜坡隐蔽油气藏勘探中的应用

探讨隐蔽油气藏在层序格架内的展布规律及预测方法。在层序地层学理论指导下,综合运用钻井、测井以及地震资料,对渤海秦南凹陷东南斜坡区古近系东营组层序地层特征进行了精细研究,把东营组划分为3个Ⅲ级层序:东三、东二和东一层序,并建立东三层序的沉积模型,总结了隐蔽油气藏成藏模式。研究结果表明:在东三层序晚期水体下降,物源供给充足,储层十分发育并且分布范围广,与东二层序稳定分布的泥岩相配合可形成大规模的地层油气藏;早期水体逐渐上升,可形成超覆尖灭岩性油气藏。东二层序厚层泥岩之下,受湖平面变化控制的砂体展布特征和油气输导条件是隐蔽油气藏的成藏主控因素。秦南凹陷隐蔽油气藏勘探潜力巨大。     

鲁西地区陆表海含煤沉积凝缩层特征与分布

运用沉积学、层序地层学、古生物学等多学科相结合研究方法,对鲁西晚古生代陆表海地层中的凝缩层沉积特征及其空间展布进行了分析.研究发现:鲁西陆表海盆地层序的凝缩层主要形成于远洋的浅水环境,以灰至浅灰色的中厚层生物泥晶灰岩为主,局部地区变为黑色页岩或泥岩.在此基础上,分析了不同层序内的凝缩层分布特点,其中:层序1的凝缩层总体以海相灰岩为主,在西部过渡为海相泥岩;层序2的凝缩层主要是泥晶灰岩及其与煤层之间的薄层黑色泥岩,为层序地层界面对比重要标志;层序3的凝缩层以灰岩和泥岩为主,厚度较薄.     

乌尔逊—贝尔凹陷岩性-地层油藏形成条件及分布规律

乌尔逊—贝尔凹陷是海拉尔盆地油气勘探的主区域,其剩余资源潜力较大。根据岩性-地层油藏成藏特征及分布规律,对有利勘探区带进行预测。研究结果表明:乌尔逊—贝尔凹陷发育3套主力烃源岩、6种沉积体系,发育4类储层及多个高孔隙带,经历5期构造运动,形成6次沉积间断,在垂向上形成3套生储盖组合,为岩性-地层油藏的形成提供有利的地质条件。按照圈闭成因及其几何形态,将其发育的岩性-地层油藏划分为岩性油藏、地层油藏和复合油藏3种类型油藏。油气主要沿不整合面及不同级次湖泛面上下分布,平面上围绕生油洼槽分布,不同的构造带上岩性-地层油藏类型特征不同。经钻探新发现3个整装规模储量的岩性-地层油藏,勘探效益显著。     

BN洼陷岩性油气藏成藏主控要素分析

B盆地勘探风险大程度低,一直以寻找构造油气藏为主。2010年在其北部斜坡带首次发现Baobab N岩性油藏,拓展了盆地勘探新领域;其成藏具典型代表性,可为盆地其他凹陷岩性勘探提供指导。通过成藏要素分析,结合油藏和砂体展布特征,探讨了BN岩性油藏的成藏主控要素。研究表明:BN岩性油藏受构造和岩性双重因素控制。洼陷发育优质烃源岩,且与砂体直接接触,具较好的生储盖组合。控制油气沿其周缘分布,具构造背景的砂体利于油气充注,而扇中辨状水道微相控制油气富集,具良好封堵能力的断层与反转构造有机配置为BN洼陷岩性成藏最重要的控制因素。对于强反转裂谷盆地来说,保存条件要求相对苛刻,上覆M组厚层泥岩质纯厚度大;且不同程度地发育超压,为油气藏保存提供优越的条件,控制岩性体最终成藏。     

桩106井区馆陶组油气藏形成条件及控制因素

老河口油田桩106地区馆陶组是曲流河道砂体成藏.本文从构造、沉积及储层特征的研究入手,分析了曲流河道砂体油气藏的形成条件、油气藏类型,并寻找该地区河道砂体成藏的控制因素.认为主要含油层系为馆陶组上亚段曲流河河道砂体,主要有上倾尖灭岩性油气藏、透镜状岩性油气藏和构造岩性油气藏等3种油藏类型.丰富优质的油源、优越的油气运聚条件以及良好的储盖组合是该区油气富集的主要原因.盆控断层和输导层共同构成“网毯式”的油气输导体系,对该区馆陶组油气的运聚起到重要的控制作用,储盖组合决定油气富集层位,沉积相变影响储层分布及物性,从而影响含油层系的分布.     

