涠西南凹陷流一段上亚段重力流沉积特征及发育模式

基于钻井、测井、岩心、分析化验及三维地震资料,研究涠西南凹陷流一段上亚段重力流类型、沉积特征及发育模式。结果表明,研究区流一段上亚段主要发育碎屑流、浊流和滑塌沉积3种重力流类型,碎屑流和滑塌沉积在研究区最为发育。碎屑流沉积据其岩性构成可细分为砂质碎屑岩和泥质碎屑岩,砂质碎屑岩以发育块状构造,见泥质撕裂屑、漂浮泥砾为典型特征;滑塌沉积塑性变形构造发育,既体现重力流沉积特征,同时还部分保留牵引流沉积特征。湖平面变化、物源体系、坡折带及沟源通道等耦合控制重力流沉积类型及分布,在研究区建立了北西物源三角洲-断裂坡折-侵蚀水道和西物源三角洲-同沉积坡折2种经典的重力流沉积模式。     

湖相砂质碎屑流与底流改造砂沉积特征对比

基于苏北盆地曲塘次凹阜三段研究成果,结合取心井岩心资料,重点研究了陆相湖盆砂质碎屑流与底流改造砂的成因机制、岩性特征、沉积构造及物性特征差异。对比结果表明:砂质碎屑流属于块体流沉积,而底流改造砂的形成机制受到风驱底流的控制,主要为长期活跃的底流;底流改造砂较碎屑流砂体而言,石英体积分数降低,岩屑体积分数升高,黏土体积分数升高,砂体明显减薄;碎屑流砂体沉积构造主要是块状层理,而底流改造砂体的沉积构造主要有波状交错层理和水平层理,普遍发育泥岩纹层;底流改造砂体储层物性差,孔渗相关性差。这2类砂体在湖相深水区中呈交互沉积,为苏北盆地曲塘次凹阜三段地层"满凹含砂"奠定了物质基础。     

莺歌海盆地东方区黄流组一段砂质碎屑流沉积模式

前人对莺歌海盆地东方区黄流组海底扇的沉积认识难以有效指导气田的开发生产,为解决这一难题,结合国内外重力流的最新研究进展及研究区开发生产实践,从岩心精细观察描述入手,结合分析化验、钻测井、地震资料,寻找典型重力流沉积构造特征,分析物源和水动力环境,重新厘定黄流组的沉积模式。研究认为,黄流组沉积处于莺歌海盆地低位域海退期,主要发育来自西部蓝江物源的砂质碎屑流,浊流发育较少;砂质碎屑流的平面展布形态主体受莺西坡折带的控制,同时受到北西—南东向底流作用的影响,砂体有顺底流方向展布的趋势且存在一定的不连续性。东方区黄流组储层从海底扇到砂质碎屑流认识的改变,为后期的气田开发提供了新的思路和方向,并对东方13-B气田总体钻井规划(ODP)实施及井位优化工作中起到指导作用。     

陆相断陷湖盆滑塌型深水重力流沉积特征、识别标志及形成机制——来自海拉尔盆地东明凹陷明D2井全井段连续取心的证据

通过对明D2井连续取心的观察分析,提出海拉尔盆地东明凹陷白垩系南屯组和大磨拐河组普遍发育滑塌型深水重力流沉积,其沉积构造丰富多样,特征明显。以沉积过程为基础,采用以Shanmugam为代表的简化划分方案,将滑塌型深水重力流分为滑动、滑塌、碎屑流和浊流4个过程,并对各过程和阶段的沉积特征进行了描述,总结了其主要识别标志,分析和探讨了其形成机理,认为滑塌型深水重力流的滑动、滑塌和碎屑流3个阶段主要为块体流搬运机制,浊流阶段沉积主要为牛顿流体或紊流机制。滑动阶段沉积以保留部分原始沉积构造（如砂泥互层和沉积旋回）、发育层内小型正断或逆断错断、较大角度的地层倾角为主要识别标志。滑塌阶段沉积以塑性变形为特点,以顶、底面均与暗色泥岩呈突变接触,内部发育大规模的同生软沉积变形构造（如包卷构造）为主要识别特征。碎屑流可以分为砂质碎屑流和泥质碎屑流;碎屑流沉积以宾汉流体为特征,整体冻结式沉积为特点,主要识别标志为砂岩顶、底面均与暗色泥岩突变接触,砂岩呈块状,可发育漂浮砾岩和泥岩撕裂屑等,在砂质碎屑流中还可发育逆粒序层理。以牛顿流体搬运的浊流沉积则以正递变层理为主要识别标志,底部与暗色泥岩呈突变接触,发育完整或不完整的鲍马序列为主要特征。     

