第三部分圈闭评价与探井地质设计.docx
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第三部分圈闭评价与探井地质设计
第三部分：
圈闭评价与探井地质设计
一、圈闭发育史分析
（一）目的
掌握生油层理藏史曲线的绘制方法和生油岩热成熟度的计算方法，确定石油液态窗和主要生油期、生烃高峰。
掌握圈闭发育史分析的回剥分析法，制作圈闭发育史剖面和平面图（宝塔图），了解圈闭有效性评价的基本步骤。
（二）己知资料
某生油凹陷下第三系（古近系）从下往上分别发育A、B、C、D、E、F六套地层，其中A层为在凹陷内（盆地中心）的主要生油层。
生油岩的岩性为灰黑色泥岩，在凹陷中心的厚度约为300m。
经化验分析，其有机碳含量为1.18%，干酪根类型为II1型，氯仿沥青“A”的含量为1000～15O0ppm．根据凹陷中心的区域探井，确定了生油层（A层）随时间的埋深（表3-1）。
根据区域古生物化石资料的分析，确定了该区地层绝对年龄（见表3-2）。
在该生油凹陷的北边通过地震普查与祥查，地震测网密度已达1×1km，经地震解释发现了两个面积较大的局部构造（一号构造和二号构造），经预探，在北部的二号构造上已获得工业油流，故对其南部更靠近生油凹陷的一号构造评价很高。
根据二号构造的钻探结果，经过与二号构造过井地震剖面的层位标定，通过地震资料解释，得到了9个点的古近系地层厚度解释数据（表3-3）。
经过各解释点的地震测线见表3-4。
（三）习题要求
综合分析上述资料，要求完成下列任务：
1．绘制生油层A的埋藏史曲线，求出不同时期的TTI值，确定生油窗及生油高峰时间。
（地表年平均气温10℃，平均地温梯度4℃/100m，开始生油TTI=3.0，结束生油TTI=180.0，生油高峰TTI=9.0）
2．采用回剥技术，绘制一号构造的古构造平面发育史图（宝塔图）；
3．结合生油岩生烃史和圈闭发育史，评价一号构造的时间有效性；
4．提交图件（平面、剖面图）一套，文字报告一份。
利用米格纸作图，或者计算机绘图，要求图件完整、准确、美观，论述论据充足，观点明确，合乎地质语言。
表3-1凹陷中心参数井解释的生油层（A层）埋藏深度数据表
距今年龄（ma）
A层底面深度（m）
A层顶面深度（m）
65.0
0
0
56.5
345
0
42.1
1160
830
35.4
1860
1570
32.0
2020
1740
29.3
2600
2320
23.3
2550
2270
21.5
3200
2950
10.4
3650
3410
5.2
3900
3670
0
4180
3955
表3-2某区新生代地质年代表
代
纪
世
绝对年龄
（Ma）
地
层
1号构造
地层岩性
新
生
代
（KZ）
第四纪
（Q）
全新世（Q4）
0.01-0.00
更新世（Q1-Q3）
1.64-0.01
新近纪
（N）
上新世（N2）
5.2-1.64
中新世（N1）
23.3-5.2
古近纪
（E）
渐新世（E3）
29.3-23.3
F
泥岩为主，夹薄层粉砂岩
32.0-29.3
E
35.4-32.0
D
始新世（E2）
42.1-35.4
C
浅色泥页岩
56.5-42.1
B
厚层砂砾岩
古新世（E1）
65.0-56.5
A
紫红色泥岩
表3-3一号构造各点地震解释地层厚度数据表
地层
解释点
A
B
C
D
E
F
P0
10
400
650
500
550
350
P1
20
350
500
800
600
400
P2
18
300
470
680
690
410
P3
15
280
450
570
760
420
P4
13
310
475
665
670
400
P5
15