英买X1白云岩油藏非均质性定量表征及建模研究

英买X1白云岩油藏目前已经进入特高含水开采阶段，因此，对储层进行非均质性定量表征并寻找剩余油分布规律显得尤为重要。从野外地质露头研究着手，结合单井实钻以及井间特征，明确了英买X1白云岩油藏非均质性主要受沉积旋回和岩性特征控制，优质储层主要发育于细-中晶白云岩，泥晶和泥-粉晶白云岩形成的低渗透条带影响了流体渗流特征，储层发育的6套低渗透格架层主要控制了剩余油分布规律。利用地层真厚度计算方法和薄层反演技术，搭建地层格架，并约束油藏地质模型和数值模型，预计白云岩区剩余油储量133.33×10⁴ t，措施增油量可达22.9×10⁴ t，技术思路对同类型油藏的开发具有重要的参考价值。     

东营凹陷胜坨地区沙河街组沉积体系及其油气源特征

古近系沙河街组是东营凹陷胜坨地区最重要的储集层段。利用岩心观察、扫描电镜、岩心分析化验资料和地震资料对胜坨地区古近系沙河街组沉积特征及其油气源特征进行了研究。结果表明，东营凹陷北部陡坡带发育不同成因类型的砂砾岩群体，在平面上沿胜坨北部陡坡带呈裙带状分布，优质储层主要发育在中扇辫状水道砂体中。胜坨地区各类砂砾岩扇体油藏受断裂活动和生烃系统的双重控制，形成了在平面上由下降盘、断裂带到上升盘依次分布岩性油气藏、构造油气藏、地层型油气藏。油源对比结果表明，深层沙四段岩性油气藏和部分沙三中-上构造-岩性油气藏中的原油来自于沙四段成熟烃源岩。胜北断层上升盘的地层油藏中，以低成熟稠油为主，生物标志物体现出沙三上烃源岩特征；在下降盘沙三段储层中的原油来自沙三下烃源岩，中-浅层（沙三中-沙二）有大量原油来自于沙三和沙四段烃源岩的成熟混源油。油气主要的运移通道是储集性砂体和断层。     

层序地层特征与油气成藏关系——以塔中4油田为例

 将层序地层学理论与油气成藏理论相结合,从层序特征、沉积体系和油气成藏条件等方面探讨了塔中4油田CI油组层序地层特征与油气成藏模式。综合利用地震、测井及岩心资料,开展塔中4油田CI油组层序地层学研究,将其划分为2个三级层序、5个准层序组、9个准层序。在层序地层格架内进行沉积特征研究,确立研究区发育潮坪和三角洲两类沉积体系。在层序及沉积特征研究基础上,对油气成藏的要素进行分析,确立沿断输导它源成藏模式。CI油组本身烃源岩不发育,油气主要来源于下覆奥陶和寒武统烃源岩。储集层主要分布在SQ1及SQ2的海侵体系域。油气从烃源岩中沿着大断裂向上运移到CI油组成藏,发育有岩性、断层-岩性及微背斜3种类型油气藏。     

鲁西晚古生代海相凝缩层沉积特点及地质意义

依据钻井资料、地层资料及相关地质资料,采用沉积学、层序地层学、煤地质学多学科相结合方法,对鲁西地区晚古生代陆表海沉积进行层序划分,在此基础上分析了不同体系域与凝缩层的关系,探讨了凝缩层与成煤作用的耦合特征,结果表明:鲁西陆表海沉积地层可划分为3个三级层序和24个小层序,每个三级层序由海侵体系域和高位体系域组成。凝缩层主要分布在海侵体系域顶部,即中期基准面旋回顶部,为1个短期基准面旋回,表现为微晶灰岩沉积,局部地区是深水泥岩;该区凝缩层与被动大陆边缘盆地浓缩层有着本质区别,可全区对比;凝缩层与煤层形成具有重要的耦合关系,层序1凝缩层为十四灰和下伏炭质泥岩,层序2的为十灰和16煤,层序3的为三灰和7煤组合,对应煤层的煤化作用开始时间与灰岩形成时间一致,可以用海侵事件成煤模式来解释。     

