石油与天然气地质-2016年, 第37卷, 第2期

2016年第37卷第2期中英文目录

2016, 37(2): 0-0.

摘要 ( 132 )

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鄂尔多斯盆地北缘石炭系-二叠系大型气田形成条件

郝蜀民, 李良, 张威, 齐荣, 马超, 陈敬轶

2016, 37(2): 149-154. doi:10.11743/ogg20160201

摘要 ( 307 )

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鄂尔多斯盆地北部边缘杭锦旗地区的天然气勘探经历了40年的历史。近10年来，通过在该区进行系统的天然气成藏条件调查与研究，建立了以大型岩性圈闭为主要评价目标的勘探思路，并通过展开勘探取得重大突破，在石炭系-二叠系致密低渗碎屑岩含气层系获得地质储量已超7 000×10⁸ m³。综合研究认为，发育在石炭系-二叠系下部海-陆过渡层序中的层状“广布式”近源成藏系统是该区大型气田形成的基本条件。该成藏系统具有大型化的成藏要素：大面积分布的上石炭统煤系源岩、大面积下二叠统河道砂岩储集体、大面积源-储近源配置关系、早白垩世大范围的生烃充注过程及上二叠统大面积区域封盖层。大面积含气、低丰度储量及以岩性气藏为主是杭锦旗地区上古生界气藏的一大特征。在储层普遍致密低渗背景下，寻找富集高产区带、实现有效勘探开发将是面临的挑战。

鄂尔多斯盆地代家坪地区延长组8段低孔渗砂岩成岩作用及成岩相

周翔, 何生, 陈召佑, 王芙蓉, 周思宾, 刘萍

2016, 37(2): 155-164. doi:10.11743/ogg20160202

摘要 ( 255 )

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上三叠统延长组长8段砂岩是鄂尔多斯盆地代家坪地区重要的勘探目的层，以长石岩屑细砂岩和岩屑长石细砂岩为主，目前处于中成岩A期，属典型低孔特低渗储层。强烈的成岩作用是储层致密化的主要原因，其中压实作用和碳酸盐岩胶结作用造成储层原生孔隙大量丧失，绿泥石胶结和长石溶蚀对储层物性改善起到了积极作用，碱-酸-碱交替的成岩介质环境变化控制了粘土矿物形成、碳酸盐胶结物沉淀以及长石溶蚀作用。综合多项定性和定量参数，将长8段砂岩划分为5种成岩相类型，定量计算不同成岩相埋藏过程中孔隙演化表明，由沉积作用形成的不同成岩相中砂岩原始组分差异是导致胶结类型和溶蚀程度差异的物质基础，不同成岩相中成岩作用类型及强度是造成砂岩孔隙演化及物性差异的主要原因。优质砂岩储层分布与成岩相密切相关，其中分布于水下分流河道砂体中的弱压实绿泥石胶结相和中压实次生溶蚀相砂岩物性最好，是研究区长8段砂岩储层中最有利的成岩相带。

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区不整合结构类型及运移特征

孙晓, 李良, 丁超

2016, 37(2): 165-172. doi:10.11743/ogg20160203

摘要 ( 276 )

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杭锦旗地区地处鄂尔多斯盆地北部边缘，存在上古生界-下古生界、上古生界-元古生界、上古生界-太古界3个不整合面。根据已钻井测井响应特征以及岩心观察和岩屑录井资料，对研究区不整合空间结构特征进行了详细研究，同时结合不整合面上下岩性结构的输导作用以及气藏分布等因素，分析了不整合结构类型的运移特征，指出了优势运移通道的分布区域。研究表明，杭锦旗地区存在9种不整合结构类型：砂-泥-砂、砂-泥-灰、砂-泥-变、砂-变、砂-灰、泥-泥-砂、泥-泥-灰、泥-泥-变和砂-泥-泥结构类型。同时存在3种运移通道类型：双运移通道Ⅰ型、单运移通道Ⅱ₁型和单运移通道Ⅱ₂型。双运移通道Ⅰ型是优势运移通道，主要分布在3个区域：最大区域位于中东部，其目标圈闭是断裂南侧的十里加汗东圈闭以及断裂北侧的什股壕圈闭，其次是位于西部的新召东圈闭，东部阿镇圈闭面积最小；十里加汗西圈闭双运移通道相对不发育，有利于天然气就近富集成藏。

