准噶尔盆地玛西地区致密砂砾岩优质薄储层预测
一第３９卷第５期物一探一与一化一探
Ｖｏｌ．３９，Ｎｏ．５一一２０１５年１０月
ＧＥＯＰＨＹＳＩＣＡＬ＆ＧＥＯＣＨＥＭＩＣＡＬＥＸＰＬＯＲＡＴＩＯＮ
Ｏｃｔ．，２０１５一
ｄｏｉ：１０．１１７２０／ｗｔｙｈｔ．２０１５．５．０３程志国，胡婷婷，瞿建华，等．准噶尔盆地玛西地区致密砂砾岩优质薄储层预测［Ｊ］．物探与化探，２０１５，３９（５）：８９１－８９６．ｈｔｔｐ：／／ｄｏｉ．ｏｒｇ／１０．１１７２０／ｗｔｙｈｔ．２０１５．５．０３
ＣｈｅｎｇＺＧ，ＨｕＴＴ，ＱｕＪＨ，ｅｔａｌ．Ｈｉｇｈ?ｑｕａｌｉｔｙａｎｄｔｈｉｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｏｆｔｉｇｈｔｃｏｎｇｌｏｍｅｒａｔｅｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｉｎＭａｘｉａｒｅａｏｆＪｕｎｇｇａｒＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＧｅｏｐｈｙｓｉｃａｌａｎｄＧｅｏ?ｃｈｅｍｉｃａｌＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ，２０１５，３９（５）：８９１－８９６．ｈｔｔｐ：／／ｄｏｉ．ｏｒｇ／１０．１１７２０／ｗｔｙｈｔ．２０１５．５．０３
准噶尔盆地玛西地区致密砂砾岩优质薄储层预测
程志国，胡婷婷，瞿建华，贺陆明
（中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐一８３００１３）
摘要：准噶尔盆地玛湖西斜坡区三叠系百口泉组储层为扇三角洲致密砂砾岩，具有低孔二低渗二储层薄的特征，水下中等孔隙度的灰绿色砂砾岩为优质储层三由于地震资料主频低（２５ ３０Ｈｚ），储层薄（１０ｍ左右），而且优质储层与致密层阻抗叠置，目前常用的叠后波阻抗反演二叠前同时反演等方法都满足不了该地区优质薄储层预测的要求三笔者基于取芯二测井二试油等资料开展岩石物理分析，利用纵波阻抗和纵横波速度比建立岩石物理图版，确定该区的优质储层参数特征三在此基础上，开展叠前地质统计学反演，综合叠前同时反演与地质统计学反演技术的优点，实现砂砾岩优质薄储层的预测三反演结果表明，叠前地质统计学反演结果可以明显提高储层纵向预测的分辨率，较好地解决该地区致密砂砾岩优质薄储层预测的问题，为该区下步勘探开发提供依据三关键词：准噶尔盆地；玛湖西斜坡；致密砂砾岩；优质薄储层；叠前地质统计学反演
中图分类号：Ｐ６３１．４一一一文献标识码：Ａ一一一文章编号：１０００－８９１８（２０１５）０５－０８９１－０６
一一收稿日期：２０１４?１２?３０；修回日期：２０１５?０７?２１
一一玛湖西斜坡区北接乌夏断裂带，南邻玛湖凹陷，构造格局形成于白垩纪早期，构造较为简单，基本表现为向东南倾斜的平缓单斜，局部发育低幅度平台二
背斜或鼻状构造三玛湖凹陷是准噶尔盆地主力生油凹陷之一，具有充足的油气源供应，成藏条件十分有利，油气资源丰富，在近几年的百口泉组砂砾岩岩性油气藏勘探中获得了亿吨级的储量规模，取得了重大进展三三叠系百口泉组主要发育扇三角洲平原亚相和前缘亚相水下分流河道砂为主的储集体三储层岩性主要为砂砾岩，具有低孔二低渗二储层薄的特征，其中水下分选较好的具有中等孔隙度的灰绿色砂砾岩为优质储层三由于储层薄，优质储层与致密层纵波阻抗叠置，目前常用的叠后波阻抗反演二叠前同时反演等方法都满足不了该地区优质薄储层预测的要求三叠前地质统计学反演综合叠前同时反演与地质统计学反演技术的优点［１－５］，能得到高分辨率的叠前弹性参数，不仅可以提高储层纵向预测的分辨率，还可以解决优质储层与致密层阻抗叠置情况下的优质储层识别问题三
１一研究区概况和储层基本特征
玛湖西斜坡地区三叠系百口泉组主要为扇三角
洲沉积环境，沉积相变化快，北部为扇三角洲平原亚相，向南逐渐过渡为扇三角洲前缘亚相三图１为工区百口泉组百二段沉积相三本区岩性结构复杂，横向变化快；百口泉组储层含油气性主要受物性控制，而物性主要受相带控制，扇三角前缘亚相物性明显好于扇三角平原亚相，前缘相水下分选较好的具有中等孔隙度的灰绿色砂砾岩二砂岩为优质储层
三
图１ 百口泉组二段沉积相
物一探一与一化一探３９卷一
一一图２为Ｂ７５ ＡＨ２ ＡＨ１连井地层对比，从图中可以看出，从工区北部Ｂ７５井扇三角洲平原相杂色致密砂砾岩地层过渡到中部的ＡＨ２井和南部的ＡＨ１井扇三角洲前缘相灰色二灰绿色砂砾岩储层，其中ＡＨ２井百二段（Ｔ１ｂ２）发育两套灰绿色储层，薄的１０ｍ，厚的１６ｍ，ＡＨ１井百一段（Ｔ１ｂ１）为薄互层砂砾岩二砂岩，发育两套油层，薄的４．１ｍ，厚的１３．２ｍ三
图２一Ｂ７５ ＡＨ２ ＡＨ１连井地层对比
一一开展岩石物理分析，首先利用岩屑录井和取芯等资料对所有钻井进行岩性划分，共划分为三种岩性：泥岩二杂色致密砂砾岩和灰色二灰绿色优质储层三然后对百口泉组储层进行分岩性弹性参数统计分析，确定敏感弹性参数，建立岩石物理量板［６］三从纵波阻抗和纵横波速度比（ｖｐ／ｖｓ）岩石物理量板（图３）上看，泥岩阻抗范围在８０００ １１５００之间，砂砾岩阻抗范围在９５００ １２５００之间，砂砾岩阻抗总体上大于泥岩，但是优质砂砾岩储层与致密层阻抗叠置非常严重三对于ｖｐ／ｖｓ属性，优质砂砾岩储层分布范围在１．６ １．７６之间，致密砂砾岩分布范围在１．７６ １．８３之间，而泥岩大于１．８３，因此，通过纵横波速度比能够很好地识别有效储层和致密层三
２一预测方法及流程
针对砂砾岩优质储层的特点，通过岩石物理分析可以看出，单一运用波阻抗很难区分优质储层和致密层，即常规叠后反演技术对于百口泉组储层预测难以奏效，因此，必须开展叠前反演，利用弹性参数ｖｐ／ｖｓ才能有效地区分优质储层与致密层三同时由于地震资料分辨率（主频２５ ３０Ｈｚ）的限制，难以对１０ｍ以下的优质储层开展预测，而叠前地质统计学方法能够将叠前反演技术和随机反演技术相结合，有效地综合地质二测井二地震资料，将地震横向分辨率和测井纵向分辨率有机结合，不仅能够解决储层与围岩阻抗叠置情况下有效储层的识别问题，而且能够提高纵向分辨率，
解决薄层识别与储层描述
图３一波阻抗与ｖｐ／ｖｓ交会
问题三因此针对玛西地区致密砂砾岩优质薄储层，笔者采用叠前地质统计学反演的方法开展高精度储层预测研究三
叠前地质统计学反演采用严格的马尔科夫链蒙特卡洛算法（ｍａｒｋｏｖｃｈａｉｎｍｏｎｔｅｃａｒｌｏ，ＭＣＭＣ）［７－９］，将叠前同时反演和地质统计学反演［１０－１３］相结合，成为全新的同时随机反演技术三叠前地质统计学反演以地质统计学为基础，主要包括随机模拟过程和反演过程三通过对地震和测井数据进行分析，得到概率分布函数和变差函数，其中概率分布函数描述的是特定岩性对应的岩石物理参数分布的可能性，而变差函数描述的是横向和纵向地质特征的结构和特征尺度三然后从井点出发，井间变化用地震约束，根据马尔科夫链蒙特卡洛算法随机模拟，得到多个可选的二等概率的岩性模型；再次，通过反复迭代计算，
四２９８四
一５期程志国等：准噶尔盆地玛西地区致密砂砾岩优质薄储层预测保证最终的岩性模拟所对应的合成地震记录必须和实际的各个部分叠加地震数据有很高的相似性；最后应用多次等概率模拟，得到多个与井资料二地质信息二地震资料相吻合的模拟结果，基于多个模拟实现可以求取最大似然岩性体二属性体三通过叠前地质统计学反演得到高分辨率的反演结果，是目前解决横向非均质性很强的岩性油气藏描述问题，以及解决优质储层与致密层阻抗叠置条件下优质储层预测的最佳方案三
笔者应用叠前地质统计学方法解决玛西地区致密砂砾岩优质薄储层预测的流程如图４所示三第一步，分析录井二试油二测井资料，对参与反演的测井曲线进行环境校正和标准化，然后进行岩石物理建模二横波预测，选择敏感弹性参数，建立岩石物理模板；第二步，利用叠后地震资料进行层位精细标定和构造解释，利用叠前道集处理得到分角度叠加剖面，分别进行标定和提取子波；第三步建立初始地质模型，进行常规地震波阻抗反演和叠前同时反演；第四步，根据测井资料二地震资料和反演波阻抗属性进行空间变差分析和概率密度统计分析，通过无井二抽井等上百次的高斯配置协模拟实验，与确定性反演成果比对，并结合地质认识，综合优化二确定岩性比例二纵向变差函数和横向变差函数等统计学参数；第五步，根据优化确定的反演参数开展叠前地质统计学反演，得到多个与井资料吻合且在空间上符合确定性反演结果规律的岩性实现，最终通过多次地质统计学的岩性概率实现来综合计算得到最终的极大似然属性体二岩性体三最后对反演结果进行精细解释，
