基于小波边缘分析与井—震联合建模的波阻抗反演技术在陆梁隆起带储层预测中的应用

针对准噶尔盆地陆梁隆起断裂构造复杂、储层横向非均质性强、含气砂体小而薄预测难的问题,应用小波边缘分析与井—震联合建模的波阻抗反演技术,从地震记录中直接提取反映构造和岩性变化的地震属性特征参数,与测井声波阻抗数据一起建立初始模型并参与波阻抗模型的扰动修改。此反演技术弥补了井间插值建模过程中井间高频成分的缺失和井间岩性的局部变化细节,避免了常规波阻抗反演过程中由于初始模型不准确而产生的错误信息,提高了地震资料识别“小而薄”砂体的分辨能力。结果表明:受东部克拉美丽山物源控制,在陆梁隆起带DX14井区梧桐沟组形成扇三角洲—半深湖(深湖)沉积体系;发育一系列扇三角洲前缘砂体。实际钻井结果与钻前预测对比表明,井点处预测砂岩厚度的绝对误差小于0.60 m,相对均方误差小于2.84%,预测精度满足精细储层预测要求。研究成果可为精细油藏描述和井位部署提供依据。

呼图壁气田地层水分布及水侵模式

呼图壁气田是存在边底水的贫凝析气藏,目前开发进入稳产后期,部分气井开始见水,但地层水的分布及规模尚不清楚,这对气田的持续开发不利。通过背斜构造、断层和储集层非均质性等地质因素对地层水的分布进行了分析,对水侵特征进行了总结,认为气藏水侵具有差异性,各气井见水具一定的时间和空间顺序,水体总体由西向东向气区范围推进。结合各气井的水侵特征,将气藏水侵分为边水横侵型、底水锥进型、底水纵窜型和边底水横侵型等4种主要模式。

南黄海海域中-古生界海相烃源岩特征及生烃分析

南黄海是下扬子地块向海的延伸,其地层系统和构造演化与陆上的下扬子地台相似,通过与下扬子地区进行对比研究,探讨了南黄海海域中-古生界海相烃源岩特征及生烃过程。南黄海海域经多期构造演化,发育了5套海相烃源岩,其中上震旦统已经不具备生烃能力,下寒武统和下志留统都具有较高的生烃潜力,下二叠统达到较好-好烃源岩,下三叠统为差烃源岩。下古生界烃源岩在加里东期进入生油门限,在志留纪末和中三叠世先后达到生油高峰,后经多期构造运动造成停止生烃和二次生烃,以致裂解。上古生界及海相中生界烃源岩在侏罗纪末-早白垩世先后进入了生油门限,成为二次生烃的主要烃源,后经持续沉降达到生油-凝析油气阶段。

高浅南区边水断块油藏类型及剩余油特征

复杂小断块油藏的剩余油在开发后期极为复杂,不仅受多个因素的控制,同时,某一种因素单独控制的剩余油非常分散且数量有限。针对高浅南区小断块油藏边水发育的特点,考虑剩余油的主控因素、断块油藏的形状、天然能量的充足程度以及能量供体等将边水断块油藏划分为3类:开启型边水断块油藏、半封闭型边水断块油藏以及封闭型边水断块油藏。并研究了每种油藏类型的剩余油分布特征和挖潜潜力。发现:开启型边水断块油藏采出程度最高、剩余油少而分散;封闭型边水断块油藏采出程度最低、剩余油多而连片;半封闭型边水断块油藏介于两者之间。在以上研究的基础上,根据每种油藏类型的特点提出了下一步挖潜的技术对策。

准噶尔盆地西北缘二叠系上乌尔禾组低阻气层成因分析与识别方法研究——以K83井区为例

为解决常规测井方法难以有效识别低阻气层的难题,以准噶尔盆地西北缘K83井区二叠系上乌尔禾组乌二段气藏为例,利用岩心分析化验数据、录测数据、试油数据等资料,分析了低阻气层成因及识别方法。通过研究,认为目的层发育三角洲前缘亚相,与下部常规油层相比,储层岩石粒度较细,泥质含量高,储集空间类型与孔隙结构复杂,粘土矿物含量高,是形成该地区低阻气层的主要原因。利用气层在声波、密度和中子三条曲线上的响应特征,提出利用该地区的三孔隙度差值与比值法进行气层识别,对全区所有井进行了二次解释,并提出了试气井段。试气井段产气数据表明,该方法对低阻气层的识别结果较可靠,在生产中具较好适用性。

