碳酸盐岩气藏开发地质特征描述 (SY/T 6110-2002代替SY/T 6110-94) 1、范围 本标准规定了碳酸盐岩气藏开发特征描述的内容和方法；本标准使用于碳酸盐岩气藏开发地质特征的描述。 3.1 构造模型structure model 是指气藏构造几何形态及断层分布。 3.2 储层模型reservoir model 3.2.2 参数模型parameter model 3.2.3 储渗模型reservoir space-permeability channel model 3.3 流体模型fluid model 5、地层特征 5.1 地层层序 5.1.1 气田内全部沉积岩系都进行地层层序和岩序描述,含气层是描述的重点,并以地层综合柱状图展示。 5.1.2 钻遇的地层以阶(组)、段或亚段为单位，未钻达的深部地层以统或阶（组）为单位。 5.1.3 描述内容包括层位、深度、岩性、厚度、接触关系，并按此内容编制含气层的地层对比图。 5.1.4 描述含气层的地震响应特征和测井电性特征。 5.2 储盖组合 描述储层和盖层的层位、岩性、厚度及其变化与分布，并作储盖组合的评价。 5.3 储层的细分与对比 5.3.1 主要采用岩性与电性对比，用标准层控制的方法进行追踪。 5.3.2 小层命名：系和统用年代地层，组、段、亚段用岩石地层单位。层用地下地层单位。 5.3.3 编制小层对比图，描述各小层的纵横向变化。 6 构造特征 6.1 区域构造 6.2 气藏构造：利用地质、测井和地震资料精细描述含气构造的类型和名称、高点的位置和地面海拔、高点出露地层、构造圈闭的形态、闭合面积、闭合度、长轴和短轴的长度和方向、背斜两翼倾角，并编绘构造剖面图。要求沿构造长轴方向至少作纵剖面图一张，通过各构造高点至少作横剖面图一张；对于断层、褶皱复杂的构造，应适当增加反映全构造不同变化特征的横向剖面图。表1 ××气藏构造要素表
碳酸盐岩油藏自然衰竭式方式开采世界油气资源主要来自碳酸盐岩油藏。碳酸盐储层通常为低孔隙度，而且可能含有裂缝。碳酸盐岩储集层都是具天然裂缝的地层，具有孔隙度和渗透率不均匀分布的特性。在碳酸盐岩(尤其是岩石基质中)处于低渗透率和低孔隙度的状态时，储层中流体的流动很可能完全取决于裂缝系统的状况；而岩石基质仅仅起一个油源的作用(类似于敏密砂岩层和天然气流)。如果是孔隙型碳酸盐岩，裂缝系统可能造成注入流体对储层的不均匀波及，从而使其过早突破进入生产井，结果是采收率下降。众多的研究者把碳酸盐储层的含油丰度作为研究目标，试图刻画其非均匀性，将不同类型的裂缝性储层分门别类，并确定哪些岩石特性和流体性能对最终采收率有决定性的影响。 自然衰竭式方式开采：衰竭式开采主要是利用油藏的边水、底水,以及油气藏自身、储层岩石和束缚水的弹性能采出原油。衰竭式开采有以下三个优点,①充分利用天然能量②可以节省投资③地层适应性强。由于衰竭式开采是以压力的大幅度下降为代价进行开采的,因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。 自然衰竭式方式开采依靠地层能量衰竭开发油田的方式往往发生在无气顶时水压驱动的油田开发初期,在该阶段没有压力补给系统,或者少数区块用来增压的注入井布局不适用,亦或是不合理。除此之外,当采液速度比较大,甚至含有边水、底水或者是气顶的储层能量发生衰竭,而水或者气体又不足以弥补由于采出原油而造成的地层亏空体积时,该开采方式也会产生作用。自然衰竭式开采分为两个阶段:①弹性封闭开采阶段,该阶段发生在地层压力由原始压力下降至泡点压力的时期;②溶解气驱开采阶段,该阶段发生在地层压力低于泡点压力的时期 衰竭式开采可以充分利用天然能量,节省投资,而且地层适应性强。因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。下面主要对采油速度、油水粘度比、水平和垂向渗透率、水油密度差、地层水粘度、夹层等参数进行敏感性分析。对于衰竭式开采,不像补充能量开采,在一次采油后可通过二次采油甚至三次采油来提高最终采收率。如果低于合理速度开采,虽然能够有效保持地层压力,但从经济角度来说是不利的,而且地层天然能量就没有很好的利用。如果高于合理速度开采,虽然短期内有较好的经济效益,但从长期来看是不利的。一是因为底水锥进,油水界面上升不均匀,从而使边底水的波及系数降低;二是岩块被水包围时,油相渗透率会下降,位于岩块中部较小孔隙中的油很难排出来,甚至产生水锁,降低了驱油效率,导致最终采收率降低。尤其在开发早期,如果采油速度没有控制好,引起水淹,造成油水关系复杂,为中后期的生产和治理增加了难度。
第六章碳酸盐岩 (Carbonate Rocks) 学时： 6学时 基本内容： 1、相关概念：碳酸盐岩、颗粒、内颗粒（异化颗粒）、外颗粒、内碎屑、鲕粒、藻灰结核、球粒、晶粒、生物格架、泥、胶结物、亮晶、叠层石、鸟眼构造、示底构造、缝合线。沉积后作用、溶解作用、矿物的转化与重结晶作用、胶结作用、世代胶结、交代作用、压实作用、渗流粉砂、触点-新月型胶结、重力-悬挂胶结、贴面结合。 2、基本原理：碳酸盐岩的结构组分的类型及其含义、内碎屑的成因、鲕粒的成因、胶结物的特征、灰泥与亮晶方解石的区别、叠层石形态与水动力和关系、碳酸盐岩的研究方法。 3、基本内容：生物骨骼的主要矿物成分、生物骨骼的主要结构类型、常见生物门类骨骼的鉴定特征。石灰岩的成分分类、石灰岩的结构分类、石灰岩的主要类型。白云岩岩类学，几种主要白云石化的作用机理，白云岩的成因分类。碳酸盐沉积物沉积后作用的主要类型及其特征，碳酸盐沉积物沉积后作用环境的成岩作用特征；碳酸盐岩成岩阶段及成岩环境的划分及其主要标志。 教学重点与难点： 重点：碳酸盐岩的主要结构组分的特征、内碎屑的成因、鲕粒的成因、胶结物的特征、灰泥与亮晶方解石的区别。石灰岩的结构分类及综合命名。 难点：内碎屑的成因、鲕粒的成因、灰泥与亮晶方解石的区别。石灰岩的命名。白云岩的生成机理。碳酸盐沉积物沉积后作用的主要类型及特征、不同碳酸盐沉积物沉积后作用环境的成岩作用特征 教学思路： 从碳酸盐岩成分出发，先后介绍碳酸盐岩的结构组分（重点）和构造特征，重点讲解石灰岩的结构分类和白云岩的成因机理，继而介绍碳酸盐岩的主要类型，最后详细解释其沉积后作用的类型和作用方式（重点）。 主要参考书: 1、冯增昭主编《沉积岩石学》上册第十一、十二、十三、十四、十五章，石油工业出版社，1993.
