南堡凹陷碳酸盐岩优质储层发育主控因素与分布预测

渤海湾盆地南堡凹陷碳酸盐岩潜山油气成藏条件优越,油气富集受地层、构造、储层等多重因素控制,优质储层发育和分布是研究的重点。通过对钻井、测井、岩心等各项资料深入分析,明确了南堡凹陷碳酸盐岩储集空间以溶蚀孔洞为主,主要储层类型为裂缝-孔洞型,裂缝是沟通孔洞的重要通道;碳酸盐岩沉积相带、成岩作用(包括岩溶)、构造作用是碳酸盐岩潜山优质储层发育的主控因素。其中有利沉积相带是储层发育的基础,有利的成岩后生作用是储层发育的保障,有利的构造作用是储层发育的关键。通过细分地层组段开展地震地质储层综合预测,显著提高了储层预测结果的准确性。

南堡凹陷及周边凸起区古生界碳酸盐岩溶解特性的试验研究

通过模拟埋藏条件下碳酸盐岩与乙酸的溶解环境对南堡凹陷及周边7个古生界碳酸盐岩典型样品进行研究.结果表明：在相同流速不同温压下,碳酸盐岩的溶解速率随温压的升高而增大;在温压较低的环境中,白云石的溶解速率低于方解石,随温压的升高白云岩逐渐变得比灰岩更易溶解,而对于含有白云石的灰岩来说,其白云石含量（白云岩化程度）越高则其溶解速率越大;在相同压力不同温度和流速下,马家沟组灰岩的溶解速率随温度升高而“先增后减”,在200～250℃时达到最大;白云岩及灰质白云岩等富含白云石的碳酸盐岩更有利于溶蚀空间及潜山内幕优质储层的形成.

井震结合地层真厚度计算方法

地层厚度作为重要的地质参数,是正确解释地下地层及构造特征的基础.目前常用的地层厚度计算方法,存在受地层倾角的约束,误差大,操作难度大等问题.依据地层校正原理,提出了一种操作简便、可靠性强的井震结合地层真厚度计算方法.该方法可以直接利用钻井资料或者地震资料计算地层真厚度,也可将两种资料获得的地层真厚度结合,获得地层厚度数据准确,且横向变化趋势清晰的地层真厚度图.经过南堡凹陷奥陶系地层的实际应用表明,该方法具有重要的实际应用价值.

南堡凹陷老爷庙地区古近系东营组沉积体系及其主控因素

老爷庙地区古近系东营组发育扇三角洲、水下重力流、近岸水下扇和湖泊等沉积体系。综合研究表明,构造演化、背斜形态以及同沉积断裂对老爷庙地区东营组沉积体系的发育和分布起到主要的控制作用。其中,构造演化控制扇三角洲的发育与演化,滚动背斜决定扇三角洲平面分布,同沉积断裂主导沉积物分散体系和砂体的分布样式。老爷庙地区东营组沉积体系的主控因素的研究对该区沉积模式的建立和砂体预测具有重要指导意义。

南堡凹陷北部沙三段岩性圈闭识别与评价

在南堡凹陷层序地层学研究的基础上,充分利用钻井、测井、岩心分析等资料,对三维地震数据体进行三级层序界面解释、沿层序解释界面分时窗进行地震属性提取、地震属性特征分析,确定了有利的岩性圈闭发育区,并在三级层序解释界面的控制下,根据不同体系域砂体的发育类型,运用储层反演、速度场分析等方法对岩性圈闭的物性特征、含油性等进行综合评价后,确定了有利岩性圈闭。通过南堡凹陷北部沙三段岩性圈闭识别与评价实践,在南堡凹陷北部沙三段识别出有利岩性圈闭20个,并通过综合评价提出了9口井的井位,确定了该区岩性油气藏勘探的基本思路,指明了该区油气勘探的方向,对该区岩性油气藏的勘探评价具有重要的指导意义。