陵水17-2深水气田黄流组重力流沉积特征及模式

位于琼东南盆地中央峡谷的陵水17-2气田是我国海域自营勘探发现的第一个深水大气田,其储层主要为重力流沉积。基于研究区黄流组6口井的随钻电阻率成像测井、录井、地震、岩心和井壁取心等资料,通过岩心刻度成像资料实现全井段的岩性和沉积构造等成像地质刻度,并结合地震资料分析砂体分布和演化规律。结果表明:研究区黄流组主要发育块状构造-叠合层理、变形层理-块状构造、叠合层理-层状构造等3种沉积构造组合以及滑塌沉积、砂质碎屑流沉积、泥质碎屑流沉积和砂质浊流沉积等4种重力流沉积类型;主要发育轴向充填砂体、点砂坝、天然堤和水道充填砂体,其中研究区中段以点砂坝沉积为主,东段和西段以天然堤砂体为主;研究区重力流沉积受峡谷壁的限制作用,形成独特的多期弯曲水道沉积叠加的峡谷充填模式,其中点砂坝和天然堤砂体圈闭条件好、储层物性好,勘探潜力大。     

鄂尔多斯盆地南部晚三叠世重力流沉积体系

通过大量岩心观察和钻井资料分析,对鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组长7—长6油层组湖相重力流沉积体系进行全面解析。鄂尔多斯盆地南部长7、长6油层组广泛发育由滑动、滑塌、砂质碎屑流、液化流、浊流等成因单元组成的重力流沉积体系。旋回自下而上常见块状构造(MB段)、粒序层理(GB段)与水平层理(HB段)组合,平行层理(PB段)、沙纹层理(RB段)相对不发育。认为重力流沉积序列与浊积岩的鲍马序列存在较大差异,MB段为砂质碎屑流成因,GB段为浊流成因,PB、RB段为底流(牵引流)成因,而HB段系深水滞留沉积环境的产物,与重力流无关。湖底扇扇根沉积物以滑块、滑塌、砂质碎屑流沉积MB段为主;扇中以砂质碎屑流、浊积岩及湖相泥岩组成的MB—GB—HB组合为特征;扇端则以浊积岩和湖相泥岩的GB—HB组合为主。重力流成因砂体主要发育在三角洲前缘斜坡-盆地平原,向湖盆中心延伸可达数十千米。重力流成因砂体直接覆盖于长7油层组烃源岩之上,具近源成藏优势,其中下部的砂质碎屑流成因砂岩储集层物性和含油性较好,是值得重点关注的勘探对象。图12参28     

西非下刚果盆地中新统深水重力流沉积特征与模式

下刚果盆地是西非主要油气富集区之一。以下刚果盆地A区块为例,利用高精度三维地震结合钻井资料,分析了深水重力流沉积类型及特征,探讨了深水重力流流体性质的转换与深水沉积过程。研究结果表明:研究区中新统主要发育块体搬运沉积、水道—堤岸沉积和朵体沉积等3类沉积体;研究区重力流存在着流体性质的转换,地震剖面显示沿块体搬运方向碎屑流转换为浊流,块体搬运沉积体系转换为深水水道沉积体系。最后建立了研究区深水重力流沉积模式,块体搬运沉积主要发育于陆架边缘到上陆坡,水道-堤岸沉积主要发育于中—下陆坡,朵体沉积主要发育于深海盆地,重力流沉积主要受控于古气候和构造运动。本文研究结果对于下刚果盆地今后的深水油气勘探有一定的指导意义。     

渤海湾盆地南堡凹陷西部东营组三段—沙河街组一段砂质碎屑流沉积特征及油气勘探意义

通过对岩心系统观测、岩心薄片观察和粒度分析,结合单井沉积相及地震相的综合分析,对南堡凹陷西部东营组三段—沙河街组一段沉积微相类型及特征进行精细的研究,认为研究区扇三角洲前端发育大规模的砂质碎屑流沉积。结合区域古地貌特征、沉积体系的综合研究,探讨了研究区砂质碎屑流沉积的成因机制,详细论述了砂质碎屑流的沉积构造特征及识别标志,并在此基础上建立了砂质碎屑流沉积模式。研究表明砂质碎屑流砂体主要为无沉积构造的块状中—粗砂岩和具有丰富重力流沉积特征的砂泥岩互层2种岩性组成,其成因为扇三角洲前缘砂体发生滑动、滑塌、再沉积而成。结合目前的勘探实践分析认为,砂质碎屑流砂体与沙河街组一段、沙河街组三段优质烃源岩直接接触或通过油源断层沟通而形成自生自储或下生上储型的岩性或构造-岩性油气藏,进而构成了研究区半深湖—深湖区域的良好岩性圈闭集合体。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段深水碎屑流沉积特征及成因