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%。
缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究 李金宜1,姜汉桥1,李俊键1,陈民锋1,涂兴万2,任文博2 (1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京 102249;2.中国石化西北石油局采油二厂,乌鲁木齐 830011) 摘 要:塔河油田注水替油吞吐进入高轮次以后,油水界面不断升高,注水替油效果不断变差,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,此类剩余油俗称“阁楼油”。国外利用氮气及天然气驱工艺开采“阁楼油”的技术已成熟。为了进一步提高塔河油田的开发效果,开展了对注N 2开采裂缝-溶洞型碳酸盐岩油藏可行性的研究。针对塔河该类油藏的地质及生产特点,分析了注氮气提高采收率的机理及有利地质条件;在井筒多相流及数值模拟的基础上,论证了塔河碳酸盐岩油藏注氮气提高采收率的可行性,对注气量、闷井时间、注气采油方式、注气速度等技术政策界限进行了优化研究。研究结果表明,在塔河碳酸盐岩油藏一定工艺技术保障下,注氮气提高采收率是可行的,预计采收率提高10%左右。 关键词:缝洞型碳酸盐岩油藏;阁楼油;注氮气;可行性;技术界限 与其它地区的碳酸盐岩储层不同,溶洞是塔河 地区奥陶系碳酸盐岩最有效的储集体类型,裂缝是次要的储集空间,基质部分基本不具有储油能力,属于岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏,储集体空间形态差异大,油水关系极其复杂。多轮次注水替油后,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,形成阁楼油。针对特殊地质情况,分析了注氮气开采阁楼油的机理并通过等效数值模拟方法对注气效果进行影响因素分析,对塔河该类油藏注氮气开采阁楼油的技术政策界限进行了优化研究。 1 注氮气开采阁楼油机理研究 1.1 注N2吞吐开采“阁楼油”主要作用 通过大量的理论研究,结合矿场试验,认为:一般N 2与原油最小混相压力远高于其地层压力,根据室内试验及模拟计算得出的最低混相压力为50～100MPa[1],在油藏条件下注N2驱是以非混相状态下进行的。 非混相条件下注气作用机理主要有: 靠重力驱替上端封闭大缝洞中的剩余油及油藏顶部的“阁楼油”,如图1所示; 注气后,油气间的界面张力远小于油水间的界面张力(约4倍)[2],而油气密度差又大于油水密度差,从而减小了毛管力作用。 1.1.1 油气重力分异作用[3] 油气重力分异作用包含两个因素:一是因为气油密度差一般比油水密度差较大,利用油气密度差所形成的重力分异作用将顶部“阁楼油”聚成新的前缘富集油带,均匀向构造下部移动,最后进入生产井采出;二是因为油水界面张力一般比油气界面张力 较大,N 2更容易克服毛管力和粘滞阻力进入裂缝驱替采油,而且在仅有重力时N 2 可以进入的最小含油裂缝宽度下限比水可进入的最小含油裂缝下限要小很多,因此气驱波及的裂缝体积远大于水驱,同时也可以进一步降低水驱后细小缝洞中的残余油。1.1.2 原油溶气膨胀排油 在地层温度和压力下,注入的N 2与原油接触后一般会部分溶于原油中,使原油体积膨胀,在原油膨胀力作用下,部分剩余油就会从其滞留空间“溢出”并流入裂缝通道成为可流动油。这一驱替作用一般会使岩块中驱替效率提高数个百分点。 1.1.3 改变流体流动方向 水驱过后,裂缝中还会存在少量残余油。当由底部水驱改为顶部注气后,改变了地层内的流体流动方向,从而改变了储渗空间的压力分布,可能会驱替出部分剩余油或“死油”,降低裂缝系统中的剩余油量。 1.1.4 提高水驱波及体积 N2注入到地层后,可在油层中形成束缚气饱和度,从而使含水饱和度及水相相对渗透率降低,可在 一定程度上提高水驱波及体积。 图1 注氮气驱替阁楼油示意图 在国内大多数注N 2 驱油的试验中都取得了比 水驱高的采收率,注N 2 驱对于开采“阁楼油”更是有着广阔的前景。 收稿日期:2008-04-14 作者简介:李金宜,男,2007级硕士。现从事油气藏工程及数值模拟等方面研究工作。
层序地层学考试资料 一、名词解释 层序地层学：是研究以不整合面或与之相对应的整合面为边界的年代地层格架中具有成因联系的、旋回岩性序列间相互联系的地层学分支学科。 层序：一套相对整一的、成因上存在联系的、顶底以不整合面或与之相对应的整合面为界的地层单元。 体系域：一系列同期沉积体系的集合体，是一个三维沉积单元，体系域的边界可是层序的边界面、最大海泛面、首次海泛面。 准层序：一个以海泛面或与之相应的面为界、由成因上有联系的层或层组构成的相对整合序列。在层序的特定位置，准层序上下边界可与层序边界一致。 首次海泛面：Ⅰ型层序内部初次跨越陆架坡折的海泛面，即响应于首次越过陆棚坡折带的第一个滨岸上超对应的界面，也是低位与海侵体系域的物理界面。 凝缩层：沉积速率极慢、厚度很薄、富含有机质、缺乏陆源物质的半深海和深海沉积物，是在海平面相对上升到最大，海侵最大时期在陆棚、陆坡和盆地平原地区沉积形成的。 