渤海湾盆地辫状河三角洲沉积与深部储集层特征——以南堡凹陷南部古近系沙一段为例

利用岩心、常规薄片、铸体薄片和扫描电镜等分析化验资料,结合常规物性分析对渤海湾盆地南堡凹陷南部沙一段辫状河三角洲砂岩储集层物性、储集空间类型进行系统研究,探讨南部物源区沙一段储集层特征及其控制因素,揭示沙一段在深层(4 000 m以深)形成优质高产储集层的原因。研究区沙一段砂岩储集层岩性主要为砂砾岩、含砾不等粒砂岩和中—粗砂岩,岩石类型以岩屑质长石砂岩为主,石英、变质岩岩屑等刚性颗粒含量较高,杂基含量少,颗粒支撑;储集层平均孔隙度为12.8%,平均渗透率为154.9×10-3μm2,为低孔、中高渗型;储集空间以原生孔隙和次生溶蚀孔为主。母岩类型、沉积环境和沙一段异常高压是控制储集层物性的主导因素。推测渤海湾盆地4 000 m以深广泛发育具有较高自然油气产能的优质砂岩储集层,常规砂岩油气藏勘探有望进一步向深部拓展。

陆相断陷盆地层序类型与隐蔽油气藏勘探——以南堡凹陷古近系为例

以南堡凹陷高分辨率三维地震、测井和丰富的地质资料为基础 ,运用高精度层序地层分析方法 ,结合盆地构造和沉积充填特征的研究 ,在南堡凹陷古近系识别出了 1个超层序组、4个超层序、11个三级层序 ,在柳北扇三角洲体系可划分出 6个四级层序 .根据古构造坡折带控制层序类型和层序构成模式的思路 ,通过南堡凹陷古近系同沉积构造发育特征的分析 ,认为南堡凹陷古近系存在同沉积断裂坡折带和同沉积背斜挠曲坡折带 2种类型 ,由此决定了南堡凹陷古近系主要发育了同生断裂坡折型层序和同沉积背斜挠曲坡折型层序 ,建立了这 2种类型层序体系域构成模式 .其中同生断裂坡折型层序和同沉积背斜挠曲坡折型层序的低位域砂体及高位域砂体成藏条件优越、地震剖面易于识别 。

陆相断陷盆地层序类型与构造特征

本文通过对中国东部古近纪—新近纪陆相断陷盆地层序地层的研究表明:陆相断陷盆地存在着同生断裂坡折带、同沉积构造挠曲坡折带两种基本坡折类型和无坡折的平缓地貌,由此决定了陆相断陷盆地有三种基本的层序类型,这就是同沉积断裂坡折型层序——A 型层序;同沉积构造挠曲坡折型层序——B 型层序;无坡折的平缓型层序——C 型层序。这三种层序在纵向上有规律的叠置组合就构成了盆地层序充填序列。断陷盆地层序的充填序列一般为C→A→B→C型,但也可发育成其他类型如A→B→C 型或 B→C型。同沉积断裂坡折型层序和同沉积构造挠曲坡折型层序的低位域砂体和高位域扇三角洲成藏条件优越、地震剖面易于识别是隐蔽油气藏勘探的主要目标。

南堡凹陷奥陶系碳酸盐岩岩溶残丘圈闭勘探潜力及意义

通过岩心描述、露头观察、成像测井解释、试油资料统计及地震剖面解释,结合区域地质资料分析,借鉴鄂尔多斯盆地、塔里木盆地及渤海湾盆地下古生界碳酸盐岩潜山岩溶储层形成及成藏模式,深入研究了南堡凹陷奥陶系碳酸盐岩潜山岩溶储层的特征及主控因素、发育模式,提出南堡凹陷奥陶系潜山岩溶残丘圈闭是该区下古生界潜山油气勘探的潜在新领域.南堡凹陷奥陶系潜山岩溶储层主要是缝洞型储层,垂向上主要分布于水平潜流带及垂直渗流带,有利储层主要分布于潜山不整合面之下＜100m的范围内、少数也可深达200m以上.该储层的形成主要受控于喜马拉雅期暴露大气淡水溶蚀作用,当时的岩溶古地貌及断裂-裂缝的发育控制了奥陶系潜山岩溶储层的发育与分布,南堡凹陷中南部总体处于岩溶斜坡并形成了优质的潜流带缝洞储层,仅其中的次级高地因发育风化残积层及垂直渗流带较厚等原因导致储层变差.亮甲山组顶部及下马家沟组顶部分别发育1套厚达20～30m的膏溶角砾岩,因其泥质含量高可作为油气盖层/隔层,与上覆古近系 白垩系区域盖层及下马家沟组、上马家沟组2套潜山岩溶储层形成2套有利储盖组合,并在南堡凹陷中南部斜坡区形成多个岩溶残丘地层-成岩岩性圈闭,成为南堡凹陷下古生界潜山有利油气勘探新领域.类似潜山岩溶残丘圈闭在渤海湾盆地其他地区如冀中坳陷、黄骅坳陷大港油田探区及济阳坳陷也有分布,可作为渤海湾盆地下古生界潜山油气勘探的新领域,值得深入研究与探索.