300
520
730
600
410
P6
17
340
520
790
630
370
P7
20
380
510
840
600
450
P8
19
450
500
850
550
400
表3-4一号构造过各解释点的地震测线号
解释点
联络测线（东西向）
主测线（南北向）
P0
CROSSLINE-240.0
XLINE-465.0
P1
CROSSLINE-240.0
XLINE-460.0
P2
CROSSLINE-242.0
XLINE-462.0
P3
CROSSLINE-243.0
XLINE-465.0
P4
CROSSLINE-242.0
XLINE-468.0
P5
CROSSLINE-240.0
XLINE-470.0
P6
CROSSLINE-238.0
XLINE-468.0
P7
CROSSLINE-237.0
XLINE-465.0
P8
CROSSLINE-238.0
XLINE-462.0
二、圈闭地质综合评价
（一）目的
进一步复习和巩固圈闭地质评价的基本知识；掌握圈闭评价的主要内容和基本流程以及风险概率评价方法。
（二）已知资料
1.区域地质简介
1.1构造概况
区域构造：
塔里木盆地北部坳陷位于盆地北部，北与塔北隆起相邻，南与塔中隆起相接，呈东西向展布，自东向西划分为三个次一级的构造单元，即英吉苏凹陷、满加尔凹陷、阿瓦提凹陷。
局部构造：
经地震普查，在满加尔凹陷东部发现了一个背斜构造（MD1号构造），其主体部位的地震测网达4×4km，目前控制MD1号构造的地震测线共有12条，其中主测线6条，联络线6条。
地震剖面品质较好（图3-1、图3-2），断裂和构造形态清楚。
MD1号构造是晚加里东—海西期形成的挤压背斜。
该期构造运动强烈，使本区隆升遭受剥蚀，其中石炭系—三叠系缺失，泥盆系也遭受一定程度的削切。
印支期该构造定型。
以后的构造运动对本区影响不大，MD1号构造保存至今。
1.2.构造的闭合度、构造展布等情况
MD1号构造志留系底界为近北西走向的短轴背斜（），长轴长22km，短轴宽14km，构造南缓北陡，东缓西陡。
构造东南翼地震测线较稀，圈闭面积为222km2，幅度为200m。
其中以4×4km测线控制的可靠圈闭面积为77km2，幅度为100m，高点埋深5520m（表3-5）。
表3-5MD1号构造圈闭要素表
层位
圈闭
类型
圈闭
面积
圈闭幅度
闭合线
海拔
高点
埋深
落实
程度
地震
地质
Tg5
志留系底
背斜
77km2
100m
-4720m
5520m
落实
222km2
200m
-4820m
较落实
1.3.断层的分布、性质、断距和切割深度
MD1号构造北侧存在两条深大断裂，断裂走向为北西—南东向，志留系断距约为200～300m（图3-1）。
根据地震剖面，断裂两侧的波组特征有一定的变化，因此推测该断裂已断至寒武—下奥陶统，可能构成MD1号构造的油源断裂。
2.地层概况
该区自上而下发育新生界第四系、上第三系、下第三系、中生界白垩系、侏罗系、古生界泥盆系、志留系和中上奥陶统地层，缺失三叠系、二叠系和石炭系。
从地震剖面上分析，MD1构造高点志留系位于2620ms～3500ms之间，其中2900ms处为一中强振幅较连续反射，是志留系红色泥岩段顶界反射。
预测构造高点位置的地层厚度及岩性特征如下（表3-6）：
表3-6MD1号构造高点地震层位及预测地层厚度数据表
地质层位
地震标准层
预测高点处的
地层厚度（m）
备注
第四系
T2
300
上第三系
T6
970
下第三系
T8
460
白垩系
T8-2
1250
侏罗系
T8-3
220
泥盆系
Tg4
620
志留系
红色泥岩段顶
Tg4’
330
下砂岩段底
Tg5
1370