Ⅰ型层序：底部以Ⅰ型层序界面为界，顶部以Ⅰ型或Ⅱ型层序界面为界的层序类型。 陆棚坡折带：陆架向海盆方向坡度陡然增加的地方。 低位体系域：Ⅰ型层序中位置最低、沉积最老的体系域，是在相对海平面下降到最低点并且开始缓慢上升时期形成的。并进型沉积：常出现于正常的富含海水的陆棚环境，海平面上升速率相对较慢，足以使得碳酸盐的产率与可容空间的增加保持同步，其沉积以前积式或加积式颗粒碳酸盐岩沉积准层序为特征，并且只含极少的海底胶结物。 二、层序地层学理论基础是什么？ （1）海平面升降变化具有全球周期性。 层序地层学是在地震地层学理论基础上发展起来的，它继承了地震地层学的理论基础，即海平面升降变化具有全球周期性，海平面相对变化是形成以不整合面以及与之相对应的整合面为界的、成因相关的沉积层序的根本原因。 （2）4个基本变量控制了地层单元的几何形态和岩性。 这四个基本变量是构造沉降、全球海平面升降、沉积物供给速率和气候变化，其中构造沉降提供了可供沉积物沉积的可容空间，全球海平面变化控制了地层和岩相的分布模式，沉积物供给速率控制沉积物的充填过程和盆地古水深的变化，气候控制沉积物类型以及沉积物的沉积数量。一般说来，前三者控制沉积盆地的几何形态，沉降速率和海平面升降变化综合控制沉积物可容空间的变化。 三、图示并说明三种准层序组序列特征 进积式准层序组：是在沉积物沉积速率大于可容空间增长速率的情况下形成的，所以较年轻的准层序依次向盆地方向进积，形成向上砂岩厚度增大、泥岩厚度减薄、砂泥比值加大、水体变浅的准层序堆砌样式。常为HST和LST的前积楔状体的沉积特征。 退积式准层序组：是在沉积速率小于可容空间增长速率的情况下形成的，所以较年轻的准层序依次向陆方向退却，尽管每个准层序都是进积作用的产物，但就整体而言，退积式准层序组显示出向上水体变深、单层砂岩减薄、泥岩加厚、砂泥比值降低的特征。常为TST的特征。 加积式准层序组：是在沉降速率基本等于可容空间变化速率时形成的，相邻准层序之间未发生明显的侧向移动，自下而上，水体深度、砂泥岩厚度和砂泥比值基本保持不变。常为HST早期和陆架边缘体系域的沉积响应。 四、对比具陆棚坡折的碎屑岩Ⅰ型层序与具台地边缘的碳酸盐岩Ⅰ型层序之间的特征（含成因、边界特征、体系域构成及LST、TST、HST特征、主控因素） 具陆棚坡折的碎屑岩Ⅰ型层序界面是在全球海平面下降速率大于盆地沉降速率时产生的，它响应于区域性不整合界面，其上下地层岩性、沉积相和地层产状可以发生很大变化，具有陆上暴露标志和河流回春作用形成的深切谷。随着相对海平面下降，河流深切作用不断向盆地中央推进，形成了岩相向盆地中央方向的迁移特征。 具台地边缘的碳酸盐岩Ⅰ型层序界面是在海平面迅速下降且速率大于碳酸盐岩台地或滩边缘盆地沉降速率、海平面位置低于台地或滩边缘时形成的，以台地或滩的暴露和侵蚀、斜坡前缘侵蚀、区域性淡水透镜体向海方向的运动以及上覆地层上超、海岸上超向下迁移为特征。 这两类层序都包含低位体系域LST、海侵体系域TST和高位体系域HST这三个体系域。 具陆棚坡折的碎屑岩Ⅰ型层序中，LST的底为Ⅰ型不整合界面及其对应的整合面，其顶为首次越过陆棚坡折带的初次海泛面，它经常由盆底扇、斜坡扇和低位楔状体组成。TST的底界为首次海泛面，顶界为最大海泛面，它由一系列较薄层的、不断向陆呈阶梯状后退的准层序组构成，当海泛面达到最大时形成薄层富含古生物化石、以低沉积速率沉积的凝缩层。HST广泛分布于陆棚之上，下部以加积式准层序组的叠置样式向陆上超于层序边界之上，向海方向下
文章编号：!"""#"$%$（&""&）"!#"!"’#"( 塔河碳酸盐岩油藏地质模型 王根久!，王桂宏&，余国义&，杨荣婧(，孙爱( （!)中国地质大学（北京）；&)中国石油勘探开发研究院；()中国石油华北油田） 摘要：塔里木盆地塔河油田为以裂缝、溶洞为主的碳酸盐岩油藏，其储集层近水平方向延伸，横向连续性很差，特别是北西#南东方向储集层变异程度大。建立裂缝和溶洞模型的具体方法是：对密度测井曲线进行标准化，与岩心实测孔隙度对比，控制数据质量后计算密度孔隙度；对密度孔隙度进行空间数据分析，得到变差函数，按裂缝和溶洞带水平延伸的框架模型进行条件模拟，建立基于井的孔隙度地质模型；用!(口井的密度测井曲线推导拟波阻抗曲线，建立整个油藏的三维地震速度模型，综合反演得到油藏的孔隙度模型。估算结果，塔河油田裂缝、溶洞的净厚度约为碳酸盐岩厚度的*+。由于油藏条件下的岩心分析数据非常重要，所以应在对油层进行酸化、压裂之前获取单层测试资料，以利于通过生产资料来检验模型的精度。图*表!参&（王根久摘） 关键词：塔里木盆地；塔河油田；碳酸盐岩；裂缝；溶洞；密度测井；三维地震；综合反演；孔隙度模型 中图分类号：,-!’文献标识码：. 塔河油田位于塔里木盆地北部阿克库勒地区，是典型的非均质性油气藏，主力产层是奥陶系碳酸盐岩，油气纵向上主要分布在潜山风化淋滤岩溶带、渗流岩溶带和潜流岩溶带（厚约&*"/）内，横向上分布在古岩溶高地、古岩溶斜坡及不同走向断裂、裂缝交汇处［!］。塔河油田的油气藏类型为潜山风化壳与裂缝、孔、洞复合型，进行地质描述有一定难度。本文根据岩心测试、密度测井、钻速资料描述储集空间，建立基于井的地质模型，进而利用三维地震和012资料建立综合地震反演孔隙度模型，预测裂缝和岩溶带的厚度。 !