松辽盆地徐家围子断陷沙河子组层序地层格架建立与模式研究

岩性地层油气藏的勘探思路与常规油气藏有着本质的不同,层序地层学是预测岩性地层油气藏并揭示其分布规律的有效理论和方法。综合运用岩性、测井、三维地震等资料,识别出徐家围子断陷沙河子组三级层序界面,建立等时层序地层格架,将研究区目的层划分为4个三级层序;并通过初始湖泛面和最大湖泛面的识别,划分出层序内部低位体系域、湖侵(水进)体系域和高位体系域。根据古地形、盆地结构、断陷演化和地层特征,建立了研究区目的层层序模式:单箕状斜坡式和双箕状顺列式;并初步分析了层序模式与油气的关系,预测了岩性地层气藏的分布。     

基于复杂岩性识别的低渗储层综合分类评价

Q油田沙一段-沙二段广泛发育陆源碎屑与湖相碳酸盐岩的混合沉积,陆源碎屑与碳酸盐岩不同程度、不同形式的混合构成了多种岩性组合,总体上属于低孔低渗储层。针对该油田岩性复杂、低孔低渗等特点,利用岩芯、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜及ECS测井等资料建立了一套基于复杂岩性识别的低渗储层综合评价方法。该方法选用岩性、有效厚度、渗透率、孔隙度、排驱压力、中值半径、分选系数共7种评价参数,其中排驱压力、中值半径和分选系数是属于微观孔喉结构参数,通过压汞资料得到,在地质条件约束下采用层次分析法求取各个参数的权重值并求得储层综合评价参数。基于该评价方法将该区储层划分为3类,其中I类储层以生屑云岩、鲕粒砂岩等岩性为主,溶蚀孔发育,孔隙连通性好,测试产能高,为低渗储层中的“甜点”。     

松辽盆地西部斜坡大岗地区白垩系油砂储层成因类型及其影响因素

 松辽盆地西部斜坡油砂资源丰富,其形成与松辽盆地的形成、构造演化、地层沉积以及油气聚集都有密切关系。本文利用钻井、岩石薄片、物性测试数据等资料,对该区储层岩石学与沉积学、孔渗等特征进行了深入分析。结果表明,西部斜坡油砂储层主要分为2种类型：分别为三角洲前缘水下分流河道高孔高渗储层和河口坝高孔中渗储层。该区储层岩性主要为细粒岩屑砂岩,储层孔隙类型以原生粒间孔为主,储层岩石具有成分成熟度偏低、结构成熟度中等的特点。其主要受沉积相带、断层和成岩作用的影响。沉积相带和成岩作用起决定性作用,而断层只在局部起控制作用。     

渤海湾盆地歧口凹陷古近系沉积体系重建与储集层评价

应用陆相层序地层分析与传统沉积学等方法,探讨渤海湾盆地歧口凹陷古近系沉积体系的空间展布规律与有利储集层发育特征,为高勘探程度区油气二次勘探部署提供支撑.研究结果表明歧口凹陷古近系斜坡作为古地貌单元的主体,为大面积岩性油气藏的形成奠定了地质基础;除四大盆外隆起物源外,孔店、港西等盆内凸起也是碎屑沉积体系的重要物质来源,斜坡区既富泥也富砂;古近系相序完整,环湖规模性发育了辫状河三角洲、扇三角洲、远岸水下扇、湖泊碳酸盐岩等相类型;中深层储层具有原生、次生孔隙与微裂缝共存的特点,在异常高压、早期油气充注和次生溶解等作用下,中深层也发育优质储层,斜坡区的勘探下限可达5km;多类储集体与歧北挠曲斜坡、板桥斜坡、埕北断坡等匹配形成地层超覆、不整合遮挡、上倾尖灭等地层-岩性圈闭带.勘探结果发现了歧北斜坡、埕北断坡亿吨级储量区,板桥斜坡形成了千万吨级效益储量区.斜坡区作为断陷湖盆负向构造单元,是地层-岩性油气藏有利的勘探领域.     