鄂尔多斯盆地西南缘中生代火成碳酸盐岩的发现及意义

席胜利, 李振宏, 刘新社

2016, 37(2): 173-179. doi:10.11743/ogg20160204

摘要 ( 384 )

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鄂尔多斯盆地属于我国中西部地区稳定的克拉通盆地。盆地边缘构造活动强烈，逆冲推覆构造发育，岩浆活动频繁；盆地内部构造稳定，以前尚未有岩浆活动的报道。鄂尔多斯盆地西南缘庆深1井蓟县系白云岩中火成碳酸盐岩侵入岩脉的发现，为重新认识盆地内部的构造活动性提供了新的线索。该套侵入岩脉稀土元素球粒陨石标准化图解中没有明显的Eu异常，符合火成碳酸盐岩的基本特征。同时，在碳、氧同位素交汇图解中，分析点全部落入了火成碳酸盐岩的范围。通过锆石U-Pb同位素测年，该套火成碳酸盐岩的形成时代为176.2 Ma±3.3 Ma，属于早-中侏罗世构造活动的产物。火成碳酸盐岩的形成主要受控于北东-南西向基底大断裂带在早中侏罗世时期的隐性活动，为扬子板块向华北克拉通俯冲挤压之后区域伸展作用的产物。鄂尔多斯盆地西南缘早侏罗世末期火成碳酸盐岩侵入脉的发现，为认识华北克拉通早侏罗世区域拉张的构造背景提供了新的证据。

鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界天然气富集规律

李军, 王禹诺, 赵靖舟, 李磊, 郑杰, 胡维强

2016, 37(2): 180-188. doi:10.11743/ogg20160205

摘要 ( 249 )

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基于鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界气源条件、储层特征、盖层特征等的分析，对研究区上古生界天然气富集主控因素进行了研究。研究表明，鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界天然气气藏的形成与分布主要受气源、盖层和储层条件三元耦合关系控制。气源条件、山西组1段直接盖层条件共同控制区域上气藏的形成与分布。区域上生烃强度高，山西组1段泥岩盖层厚度大于35 m的区域为山西组1段气藏有利成藏区，山西组1段泥岩盖层厚度小于35 m的区域则主要为石盒子组8段气藏有利成藏区。储层条件控制天然气的局部富集，其中气源条件、山西组1段盖层条件相似时储层“甜点”控气，即储层质量越好天然气越富集；气源条件、山西组1段盖层条件均有利时，相对较差储层亦可成藏。值得注意的是，气源、盖层和储层条件三元耦合关系控制的天然气最佳成藏富集区并非三者均为最优的地区，而是三者最佳配置、相互补偿形成的有利区。

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区十里加汗区带下石盒子组1段岩性圈闭成藏动力及气水分布特征

张威, 李良, 贾会冲

2016, 37(2): 189-196. doi:10.11743/ogg20160206

摘要 ( 254 )

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鄂尔多斯盆地杭锦旗地区十里加汗区带发育低渗透砂岩气藏，主力含气层二叠系下石盒子组1段（盒1段）储层非均质性强，局部含水。因此，明确气水赋存状态、分布特征及其主控因素是该区天然气勘探开发的关键。为了分析在浮力作用下致密储层中气水垂向分异条件，对研究区盒1段3类储层开展了压汞和气水相渗实验，并计算了3类储层在气藏条件下的毛细管阻力。结果表明，由于储层非均质性强、连续厚度小，储层中连续气柱浮力小于毛管中值压力，因此盒1段储层不具备气水完全分异的条件。在平缓构造背景下，浮力很难成为大面积低渗储层的充注动力，超压是低渗岩性圈闭的主要成藏动力。通过分析研究区3个岩性圈闭的气层、气水同层及水层的含气饱和度及毛细管压力曲线的差异性，反推了3个岩性圈闭成藏动力。西部的独贵加汗圈闭成藏动力最大，定义为“强动力圈闭”，东部的苏布尔嘎圈闭成藏动力最小，定义为“弱动力圈闭”。在圈闭成藏动力的研究基础上，根据气层与水层在致密非均质性储层中的赋存状态与叠置类型，将3个圈闭中的气、水层分为6种模式。通过分析不同圈闭成藏条件、圈闭动力与气水分布的差异，认为生烃强度和圈闭封闭性是圈闭成藏动力主控因素，圈闭动力和储层非均质性展布共同控制气水分布。