裂缝和溶洞带描述 在碳酸盐岩油藏中，尤其是裂缝带或溶洞带附近，井孔条件严重影响井数据的质量，所以必须借助图形分析，比较分析多种数据间的关系，在控制数据质量的前提下，客观地描述裂缝和溶洞带。 碳酸盐岩岩心不包含大裂缝和溶洞带，发育较大裂缝而不发育微裂缝的碳酸盐岩一般测不到高渗透率。在岩心实测渗透率与基岩密度的交会图上可发现，相对较高的渗透率对应较低的基岩密度，说明实测孔隙度和渗透率只反映碳酸盐岩岩心基岩的孔隙度和微裂缝贡献的渗透率，而且只有在油藏条件下测得的孔隙度和渗透率才有效，因为当压力降低时，地下高压条件下闭合的微裂缝会张开。从图!可见，塔河油田岩心实测渗透率与孔隙度有两组关系：一组孔隙度较高而渗透率较低，其渗透率来自高孔隙的贡献；另一组孔隙度较低而渗透率较高，其渗透率来自微裂缝的贡献。不同孔隙度样品中都有一些渗透率较高，说明有微裂缝存在，所以本文将孔隙度分为3组（第!组小于&)*+，第&组为&)*+4()*+，每组递增!+孔隙度，第3组为3)*+4!"+），建立孔隙度和渗透率的关系， 进而描述基岩与微裂缝的关系。 图!塔河油田岩心实测孔隙度和渗透率关系图 裂缝和溶洞带的密度测井值明显较低，所以密度测井是描述裂缝、溶洞和基岩最可靠的数据。但碳酸盐岩油藏的井孔条件影响密度测井质量，不同井的基岩密度基线不同，许多井段密度曲线的数值明显高于岩心分析的基岩密度，因此用密度测井资料计算孔隙度（本文称为密度孔隙度）前，必须对密度曲线进行标准化处理。由密度孔隙度（5267）、自然伽马（89）和钻速（9:2）之间关系（见图&）明显可见，高孔隙度层对应于高自然伽马和较高的钻速。 取心段钻速小于")"&/;/<=，裂缝和溶洞带钻速大于")">/;/<=。由图(可见，较低钻速对应较低密度孔隙度，而较高钻速对应较高密度孔隙度。（一些数据对应不好是深度误差造成的。） ’"! 石油勘探与开发 &""&年&月2-,9:?-@A-B2?:9.,7:C.C55-0-?:2A-C,0DE)&’CD)! 万方数据
第二章 经典层序地层学的原理与方法 经典层序地层学为分析沉积地层和岩石关系提供了有力的方法手段，其原理和实践已被大多数地质学家所接受。理论上，层序地层学特别重视海平面升降周期对地层层序形成的重要影响；实践上，它通过年代地层格架的建立，对地层分布模式作出解释和同时代成因地层体系域的划分，为含油气盆地地层分析和盆地规模的储层预测提供坚实的理论和油气勘探的有效手段，有力的推动了地质学，特别是石油地质学的发展，它的推广与应用标志着隐蔽油气藏勘探研究进入了一个全新的精细描述、精细预测阶段。 第一节经典层序地层学中的两种层序边界 Vail等在硅质碎屑岩层系中已经识别出两类不同的层序，即Ⅰ类层序和Ⅱ类层序，这两类层序在碳酸盐岩研究中得到了广泛应用。以下详细论述这两类层序边界的含义、特征和识别标志。 一、Ⅰ型层序边界及其特征和识别标志 当海平面迅速下降且速率大于碳酸盐台地或滩边缘盆地沉降速率、海平面位置低于台地或滩边缘时，就形成了碳酸盐岩的Ⅰ型层序界面。Ⅰ型层序界面以台地或滩的暴露和侵蚀、斜坡前缘侵蚀、区域性淡水透镜体向海方向的运动以及上覆地层上超、海岸上超向下迁移为特征(图1-2-1)。 图1-2-1碳酸盐岩Ⅰ型层序边界特征(据Sarg，1988) 1．碳酸盐台地或滩边缘暴露侵蚀的岩溶特征 碳酸盐台地广泛的陆上暴露和合适的气候条件为形成Ⅰ型层序界面提供了地质条件，层
序界面以下的沉积物具有明显的暴露、溶蚀等特征，碳酸盐台地或陆棚沉积背景上的陆上暴露，可通过古岩溶特征来识别，因此，风化壳岩溶是识别碳酸盐台地碳酸盐岩Ⅰ型层序的重要特征。 ①古岩溶面常是不规则的，纵向起伏几十至几百米。岩溶地貌常表现为岩溶斜坡和岩溶凹地。如我国鄂尔多斯盆地奥陶系顶部、新疆奥陶系顶部、川东石炭系黄龙组顶部等发育的古岩溶。 ②地表岩溶主要特征为出现紫红色泥岩、灰绿色铝土质泥岩以及覆盖的角砾灰岩、角砾白云岩的古土壤。风化壳顶部的岩溶角砾岩往往成分单一，分选和磨圆差。碎屑灰岩和碎屑如鲕粒、生物碎屑常被溶解形成铸模孔等。 ③古岩溶存在明显的分带性，自上而下可分为垂直渗流岩溶带、水平潜流岩溶带和深部缓流岩溶带。 ④岩溶表面和岩溶带中出现各种岩溶刻痕和溶洞，如细溶沟、阶状溶坑、起伏几十米至几百米的夷平面、落水洞、溶洞以及均一的中小型蜂窝状溶孔洞等。 ⑤溶孔内存在特征充填物，可充填不规则层状且分选差的角砾岩、泥岩或白云质泥的示底沉积，隙间或溶洞内充填氧化铁粘土和石英粉砂以及淡水淋虑形成的淡水方解石和白云岩。 ⑥具有钙质壳、溶解后扩大的并可被粘土充填的解理、分布广泛的选择性溶解空隙。 ⑦岩溶地层具有明显的电测响应，如明显的低电阻率、相对较高的声波时差、较高的中子孔隙度、较明显的扩径、杂乱的地层倾角模式和典型的成像测井响应。 ⑧古岩溶面响应于起伏较明显的不规则地震反射，古岩溶带常对应于明显的低速异常带。此外，古岩溶面上下地层的产状、古生物组合、微量元素及地化特征也有明显的差别。 2．斜坡前缘的侵蚀作用 在Ⅰ型层序界面形成时，常发生明显的斜坡前缘的侵蚀，导致台地和滩缘斜坡上部大量沉积物被侵蚀掉，结果造成大量碳酸盐砾屑的向下滑塌堆积作用和碳酸盐砂的碎屑流、浊流沉积作用和碳酸盐砂砾的密度流沉积作用(图1-2-1)。斜坡前缘侵蚀作用可以是局部性或区域性的，向上可延伸到陆棚区形成发育良好的海底峡谷，滩前沉积物可被侵蚀掉几十至几百米。 