第四系（Q）：
浅棕黄色砂质粘土层、棕黄色沙砾层，未成岩。
厚300m。
上第三系（N）：
厚970m，以中～巨厚层状泥岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、粉砂岩互层，底部夹两层厚层状细砂岩。
该套地层在本区的颜色以灰、褐色为主，偶见灰黄、黄灰色，为一套氧化～弱氧化环境的浅湖～湖滨相沉积。
下第三系（E）：
厚460m，中～巨厚层状粉砂岩与中～厚层状泥质粉砂岩不等厚互层，夹中厚层状粉砂质泥岩、泥岩及中厚～厚层状细砂岩。
自上而下颜色由褐灰转变为褐红色，该套地层为氧化环境下的湖滨相沉积。
白垩系（K）：
厚1250m，可分为上砂岩段、红色泥岩段和下砂岩段，分段描述如下：
上砂岩段：
厚160m，中～巨厚层状砾状砂岩、细砂岩、含砾中砂岩、含砾细砂岩、含砾粉砂岩、泥质粉砂岩略等厚互层，夹中厚层状粉砂质泥岩、砂砾岩。
红色泥岩段：
厚480m，以中～巨厚层状泥岩为主，夹中～厚层状粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩。
下砂岩段：
厚610m，为中～巨厚层状细砂岩、中砂岩，夹泥岩及中～厚层状泥质粉砂岩、粉砂质泥岩，该层预测压力系数可达1.20。
该套地层的沉积物源丰富，气候干旱，属氧化环境的湖滨相。
侏罗系（J）：
厚220m，可分为煤系地层段和碎屑岩段：
煤系地层段：
厚度60m，中～巨厚层状泥岩夹中厚层状粉砂岩、粉砂质泥岩、含砾中砂岩及煤层。
颜色以灰色、灰黑色为主。
碎屑岩段：
厚160m，岩性为中～巨厚层状含砾细砂岩、砾状砂岩、中～厚层状泥岩、砂砾岩、含砾中砂岩等厚互层，夹碳质泥岩、小砾岩、细砂岩、泥质粉砂岩、含砾粉砂岩、粉砂质泥岩、煤层及中砂岩、粗砂岩。
颜色以灰色、灰白色为主。
泥盆系（D）：
厚620m，岩性为中～巨厚层状粉砂岩夹中厚层状泥质粉砂岩。
颜色以灰、褐灰、紫红色为主。
志留系（S）：
厚度1700m，可分为三个岩性段：
上砂岩段：
厚330m，中、上部为褐色、褐红色、紫红色及灰色、浅灰色细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩夹中薄层褐色、灰色泥岩、粉砂质泥岩；下部为厚到巨厚层状褐色、灰色泥岩、粉砂岩、细砂岩。
红色泥岩段：
厚约100m，巨厚层状褐色、褐红色、灰色泥岩夹浅灰色薄层粉砂岩、泥质粉砂岩，泥岩偶见绿灰及浅灰色。
下砂岩段：
厚约1270m，中～巨厚层状褐色、灰色、浅灰色细砂岩、粉砂岩、沥青质砂岩夹薄到中厚层状褐色、灰色泥岩，地层压力较高，LK1井在该段钻遇高压水层，压力系数达1.26。
中上奥陶统（O2+3）：
灰、深灰色为基调的砂泥岩互层夹少量页岩及凝灰质粉砂岩。
3.生、储油层分析及封（堵）盖条件
3.1油气源条件
勘探实践证明塔东地区具有良好的油源条件，目前该区多口探井试获了低产油流或少量原油。
HYC1井侏罗系获少量轻质油；LK1井在志留系试获2.87m3原油；YN2井在侏罗系工业气层中获少量凝析油及塔东2井在寒武系—下奥陶统获50升稠油。
根据油气源对比资料可知，LK1、塔东2井原油主要来源于寒武—下奥陶统烃源岩，YN2、华英参1井原油主要来源于中生界烃源岩。
说明该区不仅具有下古生界的油源岩，而且发育中生界油源岩，油源条件良好。
根据MD1号圈闭地层发育及断裂展布分析，寒武系—下奥陶统烃源岩生成的油气是该圈闭的主要油气来源。
但由于志留系下伏约4000m厚的中上奥陶统“黑被子”，基本无生油能力，这些油气可以沿深大断裂运移到MD1号圈闭聚集成藏。
由过MD1井的地震剖面可知，在其北东方向发育两条断裂，根据断裂两侧的波组特征，推测该断裂已断至寒武—下奥陶统，可以成为MD1号构造的油源断裂（图3-1）。