鄂尔多斯盆地苏里格气田辫状河体系带特征

郭智, 贾爱林, 何东博, 唐海发, 刘群明

2016, 37(2): 197-204. doi:10.11743/ogg20160207

摘要 ( 294 )

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鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏石盒子组8段、山西组1段主体为河流相沉积，河道多期切割、叠置，形成了规模较大的“辫状河体系”。根据沉积条件和沉积特征的差异，可分为叠置带、过渡带和体系间3个辫状河体系带。研究深化并发展了辫状河体系带的概念及沉积内涵，建立了沉积相-辫状河体系-辫状河体系带的多级沉积格架，提出了辫状河体系带的多参数定量划分标准。综合分析岩心、测井、钻井等资料，认识到辫状河体系带对沉积微相展布和规模、砂体的叠置样式、有效砂体的类型和集中程度具有较强的控制作用，是控制气田沉积、储层的关键地质因素。叠置带心滩发育频率高，规模大，砂体多期叠置，有效砂体富集，是气田开发的主力相带单元，过渡带河道充填发育，有效砂体以孤立型分布为主，辫状河体系间砂体零星发育，开发潜力较差。分别针对叠置带、过渡带建立了水平井地质目标优选标准，优化了井轨迹，为水平井随钻地质导向提供了更可靠的地质依据。

鄂尔多斯盆地伊盟隆起上古生界天然气成因及气源

陈敬轶, 贾会冲, 李永杰, 安川, 李巍, 刘四洪

2016, 37(2): 205-209. doi:10.11743/ogg20160208

摘要 ( 253 )

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鄂尔多斯盆地伊盟隆起上古生界天然气的成因及来源一直存在争议。通过天然气碳同位素和轻烃综合分析，δ¹³C₂值普遍大于-25.4‰，烷烃气的碳同位素为正碳同位素系列，甲基环己烷指数（MCH）大于50%，具有煤成气的特征。伊盟隆起上古生界烃源岩以煤为主，什股壕地区煤层厚度较大，厚度为6～10 m，镜质体反射率（R_o）为0.8%～1.2%，烃源岩进入了大量生烃阶段，本区烃源岩对天然气近源成藏具有一定的贡献。伊盟隆起天然气甲烷含量平均为94.5%，高于十里加汗地区平均值91.2%；天然气δ¹³C₁值也明显高于十里加汗地区，平均数值相差3‰。由此认为天然气侧向运移过程中发生了成分色层效应和碳同位素分馏作用，伊盟隆起上古生界部分天然气可能来自泊尔江海子断裂以南地区。

鄂尔多斯盆地大牛地气田奥陶系“垮塌”型岩溶储层发育规律

丁晓琪, 张哨楠, 潘怀孝, 李良, 贾会冲

2016, 37(2): 210-217. doi:10.11743/ogg20160209

摘要 ( 364 )

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随着水平井压裂技术在大牛地气田奥陶系风化壳气藏开发中的成功运用，低孔、低渗、强非均质性的岩溶储层显示出良好的天然气开发潜力，储层发育规律是风化壳成藏的关键。通过岩心观察，结合大量的测井资料，利用岩石相进行岩溶旋回和储层发育规律的研究，结果表明：①奥陶系马家沟组发育3期岩溶，上部两期岩溶规模较大，下部第三期岩溶规模较小，风化壳储层的发育主要与上部两期岩溶有关；②膏质云岩、泥云岩的长期溶蚀，导致水平洞穴层顶板发生破裂，部分上覆地层垮塌，最终形成一套厚层的岩溶角砾岩；③储层主要发育在岩溶强度相对较弱的区域，平面上主要发育在岩溶斜坡的残丘，纵向上则发育在上部两期岩溶保存相对完整的垂直渗流带，发育的岩石相为裂纹-镶嵌角砾岩相。利用岩溶旋回和岩相对有利储层发育区进行了预测，指明了下一步天然气勘探开发的方向。

鄂尔多斯盆地伊盟隆起什股壕区带气藏类型

齐荣

2016, 37(2): 218-223. doi:10.11743/ogg20160210

摘要 ( 269 )