煤与页岩低温氮吸附孔隙结构特征与分形特征对比——以阳泉地区山西组15#煤与页岩为例

以山西组高煤级煤与页岩样品为例,通过低温氮气吸附实验研究了样品的孔隙结构特征,并基于FHH分形模型计算了样品的分维值,对页岩与煤层的孔隙分形特征进行了对比研究。结果表明:页岩样品以微孔为主,同时含有一定量的过渡孔,主要的储集空间由微孔和过渡孔提供。高煤级煤样品以过渡孔为主,主要的储集空间由过渡孔提供。在测试孔径范围内,页岩样品的比表面积远大于高煤级煤。页岩的孔隙形态上以四周开放的平行板孔和裂缝型孔为主,具有部分细颈瓶孔,高煤级煤的孔隙形态以封闭型孔为主,反映页岩储层微观渗流能力更强,可能是页岩中游离气比例高于煤层的原因之一。页岩与高煤级煤均具有显著的分形特征,页岩样品分维值高于高煤级煤,说明页岩孔隙的空间结构比高煤级煤更为复杂,非均质性更强;同时二者均具有双重分形特征,页岩渗流孔分维值低于吸附孔,反映页岩吸附孔孔隙结构更为复杂。与页岩相比,高煤级煤渗流孔和吸附孔的分维值均小于页岩,孔径分布集中于过渡孔,有利于煤层气快速到达产气高峰;而页岩孔径分布则集中于微孔和过渡孔,吸附气含量更高,并且过渡孔的孔隙结构以平行板孔为主,孔隙结构特征较微孔简单。     

鄂尔多斯盆地长7段泥页岩层系储层特征及其页岩油意义

陆相页岩油气资源是当前非常规油气研究领域热点。综合使用多种实验手段对鄂尔多斯盆地三叠系长7段泥页岩的岩性特征、成因类型、储集空间及地球化学特征进行分析。结果表明:岩石组分以泥质矿物为主、有机组分和陆源粉砂其次;成因类型主要为深湖—半深湖相页岩、三角洲相泥岩和沼泽相泥岩;储集空间类型主要为页理缝和基质微孔;实际地质样品的地球化学分析表明,样品中烃类组分随热演化程度的不断升高,呈规律性变化。泥页岩层系的热演化程度接近生油窗结束阶段时,已生成的烃类中有相当一部分进入了临近的非源岩夹层中,砂岩夹层含油性优于泥页岩段,烃类组分以饱和烃、芳香烃含量高为主要特征;H317井长7段泥页岩层系中砂岩夹层及部分块状泥岩具有较好的含油性,物性相对较好,脆性矿物含量较高,加之该段泥页岩层系中烃类流体的黏度和密度相对较低,流动性较好,因此砂岩夹层及部分块状泥岩可以作为页岩油勘探的有利目标。针对黑色页岩,可参考油页岩原位改质等相关技术方法进行试探性开采页岩油。     

东营凹陷沙河街组页岩油储层微观孔隙结构研究

储层微观孔隙结构研究可为页岩油勘探开发提供依据。利用氩离子抛光扫描电镜实验和孔隙图像储层结构参数统计方法,分析了渤海湾盆地东营凹陷沙河街组18块岩芯样品的微观孔隙发育特征。结果表明,东营凹陷沙河街组页岩油层段的孔隙类型主要包括粒间孔、溶蚀孔、晶间孔和晶内孔,泥质粒间孔提供的面孔率贡献最大,溶蚀孔对有较高的面孔率贡献,晶间孔和晶内孔的面孔率贡献最低。页岩油储层孔隙的孔径属于纳米级和微米级,数量上纳米级孔隙占绝对优势,但储层面孔率主要由在数量上不占优势的微米级孔隙提供。因此,东营凹陷沙河街组页岩油层段的主要储集空间属于微米级孔隙。     

