单井沉积相划分、单井相

第17卷第2期2010年4月特种油气藏S p e c i a l O i l a n dG a s R e s e r v o i r s V o l .17N o .2A p r .2010 收稿日期:20091010;改回日期:20091114 基金项目:国家重点基础研究发展规划“973”项目“中低丰度天然气成藏机理”部分成果(2007C B 209503) 作者简介:李国永(1979-),男,工程师,2002年毕业于西南石油大学石油工程专业,2009年毕业于中国石油大学(北京)地质资源与地质工程专业,获博士学位,研究方向为油气田地质学。

文章编号:1006-6535(2010)02-0015-04准噶尔盆地西北缘八区克下组冲积扇沉积微相研究李国永1,徐怀民2,张　兵3,传　平3,薛建兴1(1.中油冀东油田公司,河北　唐山　063200;2.中国石油大学,北京　102249;3.中油新疆油田分公司,新疆　克拉玛依　834000)摘要:准噶尔盆地西北缘八区克下组油藏属于一套山前陆相盆地边缘冲积扇沉积。

在充分认识克下组冲积扇沉积模式及沉积特征的基础上,根据露头、岩心及测井资料的综合分析,将克下组冲积扇划分为扇顶、扇中与扇缘3个亚相和8个微相,详细阐述了各沉积微相的特征及在克下组各小层的展布规律。

结合开发动态资料,分析了沉积微相控制下的石油地质储量及剩余油分布关系,为二次开发提供地质基础。

关键词:克下组;冲积扇;沉积微相;剩余油;准噶尔盆地西北缘中图分类号:T E 122.2 文献标识码:A前　言沉积微相的类型及空间展布控制着储层的质量和分布,是单井及多井储层评价的基础。

同时,由于沉积微相控制油水运动规律,其展布特征也是预测小层剩余油分布规律的主要依据之一[1-4]。

八区克下组油藏位于准噶尔盆地西北缘克乌逆掩断裂带南白碱滩断裂下盘,北以南白碱滩断裂为界与七区相邻,西部至202古隆起剥蚀或尖灭,东北与十区接壤,东南向盆地腹部伸展,构造形态单一,为一自西北向东南倾的单斜构造。

2.4.3 沉积相纵向发育特征在单井相分析的基础上，应用测井相分析对非取心井的沉积微相类型进行划分，建立了覆盖全区的纵横沉积微相剖面。

1. 本溪组沉积特征本溪组主要发育障壁岛与泻湖，障壁砂坝较发育，从TB-13~TB-08井南北向沉积相剖面来看（图2-4-16），自北向南发育多个障壁砂坝，障壁砂坝主要发育在TB-13井、TB-31井、TB-10井、TB-29井井。

从TB-26-6井~LX-2S井东西向沉积相剖面来看，砂体横向连续性差，砂坝主要发育在LX-2S井（图2-4-17）。

砂坝规模较大，且主要发育在本溪组中-后期，顶部发育沼泽微相。

图2-4-16 临兴西区太原-本溪组沉积相剖面（南北向）图2-4-17 临兴西区太原-本溪组沉积相剖面（东西向）2. 太原组沉积特征太原组主要发育潮坪沉积，从TB-13井~TB-08井南北向沉积相剖面来看，太原时期砂体欠发育，仅在TB-24井可见潮道砂体（图2-4-16）。

从TB-26-6井~LX-2S井东西向沉积相剖面来看，潮道砂体主要发育在TB-26-6井、TB-26-4井、TB-26井、TB-23井、TB-24井，主要发育在太原组早-中期。

太原组后期主要水体较深，主要发育灰坪（图2-4-17）。

1.山西组沉积特征山2段主要发育水下分流河道、分流间湾。

从TB-25井~TB-08井南北向沉积相剖面来看，顺物源方向，水下分支河道延伸较远（图2-4-18）。

从TB-26-6井~LX-2S井东西向沉积相剖面来看，垂直于物源方向，河道砂体连续性差，河道横向延伸较短（图2-4-19）。

山2段早期发育多套煤层，说明泥岩沼泽相非常发育。

山1段沉积特征：主要发育分流河道及分流间湾。

相较于山2段，山1段分流河道规模较小，无论顺物源还是垂直于物源方向，分流河道砂体连续性都相对较差，延伸较短。

图2-4-18 临兴西区山西组沉积相剖面（南北向）图2-4-19 临兴西区山西组沉积相剖面（东西向）4. 下石盒子组沉积特征下石盒子组为三角洲前缘沉积环境，主要发育水下分流河道和分流间湾。