确
图４一致密砂砾岩优质薄储层预测流程
定优质储层分布范围三
３一结果分析
３．１一叠前同时反演
叠前同时反演是在测井资料的约束下对不同角度或者偏移距部分叠加的多个地震数据进行同时反演，得到纵波阻抗二横波阻抗二纵横波速度比等多个数据体［１４－１６］三
通过储层弹性参数分析，纵横波速度比能够区
分致密砂砾岩与优质储层，致密砂砾岩位于１．７６
图５一过Ｂ７５ ＡＨ２ ＡＨ１井叠后阻抗（上）与叠前ｖｐ／ｖｓ反演剖面（下）
四
３９８四
物一探一与一化一探３９卷一
１．８３之间，优质储层纵横波速度比小于１．７６三通过连井的反演剖面（图５）可以看出，从工区北部Ｂ７５井扇三角洲平原相杂色致密砂砾岩过渡到工区中部ＡＨ２井扇三角洲前缘相砂砾岩，再到工区南部ＡＨ１井扇三角洲前缘相水下灰色二灰绿色砂砾岩储层，叠前同时反演得到的纵横波速度相比叠后阻抗反演能够更好地区分Ｂ７５井的致密砂砾岩和ＡＨ１井的优质储层，从而实现优质储层的预测三但由于ＡＨ１井的灰色砂砾岩优质储层薄，受地震分辨率的限制，未能较好地预测出百一段的两套优质储层三因此，需要进一步开展叠前地质统计学反演，实现优质薄储层的预测三
３．２一叠前地质统计学反演
叠前地质统计学反演主要参数为概率密度函数和差函数三对工区内９口测井曲线质量较好的井进行分析，纵波阻抗二密度和纵横波速度比的概率密度函数分布服从高斯分布三纵向变差函数的求取来自于测井曲线的拟合，通过多高斯型和指数型拟合的比较，本地区指数型拟合较好，纵向变程为６ｍ三横向变程的拟合来自于确定性反演提取的储层平面分布特征，通过拟合，横向变程为１８００ｍ三
根据叠前地质统计学反演得到多个与井吻合且在空间上符合确定性反演结果的岩性，最终通过多次地质统计学的岩性概率实现来综合计算得到最终的极大似然岩性体三比较过ＡＨ１井叠前同时反演ｖｐ／ｖｓ（图６）与叠前地质统计学反演（图７）可以看出，叠前地质统计学反演得到的ｖｐ／ｖｓ保留了叠前同
时反演结果的优势，能够很好地区分优质储层与致密层，而且叠前地质统计学反演结果分辨率有了明显提高
三
图６一过ＡＨ１井叠前同时反演ｖｐ／ｖｓ
剖面
图７一过ＡＨ１井叠前地质统计反演ｖｐ／ｖｓ剖面
四
４９８四
一５期程志国等：准噶尔盆地玛西地区致密砂砾岩优质薄储层预测分析过ＡＨ２ ＡＨ１井最大似然岩性体剖面（图８）和优质储层概率剖面（图９）后发现，优质储层二致密层和泥岩边界特征清晰，纵向上变化关系清楚二横向叠置特征明显三同时针对百口泉组，能够清楚地识别ＡＨ２井发育的两套１０ｍ和１６ｍ的优质储层，以及ＡＨ１井发育的两套１３ｍ和４ｍ的薄优质储层三从反演的精度上来看，叠前地质统计学反演至少可以分辨６ｍ以上的储层，明显较常规的叠前反演分辨率高三
在对工区反演结果进行精细解释后得到了百口泉组优质储层的平面分布，主要分布在ＡＨ１ ＭＡ１８井区，顺物源方向，沿南北向展开，东西方向变薄三后续又在ＭＡ１８和ＡＨ１周围部署了多口评价井，获得高产工业油流，落实了玛西地区近亿吨级的控制储量规模三因此通过以叠前地质统计学反演方法为核心的致密砂砾岩优质薄储层预测研究，提高了玛湖斜坡区三叠系百口泉组灰绿色砂砾岩优质薄储层的预测精度，为井位部署提供依据，见到明显效果
三
图８一ＡＨ２ ＡＨ１
井优质储层概率剖面
图９一ＡＨ２ ＡＨ１井最大似然概率体剖面
４一结论
（１）玛湖斜坡区百口泉组砂砾岩储层薄二优质
储层与致密层阻抗叠置，常规储层预测手段难以解决该区优质薄储层预测的问题三
（２）叠前地质统计学反演能有效地综合地质二
测井和地震资料，实现测井纵向分辨率和地震横向
分辨率的有机结合，不仅能够解决薄储层预测问题，还能很好地实现优质储层和致密层阻抗叠置情况下优质储层预测的问题三
四
５９８四
物一探一与一化一探３９卷一
（３）通过开展致密砂砾岩优质薄储层预测研究，可以很好地预测玛西地区百口泉组优质储层的分布范围，为下一步勘探开发提供了可靠的依据三参考文献：
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Ｈｉｇｈ?ｑｕａｌｉｔｙａｎｄｔｈｉｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｏｆｔｉｇｈｔｃｏｎｇｌｏｍｅｒａｔｅｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｉｎＭａｘｉａｒｅａｏｆＪｕｎｇｇａｒＢａｓｉｎＣＨＥＮＧＺｈｉ?Ｇｕｏ，ＨＵＴｉｎｇ?Ｔｉｎｇ，ＱＵＪｉａｎ?Ｈｕａ，ＨＥＬｕ?Ｍｉｎｇ
（ＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＲｅｓｅａｒｃｈＡｃａｄｅｍｙ，ＸｉｎｊｉａｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｕｒｕｍｑｉ一８３００１３，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＴｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｏｆＴｒｉａｓｓｉｃＢａｉｋｏｕｑｕａｎＦｏｒｍａｔｉｏｎｏｎＭａｈｕｓｌｏｐｅｉｎＪｕｎｇｇａｒＢａｓｉｎｉｓｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚｅｄｂｙｌｏｗｐｏｒｏｓｉｔｙ，ｌｏｗｐｅｒｍｅａ?ｂｉｌｉｔｙ，ａｎｄｔｈｉｎｔｉｇｈｔｃｏｎｇｌｏｍｅｒａｔｅ，ｗｉｔｈｏｎｌｙｔｈｅｓｕｂａｑｕｅｏｕｓｇｒａｙｉｓｈｇｒｅｅｎｃｏｎｇｌｏｍｅｒａｔｅｗｉｔｈｍｅｄｉｕｍｐｏｒｏｓｉｔｙｂｅｉｎｇｔｈｅｈｉｇｈ?ｑｕａｌｉｔｙｒｅｓ?ｅｒｖｏｉｒ．Ｂｅｃａｕｓｅｃｅｎｔｒａｌｆｒｅｑｕｅｎｃｙｏｆｓｅｉｓｍｉｃｄａｔａｉｓｌｏｗ（２５ ３０Ｈｚ），ｔｈｅｔｈｉｃｋｎｅｓｓｏｆｔｈｅｔｈｉｎｌａｙｅｒｉｓａｂｏｕｔ１０ｍ，ａｎｄｔｈｅｉｍｐｅｄａｎｃｅｓｏｆｈｉｇｈ?ｑｕａｌｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒａｎｄｔｉｇｈｔｌａｙｅｒｓａｒｅｏｖｅｒｌａｐｐｅｄｉｎｔｈｅｓｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｔｈｅｃｏｍｍｏｎｌｙｕｓｅｄｐｏｓｔ?ｓｔａｃｋｉｍｐｅｄａｎｃｅｉｎｖｅｒｓｉｏｎａｎｄｐｒｅ?ｓｔａｃｋｓｉｍｕｌｔａｎｅｏｕｓｉｎｖｅｒｓｉｏｎａｒｅｎｏｔｖｅｒｙｅｆｆｅｃｔｉｖｅｉｎｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｏｆｈｉｇｈ?ｑｕａｌｉｔｙａｎｄｔｈｉｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒ，ｂａｓｅｄｏｎｃｏｒｅ，ｌｏｇｇｉｎｇａｎｄｔｅｓｔｄａｔａ，ｔｈｅａｕｔｈｏｒｓｃａｒｒｉｅｄｏｕｔｔｈｅｐｅｔｒｏｐｈｙｓｉｃａｌａｎａｌｙｓｉｓａｎｄｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄｔｈｅｐｅｔｒｏｐｈｙｓｉｃａｌｃｈａｒｔｂｙｕｓｉｎｇＰ?ｉｍｐｅｄａｎｃｅａｎｄｖｐ／ｖｓ，ａｎｄｔｈｅｎｉｄｅｎｔｉｆｉｅｄｔｈｅｐａｒａｍｅｔｅｒｏｆｔｈｅｅｆｆｅｃｔｉｖｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｏｆｔｈｉｓａｒｅａ．Ｆｉｎａｌｌｙ，ｔｈｅａｕｔｈｏｒｓｃｏｎｄｕｃｔｅｄｔｈｅｐｒｅ?ｓｔａｃｋｇｅｏ?ｓｔａｔｉｓｔｉｃｉｎｖｅｒｓｉｏｎｔｈａｔｃｏｍｂｉｎｅｓｔｈｅａｄｖａｎｔａｇｅｓｏｆｔｈｅｓｉｍｕｌｔａｎｅｏｕｓｉｎｖｅｒｓｉｏｎａｎｄｇｅｏ?