油气田低电阻率油层成因机理分析

为提高低电阻率油层测井评价的可靠性，本文选取大港油气田低电阻率油层作为研究对象。通过对储层沉积特征、泥质含量及类型、孔隙结构、泥浆侵入、油层厚度、测井系列和地层水矿化度等影响因素的分析，系统剖析低电阻率油层的成因和机理，揭示低电阻率油层的地质及测井特征，为探索出识别低电阻率油层的有效方法奠定基础。研究表明，原始低电阻率油层的形成与地质作用密切相关；次致低电阻率油层的形成则主要受泥浆侵入深，油层薄，测井系列及高地层水矿化度等外部因素影响。     

沉积盆地岩性地层圈闭成藏主控因素分析

随着世界油气勘探技术的发展和理论研究的不断深入,在新发现的油气藏中岩性地层油气藏无论是产量还是储量上都占有重要地位.因此,对这类油藏的理论研究一直是国内外石油地质学家研究的重要内容.本文认为岩性地层圈闭与构造圈闭在成藏条件和成藏机制方面存在一定差别,岩性地层圈闭的形成条件复杂,决定了其成藏主控因素具有自身的特点.提出了岩性地层圈闭成藏“四元主控”观点:即运移通道条件、流体动力条件、储层临界物性特征和砂体封闭条件.这4项主控因素控制和决定了岩性地层油气藏的形成.     

流动单元在潮坪相碳酸盐岩储层中的应用：以川西气田雷四亚段为例

四川盆地川西气田雷四3^亚段潮坪相碳酸盐岩储层经历了复杂的沉积、成岩及多期岩溶作用改造,纵横向非均质性强,储层流动单元划分研究比较薄弱。通过岩心、岩屑、薄片和测井资料,总结不同沉积微相的测井响应模式,分析岩相与储集空间类型、物性之间的关系,并筛选出岩相敏感测井曲线;优选储层品质参数RQI和岩相敏感测井曲线GR、RD等参数利用聚类分析将川西气田雷四3^亚段潮坪相碳酸盐岩储层划分为3类流动单元,储层岩性特征和物性特征的结合,形成了综合考虑岩相、孔渗特征、储集空间类型等参数的流动单元划分标准及采用多参数聚类、判别分析快速划分流动单元的方法。该方法既考虑了储层形成的原生沉积作用,又兼顾了该类储层多期岩溶作用改造后的物性变化,岩相、物性和储集空间类型的综合能有效避免流动单元划分的多解性。将流动单元宏观上渗流特征用微观孔隙结构进行了对比验证,认为该方法对川西气田雷四3^亚段潮坪相碳酸盐岩储层流动单元划分具有较好的应用效果,可为储层品质评价、提高储层评价的精度和开发方案的制定提供依据。     

川南泸州区块五峰-龙马溪组现今地应力特征与页岩气开发

川南泸州区块是中国重要的页岩气产区,其内五峰-龙马溪组页岩气资源丰富,勘探-开发潜力巨大。现今地应力在页岩气运移与富集规律分析、钻完井工程、储层压裂改造以及井网部署等方面均具有重要应用。分析泸州区块五峰-龙马溪组深层页岩气储层现今地应力状态,并探讨在其影响下的天然裂缝活动性与压裂裂缝扩展。结果表明:五峰-龙马溪组页岩气储层现今地应力方向呈现WNW-ESE的优势方位;现今地应力值大小为:水平最大主应力最大、垂向主应力居中、水平最小主应力最小,指示走滑型地应力机制。五峰组和龙一₁¹小层水平主应力差分别介于11.90～15.76 MPa和11.80～16.75 MPa范围内,具备形成复杂压裂缝网的地应力条件。在现今地应力条件下,川南泸州区块五峰-龙马溪组页岩气储层天然裂缝不活动,随着开发流体的注入,天然裂缝逐渐活化,其压力增量的临界值为15～23 MPa;压裂后主要形成垂向延伸的裂缝系统。研究成果可为川南泸州区块深层页岩气效益开发提供现今地应力分析的基础与科学依据。