冀东探区潜山油藏形成条件及分布规律研究

冀东地区发育有多个潜山,潜山地层由中生界、古生界、元古界及太古界—下元古界结晶基底组成,潜山发育有侏罗系、奥陶系、寒武系和太古界花岗岩四大套储层,以及上第三系明化镇组、上第三系馆陶组、白垩系泥岩、侏罗系煤系地层,寒武系徐庄组、毛庄组、馒头组泥页岩盖层,且储盖组合良好,油气成藏的关键因素是油源,并以南堡凹陷下第三系烃源岩最佳;总结了潜山的新生古储型成藏组合和单侧—它源—侧向—潜山成藏模式,认为南堡凹陷下第三系生成的油气可以通过深大断裂和不整合面运移到潜山有利部位的多个目的层中聚集成藏;潜山油藏的分布规律是沿富油凹陷周边潜山的大断裂和不整合面发育带分布,在油源断层的交汇处附近富集。

冀东南堡凹陷断裂系统的多重分形研究

南堡凹陷的断裂对油气聚集起着重要的作用,利用多重分形方法分析了断裂与油田分布之间的关系;并根据南堡凹陷明化镇组底界断裂分布,计算了凹陷及其下属的五个构造带的多重分维值。分析了南堡凹陷多重分维值的特征和影响多重分维值的因素。研究结果表明,南堡凹陷断裂分布具有很好的自相似性,相关系数在0.99以上,断裂系统具有分形结构。并指出了油气聚集的有利区带。

老爷庙地区东营组储层特征及有利含油相带预测

老爷庙地区东营组主要发育有扇三角洲、湖泊三角洲、近岸水下扇、水下重力流和湖泊等沉积体系。油气主要分布于 (扇 )三角洲前缘和 (扇 )三角洲平原的前端 ,其中尤以三角洲前缘的水下分流河道、河口砂坝的储集物性最好 ,对油气聚集非常有利 ,是主要的储集砂体。储层以粒间溶蚀孔为主 ,且随层位的加深孔径减小 ,为中低孔、中低渗型储层 ,储层物性受沉积相带影响 ,它们对油气的聚集有重要的控制作用。庙北地区Ed3 凝析油气藏的勘探应予以重视 ,庙南地区Ed1可能成为下步勘探的主要目标区 ,庙南地区Ed3

南堡凹陷馆陶组火山事件及其油气地质意义

南堡凹陷新近系馆陶组地层沉积时期凹陷内火山活动剧烈。通过测井分析及地震解释表明,火山喷发物的岩性以玄武岩为主,形成于新近系早期。平面分布上具有东北薄、西南厚,纵向上具有多期叠置发育的特点。综合分析认为,大量的火山物质改变了凹陷的地貌形态,影响了后继河流相沉积地层的空间分布,在西部地区形成大量的地层圈闭。由于火山事件的热作用,改变了凹陷内的地温场分布,导致烃源岩的异常热演化,对凹陷内油气生成具有重要促进作用。火山岩体的封隔作用可以形成多种类型的圈闭,对后期油气的运移、聚集及分布等方面具有重要的影响。

陆相断陷盆地隐蔽油气藏成因类型及控制因素——以南堡凹陷为例

南堡凹陷隐蔽油气藏以上倾尖灭、透镜体、断层—岩性及不整合遮挡和超覆等类型为主,其分布受不同类型坡折带,如断裂坡折带、挠曲坡折带、沉积坡折带和侵蚀坡折带等控制。隐蔽油气藏成藏主控地质因素是断裂,其中同沉积基底大断裂控制了决定隐蔽圈闭形成和分布的各类坡折带的形成,而油源断裂则起到了将油气从烃源区输导到隐蔽圈闭中聚集成藏的关键作用。隐蔽油气藏成藏需要经过3个阶段:断裂控坡折带—坡折带控隐蔽圈闭—油源断裂输导成藏。