ｓｔａｔｉｓｔｉｃｓｉｎｖｅｒｓｉｏｎ，ａｎｄｐｒｅｄｉｃｔｅｄｔｈｅｈｉｇｈ?ｑｕａｌｉｔｙａｎｄｔｈｉｎｃｏｎｇｌｏｍ?ｅｒａｔｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｏｆｉｎｖｅｒｓｉｏｎｉｎｄｉｃａｔｅｓｔｈａｔｔｈｅｐｒｅ?ｓｔａｃｋｇｅｏ?ｓｔａｔｉｓｔｉｃｓｉｎｖｅｒｓｉｏｎｃａｎｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙｉｄｅｎｔｉｆｙｔｈｅｈｉｇｈ?ｑｕａｌｉｔｙａｎｄｔｈｉｎｃｏｎｇｌｏｍｅｒａｔｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒａｎｄｐｒｏｖｉｄｅｒｅｌｉａｂｌｅｂａｓｉｓｆｏｒｆｕｒｔｈｅｒｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：Ｊｕｎｇｇａｒｂａｓｉｎ；Ｍａｈｕｗｅｓｔｓｌｏｐｅ；ｔｉｇｈｔｃｏｎｇｌｏｍｅｒａｔｅ；ｈｉｇｈ?ｑｕａｌｉｔｙａｎｄｔｈｉｎｒｅｓｅｒｖｏｉｒ；ｐｒｅ?ｓｔａｃｋｇｅｏ?ｓｔａｔｉｓｔｉｃｓｉｎｖｅｒｓｉｏｎ
作者简介：程志国（１９７８－），男，高级工程师，硕士，新疆油田地球物理研究所副总工程师，现从事石油地震勘探工作三Ｅ?ｍａｉｌ：ｃｈｅｎｇｚｇ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ
四６９８四
准噶尔盆地构造演化阶段及其特征
准噶尔盆地构造演化阶段及其特征 摘要：准噶尔盆地由于受到周缘造山带的多期次的逆冲推覆作用，其发育演化过程不同于一般意义的前陆盆地，而是具有类前陆盆地的特征。准噶尔盆地经历海西、印支、燕山和喜山四个构造旋回的演化，形成了早二叠纪时期的裂谷盆地，中晚二叠纪的前陆盆地，三叠纪至白垩纪的复合类前陆盆地和第三纪以来的类前陆盆地为特征的多期叠合型盆地。 关键词：准噶尔盆地构造演化类前陆盆地 引言 准噶尔盆地是我国西部发育的大型陆相盆地，对其盆地的类型及其演化，经历了很长一段研究探索过程，形成了对准噶尔盆地的形成过程的诸多认识和观点。20世纪90年代主要以二叠纪为裂谷和断陷为主，三叠－白垩坳陷，第三纪以后为上隆。一些学者分别提出了“陆内前陆盆地”(陈发景,1997) 、“再生前陆盆地”(卢华复等,1994) 及“类前陆盆地”(雷振宇,2001 ) 等概念。蔡忠贤等（2000）认为准噶尔盆地在早二叠世为裂谷,晚二叠世为热冷伸展坳陷,三叠纪—老第三纪为克拉通内盆地,新第三纪至今为陆内前陆盆地。陈新和卢华复等（2002）则将准噶尔盆地划分为地体形成、板块拼贴、前陆盆地、陆内坳陷和再生前陆盆地等6个阶段。陈业全（2004）划分盆地演化为晚泥盆世－早石炭世裂陷盆地、晚石炭世－二叠纪碰撞前陆盆地、三叠纪－古近纪陆内坳陷盆地和新近纪－第四纪再生(陆内俯冲型)前陆盆地4个阶段。 通过对准噶尔盆地区域二维地震剖面的解释，结合钻井及测井资料，我们将准噶尔的演化划分为早二叠纪时期的裂谷盆地，中晚二叠纪的前陆盆地，三叠纪至白垩纪的复合类前陆盆地和第三纪以来的类前陆盆地四个阶段。其中以中生代的复合类前陆盆地为最重要的一个阶段，与油气的关系最为密切。 一地质构造背景 中国西部各盆地位于几个大的造山带及板块缝合带之间,属于古亚洲与特提斯—喜马拉雅构造域,处于西伯利亚板块和印度板块相对挤压和相对扭动的压扭性构造环境下形成的构造格局.在南北对挤和南北对扭的联合和复合的应力条件下产生的大量平移断裂控制着盆地的展布. 中国西部盆地主要受控于三向动力体系:北部主要受古亚洲动力系所作用,受控于古亚洲域;西部主要受特提斯动力系所作用,受控于特提斯域;南部的动力来源于印度板块的北上扩张.三大动力体系在时间、空间上的叠加、复合, 形成了具有明显的旋回性和阶段性多期叠合盆地,并且在不同演化阶段中具有不同的板块构造背景,盆地类型和性质也不相同。 中国西部盆地的演化大致可以分为三个阶段: 古亚洲洋开合阶段，新元古代晚期Rodinia古陆解体,使华北、扬子、华南、塔里木等小陆块从其上裂解出来。晚奥陶世开始地壳俯冲消减,至泥盆纪晚期碰撞闭合,成为克拉通内(挤压)盆地,发育一套海相碎屑岩和碳酸盐岩沉积。古亚洲洋在晚二叠世之前消减殆尽,华北、准噶尔—吐哈、塔里木等小陆块拼合在西伯利亚块体的南缘,形成古亚洲大陆。在拼合后的
地震在碳酸盐岩储层预测中的应用
地震在碳酸盐岩储层预测中的应用 【摘要】碳酸盐岩储层研究是世界性难题，由于碳酸盐岩储层的非均质性强，单一储层预测方法已经不能满足勘探开发的需要。充分利用地震资料在空间密集采样的优势，能够提高碳酸盐岩储层预测准确度，降低了钻探风险。本文主要介绍了碳酸盐岩储层预测中常用的地球物理方法与技术：地震属性分析、相干体技术、体曲率技术、地震相分析、蚂蚁体追终技术。 【关键词】地震解释；储层预测；地震属性分析 0.引言 油气勘探实践表明，世界上50%以上的油气赋存于碳酸盐岩储层中[1]。碳酸盐岩在我国分布在：四川盆地、塔里木盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、南方以及海域的相关盆地[7]。具有很大勘探潜力，由于碳酸盐岩储层的非均质性强单一预测方法不能满足勘探开发需求，地震资料密集采样优势包含丰富的地质信息，在碳酸岩储层预测中地震储层预测技术起着重要作用。 1.碳酸盐岩地震储层预测技术 1.1地震属性分析 地震属性技术现已广泛用在碳酸盐岩储层预测。针对碳酸盐岩储层的非均质性强的特点，应用地震属性技术对储层进行预测，能够较好地提高储层预测的精确度[2]。地震属性是由叠前或叠后地震数据通过各种计算而得到的属性参数，属性参数通常代表的意义各不相同[4]。地震属性参数的异常是多解的，异常可能反映地岩性、岩相、地层的变化，也可能反映缝洞分布区域的变化，甚至是由噪声所引起的各类影响。多解性的缝洞地震响应往往非常的微弱并且存在信噪比较低的影响。在地球物理模型正演的基础上，多方法的联合预测，可以减少地震属性多解性的影响，更好地发挥地震属性技术在碳酸盐岩储层识别[2]。 1.2相干体技术 相干体技术由CTC和Amoco公司于1997年发明，是重要的地震解释技术之一。相干体分析技术依据是利用地震波形相干原理，计算中心地震道和指定相邻道的相干系数，将普通地震资料转换成相干系数资料，用来突显出地震资料中异常现象，相干技术是碳酸盐岩储层研究常用的断裂预测方法。它是一种新的地震属性，在断层识别、特殊岩性体的解释方面有明显优点[7]。地震相干体分析技术作为三维地震资料解释和可视化的重要内容，对预测碳酸盐岩表层非均质储层等方面有良好效果。在地震勘探领域得到了广泛的应用和发展。 1.3体曲率技术
碳酸盐岩储层评价技术综述
碳酸盐岩储层评价技术综述 储层评价是以测井资料为基础，结合地质、地震资料、岩心分析资料以及开发过程中的动静态资料等，从测井角度综合评价含油气储层，查明复杂岩性储层的参数计算方法、流体性质判别以及解决面临的某类特殊地质问题等。 中国石油拥有一批科研院所和测井公司，对碳酸盐岩复杂岩性测井评价方法有深入研究。其中在国内油田比较有特色的单位有四川地质勘探开发研究院、新疆塔里木塔河油田等，在国外区块对碳酸盐岩有深入研究的有长城钻探、石油勘探开发研究院等。过去几十年已经储备了一批碳酸盐岩测井评价专家，形成了多项特色评价技术。 （一）储层参数评价技术 复杂岩性碳酸盐岩储层通常具有较大的非均质性，它使得基于均质性地层模型的阿尔奇公式难以准确地描述储层岩性、物性、电性和含油性之间的复杂关系。为了获得这类储层的孔、渗、饱及其它关键参数，借助微观岩心分析、数字岩心技术和特殊测井方法，有针对性地改进了均质性储层参数评价方法，形成了新的针对非均质性储层的参数评价技术。 1.储层四性关系综合评价技术 u技术原理： 碳酸盐储层岩性复杂、储集空间类型多样、大小相差大、非均质性强，孔隙结构复杂，常规的孔隙不能完全反映储集性能，岩石物理研究采用薄片分析、X-衍射、毛管压力实验等多种手段解析岩石组分、内部结构、孔隙类型、裂缝发育情况、孔喉大小、孔喉配置关系等岩石内部的微观结构，充分了解岩石的岩性、物性特征，用岩心刻度测井，分析储层电性特征，结合录井、试油资料，确定储层的含油性，只有立足于充分的岩石物理研究才能更好地确定储层的“四性”关系。