6.1 单井沉积相分析沉积相是沉积环境的物质表现，即指一定的沉积环境以及在该环境中形成的沉积物特征的综合。

沉积相标志的获取和确定主要来自三个方面：地质、地震与钻井。

钻井资料——岩心与测井是地下沉积相确定的最直接、最可靠的相标志，也是进行层序划分的核心内容之一。

综合地质与测井特征两方面的研究，结合区域地质研究资料，研究了单井的沉积相发育特征，总结出其纵向演化和横向相变规律。

6.1.1 测井沉积相研究6.1.1.1 测井相分析的基本原理和方法测井相分析的基本原理就是从一组能反映地层特征的测井响应中，提取测井曲线特征，包括幅度大小、形态、接触关系及组合特征，结合其它测井解释结论将地层剖面划分为有限个测井相，并用岩心资料加以验证，从而建立用测井资料描述地层沉积相的模式。

岩心或岩相分析是测井识别沉积相或微相的地质基础。

由于各类测井曲线所反映的地质特征不同，因而在相识别中所发挥的作用也存在明显的差异（表6－1），如自然电位、自然伽马、电阻率可以反映沉积物垂向粒序、韵律以及沉积结构特征和水动力能量的变化；地球化学测井、能谱测井可反映岩石组分的成熟度，进而分析母岩性质、古地理背景、源区的远近。

另外测井曲线在垂向上的组合规律也是判断沉积微相组合规律的有效方法。

6.1.1.2 表征岩性、层序特征的测井相标志碎屑岩储层沉积相分析常用的测井曲线是反应岩性变化的自然伽马（GR）和自然电位（SP），有时也配合电阻率，当然不同的地区也有区别，因地而异。

