渤海湾盆地沙南凹陷古近系中深层砂岩储层特征与岩性油气藏勘探

渤海湾盆地沙南凹陷陡坡带古近系沙河街组二段发育辫状河三角洲相砂岩储集层,该储层受构造位置、埋藏速率、古地温变化、断裂作用的影响,在不同构造区特别是中深层,其物性具有明显的差异性。笔者等利用钻井、测井、地震及分析化验等资料,对中深层砂岩储层沉积相、成岩作用及孔隙演化特征进行研究,提出优质储层的主控因素及演化规律。结果表明,研究区中深层砂岩以岩屑长石砂岩为主,孔隙以粒间溶孔、粒内溶孔为主,储层存在中孔中渗型、中孔低渗型、低孔低渗型和低孔特低渗型4类,且以中孔低渗型为主。储层孔隙总体比较发育,储层整体表现为中等孔隙度、中等渗透率,储层物性较好。对区内优质储层发育的控制因素进行研究表明,富含石英、长石的物源区母岩是区内优质储层发育的物质基础,三角洲分流河道沉积相是优质储层发育的主要沉积相类型,成岩晚期方解石胶结物经过强溶蚀作用是优质储层发育的关键因素。对中深层优质储层时空演化规律分析表明,沙南凹陷南次洼曹妃甸14-e构造区发育辫状河三角洲相砂体,且这些砂体都位于有效烃源岩内,油气运聚条件优越,所以岩性油气藏勘潜力较大。已钻井也证明了区内厚油层的存在,说明该区是沙南凹陷岩性油气藏勘探最有利场所。

沙南凹陷新生代断裂发育特征及控藏作用

为明确沙南凹陷新生代断裂活动特征以及对油气富集的控制作用,利用高精度三维地震资料及钻井资料,对研究区主要断裂的几何学特征、运动学特征开展研究,并对断裂活动对烃源岩、储层、圈闭及油气运移的控制作用进行了探讨。结果认为:研究区断裂可划分为三级及上、下两套断裂系统,孔店组~沙三段沉积期、东营组沉积期是断裂活动高峰期;高活动速率主要同沉积断层下降盘为优质烃源岩发育区,凹陷北侧不同类型断层边界决定了多种类型砂体发育模式,断裂作用控制了构造及岩性圈闭的形成,断裂及断裂砂体耦合是研究区主要的油气运移通道;发育凹陷内部中央隆起区南北两侧“断控”双通道近源成藏、凹陷北侧陡坡带“断-砂耦合”阶梯状网毯输导远源成藏、凹陷斜坡下部“断控”前缘砂体源内成藏3种断裂控藏模式;凹陷北侧深层岩性圈闭、凹陷北侧陡坡带中浅部构造圈闭是后续有利勘探方向。

沙南凹陷古近系烃源岩地球化学特征及其发育主控因素

沙南凹陷位于渤中凹陷和岐口凹陷之间的过渡位置,埋深相对较浅,经历了复杂的构造演化,盆内油气分布及烃源岩地化特征表现出强烈的非均质性,是制约该凹陷油气勘探发现的难点。本研究采用有机地球化学、有机岩石学和元素地球化学相结合的方法,对沙南凹陷古近系4个层段的烃源岩特征进行了系统对比分析。结果显示:沙南凹陷古近系不同层段烃源岩的有机质丰度、类型等存在明显差异,其中沙三中亚段、东三段烃源岩品质为好—优质,沙一二段次之,沙三上亚段烃源岩品质相对较差;不同层段有机质来源与组成不同,沙三中段有机质主要来源于淡水藻类,而东三段陆源有机质最多。生物标志物特征对比表明,姥鲛烷、植烷、伽马蜡烷、C_(27)-C_(29)规则甾烷和4-甲基甾烷等指标可以较好地区分各层段烃源岩。沙三中和东三段沉积期控凹断层活动强烈,沉积水体较深,水体弱分层至中等分层的缺氧沉积环境有利于优质烃源岩的发育。古气候和断裂活动控制着沙南凹陷古近纪烃源岩的发育和展布,而优质烃源岩的形成通常要求较高的断层活动速率和较低的砂质输入。本次研究对更好地认识全球其它陆相盆地在相似条件下沉积的湖相优质烃源岩发育规律与油气勘探提供参考。