u技术特点： 以岩石物理研究为坚实基础，确定岩性、物性特征，以测井资料为主，结合录井、试油资料进行储层综合评价。 u适用范围： 复杂岩性碳酸盐岩储层。 u实例： 下图为某油田碳酸盐岩储层研究实例，通过岩石物理研究确定储层岩性、物性、划分储层类型，通过岩心刻度测井，分析测井响应特征，结合录井和试油资料分析储层的流体性质。
火山岩储层预测的地震反演方法[1]
２００９年１２月大庆石油地质与开发Ｄｅｃ．，２００９第２８卷第６期ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＯｉｌｆｉｅｌｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｉｎＤａｑｉｎｇＶ。Ｉ．２８Ｎｎ６ ＤＯＩ：１０．３９６９／Ｊ．ＩＳＳＮ．１０００—３７５４．２００９．０６．０６５ 火山岩储层预测的地震反演方法 姜传金１＇２冯肖宇２ （１．大庆石油学院地球科学学院，黑龙江大庆１６３３１８；２．大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆１６３７１２） 摘要：火山岩是油气的高产储层，但其岩性、岩相横向变化快，非均质性强，成层性差，复杂的地质、地震条件使得寻找火山岩有效储层成为勘探难题。选取合适的叠后地震反演处理技术，能够有效地预测火山岩有效储层分布范围，从而提高解释人员对火山岩有效储层和致密层的分辨能力。实践证踢，测井一地震联合密度反演是定量预测火山岩有效储层空间分布的有效手段，拟波阻抗换算法和高斯配置办模拟法相结合的密度反演有助于提高地震资料识别油气储层的精度。 关键词：徐家围子断陷；火山岩；火山岩有效储层；波阻抗反演；密度反演 中图分类号：１＇６３１文献标识码：Ａ文章编号：１０００－３７５４（２００９）０６－０３０４－０４ ＳＥＩＳＭＩＣＩＮＶＥＲＳＩＯＮＡＰＰＲＯＡＣＨＯＮＶＯＬＣＡＮＩＣ ＲＯＣＫＲＥＳＥＲＶＯＩＲＰＲＥＤＩＣＴＩｏＮ ＪＩＡＮＧＣｈｕａｎ－ｊｉｎｌ”－ＦＥＮＧＸｉａｏ—ｙｕ２ （１．ＧｅｏｓｃｉｅｎｃｅＣｏｌｌｅｇｅ，ＤａｑｉｎｇＰｅｔｒｏｌｅｕｍＩｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｄａｑｉｎｇ１６３３１８，Ｃｈｉｎａ；２．ＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅ．ＤａｑｉｎｇＯｉ娅ｌｄＣｏｍｐａｎｙＬｔｄ，Ｄａｑｉｎｇ１６３７１２，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅｒｅａｌｅｈｉｇｈｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｙｌａｙｅｒｓｏｆｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎｉｎｖｏｌｃａｎｉｃｒｏｃｋｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｈｏｗｅｖｅｒ，ｉｔｉｓｄｉｆｆｉｃｕｌｔｔｏｄｉｓｃｏｖｅｒｐａｙｚｏｎｅｓｉｎｖｏｌｃａｎｉｃｒｏｃｋｒｅｓｅｒｖｏｉｒｂｅｃａｕｓｅｏｆｒａｐｉｄｌｙｌａｔｅｒａｌｖａｒｉａｔｉｏｎｏｆｌｉｔｈｏｌｏｇｙａｎｄｌｉｔｈｏｆａｃｉｅｓ，ｓｔｒｏｎｇｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｉｔｙ，ｐｏｏｒｂｅｄｄｅｄｐｒｏｐｅｒｔｙ，ａｓｗｅｌｌａｓｃｏｍｐｌｅｘｇｅｏｌｏｇｉｃａｎｄｓｅｉｓｍｉｃｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ．Ａｓｕｉｔａｂｌｅｐｏｓｔｓｔａｃｋｓｅｉｓ—ｍｉｃｉｎｖｅｒｓｉｏｎｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｃａｎｂｅｕｓｅｄｔｏｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙｐｒｅｄｉｃｔｔｈｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｒａｎｇｅｏｆｐａｙｚｏｎｅｓｉｎｖｏｌｃａｎｉｃｒｏｃｋｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ａｓａｒｅｓｕｌｔ，ｔｈｅｄｉｓｃｒｉｍｉｎａｔｉｏｎｏｆｉｎｔｅｒｐｒｅｔｅｒｓｏｎｐａｙｚｏｎｅｓａｎｄｔｉｇｈｔｌａｙｅｒｓｏｆｖｏｌｃａｎｉｃｒｏｃｋｒｅｓｅｒｖｏｉｒｃａｎｂｅｉｎｃｒｅａｓｅｄｇｒｅａｔｌｙ．Ｐｒａｃｔｉｃｅｓｈｏｗｓｔｈａｔｌｏｇｇｉｎｇ—ｓｅｉｓｍｉｃｃｏｍｂｉｎｅｄｄｅｎｓｉｔｙｉｎｖｅｒｓｉｏｎｉｓａｎｅｆｆｅｃｔｉｖｅｍｅｔｈｏｄｆｏｒ ｒｏｃｋｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｂｅｓｉｄｅｓ－ｄｅｎｓｉｔｙｉｎｖｅｒｓｉｏｎｍｅｔｈ—ｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｏｆｓｐａｃｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｐａｙｚｏｎｅｓｏｆｖｏｌｃａｎｉｃ ｏｄｃｏｍｂｉｎｅｄｗｉｔｈｐｓｅｕｄｏ．ｗａｖｅｉｍｐｅｄａｎｃｅｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎａｎｄＧａｕｓｓｉａｎｃｏｌｌｏｃａｔｉｏｎｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｃａｎｈｅｌｐｔｏｉｎｃｒｅａｓｅｔｈｅｒｅｃｏｇｎｉｔｉｏｎａｃｃｕｒａｃｙｏｆｐａｙｂｅｄｓｗｉｔｈｓｅｉｓｍｉｃｄａｔａ． Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＸｕｊｉａｗｅｉｚｉＦａｕｌｔＤｅｐｒｅｓｓｉｏｎ；ｖｏｌｃａｎｉｃｒｏｃｋ；ｅｆｆｅｃｔｉｖｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒ；ｗａｖｅｉｍｐｅｄａｎｃｅｉｎｖｅｒｓｉｏｎ；ｄｅｎｓｉｔｙｉｎｖｅｒｓｉｏｎ 收稿日期：２００９４）７．３１ 基金项目：教育部重点实验室基金项目（２００８ＤＴＫＦ０１０）。 作者简介：姜传金，男，１９６３年生，高级工程师，在读博士，从事油气勘探地质和地震资料综合解释研究。 Ｅ—ｍａｉｌ：ｊｉａｎｇｃｈｊ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ－ｃｏｍ，ｃｎ 万方数据
碳酸盐岩储层评价方法及标准
碳酸盐岩储层评价 一、储层岩石学特征评价 1、内容和要求 （1）颜色； （2）矿物成分、含量、结构等，其中矿物结构分粒屑结构、礁岩结构、残余结构、晶粒结构。 粒屑结构：要求描述粒屑组分、含量、基质、胶结物等特征。粒屑组分描述应包括内碎屑、生屑和其他颗粒（鲕粒、球粒、团粒）的大小、形态、分选、磨圆、排列方向、破碎程度等方面的内容。对鲕粒还应描述内部结构；粒屑含量是指采用镜下面积目估法或计点统计法确定各种碎屑的含量；基质（一般把粒径＜0.032mm的颗粒划为基质＝成分、含量、颗粒形态、结晶程度、类型、成因及胶结物（亮晶）成分、含量、晶体的大小、结晶程度、与颗粒接触关系、胶结物形态（栉壳状、粒状、再生边或连生胶结）、胶结世代及胶结类型等都是应描述的内容。 礁岩结构：分析原地生长的生物种类、骨架孔隙的发育情况，确定粘结结构类型（叠层状、席状、皮壳状）、规模大小及成因；分析异地堆积的类型（分散礁角砾、接触礁角砾）、成因、各类礁角砾的大小和含量，描述其形态、分布等。 残余结构：确定原结构类型、残余程度，分析成因。 晶粒结构：描述晶体形态、晶粒间接触关系以及晶间孔发育和连通程度，确定晶粒大小、各种晶粒的比例。 （3）沉积构造 物理成因构造 a.流动构造：确定类型（冲刷痕、皱痕、微型层理及渗流砂），描述形态、大小和排列方向； b.变形构造：确定类型（滑塌构造、水成岩墙），描述特征； c.暴露构造：确定类型（雨痕、干裂、席状裂隙、鸡丝构造、帐蓬构造），描述特征； d.重力成因构造：确定类型（递变层理、包卷构造，枕状构造、重荷模构造），描述特征。 化学成因构造