为了明确不同类型深水碎屑流沉积特征及其成因，以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段深水重力流沉积为研究对象，综合测录井资料、岩心观察分析、薄片分析和定量统计，分析碎屑流沉积特征、总结沉积序列和探讨成因机制。研究表明：研究区的深水碎屑流主要发育砂质碎屑流、泥质碎屑流和泥流3种类型。砂质碎屑流沉积以块状砂岩最为常见，漂浮状泥质碎屑发育，单层厚度分布在0.24~1.10 m，平均厚度为0.55 m。泥质碎屑流沉积包含孤立块状沉积和与下伏块状砂岩成对产出两种类型，前者内部大量发育漂浮状泥岩撕裂屑及软沉积物变形构造，后者富含漂浮状泥质碎屑与砂质团块，单层厚度分布在0.21~1.29 m，平均厚度为0.60 m。泥流沉积包含孤立块状沉积和与下伏块状砂岩成对产出两种类型，前者整体为泥质砂岩或砂质泥岩，后者内部可见漂浮状成层排列的毫米级泥质碎片，单层厚度分布在0.20~0.60 m，平均厚度为0.30 m。高浓度砂质沉积物或泥质沉积物搬运过程中环境水体卷入导致的流体转化是形成砂质碎屑流、孤立块状泥质碎屑流和泥流沉积的主要原因。与下部块状砂岩相伴生的泥质碎屑流沉积多为流体侵蚀成因或砂体液化成因；与下部块状砂岩相伴生的泥流沉积包含流体减速膨胀导致的流体转化和碎屑颗粒的差异沉降等成因。     

渤中凹陷埕岛东坡东三段沉积物重力流类型及沉积模式

基于岩心、薄片、粒度分析、测井、录井、地震等资料,研究渤中凹陷埕岛东坡东三段沉积物重力流类型及沉积特征,总结重力流砂体分布规律,建立具有沟谷和坡折的斜坡带重力流沉积模式。结果表明:研究区东三段发育异重流、砂质碎屑流和浊流3种沉积物重力流。异重流沉积占比最大,广泛分布于研究区中北部第一坡折带、第二坡折带、洼陷带和东南部沟谷等各个构造单元,水道位置发育反递变-正递变复合粒序层理、正递变粒序层垂向叠置及层内侵蚀面,朵体部分发育块状层理、平行层理、爬升波纹层理和波状层理,沉积物中多见炭屑。砂质碎屑流分布于沟谷和坡折带下方,发育块状层理、面状结构、漂浮泥砾、细砂岩中的粗砂团块等沉积构造。浊流分布于洼陷带,发育鲍马序列,多为粉砂岩与湖相泥岩薄互层。重力流砂体发育受沟谷和坡折控制,砂体顺沟谷呈带状分布,在坡折下方集中尖灭,形成一系列连续性较差的独立砂体,对油气勘探具有重要意义。     

准噶尔盆地砂质碎屑流砂体新发现及其油气勘探意义

为了弄清准噶尔盆地凹陷区是否发育有效砂体、岩性圈闭是否落实，基于岩心观察、重矿物分析、储层表征和地震反射特征分析等方法，分析了该盆地盆1井西凹陷下侏罗统三工河组二段（以下简称三二段）古地貌、沉积微相、储层性质和含油气性，评价了砂质碎屑流砂体的岩性圈闭条件，明确了准噶尔盆地三工河组下一步天然气勘探的方向。研究结果表明：①盆1井西凹陷周缘三二段发育坡折带，坡折带之上三角洲前缘砂体发育，在燕山期构造活动的触发下，滑塌至坡折带之下的半深湖形成砂质碎屑流砂体；②砂质碎屑流砂体厚度大，垂向上具有“泥包砂”结构，侧向与前缘相砂体之间存在泥质分隔带，封堵条件较好，岩性圈闭条件优越；③砂质碎屑流砂体储层物性好，属于中等—较好的储集层，砂质碎屑流砂体整体含油气性较好。结论认为：①准噶尔盆地三工河组发育砂质碎屑流砂体，岩性圈闭条件优越，具有重要的油气勘探意义；②基于该研究成果，通过新钻井已取得了油气勘探重大突破，证实坡折带之下砂质碎屑流砂体岩性油气藏成藏条件优越，是该区下一步最有利的天然气勘探新领域。     