在碳酸盐缓坡和碳酸盐台地边缘出现的水道充填砾屑灰岩，以及向陆方向由河流回春作用引起的由海相到陆相、碳酸盐岩到碎屑岩的相变沉积物以及向上变浅的沉积序列也是Ⅰ型层序边界的标志。 3．淡水透镜体向海的方向运动 Ⅰ型层序界面形成时发生的另一种作用，就是淡水透镜体向海或向盆地方向的区域性迁移(图1-2-1)。淡水透镜体渗入碳酸盐岩剖面的程度与海平面下降速率、下降幅度和海平面保持在低于台地或滩边缘的时间长短有关。在大规模Ⅰ型层序边界形成时期，当海平面下降75～100米或更多并保持相当长的时间时，在陆棚上就会长期地产生淡水透镜体，它的影响会充分地深入到地下，并可能深入到下伏层序。若降雨量大，剖面浅部就会发生明显的淋滤、溶解作用，潜流带出现大量的淡水胶结物，如不稳定的文石、高镁方解石可能被溶解，形成低镁方解石沉淀(Sarg，1998)。Vail的海平面升降曲线表明，在全球海平面下降中，少见大规模的Ⅰ型海平面下降。一般的海平面下降幅度不超过70～100m。也就是说，在小规模Ⅰ型层序边界形成时期，淡水透镜体未被充分建立起来，只滞留在陆架地层的浅部，没有造成广泛的溶解和地下潜水胶结物的沉淀。在Ⅰ型层序边界形成时期，在适宜的构造、气候和时间条件下可能发育风化壳。同时，伴随Ⅰ型界面形成期间，可发生不同规模的混合水白云化和强烈蒸发作用而引起的白云化。 二、Ⅱ型层序界面及其特征、识别标志
86 地质学09 粱潋 对海相层序地层学的认识—以海相碳酸盐岩层序地层为例 层序地层学是根据露头、钻井、测井和地震资料，结合有关沉积环境和岩相古地理，对地层层序格架进行地质综合解释的地层学分支学科。对油气勘探来说，层序地层学具有良好的理论和实际预测作用。从理论上讲通过对海（湖）平面相对变化的研究可以预测尚未钻探地层的年代，预测某些体系域的地层叠置样式和分布范围，科学的推测盆地的充填历史和地质发展史。从实际情况来看，通过体系域和沉积岩相分布规律以及高分辨率地震勘探研究，可以预测形成油气藏及其他矿产的的有利地区，预测钻前油藏类型和油层产量及已开发油田的扩边和开发效率。 现以碳酸盐岩层序地层为例，谈谈我对海相层序地层学的认识。 一、碳酸盐岩沉积控制因素 碳酸盐岩沉积作用机理明显不同于硅质碎屑岩，但起源于被动大路边缘的硅质碎屑岩沉积的层序地层学原理仍适用与碳酸盐岩的层序地层分析，即碳酸盐岩层序地层样式和岩相分布受构造沉降、全球海平面升降变化、沉积物的供给和气候等4个主要变量控制。构造沉降产生了沉积物的沉降控件，全球海平面升降变化控制了地层分布控制了地层分布模式，沉积物供给的多少控制了古水深，气候控制了沉积物类型。气候中的降雨量和温度对碳酸岩、蒸发岩的分布，以及硅质碎屑岩沉积类型和数量都产生了重要影响。 1、相对海平面变化的控制作用。对于碳酸盐产率、台地或摊的发育及其相应的岩相分布来说，相对海平面的变化是控制碳酸盐岩沉积的首要因素。相对海平面的变化控制了可容空间的变化，从而控制了碳酸盐岩沉积潜力。碳酸盐岩沉积物多是在沉积环境中原地生长的。大部分碳酸盐岩沉积物是由生物产生的，其中不少是光合作用的副产物。因此，这种生产过程取决于光照程度。随着水深增加光照程度迅速降低。高碳酸盐产率主要分布在海水50—100m的水体中，因为该深度内悬浮着大量能进行光合作用的生物。这种碳酸盐产率的狭窄深度受限制，是碳酸盐产率能否与海平面变化保持同步的重要因素，显然，碳酸盐产率的狭窄受控于水体深度或可容空间的变化，也影响了水体盐度、营养成分、温度、含氧量及水深等因素的变化，从而最终控制力沉积层序的构型。 2、构造沉降和沉积背景的控制作用，若不发生构造沉降，就不会发生长期的碳酸盐沉积物的沉积和保存。由于地壳变薄、热冷凝和负载作用引起的构造沉降与海平面升降一道构成了可供海洋沉积物沉积的空间。构成沉积速率取决于地壳的类型、地壳的地址年代、引起沉降的应力场类型、岩石圈流变特征、岩石圈板块中的位置或构造背景。另外，沉积负载作用也会加强构造驱动的沉降作用。聚敛性、离散性、转换性板块边缘分布的以及位于板块内的浅海碳酸盐台地可由洋壳组成，亦可由陆壳组成。总的来说，构成背景决定了沉降盆地的基地形态、浅海碳酸盐岩沉积区的初始形态、海洋影响的范围和形式等。由于碳酸盐岩的进积和加积作用，造成台地或海滩边缘相发育，与其几何形体是水深和原地生物生长特征的函数。 3、气候的控制作用，作为气温、降雨量、大气圈湿度和风的度衡，气候决定了水德盐度和水德循环。热带海洋浅水比中纬度温带海洋具有更高的饱和度，这个差异影响了碳酸盐沉积物的产率、稳定性和早期成岩的潜力。除了碳酸盐岩以外，气候还决定了沉积层序中的沉积物类型。