a.结晶构造：确定类型（晶痕、示底构造），描述特征； b.压溶构造：确定类型（缝合线、叠锥构造）描述特征； c.交代增生构造：确定类型（结核、渗滤豆石），描述特征。 生物沉积构造 a.生物遗迹：确定类型（足迹、爬痕、潜穴、钻孔），描述形态和分布； b.生物扰动构造：确定类型（定形扰动、无定形扰动），描述形态和分布； c.鸟眼构造：描述鸟眼孔的大小、充填物质与充填情况、分布特点，分析成因。 生物—化学沉积构造 a. 葡萄状构造：确定大小、藻的类型，分析成因； b. 叠层石构造：确定大小、藻的类型，分析成因； （4）、沉积层序研究 在单井剖面上划分沉积旋回，确定其性质、大小；分析旋回间的接触及组合关系；在旋回内部划分次级旋回并分析不同级别沉积旋回的成因及控制因素。 建立研究井的沉积层序及单维模式。 2、技术和方法 （1）岩心观察和描述 系统地观察描述岩心的颜色、矿物成分、肉眼可见的沉积结构和构造、古生物类型以及孔、洞、缝发育情况。 （2）岩心实验室分析 岩心薄片鉴定。 酸蚀分析。将岩石制成光面，放入酸液（浓度为23%的醋酸或5%～10%的盐酸）中，作用一定时间后取出，清洗干净，用放大镜或显微镜观察岩石的结构、构造和不溶组分。 揭片分析。将涂有醋酸盐的薄膜覆盖在经酸蚀后的岩石光面上，作用一定时间后揭下该薄膜，在显微镜下观察岩石的结构和构造。 非碳酸盐组分分离。把岩石制成3cm×3cm×0.6cm的样品，放入浓度为20%的醋酸中浸泡，使碳酸盐全部溶解掉，然后在显微镜下观察酸不溶物的成分和特征。 扫描电镜观察。鉴定岩石的矿物成分、超显微结构和构造、超微古生物化石。
准噶尔盆地的类型和构造演化
收稿日期:20000507;修订日期:20000911 作者简介:蔡忠贤(1963— ),男,博士,副教授,矿产资源普查与勘探专业,现在石油大学博士后站工作。①中国科学院兰州地质研究所1准噶尔盆地构造特征及形成演化[R]119851 准噶尔盆地的类型和构造演化 蔡忠贤1,陈发景2,贾振远2 (11石油大学盆地与油藏研究中心,北京102200;21中国地质大学,北京100083) 摘 要:准噶尔盆地的早二叠世属于裂谷还是前陆盆地,存在意见分歧;晚二叠世—老第三纪 盆地的性质也不确定。文中通过对盆地构造几何学、沉降史、热史及火山岩的综合分析研究,对 盆地类型和构造演化获得了一些新的认识:(1)准噶尔盆地在早二叠世为裂谷,晚二叠世为热冷 却伸展坳陷,三叠纪—老第三纪为克拉通内盆地,新第三纪至今,由于印度板块与亚洲大陆碰撞 才形成陆内前陆盆地。(2)对石炭纪—早二叠世的岩浆活动结合区域构造资料的研究表明,准 噶尔地区古生代的板块运动和造山作用具软碰撞特点,早二叠世的裂谷盆地是在软碰撞背景下 造山带伸展塌陷的产物。(3)地幔热对流作用可能是软碰撞造山后伸展塌陷的主要深部动力学机制。 关键词:准噶尔盆地;裂谷;热冷却坳陷;克拉通盆地;软碰撞;伸展塌陷 中图分类号:P544+14; 文献标识码:A 文章编号:10052321(2000)04043110 0 引言 准噶尔盆地是新疆北部自二叠纪以来形成的大型陆内叠合盆地,目前是我国含油气前景最有希望的地区。尽管20世纪80年代以来开展了大量的地球物理和地质研究工作,但由于盆地遭受改造,在盆地类型和成因方面仍存在着诸多的分歧。中国科学院地学部①将盆地构造演化划分为4个阶段,即早二叠世断陷,晚二叠世拗陷,三叠纪—第三纪断拗和第四纪上升阶段。吴庆福[1]认为二叠纪为裂陷,三叠纪—老第三纪为拗陷,新第三纪以后为收缩上隆阶段。尤绮妹[2]的划分是:石炭纪—三叠纪为裂谷阶段,侏罗纪为中央隆升阶段,白垩纪以后为山前拗陷阶段。赵白[3]的划分是二叠纪为断陷、拗陷阶段,三叠纪为断拗阶段,侏罗纪—老第三纪为拗陷阶段,新第三纪以后为萎缩上隆阶段。肖序常[4]则认为晚石炭世—早二叠世为海相前陆盆地。杨文孝[5]也将早二叠世划为海相前陆,晚二叠世和新第三纪—第四纪划为陆相前陆,之间三叠纪—老第三纪划为振荡型陆相盆地。上述划分意见中归纳起来主要的分歧在于对盆地早二叠世的性质是张性还是压性的认识以及晚二叠纪—老第三纪拗陷盆地的性质。近来,这种分歧不仅未缩小,反而扩大。孙肇才[6]主张应该放弃早期盆地是塌陷或张性的认识,将准噶尔看作是一个在石炭纪—二叠纪前陆基础上,经过 —134—第7卷第4期 2000年10月地学前缘(中国地质大学,北京)Earth Science Frontiers (China University of G eosciences ,Beijing )Vol 17No.4Oct 12000
基于储层分类的碳酸盐岩储层渗透率预测方法
龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/3d15745966.html, 基于储层分类的碳酸盐岩储层渗透率预测方法 作者：赵冰 来源：《石油研究》2019年第07期 摘要：中东地区H油田M组碳酸盐岩储层孔隙结构复杂，非均质性强，孔渗相关性较差，导致直接利用孔渗拟合关系计算渗透率误差较大。为有效对研究区储层渗透率进行准确评价，以岩心压汞资料为基础，采用Winland R35岩石物理分类方法将研究区储层类别划分为四类，并从物性特征方面验证了分类的合理性。对分类后的每类储层建立了相应的孔渗回归模型，与分类前的孔渗回归模型相比，Winland R35岩石物理分类的渗透率计算结果与岩心渗透率吻合度更高，验证了该方法的准确性与实用性。 关键词：碳酸盐岩;储层分类;渗透率;Winland R35 1 引言 碳酸盐岩储层沉积时代久远，具有较长的成岩作用时期以及比较广泛的成岩类型，相对于碎屑岩储层非均质性严重、储层各向异性大。因此准确评价碳酸盐岩储层的渗透率具有一定的难度[1-2]。碳酸盐岩岩石物理分类是在储层具有强烈非均质性的条件下，以岩石物理特征为依据，将储层划分为若干相对均质的过程，一般借助于岩石物性资料实现，比如说孔隙度、渗透率以及毛管压力曲线参数等[3]，在这种相对均质的储层中评价储层参数即变得较为容易且更为准确。本文以中东地区H油田M组碳酸盐岩储层为例，基于Winland R35岩石物理分类方法对渗透率进行分类评价。 2 储层分类 Winland R35岩石物理分类作为碳酸盐岩储层中最常用的方法[4]，认为R35反映岩石中最大连通孔喉半径，与岩石的物性参数具有直接关系，储层岩石分类可依据R35的大小来进行。参照Winland经验公式，针对该研究区的实际情况，对903块岩心的孔隙度、渗透率和压汞实测R35进行拟合，拟合公式见式（1）。 其中：R35为压汞测试中进汞饱和度达到35%时对应的孔喉半径，μm;k为渗透率，mD;Φ为孔隙度，%。 利用式（1）求取了拟合后的R35值，与压汞实测R35值较为吻合，故根据此式来进行储层分类，划分原理参考Al-Qenae K J[5]。将反映储层孔隙结构的参数排序后绘制其与序号的半对数分布图，观察直线的斜率变化，每一次斜率的变化都表明一种新的岩石类型。绘制R35的
碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比
碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比，具有以下主要特点：岩石为生物、化学、机械综合成因，其中化学成因起主导作用。岩石化学成分、矿物成分比较简单，但结构构造复杂。岩石性质活泼、脆性大。 以海相沉积为主，沉积微相控制储层发育。 成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形成。断裂、溶蚀和白云化作用是形成次生储集空间的主要作用。 次生储集空间大小悬殊、复杂多变。 储层非均质程度高。 碳酸盐岩储层描述的主要内容包括沉积相及成岩史、储集空间类型及控制因素、孔隙、裂缝、溶洞、储集空间体系，储层非均质性，储层参数确定及评价等。基本工作流程列入表5．1。 无论是以原生孔隙为主，还是以次生储集空间为主的碳酸盐岩储层，其沉积相及成岩史是这类储层形成和发育的基础。它决定储集类型、孔隙、裂缝、溶洞发育程度和分布、储渗能力、储层非均质性。也是储层层位对比划分的基础和依据。 一、沉积相描述
1．沉积相标志 (1)岩性标志。岩性标志包括颜色、自生矿物、沉积结构、构造、岩石类型等五方面。 ①岩石颜色: 岩石的颜色反映沉积古环境、古气候。 下面在表5．2中列出碳酸盐岩常见的几种颜色反映由氧化到还原环境的 ②自生矿物： a．海绿石：形成于水深10～50m，温度25～27℃。鲕绿泥石：形成于水深25～125m，温度10～15℃。二者均为海相矿物。 b．自生磷灰石(或隐晶质胶凝矿)：海相矿物。 c. 锰结核: 分布于深海、开放的大洋底。 d，天青石、重晶石、萤石：咸化泻湖沉积。 e. 黄铁矿: 还原环境。 f．石膏、硬石膏：潮坪特别是潮上、潮间环境。 ③沉积结构。碳酸盐岩的结构分为粒屑(颗粒)，礁岩和晶粒三种。不同的沉积结构反映不同的沉积环境。
碳酸盐储层特征
碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比，具有以下主要特点： ●岩石为生物、化学、机械综合成因，其中化学成因起主导作用。岩石化 学成分、矿物成分比较简单，但结构构造复杂。岩石性质活泼、脆性大。 ●以海相沉积为主，沉积微相控制储层发育。 ●成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形成。 ●断裂、溶蚀和白云化作用是形成次生储集空间的主要作用。 ●次生储集空间大小悬殊、复杂多变。 ●储层非均质程度高。 1．沉积相标志 （1）岩性标志 岩性标志包括颜色、自生矿物、沉积结构、构造、岩石类型等五方面。 ①岩石颜色：岩石的颜色反映沉积古环境、古气候。 ②自生矿物： a．海绿石：形成于水深10～50m，温度25～27℃。鲕绿泥石：形成于水深25～125m，温度10～15℃。二者均为海相矿物。 b．自生磷灰石（或隐晶质胶磷矿）：海相矿物。 c．锰结核：分布于深海、开放的大洋底。 d．天青石、重晶石、萤石：咸化泻湖沉积。 e．黄铁矿：还原环境。 f．石膏、硬石膏：潮坪特别是潮上、潮间环境。 ③沉积结构。碳酸盐岩的结构分为粒屑（颗粒），礁岩和晶粒三种。不同的沉积结构反映不同的沉积环境。 粒屑结构；粒屑结构由粒屑、灰泥、胶结物和孔隙四部分组成。粒屑结构代表台地边缘浅滩相环境。根据颗粒类型、分选、磨圆、排列方向性、填充物胶结进一步确定微相。 a．内碎屑、生屑反映强水动力条件。 b．鲕粒、核形石、球团粒、凝块石反映化学加积、凝聚环境，水动力中高能。鲕粒包壳代表中等能量，持续搅动，碳酸钙过饱和的环境，核形石（藻包壳）、泥晶套反映浅水环境。 c．分选好，反映持续稳定的水动力条件，反之则反映强水动力条件。 d．磨圆度高反映强水动力环境，反之反映弱水动力环境。 e．颗粒、生屑化石平行排列，尖端方向交错，长轴平行海岸，反映振荡水流。尖端指向一个方向，长轴仍平行海岸线，则为单向水流。 f．用胶结物和灰泥的相对含量反映水动力强弱。胶结物／（胶结物+灰泥）在0～1之间，越接近0，水动力越弱，反之越强。 礁岩结构： a．生长结构：原地生长坚硬生物骨架，代表台地边缘生物礁环境。 b．粘结结构：层纹状、波纹状藻迭层结构代表潮上-潮间中低能环境。柱状、锥状藻迭层结构代表潮间～潮下高能环境。 晶粒结构：泥晶代表盆地低能，广海陆棚低能环境。 ④沉积构造。反映水流成因构造： a．沟膜、槽模、递变层理代表浊流环境。
碳酸盐岩储层
世界碳酸盐岩储层 碳酸盐岩中储集有丰富的石油、天然气和地下水。 碳酸盐岩是世界上重要的石油天然气产层，约占全球储量的一半，产量已达到总产量60％以上。在世界范围内，大约有1/3油气资源储存于碳酸盐岩储层中，特别是中东、北美、俄罗斯的许多大型或特大型油气田均与碳酸盐岩密切相关。 碳酸盐岩和碳酸盐沉积物从前寒武纪到现在均有产出，分布极广，约占沉积岩总量的 1/5至1/4。碳酸盐岩本身也是有用矿产，如石灰岩、白云岩，以及菱铁矿、菱锰矿、菱镁矿等，广泛用于冶金、建筑、装饰、化工等工业。 我国碳酸盐岩油气资源 我国海相碳酸盐岩储集层层系分布范围广泛，从震旦系至三叠系均有分布，约占大陆沉积岩总面积的40%。据初步统计，我国有28个盆地发育分布海相碳酸盐岩地层，资源丰富，勘探潜力很大。我国碳酸盐岩油气资源量约为385亿吨油当量。 我国碳酸盐岩缝洞型油藏一般经历了多期构造运动、多期岩溶叠加改造、多期成藏等过程，形成了与古风化壳有关的碳酸盐岩缝洞型油藏。 近几年的实践表明，我国碳酸盐岩勘探正处于大油气田发现高峰期，是近期油气勘探开发和增储上产的重要领域之一。与常规的砂岩油气藏相比，碳酸盐岩油气藏勘探开发程度较低。对于以“潜山”起家的华北油田而言，碳酸盐岩油藏探明储量比例只有41.6%。因储层具有典型的双重介质特点，渗流规律特殊，加之非均质性严重、开发技术不完善，开采效果迥异。 碳酸盐岩勘探技术发展 近年来，中国石油开始全面开展碳酸盐岩物探技术研究，形成了成熟的碳酸盐岩配套技术，储层钻遇率大幅度提高，在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地等地区发现了一批大型油气田，碳酸盐岩勘探成为油气储量产量增长的重要领域。 新中国成立到20世纪70年代，碳酸盐岩勘探以地表地质调查和重磁物探为主，发现了如四川威远、华北任丘等油气藏。20世纪80年代至90年代，地震勘探技术在落实构造、发现碳酸盐岩油气藏的勘探中发挥了重要作用，发现了塔里木盆地轮古、英买力潜山及塔中等含油气构造。进入21世纪，随着高精度三维地震技术的发展，深化了对碳酸盐岩非均质储层油气藏的认识，全面推动碳酸盐岩油气藏勘探开发进程。在塔里木、四川等盆地实施高精度三维地震勘探超过1.5万平方公里，探井成功率提高了25%。
洞穴型碳酸盐岩储层识别及预测技术
万方数据
?５０?ＳＩＮＯ—ＧＬＯＢＡＬＥＮＥＲＧＹ ２０１０年第１５卷 度和孔洞孔隙度基本不具备储集能力。轮古西地区裂缝型储层平均裂缝孔隙度达０．１７％，平均孔洞孔隙度只有０．９２％，平均渗透率为６．７３ｘ１０。３斗ｍ２，全区裂缝型储层平均累积厚度达１１３．５５ｍ。 取心常见缝面油污侵染。但多数裂缝发育段难以得到较好的岩心收获率。原始裂缝状态不易保存。但可清楚看到散落岩心缝面的油迹。裂缝是荧光显示最活跃的油气储集空间类型。因此，轮古西地区裂缝型储层是有利的含油层。 ３．２孔洞型储层 孔洞型储层以基质孑Ｌ隙和中小溶蚀孔洞为主要储渗空间，但孔洞十分发育，且连通性好；一般裂缝不发育，渗透性较差，平均渗透率仅０．１５ｘ１０刁肛ｍｚ。轮古西地区孔洞型储层平均孔洞孔隙度达２．１９％，基本无裂缝孔隙度，全区１２口井孔洞型储层平均累积厚度为６６．４２ｍ．是本区发育的储层类型。３．３裂缝一孔洞型储层 裂缝一孔洞型储层储集空间既有孔洞．又有裂缝，两者对储集性能均有相当大的贡献。其中孔洞主要由孑Ｌ（包括基质孔隙和溶蚀孔隙）和小一中洞组成，裂缝发育，可以是储集空间之一，更足沟通孔洞的渗流通道。这种缝洞系统及由它连通的先成孔隙，具有储渗空间数最较多、匹配好、储产油气能力强等特点。该类储层具有储集空间大、渗透性好的特点，而且具有较高和稳定的产能。如Ｌ９４２井在５８１０～５８３０ｍ的大溶洞的上下，洞顶及洞底缝发育，溶蚀孑Ｌ洞也很发育。构成了良好的裂缝一孔洞型储层，产量很高。 轮古西地区裂缝一孔洞型储层平均孔洞孔隙度为２．２６％，平均裂缝孔隙度为Ｏ．２４％，平均渗透率为１７．５５ｘ１０—３ｔｌ，ｍ２．全区１２口井裂缝一孔洞型储层平均累积厚度为５０．３７ｍ。是轮古西地区具有较好开发价值的一种储层类型。 ３．