源-汇系统要素定量表征及耦合模式——以沙垒田凸起与沙南凹陷沙河街组为例

源-汇系统的定量表征是目前地质学领域及油气勘探重点关注的热点问题。渤海湾盆地沙垒田凸起与沙南凹陷构成了一个完整的源-汇系统,本文基于该区岩心、锆石测年、测井及三维地震等资料,表征了源-汇系统要素之间的定量特征,探讨了源-汇要素之间的耦合关系,建立了斜坡型源-汇系统的发育模式,结果表明:在沙河街组沉积时期,沙垒田凸起东段南部基岩类型为元古界混合花岗岩,源区共发育7个汇水体系;在沙垒田凸起东段南部共识别出与汇水体系相对应的7条断槽型与古沟谷型主要输砂通道,其中古沟谷型输砂通道又可进一步细分为V型、U型及W型;沙南凹陷在沙三段沉积时期主要发育扇三角洲、浊积扇及滨浅湖—半深湖沉积,而在沙一、二段沉积时期则主要发育扇三角洲、辫状河三角洲、滩坝及滨浅湖沉积;从源-汇系统要素的定量表征来看,盆内的沉积体积与源区的地形高差、汇水面积及沟谷截面积等3个参数密切相关,其中地形高差与沉积体的相关性最高,汇水面积次之,沟谷截面积最小;从源汇系统的耦合模式来看,地形高差大、汇水面积大,形成的沉积体系体积越大;反之地形高差小、汇水面积小,在盆内形成的沉积体系体积就小。

歧口凹陷沙南低凸起的幕式构造活动及对沉积过程的控制

渤海湾盆地的海域部分勘探程度较低,歧口凹陷东西两侧构造幕次认识仍有争议。位于盆地中的掀斜凸起对断陷盆地幕式构造活动有较好的动力学响应。以新三维地震资料为基础,应用平衡剖面、断层生长指数等研究手段,对渤海海域西部、歧口凹陷东部的沙南低凸起的构造演化进行详细的解剖。研究表明沙南低凸起在古近系曾经发生过两次隆升、三次沉降;断层生长指数与平衡剖面显示东三时期沙南低凸起曾经强烈活动,反映出这一地区东营组沉积时期是一个构造幕的开始。隆升的低凸起分割了湖泊水系,并为其周围地区提供了间歇性物源。沙南低凸起北部的砂质滩坝、近岸水下扇等砂体易于形成岩性地层油气藏,具有很好的油气勘探潜力。

渤海海域沙南凹陷烃源岩TOC测井预测模型优选及应用

针对渤海海域沙南凹陷油气勘探程度低,烃源岩样品取芯少,连续性差,烃源岩研究薄弱及勘探潜力争议较大等问题,基于沙南凹陷内6口单井的测井资料及泥岩样品实测TOC数据,分别应用多元线性回归法和改进的Δlg R法分层段建立沙南凹陷东三段、沙一二段、沙三段烃源岩TOC定量预测模型,对比优选后发现改进的Δlg R法和多元线性回归法中的四参数线性回归法可有效地预测沙南凹陷单井湖相烃源岩TOC纵向分布,并以改进的Δlg R法最优;选取改进的Δlg R法预测TOC曲线对两口代表性单井烃源岩进行评价,结果表明沙三段具有烃源岩占比地层厚度高、TOC高、好—优质烃源岩厚度大等特点,为凹陷主力烃源岩系,沙南凹陷勘探前景广阔。

沙南凹陷西洼成藏主控因素及有利勘探区带

沙南凹陷西洼历经多年勘探,一直没有取得商业性突破,其勘探潜力备受质疑。文中在对该凹陷西洼整体结构及构造演化特征进行综合研究的基础上,系统分析了该区已发现油气藏的成藏类型及成藏特征。结果表明:西洼的凹陷结构类型控制了油气运移的方向,圈闭的有效性控制了油气成藏的充满度,古近系储层的发育程度控制了油气成藏的规模,断裂的活动期次控制了油气分布的层位。分析认为:勘探程度最高的沙中构造带没有处于油气运移的优势指向区,是造成西洼目前钻探成果不理想的主要原因;圈闭有效性较差及沙河街组储层不发育是油气成藏规模小的重要原因。最后指出,沙南凹陷西洼的两侧斜坡区为比较有利的勘探区带,尤其是南侧斜坡区具有较大的勘探前景。