一．名词解释 1.层序地层学：(Sequence Stratigraphy)研究以不整和面或与之相对应的整和面为边界的年代地层格架中具有成因联系的、旋回岩性序列间 相互关联的地层学分支学科。 2.层序：(Sequence)一套相对整一的、成因上存在联系的、顶底以不整和面或与之相对应的整和面为界的地层单元。 3.I型层序边界面：一个区域型不整合界面，是全球海平面下降速度大于沉积滨线坡折带处盆地沉降速度时产生的。即I型层序界面是在沉 积滨线坡折带处，由海平面相对下降产生。 4.II型层序边界面：全球海平面下降速度小于沉积滨线坡折带处盆地沉降速度时产生的，在沉积滨线坡折带处未发生海平面的相对下降。 5.I型层序：底部以I型层序界面为界，顶部以I型层序或II型层序界面为界的层序。 6.II型层序：底部以II型层序界面为界，顶部以I型层序或II型层序界面为界的层序。 7.沉积滨线坡折带：(Depositional shoreline break)陆架剖面上的一个位置，是沉积作用活动的地形坡折，在此坡折向陆方向，沉积表面接 近基准面，而向海方向沉积表面低于基准面。 8.陆棚坡折带：(Shelf-break)大陆架与大陆斜坡之间的过渡地带。 9.体系域：(Systems tract)一系列同期沉积体系的集合体。 10.低位体系域：(Lowstand systems tract，简称LST) I型层序中位置最低、沉积最老的体系域，是在相对海平面下降到最低点并且开始缓 慢上升时期形成的。在具陆棚坡折的深水盆地的沉积背景中，低位体系域是由海平面相对下降时形成的盆底扇、斜坡扇和海平面相对上升时形成的低位前积楔状体以及河流深切谷充填物组成的。低位体系域以初次海泛面为顶界，其上为海进体系域。 11.海进体系域：（Transgressive systems tract，简称TST）：是I型和II型层序中部的体系域，是在全球海平面迅速上升与构造沉降共同 产生的海平面相对上升时期形成的，由一系列向陆推进的退积准层序组成，沉积作用缓慢。海侵体系域顶部与具有下超特征的最大海泛面(MFS)相对应。顶部沉积物以沉积慢、分布广、富含有机质和非常薄的海相泥岩沉积的为凝缩段特征。 12.高位体系域：(Highstand systems tract，简称HST)：是I型和II型层序上部的体系域，是海平面由相对上升转变为相对下降时期形成的， 沉积物供给速率大于可容空间增加的速率，因此形成了向盆内进积的一个或者多个准层序组。 13.陆架边缘体系域(Shelf-margin systems tract，简称SMST)：是与II型层序边界伴生的下部体系域，以一个或者多个微弱前积到加积准层 序组为特征。陆架边缘体系域由陆架和斜坡碎屑岩或碳酸盐岩组成，它们以层序边界为底部边界、由海进面为顶部边界的加积型或前积型准层序组构成。 14.海泛面：(Marine flooding surface)是一个新老地层的分界面，穿过这个界面会有证据表明水深的突然增加。 15.首次海泛面：(First flooding surface)I型层序内部初次跨越陆架坡折的海泛面，即响应于首次越过陆棚坡折带的第一个滨岸上超对应的界 面，也是低位与海侵体系域的屋里界面。 16.最大海泛面：(Maximum flooding surface)：是层序中最大海侵时形成的界面，它是海侵体系域的顶界面并被上覆的高位体系域下超，它 以从退积式准层序组变为进积式准层序组为特征，常与凝缩层伴生。 17.准层序：（Parasequence）一个以海泛面或与之相应的面为界的、由成因上有联系的层或层组构成的相对整和序列。 18.准层序组：（Parasequence sets）由成因相关的、一套准层序构成的、具特征堆砌样式的一种地层序列。 19.可容空间：(Accommodation)是指可供沉积物潜在的堆积空间(Jerrey，1989)，是全球海平面变化和构造沉降的综合表现，并受控于沉积 背景的基准面变化，或者海平面升降和构造沉降的函数。 20.凝缩层：（Condensed setion）沉积速率很慢、厚度很薄、富含有机质、缺乏陆源物质的半深海和深海沉积物，是在海平面相对上升到最 大、海侵最大时期在陆棚、陆坡和盆地平原地区沉积形成的。 21.并进型沉积：在正常的富含海水的陆棚环境，海平面上升速率相当较慢，足以使得碳酸盐的产率与可容空间的增长保持同步，其沉积以 前积式或加积式颗粒碳酸盐岩沉积准层序为特征，并且只含少量海底胶结物，这种沉积方式为并进型沉积。 22.追补型沉积：在海平面上升速率较快、水体性质不适宜碳酸盐岩产生情况下，碳酸盐岩的沉积速率明显低于可容空间的增长速率，多由 分布较广的泥晶碳酸盐岩组成。 二．经典层序地层学的理论基础：1. 海平面变化具有全球周期性：海平面变化是形成以不整合面以及与之可对比的整合面为界的、成因相关的沉积层序的根本原因。层序地层学可以成为建立全球性地层对比的手段。2．四个变量控制了地层单元几何形态和岩性：一个层序中地层单元的几何形态和岩性由构造沉降、全球海平面升降、沉积物供给速率和气候等四个基本因素的控制。其中构造沉降提供了可供沉积物沉积的可容空间，全球海
第32卷第2期 地球科学———中国地质大学学报 Vol.32 No.22007年3月 Earth Science —Journal of China University of G eosciences Mar. 2007 基金项目:国家十五重点攻关项目“塔里木盆地大中型油气田勘探开发关键技术研究” (No.2004BA616A02).作者简介:韩剑发(1965-),男,高级工程师,在读博士研究生,长期从事油气藏评价部署与储量计算工作. E 2mail :hanjf 2tlm @https://www.doczj.com/doc/e212771381.html, 复杂碳酸盐岩油气藏建模及储量计算方法:以潜山油气储量计算为例 韩剑发1,2,梅廉夫1,3,潘文庆2,祁兴中2,沈传波1 1.中国地质大学资源学院,湖北武汉430074 2.中国石油塔里木油田分公司,新疆库尔勒841000 3.