４洞穴型储层 洞穴型储层储集空间为大型洞穴（和裂缝），洞穴（包括大洞、巨洞）储集空间巨大。加之裂缝对沟通洞穴和改善渗流性能的作用，形成了储集空间巨大、储渗能力极好的最有利储层类型。这种洞穴型储层一般具有规模较大的储渗体，具有储量规模大、产量高、易开采的特点。据测井解释，其孔隙度可高达５０％，如ｋ１５井。 未充填巨洞在岩心上难以见到．要靠钻井放空、井涌、井喷及泥浆漏失、图像等信息加以判断和识别，如Ｌｇｌ５井在５７３６．１—５７４０ｍ井段，累计放空２．０９ｍ；５７３５～５７４３ｍ井段，漏失４３．３ｍ３。钻井液溢流，槽面被稠油覆盖，气泡占槽面的１０％，集气点火可燃：Ｌ９１５—１井在５９１９．０～５９５３．４３ｍ井段。发生严重井漏，共漏失钻井液１３７５．０ｍ，。 轮古西地区洞穴型储层平均洞穴孔隙度为２６．２１％。裂缝平均孔隙度为０．４８％。渗透率高达３９９２．８３ｘ１０旬“ｍｚ，该类储集体为最具价值的储层。在本区ｋ１５、Ｌ９１５－１、Ｌ９１５－２、Ｌ９４０、Ｌ９４１等井中均有发现，全区洞穴型储层平均累积厚度为１８．８ｍ。 对比这几种类型的储层：裂缝型以及孔洞型储层很难形成稳定的产能：裂缝一孔洞型储层既有较好的储集能力．又有良好的渗透性能，能够形成稳定的产能，是本区一类重要产层（如Ｌ９９、Ｌ９４２井）；洞穴型储层具有最好的储集能力和渗透性能，是本区最有价值的储层类型。从轮古西单井产能与储层厚度分布关系图可以看出．具有洞穴型储层的井都获得了一定的产能。因而，寻找孔渗能力最好的洞穴型储层和裂缝一孔洞型储层，是钻探成功的关键。４洞穴型储层地震反射特征 在地震上，溶洞发育层段（洞穴型储层）表现为“串珠状”强反射。ｋ１５井在进入奥陶系潜山表层岩溶带钻遇未充填洞穴．在钻进过程中于５７３２—５７３６ｍ井段放空２．０９ｍ：Ｌ９４１井在５６２１—５６３６ｍ井段取心见１．６６ｍ充填洞以及宽５ｍｍ、长６５０ｍｍ垂直张开缝．且井筒内不断有稠油返出。过这两口井的地震剖面上均表现出串珠状强反射特征（见图１）。 图ｌ过井地震剖面溶洞地震反射特征通过地球物理正演模拟发现： ①在两条裂缝的交点处出现了“串珠状”强反 万方数据
碳酸盐岩储层有效性
一．研究碳酸盐岩储层有效性影响因素 1.渗透率 1.1存在成层渗流的渗透率 对于渗流成层性的存在, 地下水往往具有承压性质。即使渗流的成层性不甚明显, 但岩体的渗透性随深度的增加而降低的规律总是存在的。将岩体的渗透系数表达为 1.2裂缝型介质等效渗透率张量计算方法（详见李亚军《缝洞型介质等效连续模型油水两相流动模拟理论研究》）先通过建立裂缝型介质几何模型，利用几何模型对裂缝型介质做关于等效渗透率张量的分析，建立了求解裂缝型
多孔介质等效渗透率张量的数学模型,通过求解连续边界条件和周期边界条件下的边界积分方程,得到裂缝型多孔介质网格块的等效渗透率张量。所求得的等效渗透率张量能够反映裂缝的空间分布和属性参数对油藏渗透特性的影响假设裂缝型介质为水平介质,裂缝为垂直于水平面且具有一定厚度的矩形面,裂缝的纵向切深等于所研究区域的厚度,此时可视为二维空间中的介质体,裂缝等价于二维空间中的线型裂缝。 图一 裂缝的中心位置，开度，长度，倾角，方位角，密度，组系等参数称为裂缝的特征参数,所有裂缝以这些特征参数进行定义。如图二在二维空间,裂缝通过中点O方位角H长度L 及开度h 确定。根据裂缝属性参数的地质学统计分析研究,假设裂缝中心位置服从均匀分布,裂缝长度服从指数分布，方位角服从正态分。
图二 裂缝的开度是指裂缝壁之间的距离,主要取决于所处深度。孔隙压力和岩石类型。根据所发表的一些关于天然裂缝的宽度数据可知,裂缝开度通常在10~200Lm之间变化,统计资料表明最常见的范围在10~40Lm之间（如图三），且服从对数正态分。假设采用裂缝开度的对数正态分布，裂缝系统各属性参数的统计分布函数见表一。 表一
陈晶_2011010949_碳酸盐岩储层成因类型及其基本特征
碳酸盐岩储集层的成因类型 及其基本特征 姓名：陈晶班级：地质11-7 学号：2011010949 碳酸盐岩储层分类受到岩相、成岩、构造、流体等多方面的控制，根据储层成因机理、主要储渗空间类型和岩石特征将碳酸盐岩储层分为4种类型：礁滩型储集层、岩溶型储集层、裂缝性储集层、白云岩储集层。 1 礁滩型储集层 1.1 成因 礁型地貌隆起和海平面相对变化控制礁滩体的成岩早期暴露, 准同生期大气淡水溶蚀、淋滤作用和岩溶作用是控制台缘礁滩体优质储层发育的根本原因。 礁丘在纵向上营建,形成隆起,礁丘顶部及礁前发育礁坪及中高能的生屑砂砾屑滩,向两翼逐渐相变为礁翼和棘屑滩,横向上过渡为礁后低能带、中低能砂屑滩和滩间海。在海平面相对变化和礁丘营建的共同作用下,礁丘的顶部间歇性暴露于大气淡水环境中,受大气淡水溶蚀淋滤作用,在纵向上区别为大气淡水渗流岩溶带和大气淡水潜流岩溶带。 在暴露期间由礁型地貌转化而成的岩溶地貌,已形成岩溶发育规模。礁滩复合体核部形成岩溶高地,礁翼形成岩溶斜坡,礁后低能带、礁滩间海形成岩溶洼地、洼坑。储层在侧向上主要发育礁滩复合体核部和翼部,核部以好—中等储层为主,翼部以好储层为主,礁后低能滩和低能泥晶灰岩沉积区储层变薄变差。 碳酸盐岩的埋藏溶蚀作用是提高储层孔渗性的一种重要的建设性成岩作用。多期油气运聚和埋藏溶蚀作用增加了储层的有效储集能力。多期构造破裂作用所形成的裂缝改善了储层的渗流条件,增加了储层和微观孔隙结构的连通性。
1.2 特征 1.2.1 礁滩型储集层岩石类型 塔中礁滩体储层主要岩石类型为礁滩相礁灰岩类和颗粒灰岩类，其中生屑粘结岩、生屑灰岩、生物砂砾屑灰岩是发育孔洞型储层的岩石类型，而砂屑灰岩、砂砾屑灰岩、鲕粒灰岩是孔隙型储层潜在储集岩类型。以塔中82井区为例，在剖面上一般以内碎屑灰岩和隐藻泥晶灰岩为主，一般占地层厚度的25% 以上；生屑灰岩、生物礁灰岩和泥晶灰岩相对少一些，一般占地层厚度的10%～15%。 1.2.2 储集空间类型及特征 礁滩体储层储集空间以大型溶洞、溶蚀孔洞、粒内及粒间孔、裂缝为主。 溶蚀孔洞一般为肉眼可见的小洞、大孔，岩心显示礁滩体储层溶蚀洞比较发育，孔洞呈圆形、椭圆形及不规则状，孔洞发育段岩石呈蜂窝状。 粒内溶孔主要见于砂屑内，少数见于生屑和鲕粒内，是同生期大气淡水选择性溶蚀所致。 粒间溶孔指粒间方解石胶结物被溶蚀形成的孔隙，主要溶蚀粒间中细晶粒状方解石，溶蚀强烈时，可溶蚀纤维状方解石甚至颗粒边缘，使颗粒边缘呈港湾状或锯齿状。 裂缝是碳酸盐岩重要储集空间，也是主要的渗流通道之一，从成因来分主要有3种类型，即构造缝、溶蚀缝和成岩缝。 1.2.3 储层控制因素及分布特征 礁滩体储层发育受多种因素控制，主要控制因素表现为以下3个方面。 一是沉积微相控制了岩石的岩性和结构，从而控制了岩石原生孔隙的发育。生屑滩、粒屑滩由于颗粒支撑作用形成大量的粒间孔，虽然大部分孔洞为灰泥、生物碎屑和多期方解石充填、半充填，但仍有1%～3%残余孔隙被保存，同时为组构的选择溶蚀奠定了基础。 二是早期暴露蜂窝状溶蚀是形成优质孔洞层的重要因素。中—晚奥陶世构造与海平面振荡变化频繁，造成沉积的多旋回叠加，海平面的相对下降可能造成短暂的同生期大气淡水岩溶成岩环境，使礁滩复合体形成的古地貌高部位露出海面。在潮湿多雨的气候下，受到富CO2 的大气淡水的淋滤，选择性地溶蚀了准稳定矿物组成的颗粒或第一期方解石胶结物，形成粒内溶孔、铸模孔和粒间溶孔；又可沿着裂缝、残留原生孔发生非选择性溶蚀作用，形成溶缝和溶蚀孔洞，从而形成优质孔洞层。 三是构造作用是改善礁滩体储层储集性能的关键，走滑断裂活动的断裂和裂
沉积和成岩特征对碳酸盐岩储层物性的影响
