轴向重力流沉积作为断陷湖盆斜坡与洼槽带的一种特殊存在,可形成一定规模的岩性油气藏。近年来在二连盆地巴音都兰凹陷西斜坡与赛汉塔拉凹陷东洼槽均发现该类油藏。主要以赛东洼槽赛83X井区为例,刻画了轴向重力流的沉积特征,证明了轴向

针对二连盆地大庙凹陷的构造发育格局以及油气高产富集规律认识不清的难题，利用沉积相研究以及测井地震联合反演的技术手段，研究了二连盆地大庙凹陷的构造发育格局、储层发育模式以及油气高产富集规律，明确了二连盆地大庙凹陷的资源潜力和有利目标区。研究结果表明：大庙凹陷早期主要为冲积扇—扇三角洲—湖泊沉积体系，其中，冲积扇扇中的砂砾岩、远砂坝中的细砂岩及滨浅湖中的砂砾岩是良好储层发育段，半深湖—深湖泥岩是良好生油层发育段；二连盆地大庙凹陷有利油气富集区主要围绕富烃洼陷分布，并优选出二连盆地大庙凹陷阿尔善组、腾一段为有利勘探目标，预计资源量为150.44×10~4t,部署井位1口，预计产能可达10 t/d。研究成果对拓展二连盆地有利油气资源接替区具有重要意义。

本文针对齐家地区——古龙凹陷高台子油层三段致密储层为研究对象,结合以岩心实验分析为基础、油气勘探为重点的现状,以沉积岩石学、石油地质学、沉积微相地质学、储层建模等理论为指导,综合运用了大量地震、测井、岩心资料及其分析数据等地质资料,对高台子油层三段储层的构造模型、属性模型及储层分类评价技术进行了深入的研究。通过对地震、测井、岩心资料的大量研究,结合前人对沉积微相、物性特征的理论基础,对高Ⅲ1小层储层建立了基于角点网格的构造模型,通过调整角点网格以贴合地层面,解决了断层使地层面扭曲的问题,还原了地质体的三维空间形态特征;同时利用不同尺度孔隙度数据、沉积微相数据及建立好的构造模型对井间孔隙度属性进行了预测,建立了高Ⅲ油层组高Ⅲ1层不同相控比例下的纳、微、毫米级别孔隙度属性模型;最后,主要依据常规压汞实验报告中的各项压汞参数优选出反映储层的8个参数,对不同参数特征进行了分析,确定了适用参数的数据处理方法,利用主成分分析方法定义了各参数权重因子,并利用基于加权马氏迭代法的储层聚类分析方法及贝叶斯判别分析方法,对齐家地区高Ⅲ段储层进行了储层定量分类评价,判定出优、中、差3类储层,确定了储层分类公式,建立了一套致密储层分类评价方法。

Saturation of movable fluid is the key parameter for the potential tight oil production. With high accuracy rate, NMR technology can obtain fluid saturation statistics accurately, but due to its high cost and long term, NMR cannot be widely applied. Therefore, based on core observation, thin slices, scanning electron microscopy, CT image scanning, this paper set a precedent and proposed to combine nuclear magnetic resonance technology and constant velocity mercury injection technology together to quantitatively study the saturation of movable fluid and main controlling factors in tight sandstone reservoirs. The results showed that pore structure has great influence on movable fluid saturation, among which, total mercury saturation, median pressure, and throat radius are predominant. Diagenesis and sedimentation can affect the mobility of reservoir fluids. With an increasing burial depth, compaction, cementation, and metasomatism deteriorate the fluidity of the reservoir, while dissolution improves the fluidity. Channel microfacies, overflow sand microfacies, rupture channel microfacies, and natural dike microfacies are mainly distributed in the study area. Estuary bar microfacies are mainly dominated by type II and III reservoirs, while sheet sand microfacies are mainly distributed with the type III reservoir.

齐家地区高三油层组的微观孔喉分布范围较广,孔喉结构复杂,流体在其中的渗流阻力大,微尺度渗流机制复杂。本文基于高压压汞、环境扫描电镜、铸体薄片等多种技术方法多尺度评价其孔喉的发育情况,探讨渗流特征。研究区高三油层组多为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,主要矿物为石英、长石以及岩屑,孔渗相对较低,物性较差。据压汞曲线的形态、排体压力等相关参数并结合渗透率大小将高三油层组储层分为常规储层(K＞10×10-3μm~2)、低渗透储层(1×10-3μm~2＜K＜10×10-3μm~2)和致密储层Ⅰ类(0.04×10-3μm~2＜K＜1×10-3μm~2)及致密储层Ⅱ类(K＜0.04×10-3μm~2),其中常规储层主要位于研究区西北部,向西南方向储层物性变差,依次为低渗透储层和致密储层,总体上致密储层在研究区内广泛发育。根据各类储层压汞曲线拐点位置,结合扫描电镜的镜下特征及渗透率的相对大小,分别将各类储层孔喉分为大孔、过渡孔及小孔三个级别。基于压汞模拟油气的充注过程,根据所提供的进汞体积增量与对应的毛细管压力,结合数学当中期望与方差的定义引入“分级参数”分级评价各级孔喉。在已有的孔喉连接模型的基础上,应用微积分和极限的思想,建立一种新的孔喉连接模型,结合相关数学、物理公式定理,导出渗透率公式。根据公式中的变量,利用积分的定义引入“渗控因子”的概念,建立可流动孔喉下限识别图版,根据曲线与横坐标的交点确定渗流下限,探讨流体在其中的渗流特征。