各类测井曲线所反映的地质特征不同：SP、GR、电阻率曲线主要反应沉积物在垂向上的粒序变化和韵律，以及沉积结构特征和水动力能量的变化。

通过分析测井曲线的组合形态、幅度、顶底接触关系、光滑程度等基本要素来确定单井测井相特征，综合分析后确定单井沉积相的类型。

本地区可以识别出来的曲线形态包括以下几种：（1）钟形曲线下部最大，往上越来越小，是水流能量逐渐减弱或物源供应越来越少的表现。

其特点底部突变、顶部渐变，即为向上变细的韵律，反映出正粒序结构，典型的代表为曲流河点坝或河道充填沉积的产物（图6－1a）。

1、沉积相：是指在特定的沉积环境形成的特定的岩石组合。

例如河流相、湖相等。

沉积单元级别划分是相对的。

应从油田开发实际出发进行沉积相级别划分。

比如，河流相为大相，辫状河、曲流河、网状河为亚相，曲流河的点坝、天然堤、决口扇等为微相。

2、沉积微相：指在亚相带范围内具有独特岩石结构、构造、厚度、韵律性等剖面上沉积特征及一定的平面配置规律的最小单元。

3、开发层系：为一套砂、泥岩间互的含油气层组合，在沉积盆地内可以对比的层系。

4、有效孔隙度：岩样中那些互相连通的且在一定压力条件下，流体在其中能够流动的孔隙体积与岩石总体积的比值，以百分数表示。

5、渗透率：在一定压差条件下，岩石能使流体通过的性能叫岩石的渗透性，岩石渗透性的好坏以渗透率数值表示，流体通过孔隙介质时服从达西公式。

6、绝对渗透率：岩石中只有一种流体通过时，求的得渗透率值称绝对渗透率。

7、有效渗透率：岩石中有两种或三种流体，岩石对其中每一相的渗透率称有效渗透率或相对渗透率。

8、相对渗透率：有效渗透率与绝对渗透率的比值称相对渗透率。

9、孔隙喉道：砂岩颗粒堆积，粒间形成孔隙，孔隙和孔隙之间连接的窄细部分称孔隙喉道。

10、渗透率级差：研究储层层内渗透率非均质程度的指针之一，即层内最大渗透率与最小渗透率的比值。

11、渗透率变异系数：反映层内渗透率非均质程度，表示围绕渗透率集中趋势的离散程度。

12、渗透率突进系数：层内最大渗透率与平均渗透率的比值，也称非均质系数。

13、四性关系：是指岩性、物性、含油性和电性关系。

14、隔层：对流体流动能起隔挡作用的岩层，碎屑岩中储层中的隔层以泥质岩类为主，也包括少量其它岩性。

15、夹层：单砂层内存在一些不连续的薄层，如泥质、细粉砂质、硅质、钙质等薄层称夹层，它直接影响单砂层的垂直渗透率。

16、粘土矿物：组成粘土岩的矿物，有高岭石、蒙脱石、伊利石、绿泥石等，这些粘土矿物常充填于储层孔隙中，它的存在方式对储层的物性影响很大。

17、储层敏感性：所有油井的油层都受到不同程度的损害，对油层损害的程度即为储层敏感性。

298双鱼石构造是近年来勘探的重点，S1井所处构造位置在双鱼石潜伏构造上二叠系底界高点附近，是一口以栖霞组、茅口组、长兴组、飞仙关组为目的层的风险探井。

开展单井评价可有效的指导后期的勘探开发，其中沉积相为重点内容。

1 沉积背景双鱼石构造地处四川盆地川西西北部，构造位置位于龙门山推覆体构造带和梓潼向斜的结合部位。

 2 单井沉积相分析2.1 沉积相类型及特征根据区域沉积特征，认为该区主要为碳酸盐岩台地相沉积，栖二段主要为局限台地相的泻湖、砂屑滩微相。

2.1.1 泻湖微相主要见于栖二段，岩性主要为中晶云岩、中粗晶云岩、细晶云岩，晶粒大小分布不均，最大长1.90mm，他形晶，晶粒间呈嵌晶接触，晶间有少量粘土。

自然伽马较低，略有起伏，分布范围15～35API；深浅双侧向电阻率中低值，大部分见正差异，深侧向210～815Ω·m，浅侧向81～307Ω·m。

2.1.2 砂屑滩微相主要见于栖二段中上部，岩性主要为泥晶砂屑灰岩、泥晶极细砂屑灰岩、泥晶粉屑灰岩，砂屑最大长径0.35mm，粒间为泥晶方解石胶结，其间见泥晶白云石呈星点状分布，生屑含量较少。

伽马较低且平直，17～28API；深浅双侧向电阻率中低值，大部分见正差异，深侧向162～307Ω·m，浅侧向57～96Ω·m。

2.1.3 生屑滩微相广泛分布在栖霞组、茅口组，在栖一段最集中，岩性主要为泥晶生屑灰岩、泥晶有孔虫生屑灰岩，生屑含量超60%，以有孔虫为主，次为瓣鳃类、棘屑，少见蜓科、介形虫，粒间泥晶方解石充填，局部见碳沥青。

自然伽马较低，范围24～63API；深浅双侧向上部中低值，下部中高值，大部分见正差异，深侧向151～6095Ω·m，浅侧向98～2343Ω·m。

2.1.4 藻滩微相主要见于栖一段下部和茅口组中部，岩性主要为二叠钙藻泥晶灰岩，以红藻为主，藻类含量超30%，呈次圆、鸭梨形、不规则状，节片晶粒结构，次见棘皮类，基质由泥晶方解石构成。

乌石1-4构造新近系层序地层与沉积相研究罗碧华(中海石油(中国)有限公司湛江分公司,广东湛江　524057) 摘　要:为了研究乌石1-4构造新近系的层序地层与沉积相,我们从几口井的单井相着手分析。

以小波变换、地震时频分析、测井曲线特征和垂向上岩性变化等技术方法为手段,把角尾和下洋组划分为2个三级旋回和体系域叠加样式。

结果表明:凹陷主要以海侵为主要背景,角尾组和下洋组沉积末期存在两期较大的海泛面。

从平面沉积相分析,下洋组到角尾组是由滨海到浅海相,主要发育滨海海滩砂和沿岸砂坝,形成了良好的储盖组合。

所以落实岩性圈闭,是本区找储量的关键所在。

关键词:乌石1-4构造;角尾组;下洋组;海侵 中图分类号:P539.2 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)12—0141—031　区域概况乌石1-4构造位于涠西南凹陷东北角的斜阳构造脊上(图1),斜阳构造脊是涠西南凹陷东南斜坡的一个次一级构造单元,一直伸入到B 洼,整个构造脊现已钻探9口井。