二连盆地赛汉塔拉凹陷赛中洼槽岩性油藏勘探

赛汉塔拉凹陷是典型的单断断槽式凹陷,在构造油藏勘探步入低谷的情况下,提出转变勘探思路"下洼寻找岩性油藏"的大胆设想,通过重新处理资料、应用层序地层学方法进行层序划分和体系域研究、精细地震资料解释和精细储层地震反演等技术攻关,选准有利目标取得成功;其洼槽带的油气成藏条件仍然受控于构造背景、油气资源和沉积砂体分布;其岩性油藏主要分布于洼槽带具有构造背景的部位;油藏类型以岩性上倾尖灭油藏和透镜体岩性油藏为主。     

砂岩储集体的地震地学层特征和沉积相分析

本文根据地震地层学原理和沉积特征,对BQZ盆地(BBW盆地、QDN盆地和ZJK盆地的合称)第三系砂岩储集体地震相和沉积相特征进行综合分析,结果在第三系中确定了四种主要砂岩储集体,即三角洲砂体、滨岸砂坝、河道砂体和浊积岩体。这四种砂岩储集体是砂质沉积的主要场所,也是油气聚集的有利相带。可作为进一步寻找非构造油气藏的目标。     

我国典型天然气藏输导体系研究——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

前陆盆地褶皱-冲断带气藏和裂谷盆地气藏油气输导体系以断裂为主,天然气运移方向以垂向为主,运移距离短,输导效率高;而克拉通盆地岩性气藏和前陆盆地斜坡带气藏油气输导体系以砂体为主,油气运移方向为侧向、垂向,运移距离较长,输导效率低。苏里格气田属克拉通盆地岩性气藏,输导体系主要类型为砂体型,也有少量断裂型、砂体-断裂型。砂体型又可进一步分为厚层带状砂体、薄层带状砂体与透镜状砂体等类型。输导体系的输导能力随时间而变化。在200～150 Ma溶蚀作用和断层活动最强,输导体系的输导能力增大到顶峰。在成藏关键时刻(J₃—K₁),输导体系格架产状西高东低、北高南低,主要输导体系为砂体、断层与裂缝,油气向西北方向运移,输导效率高。在成藏后调整期(K₂—Q),输导体系格架大部为东高西低、北高南低,主要输导体系为砂体与裂缝。油气运移效率较低,运移不太明显。     

莺歌海盆地XF区黄流组砂岩储集性能差异的控制因素及其地质意义

XF区位于莺歌海盆地中北部底辟带上,近期在其中深层(上中新统黄流组)勘探中相继发现了XF13-1、XF13-2大型岩性+构造复合型气田。为弄清中深层天然气主力产层的物源方向,以指导气田下一步的勘探部署,根据碎屑组分特征、重矿物组合特征,结合沉积相分析,综合判断该区黄流组一段的主要物源方向为:XF13-1气田西部、XF 13-2气田、XF 29-1构造西部的海底扇水道砂源于西部昆嵩隆起物源区;而XF 13-1气田东部、XF 29-1构造东部以及XF 1-1气田的浅海滩坝砂主要源于东部海南岛隆起物源区。结论认为:物源体系影响了该区沉积体系的空间布局和储层品质,受此影响,相对高渗储层主要分布在源于西部昆嵩隆起物源区的海底扇水道砂岩体中,水道砂岩体储层规模大(单层厚度大多超过10m,最大单层厚度可达91.2m,分布广,延伸至XF1-1底辟构造西侧,并具有多期次发育的特征),储集性能良好,构成了XF13-1、XF13-2气田主力储层;水道砂岩体也是该区下一步天然气勘探的主攻方向和目标。     