宝饶油田吉45断块位于二连盆地吉尔嘎朗图凹陷内,其凹陷北侧主断层的活动使基岩裂成块体,发生了剧烈的拉张和大幅度翘倾作用,致使研究区地层构造极为复杂。研究区地处大型辫状河三角洲体系沉积背景,腾格尔组沉积时期的断裂活动最强烈,凹陷下沉幅度最大,水体深,湖域广,湖相沉积达到鼎盛时期,沉积了腾一段及腾二段两套生油层和储集层。由于吉45断块受到断层切割的作用以及沉积砂体展布特征的影响,油水分布规律复杂,导致低效井较多,需要开展分析研究区系统的油水分布规律。首先将测井与地震资料相结合,落实各层系分层方案和顶面构造,优选出标准井和标准层,运用高分辨率层序地层学建立等时地层格架,按照油组、砂组、小层的顺序进行反复多次的整体统一精细分层工作,建立吉45断块腾格尔组统一而精细的小层级地层格架,将研究区划分为2个油组11个砂组50个小层。其次利用岩心、测井等地质资料,结合前人研究成果,确定工区各地层单元沉积时期的物源方向及沉积体系背景,并落实砂体连通关系,充分消化吸收研究区砂体精细解剖结果,总结全区平面上的砂体展布特征。对于油水分布极为复杂的宝饶油田,通过分析初期产能和生产动态资料,结合构造特征及油水分布规律将将腾格尔组一、二段10个砂组分别划分不同油水单元。全区被断层切割成多个独立断块,油水分布特征受断层分割明显,并且沉积相在区块内纵横向的发育变化,决定了凹陷内腾格尔组砂体的空间变化。研究区存在的隔夹层使得层状油藏较为发育,在垂向上发育多个油水系统。研究区中每个断块具有独立的油水系统或发育多套油水系统,不同区块油水界面既不相同也不唯一。在全区构造控制前提下发育了断块油藏和岩性油藏两类。全区主要为构造控油,受断砂匹配和岩性控油范围较小。宝饶油田吉45断块富油带位于全区西北部,地处斜坡带构造高部位,含油性良好。通过分析构造特征、砂体展布对研究区油水分布造成的影响,总结出三种油水分布主控因素,认为油水分布总体上受到构造控油影响,符合“上油下水”规律;从工区沉积微相上看,河道砂体和河口沙坝为沉积的主体,其中分流河道和坝主体物性较好,为油气富集的优质储层;工区发育的规模较大的断裂基本为北北东和北东东走向,主要分布在研究区中部斜坡带处,断层与砂体高角度相交控制有利于油气富集。

松辽盆地巴彦查干地区扶余油层地质特征及评价等方面目前开展的工作较少,地质认识还不够,同时该地区非均质性较强,孔隙结构发育复杂,应用常规方法很难实现对致密储层进行多尺度表征。因此在总结已有地质认识和勘探成果以及前人研究的基础上,本次应用机器学习的方法对该地区扶余油层的致密储层进行微观-宏观多尺度综合评价。该方法引入储层评价的宏观参数中的储层品质因子,并基于高压压汞技术应用机器学习中BOX-COX转换、灰色关联分析、集成聚类分析的方法来对储层微观孔隙结构进行客观高效准确的分级评价,再通过铸体薄片和扫描电镜的实验来对分级评价结果进行验证并评价。根据对致密储层的分级评价结果结合测井数据,应用支持向量机的方法实现对研究区致密储层平面展布规律的研究,再通过沉积宏观砂体展布规律进行验证,最后结合断层、油水分布规律来预测优质储层在平面的展布规律,从而实现致密储层从微观到宏观多尺度分类评价。综合研究结果表明:（1）研究区渗透率为0.001～0.93mD,孔隙度为3.7%～23.2%,以粉砂岩、泥质粉砂岩为主,岩石类型主要以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主,该地区属于致密储层,孔隙结构复杂,非均质性较强;（2）研究区Ⅰ类储层为研究区优质储层,属中压实型-强溶蚀型-弱胶结型储层。该类储层致密性低,分选性好,孔喉分布和连通性好;Ⅱ类储层为强压实-中溶蚀-中胶结型储层。此类储层致密性、分选性中等、孔喉分布相对均匀、连通性较低;Ⅲ类储层物性最差,非均质性强、致密性强,属于强压实-弱溶蚀-强胶结类型,孔喉分布不均匀,连通性差。（3）根据研究区FⅠ、FⅡ、FⅢ油层组的中每个小层的优质储层平面展布规律可知研究区FI油层组中优质储层发育最好,储层面积较大,主要分布在研究区的中部和北部,总体呈现先减少后增加的趋势;FⅡ油层组优质储层发育次之,零星分布在研究区的北部,总体呈现逐渐减少的趋势;FⅢ油层组基本不发育优质储层;（4）基于机器学习的致密储层多尺度分级评价的方法准确性较高,致密储层类型的预测结果与扫描电镜、铸体薄片结果以及沉积微相基本匹配,符合实际的地质意义。