滴南凸起二叠系沉积前古地貌特征及恢复方法浅析

滴南凸起二叠系气藏储层发育段与其沉积前古地貌位置密切相关,古地貌是控制沉积体系发育特征与砂体分布的主要因素。针对研究区勘探程度低且井控程度分布不均的特点,将钻井与地震紧密结合,采用层拉平法对二叠系沉积前古地貌进行恢复。恢复结果表明该区古地貌可划分为东部隆起带和西部凹陷带2个地貌单元,其中东部受中间高四周低的古地貌格局影响,二叠系砂体呈断续天窗展布,古构造低部位发育有利砂体;西部凹陷带发育辫状河三角洲前缘沉积体系,砂体发育广泛,是勘探开发的有利地区。

准噶尔盆地四棵树凹陷侏罗系烃源岩特征及油源分析

侏罗系是四棵树凹陷油气勘探的重要目的层,进一步查明侏罗系油气来源,落实生烃中心,对今后勘探选区选带十分重要。本文在对侏罗系烃源岩有机质丰度、类型、成熟度以及埋藏史和生烃潜力分析的基础上,开展了原油分类、油源对比及油气运移分析研究。结果表明,下侏罗统八道湾组主要发育湖相泥岩和河沼—三角洲相煤系两类烃源岩,有机质类型较好,丰度较高,主体处于低成熟—成熟阶段,局部演化程度高,生气潜力大;八道湾组具晚期快速埋藏生烃特点,四棵树凹陷主体以生油为主;生物标志化合物特征及其指纹对比发现,中侏罗统头屯河组含A、B两类原油,A类原油主要源自八道湾组中段湖相泥岩,生油母质以低等水生生物为主,B类原油的生油母质主要为高等植物,应主要来自八道湾组上、下段煤系地层;据三环萜烷/五环三萜烷和重排甾烷/规则甾烷反映出的运移效应推断,卡因迪克构造带以南至西湖构造之间存在八道湾组烃源岩的生油中心,是卡6井区和西湖1井头屯河组原油的主要供烃区,该区域是今后侏罗系勘探的有利区带。

地震波形指示反演在薄储层预测中的应用

DX5井区梧桐沟组储层具有储层较薄、单砂体厚度小、砂体横向连续性差的特点,运用常规波阻抗反演很难对其完成精确刻画。地震波形指示反演充分利用了地震波形的横向变化,可代替传统变差函数进行高频成分模拟,对井况的要求低,比传统阻抗反演和地质统计学反演方法的确定性更强。高频结构受波形变化控制,更好地体现了沉积特征的约束。在提供储层纵向分辨率的同时,横向连续性得到了有效保证。

基于广义S变换的处理技术及断层解释——以准噶尔盆地中拐凸起克022井区石炭系为例

准噶尔盆地中拐凸起石炭系发育火成岩,高速火成岩对下伏地层具有遮挡作用,使火成岩内部成像质量变差,不利于精细勘探。中拐凸起石炭系油气藏油气分布规律复杂,各个圈闭具有不同的油水界面。油气分布受断裂控制明显,对断层的精细刻画受地震资料品质的影响,其中小断层的识别难度较大。常规高分辨率处理技术在补偿高频的同时,降低了数据信噪比,给构造解释,尤其是小断层的识别增加了难度。为满足后期精细勘探的需要,以广义S变换为基础,对地震数据进行高分辨率处理,结果表明文中使用的技术具有保幅、保真的特点,在保证高信噪比的前提条件下,对地震数据中部分高频成分进行补偿。该技术有效解决了研究区内小断层地震反射层断波不断的现象,对断层精细解释及寻找断块圈闭起到指导作用。

准噶尔盆地滴南凸起火山岩气藏成藏主控因素与成藏模式

火山岩气藏已成为油气勘探开发的重要领域之一。近年来,对准噶尔盆地滴南凸起火山岩气藏研究和滚动勘探开发工作取得了新的突破。综合研究认为准噶尔盆地滴南凸起火山岩气藏主控因素是:紧邻生烃中心的大型鼻状构造是气藏大规模成藏的基础;断裂与成藏期次的耦合是气藏形成最为关键的因素;良好的岩性及物性空间配置是油气成藏主要条件之一;构造控制火山岩气藏规模,砂体物性控制气藏局部边界。滴南凸起火山岩气藏富集模式可概括为"三控一体"模式,即源控(近源凹陷控制)、高控(古构造高点控制)、断控(气源断裂控制)以及气藏富集呈现"岩相体"富集特征。滴南凸起火山岩气藏成藏模式可为国内外同类气藏研究提供借鉴。