3.2储层条件
根据区域地质资料及钻井资料类比，认为MD1号圈闭志留系的储集层主要为志留系下砂岩段碎屑岩。
塔里木盆地目前钻遇志留系的井共96口，在55口井见油气显示，其中在盆地东部的英吉苏凹陷有4口井钻揭志留系，YN2井和LK1井在志留系见到良好油气显示，LK1井还在志留系测试获得低产油流，表明志留系储层在全盆地分布广泛。
在塔中以及英吉苏地区钻井资料的基础上，结合地震资料，预测MD1号构造志留系下砂岩段厚度为1270m。
总体以中低孔、低渗—特低渗为主（表3-7）。
从已钻井储层物性来看，志留系砂岩孔隙度一般3.5%～14%，而渗透率变化较大，塔中地区20口井岩心分析渗透率平均可以从0.1×10-3μm2变化到大于300×10-3μm2。
但横向上及纵向上志留系储层显现出很大的非均质性，个别井发育中孔中渗—中孔高渗储层，如TZ47井油层段（4978.5～4985m）孔隙度12.4%～16.1%，平均14.2%（所用数据为测井数据）。
TZ117井在志留系下砂岩段4407～4419m中途裸眼测试，7mm油嘴求产，日产油达133.92m3/d、气23027m3/d，油压10.342Mpa。
说明塔里木盆地台盆区志留系下砂岩段存在良好的储层。
虽然在满加尔东部地区无井钻揭志留系，无法准确描述志留系下砂岩的储层情况，但因其厚度大，又是一套潮坪相沉积产物，可能存在好的储层发育层段。
3.3盖层条件与储盖组合评价
根据邻区实钻结果和地震资料解释，MD1号构造志留系发育有约100m厚度的红色泥岩段，志留系红色泥岩段为一套勘探实践证实的区域性优质盖层，因此它可以成为该区志留系下砂岩段的有效盖层。
由前述储层特征分析可知，该区志留系下砂岩段厚约1270m，是一套潮坪相沉积产物，可能发育良好的储层，它们与上覆的红色泥岩段可以形成优质的储盖组合。
表3-7塔中及英吉苏地区志留系下砂岩段物性统计表
井号
孔隙度（%）
渗透率（md）
最大
平均
最大
平均
TZ10
12.98
6.83
7.91
0.72
TZ20
15.37
6.07
140.34
6.63
TZ11
17.99
8.85
469.9
16.46
TZ12
16.08
9.37
171.61
7.5
TZ16
10.57
4.27
0.97
0.11
TZ30
20.62
11.22
151.8
13.32
TZ4
18.1
7.83
12.53
0.85
TZ161
14.31
7.42
7.6
0.31
TZ6
9.32
4.92
0.21
0.09
TZ33
19.9
9.93
57.29
6.41
TZ35
12.14
6.16
15.2
1.65
TZ44
10.52
7.34
1.18
0.385
TZ45
14.13
6.91
174
17.53
TZ14
16.58
11.52
89
20.68
TZ17
8.73
4.44
0.69
0.12
TZ18
12.48
7.85
14.7
0.79
TZ23
16.95
6.78
171
7.09
XC1
11.52
9.33
4.19
1.11
YN2
18.95
9.7
21.42
1.57
LK1
11.19
7.39
5.74
0.42
（备注：
以上数据来源于岩心分析化验）
3.4匹配及保存条件
MD1号构造在晚加里东—海西期开始发育，定型于印支期。
其西北方向存在两条从泥盆系断至震旦系的基底断裂，这两条大断裂沟通目前处于过成熟的寒武—下奥陶统烃源层，对下古生界油气运移至MD1号构造提供了垂、侧向运移通道。
MD1号圈闭在印支期定型后，后期构造活动微弱，对油气藏无明显的破坏作用，保存条件好。
4.邻井钻探成果