该构造A 、B 两口井的钻探均获得油气显示,表明该构造脊是油气运移的有利指向带,有良好成藏条件和勘探潜力,测试具有一定产能,可惜为稠油,不利于开发,需继续找新储量才能使建产成为可能,但是一个北东向的单斜,没有构造圈闭,只能在高部位落实岩性圈闭,为增储找出路,鉴于此,做该区的层序和沉积相分析就有了实质性的意义。

图1　乌石1-4构造位置图2　研究思路本研究以钻井、地震、测井等资料为基础,结合地震时频分析、小波变换等技术手段,建立多口井的单井相,划分层序地层界面和基准面旋回,在南西方向上建立井的层序地层结构,分析体系域在该方向的变化,在各油组砂体顶面构造图的基础上,做出平面沉积相图,拟落实有效岩性圈闭。

研究思路见右图(图2)。

图2　研究思路图3　单井沉积相分析要进行乌石1-4构造层序地层和沉积相的研究,首先要建立起多口井的单井相,以A 井沉积相与层序地层柱状分析图为例(图3),划分了基准面旋回和准层序叠加样式[1],划分S40、S50、S60等界面和两个三级层序[2]。

浅析沉积相与成岩相结合的三维地质模型建立【摘要】所谓地质建模技术，其是以地质统计学的变差函数为手段就各类物性空间的相关性予以综合分析，且以序贯高斯算法为手段就各类物性予以准确计算。

近年来，对地质建模技术的研究非常普遍。

但是，大多数地质学家却无法充分地认识到岩相控及沉积相控的局限性，且对地质建模技术的研究也往往不考虑地质建模的变差函数。

本案结合以上问题，就建立沉积相与成岩相结合的三维地质模型展开讨论。

【关键词】沉积相成岩相三维地质模型1 工程概况本案以某油田的某一不对称背斜构造为研究对象，构造高点倾向于西南部断层，构造形态较平缓。

该不对称背斜构造带的目的层段分布着砂泥岩互层，该层由粉细砂岩以细→极细状态填充；泥岩填充状态为灰白→浅褐色或黑色；黄铁矿及碳酸盐岩的含量少，且存在钙质与泥质胶结的情况。

该研究范围的三角洲沉积相包括前三角洲亚相（分流河道、河口坝、远砂坝、分流间湾、席状砂微相）、三角洲前缘、不发育三角洲平原亚相（海相泥微相）。

本文基于该油田基础井的资料信息对该区的三维地质建模予以研究。

2 三维精细地质模型建立2.1 建立沉积相与岩相相结合的相模型所谓相模型，其是指岩相模型或沉积相模型，且两类模型的特点均不尽相同。

其中，沉积相模型具有如下优点：完全与地质认识相吻合，但不得从纵向角度划分隔夹层，以免对油藏储量计算及储层的非均质性刻画造成不必要的负面影响；岩相模型具备如下优点：各类岩相均与后期的属性模型间基本吻合，但岩相模型与就地质角度而言的沉积相模型间的匹配度较低，进而对沉积相模型与岩相模型间的匹配度造成负面影响。

所以，油藏的完全表征难以依赖单独存在的岩相模型。

针对上述问题，笔者采取沉积相模型与成岩相模型相结合的手段建立三维地质模型，即：基于沉积相图划分单井上各类沉积所对应的岩性（沉积相与岩相呈一一对应的关系），此时，单井的各层内部均无隔夹层之说，但应基于测井曲线划分单井的隔夹层，以确保与地质认识向吻合。

测井资料处理与解释复习题填空1.、测井资料处理与解释：按照预定的地质任务，用计算机对测井信息进行分析处理，并结合地质、录井和生产动态等资料进行综合分析解释，以解决地层划分、油气储层和有用矿藏的评价及勘探开发中的其它地质和工程技术问题,并将解释成果以图件或数据表的形式直观显示出来。

2.、测井资料处理与解释成果可用于四个方面：储层评价、地质研究、工程应用和提供自然条件下岩石物理参数.3、测井数据预处理主要包括模拟曲线数字化、测井曲线标准化、测井曲线深度校正、环境影响校正。