湖北省油气勘探开发理论与技术重点实验室,湖北武汉430074 摘要:油气藏地质建模是储量计算的基础和前提.针对复杂碳酸盐岩储量计算中油气藏建模、参数求取等具体难点,通过石油地质、地球物理等多学科新技术、新理论的综合运用,创新性地建立了潜山准层状油气藏模式,为计算单元的正确划分、计算方法的适当选择、储量参数的合理取值提供了可靠依据.首次提出并实现了该类油气藏孔洞型和裂缝型储集体油气储量的分别计算,且对含油体积、有效厚度下限、孔隙度、饱和度等参数的求取进行了计算方法创新和软件开发,促成了轮南古隆起复杂碳酸盐岩油气储量的大幅度上升,并为类似油气储量计算提供了依据.关键词:碳酸盐岩;复杂油气藏;油气藏建模;储量计算.中图分类号:P618 文章编号:1000-2383(2007)02-0267-06 收稿日期:2006-04-16 C omplex C arbonate H ydrocarbon R eservoir Modeling and R eserve C alculating :T aking the B uried C arbonate H ill Oil 2G as Pool R eserve C alculation as an E xample HAN Jian 2fa 1,2,M EI Lian 2f u 1,3,PAN Wen 2qing 2,Q I Xing 2zhong 2,SH EN Chuan 2bo 1 1.Facult y of Eart h Resources ,China Uni versit y of Geosciences ,W uhan 430074,China 2.Pet roChi na T ari m Oil f iel d Com pany ,Kola 841000,China 3.Key L aboratory of Theory and T echnology of Petroleum Ex ploration and Development of Hubei Province ,Wuhan 430074,China Abstract :The modeling of complex hydrocarbon reservoirs is the premise and basis of the calculation of the reserves.In this paper ,focusing on the modeling and parameters acquiring in reserve calculation of carbonate rock ,a model of karstificated weathering crust 2type quasi 2layered reservoirs was established by using the new techniques and theories in petroleum geology and geophysics.On the basis of this model ,the calculated units could be correctly divided ,the calculating method could be properly chosen ,and the parameters of reserves could be reasonably selected.The authors proposed and realized a way to calculate the reserves of the vug 2type reservoirs and the fissure 2type reservoirs respectively.Furthermore ,the method for calculating a series of parameters such as the oil 2bearing volume ,the lower limit of valid thickness ,porosity and saturation was innovated ,and the corresponding computer software was developed.These innovations dramatically increase the calcu 2lated reserves of the complex oil 2gas pool in carbonate rocks ,and provide an example for the reserve calculation of similar reservoirs. K ey w ords :carbonate rock ;complex hydrocarbon reservoir ;hydrocarbon reservoir modeling ;reserves calculation. 1989年轮南1井在奥陶系获得油气突破,直到2001年油气资源量22亿t 的轮南奥陶系碳酸盐岩潜山油当量探明储量仅118万t ,复杂碳酸盐岩油气藏评价技术和储量计算方法是制约储量增长的关键.