沙南凹陷构造演化的“跷跷板”效应与油气评价新认识

在地震资料区域解释和编图的基础上,结合各类钻井资料,对渤海海域沙南凹陷从凹陷结构、地层展布和构造演化等方面进行了分析,进而评价了沙南西洼烃源岩的质量、规模和资源潜力。沙南凹陷沙三段地层西厚东薄,而东营组地层西薄东厚,表现出沙南凹陷早期西洼埋藏深、后期东洼埋藏深的"跷跷板"迁移过程;受沙三段沉积时期西倾古地貌的影响,沙南西洼发育沙三中亚段中深湖相—深湖相优质烃源岩,其分布范围广、厚度大、有机质丰度高;沙南西洼总生烃量可达44亿t,油气资源潜力较大,展示出良好的油气勘探前景。

利用油田开发资料重新认识生屑云岩展布特征——以沙南凹陷BZ油田为例

渤海湾盆地沙南凹陷BZ油田湖相生屑云岩储层投产后,发现实际生产特征与初始地质认识存在较大差异。利用油田丰富的生产动态资料(压力、产量及PVT实验等数据),采用广义物质平衡法并结合古地貌研究和古生态环境恢复,反向预测了研究区的生屑云岩发育规律及规模。结果表明:纵向上,随着湖盆水体持续扩张,生屑滩沿古隆起缓坡带呈退积-超覆模式;平面上,生屑滩主要发育于水进过程中的古地貌缓坡带,储层平面展布受到古地貌凸起带、构造脊的分割而呈片状且不连通分布模式。根据新模式部署了2口调整井,实钻生屑云岩1.0、7.6 m,新增探明石油储量近400×104t。本文研究成果可为类似地质特征的湖相生屑云岩储层精细刻画提供新思路。

渤海湾盆地沙南凹陷构造发育与演化特征

沙南凹陷一直是渤海海域油气勘探的难点和热点,盆内油气分布表现出极强的不均衡性,复杂的构造特征成为制约油气差异成藏的关键。为探讨沙南凹陷构造演化特征,本文首次利用新三维地震及钻井资料,对地层展布特点、断裂体系特征进行精细刻画,新识别出中生代逆冲构造体系,并结合区域地球动力学背景,对新生界沉积-沉降中心迁移规律及全区构造发育演化特征等方面进行了详细分析。研究表明,沙南凹陷盆地结构表现为"三段式",中、新生代断裂体系主要发育3期,即中生代逆冲断裂系、古近纪伸展断裂系和新近纪晚期共轭走滑断裂系,控制了盆地4个主要构造变革期,分别为早剥晚沉(中生代)、初始强裂陷(沙河街组沉积时期)、二次强裂陷-断坳过渡(东营组沉积时期)以及热沉降-共轭走滑阶段(新近纪)。沙南凹陷的2个沉积-沉降中心--东、西两洼的演化过程(尤其是东营组沉积时期)具有较大差异,控制了两洼烃源岩生烃规模和成熟度的差异,对油气的区域分布起到关键控制作用。地幔热隆起和板块的重组是控制断陷盆地演化的深层动力因素。该研究可为沙南凹陷进一步的油气勘探提供一定借鉴和指导。

基于岩心测试的岩石物理参数敏感性分析——以沙南凹陷古近系不同相带碎屑岩为例

古近系碎屑岩地震储层预测是渤海油田近年来面临的技术瓶颈,难点之一在于如何有效地区分储层与非储层。以渤海西部沙南凹陷已钻9口井16个井段的20个岩心样品为基础,对纵波速度、横波速度、密度、杨氏模量、体积模量、剪切模量、拉梅系数、泊松比、纵波阻抗、横波阻抗等10种岩石物理参数在不同层段和不同沉积亚相环境下的敏感性进行了定量分析,筛选出了能够区分优质储层的敏感参数组合。结果表明在大多数情况下,密度、纵波速度和纵波阻抗等叠后常规参数难以有效区分古近系储层与围岩,而表征岩石抗剪切变形能力的剪切模量、拉梅系数等岩石特征参数具有相当的区分度。研究区测井数据与岩心数据的分析结果具有较好的一致性,说明本文基于岩心测试的岩石物理参数敏感性分析是可行的,这将更好地促进叠前地震属性在渤海油田古近系碎屑岩地震储层预测中的应用。

渤海海域沙南凹陷沙二段储层成岩作用及其对储集层的影响

通过对沙南凹陷沙二段砂岩储层的93件岩心样品的岩石薄片、铸体薄片和电子探针等测试分析资料综合分析,认为目的层储层岩性主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩,现今该套储层的成岩阶段处于中成岩期A亚期。该储层孔隙类型主要包括混合型孔隙和次生孔隙,胶结作用和溶解作用是控制其物性的关键因素。其中,胶结作用是储层物性降低的主要原因,溶解作用发育阶段形成的次生溶蚀和混合型的扩大粒间溶孔对改善沙二段砂岩储层储集性能起到了积极的建设性作用。虽然研究区沙二段埋深可超过3 000m,但压实作用对储集物性的影响相对明显较弱。