4、四性关系中的“四性”指的是岩性、物性、含油性、电性。

碎屑岩储层的基本参数：（1）泥质含量（2）孔隙度（3）渗透率（4）饱和度(5）储层厚度5、储层评价包括单井储层评价和多井储层评价.单井储层评价要点包括岩性评价、物性评价、储层含油性评价、储层油气产能评价.多井储层评价要点主要任务包括：全油田测井资料的标准化、井间地层对比、建立油田参数转换关系、测井相分析与沉积相研究、单井储集层精细评价、储集层纵横向展布与储集层参数空间分布及油气地质储量计算。

6、识别气层时（三孔隙度识别），孔隙度测井曲线表现为“三高一低”的特征，即高声波时差、高密度孔隙度、高中子伽马读数、低中子孔隙度.7、碳酸盐岩的主要岩石类型为石灰岩和白云岩。

主要造岩矿物为方解石和白云石。

8、碳酸盐岩储集空间的基本形态划分为三类：孔隙与喉道、裂缝、洞穴。

9、碳酸盐岩储层按孔隙空间类型可划分为孔隙型、裂缝型、裂缝—孔隙型、裂缝—洞穴型.10、碳酸盐岩储层划分原则：一是测井信息对各种孔隙空间所能反映的程度，即识别能力；二是能基本反映各种储层的主要性能和差异。

11、火山岩按SiO的含量可划分为超基性岩（苦橄岩和橄榄岩）、基性岩（玄武岩和辉长岩）、2中性岩(安山岩和闪长岩）和酸性岩（流纹岩和花岗岩)。

12、火山岩的电阻率一般为高阻，大小：致密熔岩>块状致密的凝灰岩〉熔结凝灰岩>一般凝灰岩13、火山岩的密度大小，从基性到酸性，火山岩的密度测井值逐渐降低。

[转载]体系域的识别标志对于结构比较完整的层序，一般发育低水位体系域、湖侵体系域和高水位体系域和湖泊收缩体系域。

体系域是层序内同期沉积体系的组合。

在层序内部，首次湖泛面和最大湖泛面是划分体系域的根据。

一、低水位体系域低水位体系域一般沉积范围比水进及高位域分布范围小，多为加积或进积式准层序组，其下边界为层序底界，上边界为初次湖泛面。

二、初次湖泛面初次湖泛面为湖侵体系域与低水位体系域的分界面。

地震剖面上，对应着最低的湖岸上超点。

初次湖泛面之上，地震相为平行、亚平行反射，连续性中等偏好；初次湖泛面之下，地震相多为杂乱或空白反射。

界面上下沉积物类型及沉积环境均存在明显的差异性，特别是在湖盆边缘地区，界面以下多为河流与三角洲平原相沉积，局部为洪积扇沉积；界面以上变为滨浅水或较深水的细粒沉积，沉积物的颜色可能由红色变为浅灰色或深灰色。

界面以下多为进积－加积式淮层序组，界面以上变为典型的退积式准层序组。

古生物组合在界面以下为浅水、狭盐性生物化石为特征，甚至局部无生物化石；而界面以上变为较深水－深水、广盐性的生物化石组合。

三、湖侵体系域湖侵体系域位于初次湖泛面之上和最大湖泛面之下，湖盆边缘区上超反射明显，湖盆内部地震相特点为平行、亚平行反射，连续性反射，在垂向上表现为典型的退积式准层序组。

四、最大湖泛面最大湖泛面将湖侵体系域和高水位体系域分开。

在湖相地层中，最大湖泛面附近发育密集段，密集段在地震剖面上表现为强振幅、高连续反射同相轴，与最远的湖岸上超点对应，密集段在电阻率、感应、自然电位、自然伽马测井曲线上均有十分特征性的反映，地震上的标志为下超现象，这是出于高位期沉积速率大于可容空间增加速率所导致的沉积物向盆内进积所造成的。