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鄂尔多斯盆地伊盟隆起什股壕区带下二叠统山西组和下石盒子组发育岩性气藏和背斜气藏，为深入研究该区成藏规律和提高水平井的实施效果，对气藏的几何形态及其类型详细研究很有必要。利用钻井和地震资料，结合气、水层解释和测试成果，解剖了典型气藏的平面和剖面几何形态，分析了相关圈闭遮挡因素，将研究区气藏分为5种类型。纵向上，下石盒子组2段和3段主要发育岩性气藏，盒1段主要发育背斜气藏，山西组主要发育地层超覆气藏和构造-岩性复合气藏。平面上，区带西部斜坡区主要发育岩性气藏和地层超覆气藏，东部隆起区主要发育背斜气藏和构造-岩性复合气藏。研究区层间断层比较发育，除发育有小型断块气藏外，一些岩性气藏和背斜气藏被层间小断层切割，几何形态有所改变，利用三维地震资料可以精细地确认研究区气藏的几何形态。

鄂尔多斯盆地西南部王全口组碳酸盐岩层系沉积环境及其构造背景

宋立军, 刘池阳, 李光祥, 赵红格, 王建强, 张小龙, 王宇平

2016, 37(2): 224-237. doi:10.11743/ogg20160211

摘要 ( 304 )

PDF (2755KB) ( 421 )

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鄂尔多斯盆地西南部沉积了一套巨厚的以王全口组为代表的中元古代碳酸盐岩层系。为预测其油气勘探前景，文章采用主、微量元素地球化学方法，探讨王全口组的岩石特征、沉积环境、构造背景及其内硅质岩的成因。结果表明，王全口组以白云岩、硅质白云岩和硅质岩为主，并含有少量石英砂岩。其中，硅质岩和硅质白云岩内硅质为生物化学成因，且几乎未遭受到陆源碎屑物质影响。V/Cr，Ni/Co，V/（V+Ni）和Ce/La氧化还原环境判别图显示，王全口组整体形成于富氧或贫氧过渡状态下的浅水沉积环境。古水温数据与Sr/Cu比值反映的结果一致，即王全口组沉积期区域古水温相对最高，应为干燥炎热的气候背景。Sr/Ba，CaO/（CaO+MgO）海陆环境判别图、Y异常和（La/Nd）_pass值表明，除砂岩样品外，王全口组碳酸盐岩整体形成于海相咸水环境或次咸水过渡沉积环境。综合La-Th-Sc，Th-Co-Zr/10和100Eu/∑REE-LREE/HREE图解，王全口组碳酸盐岩样品具有大陆岛弧,活动陆缘和陆壳-浅海沉积体系特征,且陇县固关、炭山和盆缘桌子山地区样品同样具有高稀土含量特征，进一步表明王全口期研究区应具有大陆岛弧弧后坳陷构造背景特征。总而言之，在陆缘弧后坳陷背景和干热气候、弱氧化的浅水海陆过渡环境下，区域发育了生物化学成因的碳酸盐岩与硅质岩。

双重介质致密砂岩储集层有效性综合评价——以鄂尔多斯盆地西南部红河油田长8¹油藏为例

贾俊, 司马立强, 孟军田, 孟云涛

2016, 37(2): 238-244. doi:10.11743/ogg20160212

摘要 ( 323 )

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鄂尔多斯盆地西南部红河油田延长组长8¹致密砂岩储集层同时发育孔隙型和裂缝型双重储集空间。孔隙型基质储集层具有填隙物成分复杂、岩石粒度细、孔喉结构复杂、物性差和非均质性强等特性，导致有效储集层特征不明确，储集层产量普遍较低；同时，不同产状、张开度和充填程度的裂缝对基质储集层渗透性改造程度不同，井间产能差异较大。基于岩心分析资料，以测试、生产数据为约束条件，综合运用地质研究和测井手段，选取有利测井相、孔喉结构、储集性、渗透性以及裂缝有效性等五项评价指标对长8¹双重介质致密砂岩储集层进行有效性综合评价，并建立了评价标准。对研究区域内31口井的分析表明，储集层有效性评价结果与生产情况有良好一致性。

巴楚地区东河塘组致密砂岩储层成岩相研究

彭军, 吴慧明, 韩浩东, 杨素举, 张涵冰, 刘露

2016, 37(2): 245-255. doi:10.11743/ogg20160213

摘要 ( 294 )