琼东南盆地深水东区古潜山领域天然气来源及运移表征

琼东南盆地深水东区近年来有较大的天然气勘探突破,但天然气运移表征方面的研究还比较欠缺,制约了进一步勘探成效。通过深水东区气源对比、天然气运移路径及成藏定量表征等分析,明确了深水东区前古近系古潜山天然气运移成藏机理。研究表明,深水东区古近系古潜山天然气主要来源于松南—宝岛凹陷近凹—斜坡带高效生烃灶,在超压和浮力作用下通过大型入洼构造脊连片滨海相砂岩、潜山砂质风化壳和风化裂缝带复合输导体系优势聚集,并基于流体势和输导体系差异定量计算指出往南部松南低凸起是主运移方向,认为深水东区天然气勘探最有利区块为靠近斜坡带的Y1区古潜山。     

岩性油藏三元成因模式及初步应用

济阳坳陷岩性油藏系统研究和统计发现,岩性油藏成藏主要受油源、储集物性和砂体成因类型等因素的控制。随埋深增加,岩性油藏的形成具有阶段性,在埋深适当的第二阶段成藏条件最好。岩性圈闭油气成藏可以用三元成因进行解释,围岩生排烃条件由差到好、砂体自身条件由差到好、砂体的沉积环境从不利到有利。当三方面均满足一定的条件时,圈闭具有成藏的条件。通过对车镇凹陷沙河街组三段下层序Ⅰ油源条件、沉积体系和沉积相及储集物性分析,应用三元成因模式对岩性圈闭和岩性油藏的分布进行了初步预测:车西洼陷和郭局子洼陷中心的浊积扇体,车271井区和大355井区是岩性圈闭和岩性油藏发育的有利地区。     

鄂尔多斯盆地红河油田延长组输导体系定量表征

输导体系控制红河油田油气运聚成藏,为了更为有效地研究鄂尔多斯盆地输导体系,基于地质、录井、测井及地震解释,系统分析红河油田延长组输导体系“断-砂”组合的匹配性。利用泥岩涂抹因子（SGR）及断层紧闭指数（I_FT）定量分析研究区断层输导性能,断层间不同的封堵特征体现了断层输导差异性。采用有效空间系数（C_m）及砂体输导系数（K_s）,定量厘定主力输导层并分析其输导性能,砂体输导系数与油气显示的关系研究表明,K_s>2的砂体具有较好的输导性能。结合成藏关键时期及现今的油藏剖面解析,发现油气运聚区域与现今油藏分布基本吻合。研究认为,现今鄂尔多斯盆地镇泾区块红河油田储层在低孔低渗的背景下,成藏关键时期的“断-砂”输导体系是油气运聚的主要通道,部分区域存在油气沿裂缝垂向运移。     

鄂尔多斯盆地镇北——演武地区长3段含油性分析及有利区预测

以储层地质学、开发地质学和地球化学的相关原理为指导,采用一个原则、一个规律及一个依据的预测模式对鄂尔多斯盆地镇北一演武地区长3油藏有利含油区进行了综合研究.一个原则即两个为主、一个为辅的原则;一个规律即储层沉积规律;一个依据即以试油或开发数据为依据.研究表明,水下分流河道和河口坝微相发育区是镇北长3段有利的含油相带;厚砂岩沉积区是含油的有利砂体发育区;隆起高部位是含油的有利构造部位;地球化学运移指标急剧变化的主流方向是油气富集的方向.     

冲积扇储集层构型及三维地质模型——以准噶尔盆地红车地区红18井区为例

针对准噶尔盆地边缘复杂的冲积扇沉积体系,利用密井网及露头资料,采用层次界面分析,对冲积扇储集层内部构型分级次解剖,建立了盆地西北缘红18井区克拉玛依组克下亚组冲积扇储集层的构型样式及三维构型模型。冲积扇沉积体4级构型由槽流砂砾岩体、片流砾石体、高能水道砂体、低能水道砂体及径流水道砂体等组成,同时包括漫洪砂体、漫流砂体及漫洪细粒沉积等非优质储集层。冲积扇不同相带内部构型存在差异,槽流—片流相带为复杂砂砾岩体叠置形成的席状连通砂砾岩体,单一砂砾岩体宽1.2~1.6 km;辫流相带为高能水道砂体、低能水道砂体与漫流砂体的复杂叠置,其中高能水道宽度为400~600 m,低能水道宽度为100~250 m;径流相带呈镶嵌状分布在漫溢细粒沉积中,为孤立窄条带状,单一径流水道宽度为50~80 m. 在精细地质研究基础上,利用确定性建模结合人工互动方式,建立了研究区的三维构型模型。