五、高水位体系域上边界为层序顶界高水位体系域一般为加积或进积式准层序组，上边界为层序顶界，下边界为最大湖泛面。

高水位体系域经常因为剥蚀而不存在。

[转载]Petrel建模常用术语Petrel建模常用术语3D Grid –是一个用来描述三维地质模型的由水平线和垂直线组成的网格。

苏里格气田致密砂岩气藏有效储层建模方法刘莉莉;徐文;石石;肖峰【摘要】苏里格气田为典型的河流相致密砂岩气藏,其有效储层的规模小、叠置形式多样、结构复杂;储层的平面和纵向非均质性强,难以进行精细刻画,气藏精细建模的难度较大.传统的确定性沉积相建模与随机性沉积相建模方法在单独使用时均存在较大的局限性,其地质模型与动态拟合的符合率偏低.以苏里格气田苏6加密试验区为研究对象,通过对沉积微相、有效储层规模及分布规律的研究,提出基于确定性沉积相建模与随机性沉积相建模相结合的分级沉积相建模方法,以动态分析成果约束相控的有效储层建模方法.该方法综合了单一传统建模方法的优点,加强动、静态参数的约束,提高了地质模型的精度,一次历史拟合符合率为52.4％,可以较好地反映储层实际情况.【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2015(022)003【总页数】5页(P47-51)【关键词】致密砂岩气藏;有效储层建模;动态约束;沉积相模型;动态拟合;苏里格气田【作者】刘莉莉;徐文;石石;肖峰【作者单位】中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018;中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊065000;中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心,陕西西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018【正文语种】中文【中图分类】TE319对于致密强非均质砂岩气藏的建模方法，中外学者已做了大量的研究［1-3］；但多数仅局限于传统的确定性沉积相建模或随机性沉积相建模方法阶段，且单独使用传统的确定性沉积相建模和随机性沉积相建模方法时均存在较大的局限性，其地质模型与动态拟合的符合率偏低。

尽管有国外学者尝试将储层的动态资料加入静态模型中，但尚未形成规律性的研究方法。

1、简述无机成因和有机成因假说的观点和证据？答：1）无机成油学说基本观点：认为石油是在地壳深处形成的，后来沿着深大断裂渗透到地壳上部；或者在天体形成时形成，当地壳冷凝时以“烃雨”的形式降落下来，后聚集成油气藏。

即石油是在高温、高压条件下形成的，为非生物成因产物。

主要证据：①在实验室，用无机C、H 元素合成了烃类；②在岩浆岩内曾发现过石油、沥青；③在宇宙其它星球大气层中也发现有碳氢化合物存在；④在陨石中发现有碳氢化合物及氨基酸等多达100 多种；⑤认为用有机观点对世界上有些大的沥青矿（如加拿大的阿萨巴斯卡沥青矿，储量达856 亿吨以上）不能作出令人满意的解释。

2）有机成油学说基本观点：石油、天然气由地质时期中生物遗体在适宜条件下生成的。

主要证据：①环境：世界已发现的油气田99.9%都在沉积岩中，只有极少数分布在岩浆岩和变质岩中，且这少数石油也被证明是从沉积岩中运移而来的，而与沉积岩无关的地盾和巨大结晶岩突起发育区，至今未找到油气聚集。

②分布：石油在地层时代的分布上与煤、油页岩及有机质的分布状况相吻合的，表明它们在成因上是有联系的。

③组成：虽然世界上的石油没有成份完全相同的，但所有石油的元素组成和化合物组成是相近的或相似的，说明它们的成因可能大致相同。

④条件：大量油田测试结果可知，油层温度很少超过100℃，有些深部油层温度可以高达141℃，而当T 超过250℃时，烃类就会发生急剧而彻底的裂解，生成石墨及H2，说明石油不可能在高温下形成。

⑤时间：从目前发现的油气藏分析看，石油生成、聚集成藏不需很长的时间，大约需不到一百万年。

⑥标志：石油中含的卟啉化合物，异戊间二烯型化合物，甾醇类，石油的旋光性都证明石油是在低温下，由生物有机质生成的。

⑦实验：石油地质工作者对近代沉积的研究成果表明，在近代沉积中确实存在着油气生成过程，且至今还在进行着，生成的数量也很可观。

并且，在实验条件下，用有机质进行地下条件模拟，转化出了烃类，这为有机成因学说提供了有力的科学依据。

勘探开发【关健词】油藏描述；油田；剩余油；饱和度众所周知，大量的剩余油存在于地层之中，面对这部分原油，我们不能置之不理，但是针对它的开采，本来就是一个很具有挑战的问题。