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根据沉积学和储层地质学原理和研究方法，利用岩石薄片和扫描电镜等测试分析资料，在储层岩石学和成岩作用特征研究的基础上，开展了巴楚地区东河塘组致密砂岩储层成岩相研究。研究认为，东河塘组储层发育6种成岩作用，以压实作用、胶结作用和溶蚀作用为主，成岩阶段为中成岩A-B期。根据视压实率、视胶结率、视溶蚀率及溶蚀量4个参数值和沥青充填情况，将东河塘组储层划分为中等压实中等胶结强溶蚀相（Ⅰ）、中等压实中等胶结中等溶蚀相（Ⅱ）和中等压实中等胶结弱溶蚀相（Ⅲ）等7种成岩相类型，其中Ⅰ-Ⅲ相为有利成岩相。利用测井资料，采用k最邻近分类算法对研究区17口井进行成岩相测井连续自动识别，得出东河塘组上砂岩段储层成岩相以Ⅵ相为主，有利成岩相主要分布在伽2-玉2-巴5井区和群6-BK8-BT4-KT1井区，下砂岩段储层成岩相以Ⅱ相为主，有利成岩相主要分布在伽2-群6-BK8-巴2-康1井区，比上砂岩段更发育。有利成岩相的研究，可为优质储层预测提供地质依据。

鄂尔多斯盆地大牛地气田丛式水平井组开发效果评价

吴建彪, 刘绪钢, 白小霞, 于耀南, 高鹏

2016, 37(2): 256-260. doi:10.11743/ogg20160214

摘要 ( 280 )

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大牛地气田优质储量动用殆尽，剩余未动用储量品位低，直井有效开发难度大。针对致密砂岩储层非均质性强、有效砂体规模小、储量丰度低、单井产量低等一系列问题，水平井在非常规油气开发中具有显著的技术优势，丛式水平井组作为水平井整体开发模式之一，对水平井开发效果起着非常重要的作用。采用数值模拟方法和动态评价方法相结合，对比大牛地气田水平井组各开发阶段压降速率和单位压降产气量，开展气田同层（或异层）二井式、四井式、六井式丛式水平井组开发效果评价。研究表明：采用丛式水平井组开发，保证水平段延伸方向与最大主应力方向夹角大于60°，满足井组间最小距离大于500 m的条件时，同层井组部署以两井式反向为主，异层井组部署可采用两井式、三井式或四井式，可实现“三低”气田的规模效益开发，为鄂尔多斯盆地同类天然气资源量和国内外其它同类型致密低渗边际气田经济有效动用提供借鉴。

鄂尔多斯盆地大牛地致密砂岩气田水平井开发气藏工程优化技术

刘忠群

2016, 37(2): 261-266. doi:10.11743/ogg20160215

摘要 ( 332 )

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大牛地气田属致密砂岩气田，剩余未动用储量品位差、有效厚度薄、纵向叠合程度低，采用水平井开发效果较好，但国内没有成熟的开发技术和经验。因此，优化研究水平井开发技术政策，完善气藏工程配套技术显得尤为重要。为此，基于经验公式、动态分析、数值模拟、经济评价等方法，对水平井整体开发动用条件下的产能评价、单井设计、井网井距等开发技术政策进行了优化研究，明确了层系划分原则，确定了多种产能评价方法，明确了气井配产比例为无阻流量的1/5～1/3，水平段长1 000～1 200 m，轨迹应垂直于最大主应力方向并尽量位于储层中部，压裂缝设计应参照定量计算模型，井网采用排状交错井网，井距800～1 200 m，废弃地层压力8 MPa，采收率40%。形成的气藏工程优化技术，已应用于大牛地气田水平井整体开发方案中，为方案成功实施提供了技术保障。

鄂尔多斯盆地大牛地气田盒1段储层应力敏感性及对水平井开发的影响

陈奎, 任广磊, 杨文娟, 于耀南

2016, 37(2): 267-271. doi:10.11743/ogg20160216

摘要 ( 401 )

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大牛地气田二叠系下石盒子组1段（盒1段）是典型的低渗透储层。为明确储层的应力敏感性，选取了不同类型的13块岩心开展了应力敏感性实验。结果表明，盒1段岩心普遍存在应力敏感，且存在渗透率滞后现象，这说明随净应力的增加，岩样发生了塑性变形。采用内应力敏感指数法对实验数据进行分析，结果表明物性较好的Ⅰ类储层应力敏感性较弱，Ⅱ类、Ⅲ类储层为弱~中等，13块岩心的平均内应力敏感指数为0.086，整体评价应力敏感性为弱。建立了Ⅰ-Ⅲ类储层的多级压裂水平井数值模拟模型，并将储层无因次渗透率随地层压力的变化关系加入到模型中。在定气井产量的条件下，对比应力敏感对水平井开发的影响。数值模拟结果表明：对于Ⅰ类储层，应力敏感对稳产时间和稳产期产气量影响很小，仅降低1.6%；Ⅱ类储层影响较小，降低了11.2%；Ⅲ类储层则影响较大，降低了23.6%。因此应加强Ⅱ类、Ⅲ类储层气井的配产研究和生产管理，保证开发效果。