下白垩统腾格尔组是二连盆地吉尔嘎朗图凹陷最重要的含油层系,具有重要的研究价值和经济价值。宝饶油田吉45断块位于二连盆地吉尔嘎朗图凹陷中部的宝饶构造带,属于宝饶油田主力断块之一。为明确油水分布规律和解决断块高含水问题,改善开发状况而进行了沉积微相研究。本文在区域沉积演化背景分析基础之上,以层序地层学、沉积地质学、石油地质学、测井地质学等理论为指导,充分利用岩心、测井、录井、地震等资料,创建封闭骨架剖面对宝饶油田吉45断块腾格尔组地层进行精细划分对比,明确研究区地层分布特征;然后,在取心井岩心观察与描述、微观薄片资料分析基础上,结合测井曲线特征对研究区的沉积相标志进行识别,结合区域沉积背景、构造演化背景,确定沉积体系,划分沉积相类型及明确各微相发育特征,对沉积相进行由点（单井）到线（连井）到面（平面展布）的逐级研究,分析了沉积微相平面展布及垂向演化特征;最后,通过绘制复合砂体横向对比剖面图以及砂体平面展布图,分析研究区砂体的横向、纵向及平面分布规律、对宝饶油田吉45断块腾格尔组的砂体展布特征进行了研究。本文基于“沉积旋回为主线,标准层控制,邻井相似对比和井震结合”原则,将宝饶油田吉45断块腾格尔组划分成了11个砂组共50个小层。沉积相研究表明,研究区形成了一套近物源辫状河三角洲沉积体系,以辫状河三角洲前缘亚相为主,可进一步划分为水下分流河道、沙坝主体、坝内缘、坝外缘以及分流间湾5个微相。腾格尔组从腾一段到腾二段为一水退—水进过程。研究区砂体总体厚度大,平面上呈东南—西北向展布,水下分流河道砂体发育最好,单层厚度大,连通性好,平面上呈多分支条带状分布,沙坝主体砂发育面积大,平面形态为不规则椭圆状,坝内缘及坝外缘厚度相对薄呈环带状分布于水下分流河道及沙坝主体砂周围。水下分流河道、沙坝主体微相作为优势相,是今后勘探开发的有利储层,可作为重点研究和开发的对象。

Based on the study's thorough logging records from 74 wells, grain size analysis, spatial analysis of sand thickness and sand ratio, and pertinent regional geological data, a sedimentary microfacies analysis of the Bayanchagan area is conducted using one sand layer as a unit. In addition, the reservoir's microscopic charac-teristics are summarized, and the location of advantageous reservoir areas is predicted. The principal reservoir rock types in the research region are determined to be lithic arkose and feldspathic lithic sandstone, and reservoir physical attributes are also quite poor. Intergranular dissolution pores make up the bulk of reservoir space types, which also include primary pores, secondary dissolution pores, and micro-fractures. Additionally, the delta front and delta plain subfacies are recognized. Eight more sedimentary microfacies are found: sheet sand, estuary bar, underwater distributary channel, underwater distributary bay, overflow thin sand, floodplain, and distributary channel under water. In a sedimentary environment with water penetration, the entire reservoir was produced. The delta diversion plain deposit makes up the lower portion of the FIII, FII, and FI oil layer groups, while the delta front deposit makes up the top portion of the FI oil layer group. The reservoirs may be divided into three groups: type I reservoirs, type II reservoirs, and type III reservoirs by thorough examination of the facies, microstructure, mercury intrusion characteristics, and other criteria. Among these, type I and type II reservoirs with substantial thicknesses, which are favorable for hydrocarbon accumulation, are the main focus of favorable oil and gas area exploration. The investigation's conclusions are instructive for future research.