只有了解到剩余油如何在地层中分布、存在以及储层的构造，我们才能采取行之有效的措施。

而目前使用的地震监测方式却只能在宏观上对地层给出认识，精细描述远远达不到。

因此，我们只有对储层进行精细描述，建立地质知识和储层预测规律，才能很大程度提高储层的认识。

1 我们一般主要从以下几个方面对油藏进行描述1.1 勘探阶段油藏描述建立含油气地质模型，描述油气藏形态，揭示油气藏内部构造和油气分布，指导勘探部署。

那么在这一部分，我们所要收集的主要资料有：区域地层、构造特征、区域沉积背景、油气生成、油气运移和油气藏形成条件。

岩心、岩屑、气测、泥浆等录井资料。

岩石物理分析、岩石学分析、岩石力学分析和岩石化学性质分析。

我们主要的描述有：（1）圈闭描述。

层位标定、编制油组（或油气层）顶面圈闭形态图、圈闭特征描述与圈闭发育史、圈闭构造发育史、圈闭对油气的控制作用。

（2）沉积相研究。

主要确定目标区目的层段的沉积体系及沉积相的时空展布。

层序划分与对比、单井项研究（岩心相分析、测井相分析和单井划相）、地震相分析、沉积相综合研究、沉积相对储盖层发育的控制（沉积相与储层岩性、储集物性、盖层岩性发育和分布的控制规律）。

（3）储盖层描述。

储层成岩作用研究、储层储集特征研究、测井储层解释、地震储层横向预测、储层综合评价、盖层描述与评价。

（4）油气藏特征描述。

油气解释及油气水系统划分（层间和井间对比分析，确定流体性质和变化规律）、油气藏类型（油气藏类型和油气分布规律）、含油气边界的确定、油气水性质及其分布、油气层压力和温度特征（油气层温度、地温梯度及变化特征）、油气井产能（日产量、采油强度和采油指数）。

（5）油藏地质模型和油藏综合评价。

油气储量计算（控制储量、探明储量和预测可采储量）、油藏地质模型、油气藏综合评价（油气富集高产部位和分布情况）、经济评价和开发可行性评价（油气储量丰度、经济效益和可行性研究）。

144庆阳气田位于鄂尔多斯盆地西南部，区域构造横跨鄂尔多斯盆地伊陕斜坡和天环凹陷两个构造单元。

庆阳气田的天然气勘探始于上世纪七十年代末，经历了从古隆起周边的下古生界碳酸盐岩古潜山、火山岩围斜到上古生界致密气藏等领域的探索，区域沉积构造背景分析及近年来勘探成果表明，鄂尔多斯盆地西南部上古生界发育西南物源沉积体系，具备基本成藏条件，具有砂岩岩性气藏开发潜力。

上古生界西南物源沉积体系规模较北部沉积体系小，主要展布在甘肃省东部，即庆阳地区。

庆阳地区主要目的层系为上古生界二叠系山西组山1段。

2011年庆探1、庆探2井的钻探实现了盆地西南部上古生界天然气勘探的重大突破，发现了山1有利含气砂带和含气富集区。

1 区域地质概况鄂尔多斯盆地是一个多旋回演化、多沉积类型的大型沉积盆地，依据现今构造面貌，将盆地划分为六个次级构造单元。

庆阳气田主体处于伊陕斜坡西南部，西邻天环坳陷和西缘冲断带，南接渭北隆起。

庆阳气田现今构造面貌整体表现为一区域性西倾大单斜，构造变形较弱，上古生界地层之间皆为整合接触，上、下古生界地层之间存在不整合接触。

斜坡坡降6～10m/km，倾角不足1°，在单斜背景上发育多排北东走向的低缓鼻隆，鼻隆幅度一般10m左右，这些鼻隆构造对上古生界气藏不起控制作用。

庆阳气田主要开发层位为上古生界二叠系山西组山1段，主要发育陆相碎屑岩沉积。

庆阳气田自下而上发育中晚元古界、古生界、中生界，新生界沉积地层，盆地西南部晚古生代存在剥蚀古陆，上古生界本溪组、太原组、山西组、石盒子组地层依次向南超覆沉积，缺失本溪组和部分太原组地层。

庆阳气田主要发育古生界含气层系，其中上古生界二叠系山西组是天然气勘探开发的主要目的层。

2 沉积特征根据野外露头和钻井资料以及前人的大量研究成果，鄂尔多斯盆地西南部从太原组至石千峰组经历了由海到陆的沉积构造环境转变。

早二叠庆阳气田沉积及砂体展布特征王永强1 王玥2 李传浩1 张浩然1 孙利永1 刘鹏飞11.长庆油田公司陇东天然气项目部 甘肃 庆城 7451002.中国石化扬子石化有限公司 江苏 南京 210000摘要：庆阳气田城位于鄂尔多斯盆地西南部，主体位于伊陕斜坡构造单元。