4.1YN2井在志留系获低产气流。
YN2井志留系气测异常22层，累计厚度176.0m；志留系累计取心76.71m；测井解释志留系气层2.5m/1层，差气层42.0m/15层，气水同层13.0m/3层，干层81m/19层，对志留系3805.47～3833.99m井段中途测试，日产天然气528～672m3，测试结论为低产气层。
4.2LK1井在志留系获低产油流。
LK1井在志留系气测异常112.5m/23层；取心共获荧光显示岩心13.51m；在志留系井段4635.0～4646.0m完井试油，累计产油0.98、4712～4714m3完井试油，累计产油0.40m3；4635～4737.4m抽吸累计产原油2.87m3、4635～4650m抽吸累计产原油0.25m3。
原油密度为0.8963～0.9707g/cm3（20℃）、0.8777～0.9522g/cm3（50℃）。
5.预测油气藏特征
5.1预测油藏类型
预测MD1号构造志留系下砂岩段的油气藏类型为底水块状背斜油藏。
5.2有关参数
圈闭面积以-4720m为闭合线所圈定闭合面积比较可靠，为77km2，高点埋深5520m，根据与塔中志留系油藏类比，单储系数取5.0×104t/km2.m；根据塔中11井资料，志留系下砂岩段储层净毛比取25%。
6．其他圈闭发现情况
该区除MD1号构造外，还发现了A、B、C、D、F、G、H等八个可靠和较可靠的圈闭，经过圈闭地质条件的评价和资源量估算，得到了以下评价结果（表3-8）
表3-8其他圈闭评价结果
圈闭代号
地质综合评价系数
圈闭资源量期望值
（×104t）
圈闭可靠性
A
0.175
564
可靠
B
0.083
692
可靠
C
0.202
1025
可靠
D
0.142
828
可靠
E
0.072
345
较可靠
F
0.253
976
较可靠
G
0.178
708
较可靠
H
0.098
236
较可靠
（三）圈闭评分标准（表3-9～表3-14）
表3-9圈闭条件评分标准
分级
圈闭类型
圈闭规模
圈闭埋深
圈闭完整性
好
批覆背斜、生物礁、潜山
面积>50km2
<2000m
圈闭形态完整,无断层，只有一个高点
较好
断背斜、断鼻
面积=20-50km2
2000-2500m
断层少，只有一个高点存在
中等
断垒、断块圈闭
面积=10-20km2
2500-3000m
断层少,具有多个次高点
较差
超覆不整合
剥蚀不整合
面积=5-10km2
3000-3500m
断层较多，形态不完整
差
岩性上倾尖灭和透镜体圈闭
面积<5km2
>3500m
圈闭破碎严重
表3-10烃源条件评分标准
分
级
油气系统供油能力与区带成油条件
圈闭捕油条件
好
生油岩体积:
>1000*1000
有机质成熟:
成熟
有机质丰度:
>2.0
邻近油源区,处在有利的运移方向上，具多种类型的横向和垂向运移通道的组合（即网状通道）
较好
生油岩体积:
（1000-300）*（500-1000）
有机质成熟:
成熟
有机质丰度:
1.5-2.0
位于油气运移的有利方向和有效运移距离范围内,具备运移通道条件
中等
生油岩体积:
（300-100）*（200-500）
有机质成熟:
成熟
有机质丰度:
1.0-1.5
位于油气运移的有利方向,也不缺乏运移通道,但距离油源区较远
较差
生油岩体积（30-100）*（100-200）
有机质成熟:
低成熟
有机质丰度:
0.5-1.0
位于油气运移的有利方向,距离油源区较远,运移通道条件差
差
生油岩体积:
<30*100
有机质成熟:
未成熟
有机质丰度:
<0.5*100
圈闭位置不利或基本无运移通道条件
表3-11储层条件评分标准
分
级
储层
岩相特征
储集空间
