辽中凹陷南洼构造转换带发育特征及其对油气成藏的控制作用

对辽中凹陷南洼三维地震资料进行解释,将剖面解释与平面成图分析相结合,探讨辽中凹陷南洼旅大21油田和旅大16油田构造转换带的变形特征,并分析构造转换带与油气成藏的关系。研究结果表明,郯庐断裂带贯穿辽中凹陷南洼,在中央走滑断层、旅大16-3断层和旅大16-21断层的局部弯曲段形成旅大21油田增压型"S"型构造转换带、旅大16油田北部增压型"S"型构造转换带和旅大16油田南部释压型"S"型构造转换带,在旅大16-3断层和旅大16-21断层的叠覆区形成旅大16油田中部释压型叠覆型构造转换带。构造转换带改变了分段断层传递的应力,使三维空间应变守恒,采用断层的位移-距离法探讨旅大16油田中部释压型叠覆型构造转换带的变形特征。构造转换带对油气成藏的控制作用主要表现为:控制构造圈闭的形成,控制优质储层的发育,控制油气运移过程和断层封堵。辽中凹陷南洼增压型构造转换带是有利的油气勘探领域。     

下二门油田剩余油分布状况及控制因素分析

下二门油田是典型的断块油田 ,经过长期高速开发 ,剩余油分布较为复杂。文章概述了下二门油田剩余油总体分布状况和沉积微相与剩余油分布的关系 ,并从沉积模式、地质因素和井网因素三大方面对核三段剩余油形成的控制因素进行了归纳总结 ,可应用于井网的进一步优化部署     

南堡凹陷沉降史分析

南堡凹陷是渤海湾内小型断陷盆地,近年来油气勘探取得不断突破。相对而言,对于其整个盆地构造和沉降演化规律的认识仍十分薄弱,而研究构造活动控制下的沉降史对于研究油气特征及有利区带的预测具有重要的意义。采用回剥法对南堡凹陷的构造沉降速率进行恢复,在此基础上进行了构造期次的划分。研究认为受到区域构造运动的控制,南堡凹陷总体上可以划分为裂陷期、凹陷期和裂后加速沉降期三个阶段,其中古近系整体表现为幕式沉降的特征,即Es_3~(4+5)为裂陷Ⅰ幕、Es_3~3-Es_2为裂陷Ⅱ幕、Es_1为裂陷Ⅲ幕、Ed_3-Ed_1为裂陷IV幕。回剥法是进行地史恢复的有效方法,为研究构造活动控制下的沉降史提供了理论基础。     

储层渗透率方向性分析

近年来,变差函数在储层非均质性研究中起到很大作用。因为储层参数在每个方向上的变化性不同,故通过求取每个方向上的变差函数值,就能反映出各向异性结构。利用变差函数提供的全部结构信息来研究储层的平面非均质性,得出平行于物源方向非均质性弱,而垂直于物源方向非均质性较强的结论。表明储层非均质性主要受沉积环境控制。     

湖相白云岩储层研究——以渤海油田为例

以渤海湾几个发现白云岩的油田为例,结合白云岩的几种主要成因理论,从岩性特征、测井曲线形态、薄片鉴定、岩石成因方面对渤海湖相白云岩进行分析研究,研究表明白云岩分布受气候和古地貌控制.根据湖平面变化和古地貌.结合沉积环境、地震,利用层拉平技术探讨了白云岩的分布特征.     

压力资料预测油水界面精度分析

海上油田勘探阶段探井位于油藏较高部位,多数油层没有钻遇油水界面,且缺少试油资料,工作中通常充分利用了探井、评价井丰富的FMT/MDT测压资料来预测油水界面。以渤海几个已开发油田为例,通过钻前钻后油水界面的对比,认为水线的确定、油层测压点个数、有效测压点间的最大距离、储层厚度及地层流体密度等几个因素会影响压力资料预测油水界面的精度。     

渤海XX29-2油田中深层优质储层成因分析

为研究XX29-2油田沙河街组中深层储层特征,运用薄片镜下观察、岩心描述、物性分析、扫描电镜等手段对其岩性、物性进行精细分析。结果表明,XX29-2油田沙河街组中深层储层砂岩类型以含砾中-粗粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,孔隙类型以粒间孔为主,储集性好,为中孔高渗优质储层。按一般的理论分析,中深层的储层因受成岩作用影响,物性多为低一中孔渗,为了解这种中深层优质储层的成因,从影响中深层优质储层成因的七个因素对其做了分析,最后得出CO₂热流体和粗粒砂岩是形成该区优质储层的主控因素。这一成果为下步渤海中深层有利目标的勘探提供了科学依据。     

渤海海域新近系河流相砂岩储层描述技术

针对海上河流相砂岩油田单砂体厚度薄,井间储层横向变化快,纵向上油气水间互,平面上连通性差等特点,渤海通过十多年的不断探索和实践,发展完善了定量描述砂体展布的储层描述技术。该技术很大程度上解决了在海上探井井距大,井控程度低,取心资料较少等情况下的储层横向展布问题,并基于已钻井资料,总结出如何在探井之间寻找潜力砂体的经验。随着渤海越来越多的河流相油田投入开发,储层描述技术的可靠性也得到证实。大量实例证明,该技术是渤海油田新近系河流相砂岩储层预测与描述的有效技术手段,其思路和方法也可借鉴到类似地质背景下的河流相岩性油气藏评价。     

渤海油田河流相油气藏关键储量参数确定方法

摘要：含油气面积和有效厚度是渤海油田河流相油气藏储量计算的关键参数,利用海上油田高品质地震资料,应用测井约束反演技术开展砂体,尤其是含油气砂体的空间展布研究,砂体分布范围及厚度的预测准确率在80%以上,准确把握了砂体的含油气范围及油气层厚度;采用油田丰富的压力资料,预测河流相油气藏的流体界面,在压力资料品质及储层条件较好的情况下,预测的流体界面十分接近实测的流体界面,有效提高了储量计算过程中含油气面积圈定的准确性;充分利用壁心、测压资料开展有效厚度下限研究,采用自然电位异常幅度相对值与微侧向电阻率相对值的比值（ΔSP/ΔRxo）来识别低阻油层,经测试及生产资料证实,识别低阻油层的准确率达100%,确保了储量计算过程中有效厚度确定的准确性。     

渤海海域古近系碎屑岩储层展布定量研究

渤海海域古近系碎屑岩储层主要有2种发育模式,即多套砂泥岩薄互层和大套较厚砂岩。针对多套砂泥岩薄互层储层,以区域沉积体系研究为基础,结合井间储层对比分析,通过地震三维可视化技术重塑古地貌,寻找古沟谷和坡折带,利用"山-沟-坡-面"控砂原理和井约束,可以对储层的空间展布特征进行半定量化研究;针对大套较厚砂岩储层,基于岩石物理综合分析,寻找对储层敏感的弹性参数,利用地震资料,采用叠前同步反演,可以反演出纵波阻抗、横波阻抗、密度等基本弹性参数数据体,然后计算出敏感弹性参数的数据体,进而对储层的空间展布进行精细的定量刻画。这些方法和技术有效刻画了渤海古近系碎屑岩储层空间展布特征,有效避免了储层认识不清给油田储量评价带来的风险,为油田的高效开发生产奠定了基础。