沉积和成岩特征对碳酸盐岩储层物性的影响 ——以波斯湾南帕尔斯气田为例 1、摘要： 世界上最大的非伴生气藏赋存于上达兰-上胡夫的二叠系，三叠系的碳酸盐岩蒸发继承。南气田地区的详细描述表明，储层物性是区域沉积和成岩过程的函数。研究单元的沉积相研究表明，沉积物在碳酸盐均斜缓坡的内部区域沉积，随后受到表层成岩作用和埋藏作用。 沉积相的垂直分布表明旋回和对储层物性的影响。 岩石类型的分类基于主导的毛细管空间，定义不同的区域。这种方法体现了孔渗性能和岩石类型的关系。成岩叠覆对储层物性有很大影响。 虽然在储层研究的原始孔渗非均质性继承了上达兰-上胡夫的古地台，但是孔渗性被成岩叠覆严重改变了。 因此确定了沉积相类型与储层物性的可能的初步关系。因此，要精确表征上达兰-上胡夫的储层物性特征就必须整合成岩特征和沉积史。 关键词：碳酸盐储层非均质性，成岩作用，波斯湾，南帕尔斯气田，胡夫储层，达兰-胡夫地层。 2、介绍 在波斯湾盆地自20世纪70年代，许多巨大的天然气和凝析气田已被发现。大多数气田生成于二叠，三叠层系（伊朗地层委员会1976年;萨博＆凯拉德皮尔1978），或胡夫碳酸盐层系。根据我们的估计，波斯湾地区占世界已探明天然气总储量的四分之一到三分之一之间。在这个天然气前景地区，也被称为胡夫储层，有超过80个非伴生天然气领域。有机丰富的志留纪热页岩被认为是这些气藏的烃源岩。储集岩广泛分布在阿拉伯板块和扎格洛斯山脉，阿拉伯环拱，以及中部和北部阿曼山。在波斯湾地区这种潜在的储层在仍然相对未开发的（伊朗，卡塔尔，巴林，沙特阿拉伯，阿拉伯联合酋长国，阿曼和科威特）。沉积物往往向北变厚，远离阿拉伯陆棚，说明存在一个内地深盆，现在的伊朗，和向西部和海湾东南区域变浅趋势（Kashfi 1992年）。三叠系的非渗透性的硬石膏和页岩层序（相当于Sudair地层）为储层提供了盖层。
砂岩和碳酸盐岩储层对比研究
砂岩和碳酸盐岩储层的比较：从全球视角看孔-深和孔-渗关系 摘要：图表展示比较了包括除加拿大以外的所有产油国的30122个碎屑岩储层和10481个碳酸盐岩储层的平均孔隙度和深度的关系。然而，用单独的图包括了加拿大阿尔伯达盆地的5534个碎屑岩储层和2830个碳酸盐岩储层。不包括加拿大的储层的平均渗透率与平均孔隙度关系展示了出来。通过对控制各岩性储层质量的主导因素对砂岩和碳酸盐岩之间的主要相同点和不同点及影响因素作了讨论。伴随深度增大中值和最大孔隙度逐步减少的趋势反映了埋藏成岩孔隙度的减少，它是响应于随深度增加热暴露的增加的。这一趋势看起来与砂岩和碳酸盐岩的孔隙度一般都由于深埋藏过程中的溶解作用而增加的说法不一致。在给定的深度，碳酸盐岩储层具有较低值的中值和最大孔隙度，极有可能是由于碳酸盐岩矿物相对于石英有较强的化学反应，这导致了它对于化学压实和相关的胶结作用具有较低的抵抗性。与碳酸盐岩储层相比，在所有深度段低孔隙度（0-8%）碎屑岩储层的相对贫乏或许可以反映出在碳酸盐岩中更易于发生的断裂现象，以及那些断裂对于低孔隙度岩石中促进形成经济性的流速的有效性。总体说来，碳酸盐岩储层与砂岩储层相比在给定的孔隙度不具有较低的渗透率，但确实有较少比例的既高孔隙度又高渗透率值的部分存在。本文提供的数据可以对在缺乏例如埋藏史和热演化史等详细的地质资料的情况下的任意给定深度的探井的钻探中储层质量的分布作为一个基本的向导。 引言 砂岩和碳酸盐岩储集岩的两个最根本的区别是：（1）沉积物产生的地点（砂岩为异地而碳酸盐岩为原地）和（2）碳酸盐矿物之间具有更强的化学反应（Choquette and Pray, 1970; Moore, 2001）。后一个不同对于成岩作用和储层质量具有深远的影响，例如对大多数碎屑岩储层的早期成岩作用除了碳酸盐结核和土壤发育只有很小的影响，然而碳酸盐岩以广泛的早期石化和孔隙度改变为特征。通过这种对比，大量的和系统的不同之处或许可以通过两类岩性的石油储集岩的孔-深和孔-渗分布体现出来。尽管这种不同的存在看起来被广泛的接受并且碳酸盐岩储层常作为基础单独讨论而广泛引用（Tucker and Wright, 1990; Lucia,
SYT5717-95单井碎屑岩储层评价
SY 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 5717—95 ──────────────────────────── 单井碎屑岩储层评价1995—07—13发布1995—12─20实施─────────────────────────── 中国石油天然气总公司发布
目录 1 主题内容与适用范围 (1) 2 引用标准 (1) 3 岩性评价内容和要求 (1) 4 沉积相评价内容和要求 (3) 5 成岩作用评价内容和要求 (4) 6 储层温度压力评价和要求 (6) 7 储层孔渗性能评价和要求 (8) 8 地震储层预测和参数提取 (9) 9 储层敏感性评价和要求 (10) 10 储层含油（气）性评价 (17) 11 储层综合评价 (18)
中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 5717—95 单井碎屑岩储层评价 ───────────────────────────── 1 主题内容与适用范围 本标准规定了碎屑岩单井油气储层评价的内容、方法和要求。 本标准适用于碎屑岩单井油气储层的评价和分类。 2 引用标准 SY/T 5153.1—87 油藏岩石润湿性测定自吸方法 SY/T 5153.2—87 油藏岩石润湿性测定离心机方法 SY/T 5162—87 岩石样品扫描电子显微镜分析方法 SY 5364—89 岩石含油级别的划分 SY/T 5368.1—89 岩石薄片鉴定方法变质岩 SY/T 5368.2—1995 岩石薄片鉴定方法砂岩 SY/T 5368.3—89 岩石薄片鉴定方法岩浆岩 SY/T 5368.4—89 岩石薄片鉴定方法火山碎屑岩 SY/T 5368.5—1995 岩石薄片鉴定方法碳酸盐岩 SY/T 5477—92 碎屑岩成岩阶段划分规范 3 岩性评价内容和要求 以岩心研究为基础，辅之以岩屑和井壁取心，并按SY/T 5368.1～5368.5对地层剖面进行连续描述，用岩心资料刻度或标定测井资料以提高解释精度。按照储层评价目的选择分析化验内容（见图1）。 3.1 颜色 取新鲜面进行描述和命名；并区分自生色和继承色。 3.2 成分 碎屑岩的成分研究需要宏观观察、微观观察及测试鉴定相结合。 3.3 结构 观察描述颗粒大小、形状、球度、圆度、颗粒表面特征，以及胶结物特征、杂基特征、胶结类型和支撑结构等方面内容。各项内容还应作出定性和定量的描述和分析。 3.4 沉积构造 观察描述层理类型、层面构造、同生变形、生物扰动和以化学成因为主的沉积构造等，其中层理是主要研究内容。不同类型层理要进行层理类型、显现方式、纹层厚、层厚和层系厚度变化，以及层理规模大小、产状要素等描述和统计。 3.5 岩石类型 主要由陆源物质组成的碎屑岩，按照颗粒大小将碎屑岩划分为砾岩、砂岩、粉砂岩和
碳酸盐岩岩溶储层特征
碳酸盐岩岩溶储层特征 碳酸盐岩岩溶储层特征 摘要：本文通过对区域地质背景的分析，结合钻井、岩芯及地震资料的分析，对研究区发育的岩溶储层特征进行了研究，探讨了优质岩溶储层发育的主控因素及岩溶模式，在此基础上预测了有利区带。结果表明作为研究区碳酸盐岩溶储集体主体的一间房组和鹰山组储层，其有效储集空间类型包括裂缝-孔洞型、单一洞穴型、多洞穴缝洞连通型等三种，前者在成像测井上表现为斑块与黑色条带分布，后两者在地震剖面上分别表现为单串珠强反射、多串珠复合强放射响应。研究区岩溶储层的发育受控于高能沉积相带、构造隆升作用、断裂活动和两期水系的发育等因素。 关键词：层间岩溶潜山岩溶顺层岩溶岩溶储层碳酸盐岩哈拉哈塘地区 一、地质背景 哈拉哈塘地区在构造区划上位于塔北隆起南缘斜坡中部，西为英买力凸起，北接轮台凸起，南邻北部坳陷，东与轮南凸起相接，面积约4000km2。塔北隆起是一个长期继承性发育、晚期深埋于库车新生代山前坳陷之下的前侏罗纪古隆起，其演化历史大致可划分为前震旦纪基底形成阶段、震旦纪-泥盆纪古隆起形成阶段、石炭纪-三叠纪断裂与断隆发育阶段、侏罗纪-古近纪稳定沉降发展阶段，以及新近纪-第四纪整体发展阶段等五期演化过程。哈拉哈塘地区发育震旦系至泥盆系海相沉积地层、石炭系至二叠系海陆交互相沉积地层和中新生界陆相沉积地层。奥陶系可细分为上统桑塔木组（O3s）、良里塔格组（O3l）及吐木休克组（O3t），中统一间房组（O2y），中-下统鹰山组（O1-2y）、下奥陶统蓬莱坝组（O1p）。中奥陶统一间房组-鹰山组1段上部地层是目前发现的主要含油层系，为岩溶储集层。上奥陶统桑塔木组、良里塔格组、吐木休克组整体由南向北依次剥蚀尖灭，最北部志留系柯坪塔格组覆盖于奥陶系一间房组潜山之上。 二、岩溶储层特征