特征
储集物性
碎屑岩储层
碳酸盐岩储层
好
滨浅海（湖）相碎屑岩储层，碳酸盐岩风化壳储层
原生粒间孔或超大溶孔
高孔中高渗
孔隙度>20%
孔隙度>4.5%，测井解释为一类裂缝
较好
河流-三角洲相砂岩储层；台地相白云岩、礁滩相灰岩
次生粒间孔，双孔介质型
中高孔、中高渗，孔隙度=15%-20%
孔隙度=3%-4.5%，测井解释为一类或二类裂缝
中等
扇三角洲、冲击扇碎屑岩储层,介壳灰岩、粒屑灰岩储层
裂缝或溶洞为主
中孔、中低渗
孔隙度=10%-15%
孔隙度=2%-3%，测井解释为二类裂缝
较差
洪积相、浊流相碎屑岩储层、粉晶灰岩储层
粒内溶孔或晶间孔为主
中低孔、低渗；孔隙度=5%-10%
孔隙度=1%-2%
测井解释为二类或三类裂缝
差
火山岩、变质岩储层、泥晶灰岩储层
铸模孔或微孔隙
低孔、低-特低渗；孔隙度<5%
孔隙度<1%；测井解释为三类裂缝
表3-12盖层条件评分标准
分
级
盖层类型
宏观封闭性能
微观封闭性能
好
膏岩、泥膏岩、膏盐岩
区域性盖层,单层厚度大于30米
排替压力>10Mpa
较好
纯泥岩、泥质灰岩
区域性盖层,单层厚度20-30米
排替压力5-10Mpa
中等
粉砂质泥岩、钙质泥岩
区域性盖层,单层厚度10-20米
排替压力3-5Mpa
较差
纯灰岩、砂质泥岩
局部性盖层,累计厚度50米以上,单层厚度5-10米
排替压力2-3Mpa
差
钙质砂砾岩、泥质粉砂岩
局部性盖层,或累计厚度小于20米,单层厚度小于5米
排替压力<2Mpa
表3-13成藏配置条件评价标准
分
级
时间匹配
空间配置
好
圈闭形成时间早，位于长期发育继承性古隆起上,可持续接受各个时期生成的油气
自生自储式组合（碳酸盐岩）
自生侧储式组合（碎屑岩）
较好
圈闭形成早于源岩的生排烃高峰时间
古生新储式,无厚层膏岩隔开
中等
圈闭与源岩的生排烃高峰基本上同时发生
古生新储式,有厚层膏岩隔开,必须靠大型断层沟通
较差
圈闭形成时间略滞后于源岩的生排烃高峰时间,但生烃过程持续时间较长
新生古储式,只能靠不整合面沟通
差
圈闭形成时间比较晚，生烃过程已经基本结束
不属于同一油气系统
表3-14保存条件评分标准
分
级
构造保存条件
水文地质环境
其他保存条件
好
油藏形成后,构造运动的影响极小
地下水基本处于停滞状态,只能矿化度高，地下水富Cl-
油藏埋藏较深,具超压封闭,无岩浆侵入等地质事件发生
较好
产生新断裂，断距小，对油气藏保存影响不大
表现为滞流-重力流,地下水富Cl-，有一定的SO42-
中等
具有一定幅度的构造翘倾，油气藏可能进行一定的调整
重力流为主,矿化度中-高，地下水富SO42
埋藏较深,压力封闭性较好
较差
后期断裂作用较强，断距大；或者发生大规模的推覆
表现为重力流-压实流,地下水富SO42-—HCO3-
油藏埋藏浅,或遭受过剥蚀曾露出地表,或附近有大规模的岩浆侵入发生
差
发生过大幅度的隆升和剥蚀活动
以压实流为主,地下水中富含HCO3-,或存在水动力天窗
（四）作业要求
1.根据所给实验室分析和测井解释资料，制作志留系下砂岩段储层平均孔隙度、平均渗透率频率直方图。
2.根据圈闭基本条件，给圈闭17项地质因素进行评分（好：
0.8-1.0；较好0.6-0.8；中：
0.4-0.6；较差：
0.2-0.4；差：
0-0.2），给出圈闭地质评分表；
3.根据区域勘探条件和资料掌握程度，确定合理的圈闭评价权系数，并简单说明理由；
4.采用风险概率方法，计算圈闭地质评价系数。
根据已知资料和评价结果，分析钻探存在的主要风险。
5.对已经发现的A、B、C、D、F、G、H和M
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