渤海湾盆地南堡凹陷南部古近系沙河街组一段古水体特征

渤海湾盆地南堡凹陷古近系沙河街组的古水体特征研究程度较低。以南堡凹陷南部为例,采用多种方法,分析了沙河街组一段沉积时期水体的古盐度和古水深。根据Sr/Ba值、Rb/K值和特殊藻类化石,认为其古盐度为微咸—半咸。通过Sr/Cu值和孢粉化石2种手段,恢复了研究区沙河街组一段沉积时期的古气候,认为其为潮湿气候但存在干湿波动。根据Mn/Fe值变化、干酪根类型和藻类化石以及似瘤田螺的发现,恢复了该时期的相对古水深,并结合自生黏土矿物、沉积构造和沉积相等,通过加权平均值的方法定量计算古水深,得出研究区沙一段中亚段顶部沉积时期水体较浅,为4～15m,而沙一段下亚段沉积时期水体较深,为4～30m。综合分析认为,南堡凹陷南部沙河街组一段沉积时期的古盐度和古水深在一定程度上取决于古气候条件和古地形背景。

南堡凹陷南部沙一段控砂模式

南堡凹陷盆地内部构造特征复杂,砂体时空分布差异较大。为了明确砂体分布规律,首先对南部缓坡带构造-沉积背景进行研究和岩心相观察,识别了沙一段辫状河三角洲前缘砂体;进而通过对南部缓坡带层序地层格架的建立、沉积学研究和地震地质解释,发现沙一段砂体同时受到顺源和逆源两种同沉积断裂坡折带类型控制。其中,顺源坡折带控制了断槽物源通道的走向,逆源坡折带改变了水流的流向,阻止了砂体的运移。据此,建立了南堡凹陷南部缓坡带沙一段同沉积断裂的控砂模式,得出沙一段砂体具有"沙垒田凸起供砂,断槽物源通道输砂,逆源坡折带阻砂和同沉积洼槽带聚砂"的发育特点。

基于FMI测井相的岩溶发育模式--以渤海湾盆地黄骅坳陷南堡凹陷古生界为例

碳酸盐岩潜山油气藏是南堡凹陷最为重要的油气藏类型,岩溶作用对其具有控制作用。为了增强对南堡凹陷岩溶发育规律的认识,以FMI测井资料为主,结合常规测井、录井以及岩石薄片等地质资料,总结岩溶发育控制因素的FMI测井响应特征,建立了高阻裂缝相、高导裂缝相、溶蚀扩大缝相、溶蚀孔隙相和洞穴垮塌相5种FMI测井相。通过数据统计,建立了岩溶发育特征与FMI测井相的配置关系。研究结果表明,南堡凹陷发育上部表生岩溶带和下部埋藏岩溶带,表生岩溶带主要发育高导裂缝相、溶蚀孔隙相和洞穴垮塌相,其中,洞穴垮塌相是表生岩溶带特有;埋藏岩溶带主要发育高阻裂缝相、溶蚀扩大缝相、溶蚀孔隙相。岩性与断层是岩溶发育最主要的控制因素。

南堡凹陷的形成演化与油气的关系

南堡凹陷是一个中生代开始发育的含油气凹陷 ,经历了断陷期和坳陷期两个演化阶段 ,具幕式沉积特点。区内构造带呈环状展布 ,可分为周边凸起潜山构造带、近边或裙边构造带及凹陷中央构造带。以高柳断层为界 ,呈南北分区的格局。圈闭的形成与展布明显受构造演化控制 ,断陷期以背斜、潜山圈闭为主 ,坳陷期以各种类型的断块。

火山岩储集层的研究─—以北堡地区为例

火山岩作为一种非常现储层之一．在国内外不断地发现具有工业价值的油气藏的存在，已得到石油地质工作者的重视，我国在这方面的系统研究工作正在兴起。本文以南堡凹陷北堡地区为例，从火山岩储集能力的岩石学特征、储集性能等方面分析入手，对火山岩储集层进行了研究探讨，最后总结出了影响研究区火山岩储集层变化的因素。