鄂尔多斯盆地红河油田长8储层致密砂岩油藏注CO₂提高采收率

张本艳, 党文斌, 王少朋, 何学文

2016, 37(2): 272-275. doi:10.11743/ogg20160217

摘要 ( 324 )

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鄂尔多斯盆地红河油田地层压力系数低，天然能量开发递减较快、采收率低，难以实现有效开发。而长8储层裂缝较发育，注水补充能量开发存在油井水窜严重、见效低等问题。为了解决补充能量的问题，进行红河油田长8储层注CO₂提高采收率的可行性实验研究，室内开展了PVT实验、最小混相压力实验和裂缝岩心CO₂驱油实验，并评价了CO₂吞吐的开发效果。实验结果表明：红河油田原油注入CO₂后体积增大，具有较强的膨胀能力。而且随着混合体系压力逐渐增大，原油与CO₂能产生明显的相互扩散传质作用。长细管混相仪法测得红河油田原油与CO₂的混相压力为17.34 MPa，低于红河油田原始地层压力，注CO₂驱油能达到混相条件。通过多轮次CO₂吞吐实验，在弹性开发采收率4.04%的基础上可提高采收率3.14%。综合室内可行性评价实验结果看,红河油田长8储层注CO₂补充能量开发具有可行性。

SEC动态储量评估方法在致密特低渗气田中的应用——以鄂尔多斯盆地大牛地气田为例

罗晓敏

2016, 37(2): 276-279. doi:10.11743/ogg20160218

摘要 ( 259 )

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SEC动态评估方法是上市储量评估的重要方法之一，在油气田实际运用中存在参数取值多样化、计算结果不一致的问题。SEC动态储量评估法与评估人员所采用的递减方式、对地质条件的认识程度及对生产情况的熟悉程度等有紧密关系。运用一系列与鄂尔多斯盆地大牛地气田的生产开发特点相适应的评估方法，对总结递减规律及优化参数取值具有积极作用。研究中采用剥离新井影响、产量归一化等方法能够客观合理地分析研究大牛地气田的递减规律。综合运用指数递减、双曲递减、调和递减等动态储量递减方法建立单井递减模型计算单井储量，可以用来检验储量评估结果的合理性。

大牛地气田水平井水平段虚拟井位深度域反演方法及应用

秦雪霏

2016, 37(2): 280-285. doi:10.11743/ogg20160219

摘要 ( 387 )

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针对非均质性强烈的复杂储层水平井开发，将水平段测井资料进行采样离散化，并以虚拟直井的方式提取测井曲线，进而从深度域开展岩性随机模拟反演。该方法不仅可以将水平段测井资料有效应用，而且可以根据水平段随钻测井的逐步更新实现水平段动态定量预测。通过大牛地气田试验分析认为，该技术可明显提高单砂体顶底构造及储层内部隔夹层预测精度，对于提高水平井储层钻遇率具有显著效果。

90°相位旋转技术在储层预测中的应用——以鄂尔多斯盆地彬长区块长8¹油层组为例

范久霄, 黎小伟, 袁春艳, 王善明

2016, 37(2): 286-290. doi:10.11743/ogg20160220

摘要 ( 348 )

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鄂尔多斯盆地彬长区块延长组长8¹是鄂尔多斯盆地南缘主要勘探开发层系之一，其上覆长7³底部发育的张家滩页岩形成的地震强反射界面及长8¹储层较薄的地质沉积特征，造成常规地震数据体预测储层多解性较强。通过对张家滩页岩与长8¹储层速度、反射强度对比分析及组合模式的研究，提出了彬长区块长8¹油层组基于90°相位旋转技术的三维地震属性优选储层预测方法。运用90°相位旋转使地震反射的主要同相轴与地质上的储层有较好的对应，使地震相位具有岩性地层意义；运用正演模型分析、反射结构对比及多时窗属性优选等技术对目标储层进行预测，认为90°相位旋转下一定时窗内的反射强度及振幅属性能较好地对长8¹储层进行了预测。

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