广义物质平衡计算法在沙南凹陷BZ油田滚动勘探开发中的应用

渤海湾盆地沙南凹陷BZ油田沙一段生屑云岩主力含油储层投产后,发现实际生产特征与初始地质认识吻合度差,部分区块可能具有增储上产的潜力。通过利用油田生产动态资料,主要包括压力、产量及PVT实验等数据,采用广义物质平衡计算法识别出A4井区滚动勘探潜力最大。在此基础上,精细刻画生屑云岩沉积期古地貌和古生态环境特征并结合生屑云岩发育规律,预测了A4井区生屑云岩储层新的空间展布范围。实际钻探结果证实了储层预测的准确性,新增探明储量近400万t,保障了BZ油田的可持续发展和投资效益。该套方案对国内海上相似地质条件油田的滚动勘探开发具有借鉴意义。

渤海海域沙南凹陷古近系沙一段湖相碳酸盐岩特征、成因及发育模式——以BZ13油田为例

以渤海海域沙南凹陷BZ13油田为例,利用岩心、壁心和岩屑的铸体薄片和扫描电镜资料,结合阴极发光和碳氧同位素测试成果,认为沙一段底部发育混积岩和生屑云岩两种岩石类型,对应滨岸混积滩和浅湖生屑滩两种湖相浅滩,划分为"内缓坡型"生屑滩–半深湖泥岩和"外缓坡型"混积滩–生屑滩–半深湖泥岩两种典型沉积序列;研究区发育湖侵期退积–超覆浅滩沉积过程,经历高地周缘风化–剥蚀物形成、湖侵早期"内缓坡型"生屑滩退积沉积、湖侵晚期"外缓坡型"混积滩形成与生屑滩持续退积超覆3个演化阶段。

沙南凹陷孔店组的确定及其地质意义

根据孢粉化石组合，岩性及地震剖面特征，并与邻区标准地层剖面进行对比分析，确定沙南凹陷沙河街组三段之下，中生界之上的“红层”为孔店组，时代为始新世。

沙南凹陷东北缘东三段储层差异及其成因

沙南凹陷东北缘东三段砂砾岩储层差异及其控制因素研究薄弱,严重制约了该区下一步勘探评价的进程.利用岩心及铸体薄片、常规物性、粒度分析、扫描电镜等分析化验资料,对该区的储层质量差异及其控制因素进行了研究.认为沉积作用控制了同一构造单元储层物性的差异性,成岩作用控制了不同构造带储层物性的差异性,差异压实作用是各构造储层物性差异的决定性原因,而胶结作用是深部储层形成低孔低渗的最终原因,溶解作用是深部储层物性改善的主要原因.研究结果表明:1)研究区东三段发育扇三角洲砂砾岩储层,其物性具有明显的差异性,曹妃甸18-A构造储层孔隙度为22.3%,平均渗透率为423.2mD,物性好,具中孔中-高渗特点,原生孔隙为主;曹妃甸18-B构造储层孔隙度为8.4%,渗透率为5.6mD,物性差,呈特低孔特低-超低渗,次生孔隙为主.2)同一构造单元,分选好、杂基含量低的扇三角洲水下分流河道微相中、细砂岩储层物性好.曹妃甸18-A构造与曹妃甸18-B构造东三段储层经历了差异成岩作用,前者现今处于中成岩A2期,压实作用致使该储层孔隙度损失17.7%,胶结作用造成孔隙度损失3.8%,溶解作用使孔隙度增加5.7%;后者现今处于中成岩B期,压实作用导致孔隙度损失23.5%,胶结作用造成孔隙度损失5.4%,溶解作用使孔隙度增加4.5%.3)研究区东三段储层均经历了碱性—酸性—碱性的成岩流体演化过程,对应的成岩作用演化序列为压实作用/碳酸盐胶结→长石、岩屑和碳酸盐胶结物的溶蚀/石英次生加大/次生高岭石→石英次生加大溶蚀/伊利石/绿泥石/含铁碳酸盐矿物,成岩演化的差异性造成了研究区不同构造带储层物性演化的差异,且曹妃甸18-B构造具有边成藏边致密的特点.