?四川盆地川东北地区二叠系至中三叠统为碳酸盐岩台地相沉积，沉积了以石灰岩、 白云岩、膏盐岩为主的岩类。一直以来，该区是四川盆地油气开发的主要层系，并以中下三叠统、二叠系、石炭系海相碳酸盐岩为主要目的层。 ?在碳酸盐岩岩类中，对于石灰岩、白云岩及二者的过渡型岩石，现场肉眼不易区分， 常使用化学鉴定法，如稀盐酸法、三氯化铁染色法、硝酸银和铬酸钾染色法来加以鉴定。同时还可结合录井参数如钻时相对变化量、扭矩相对变化量等来辅助判定岩性。 ?酸盐岩储集层，由于强烈的次生变化，特别是胶结作用和溶解作用使储集空间具有 类型多样、结构复杂和分布不均的特点，因此在碳酸盐岩地质录井中必须把握以下要点： ?1、在岩性观察和描述时，要特别注意白云岩和白云石化，尤其要注意由潮间和浅滩 环境形成的粉晶白云岩或粒屑白云岩；大气淡水与海水混合作用形成的中-细晶白云岩、礁块白云岩；潮间－潮上带形成的粉晶白云岩、角砾白云岩。 ?2、注意对粗结构岩石的观察和描述。主要为发育滩相带及斜坡相带，在纵向上发育 于沉积旋回中部的水退阶段的岩石，如粗粒和粗晶鲕状灰岩、介屑灰岩、碎屑灰岩、生物碎屑灰岩和礁灰岩等。 ?3、注意对岩石缝、洞、孔的观察统计 ?一是注意观察统计岩屑中的次生矿物，注意研究统计次生矿物的总量和自形晶含量， 求出它所占次生矿物的百分比，绘制出自形晶次生矿物百分比曲线，再结合钻时曲线，判断缝洞发育层段。 ?二是注意对储层岩心孔、洞、缝的观察统计，注意统计张开缝、未充填缝-半充填缝、 洞的数量，注意观察裂缝与裂缝、孔洞与孔洞、裂缝与孔、洞的相互关系；注意统计分析缝洞层的孔、渗性。 ?三是注意对钻进中钻井参数异常情况的掌握与分析，当发生钻具放空、钻时降低、 泥浆漏失或跳钻、蹩钻等现象时，为钻遇洞缝层的标志，常有井漏、井喷或流体产出。 ?四是注意对岩石薄片显微孔、缝的统计分析。 ?鉴于碳酸盐岩组构的复杂性，在现场录井工作中仅凭肉眼及放大镜观察，已不有满 足需要，采用薄片鉴定技术已成为必不可少的重要手段。通过偏光薄片鉴定，可提供岩石学分析所需要的大部分资料，如岩石的矿物成分、含量、颗粒大小、分选、磨圆度、胶结物成分、胶结类型、成岩作用及成岩自生矿物，孔隙大小、形态、分布等，这些都是影响储集层储渗性的主要内容。 1、碳酸盐岩的矿物成份研究的化学方法 碳酸盐岩主要由方解石和白云石两种矿物组成。以方解石为主为石灰岩，以白云石为主为白云岩，在现场用5%—10%的稀盐酸和镁试剂对碳酸盐岩进行试验，作初步的成份分类命名
碳酸盐岩成岩作用综述
【摘要】我国碳酸盐岩经历了多期次、多种类型的成岩作用。在各种成岩作用中，溶解、白云石化、压溶、破裂等作用，使原岩产生大量次生孔隙，从而改善了其储集性，可称之为建设性成岩作用：而重结晶、胶结和压实等成岩作用，因为降低了碳酸盐岩的原生和次生孔隙度，称之为破坏性成岩作用。两者的综合效应控制和影响了碳酸盐岩储集性的优劣。本文简述了碳酸盐岩成岩作用对其储集性能的影响。【Abstract】Carbonate rocks in China has experienced many times, various types of diagenesis. In all kinds of diagenesis, dissolution, dolomitization, pressure solution, rupture, the original rock produced plenty of secondary pores, thereby improving the reservoir quality, can be called the constructive diagenesis: but recrystallization, cementation and compaction, diagenesis, because of reducedcarbonate native and secondary porosity, called destructive diagenesis. The comprehensive effect of both control and affect the set of carbonate reservoirquality. This paper describes the Carbonate Diagenesis influence set properties on the reservoir.