El patrón de desarrollo del delta Dongying y su tecnología de exploración de yacimientos litológicos de petróleo y gas
El delta Dongying y sus cuerpos de arena turbidita relacionados son las rocas reservorio más importantes en el miembro Shahejie 3 del Dongying Sag. Guiado por las teorías de la estratigrafía sísmica y la estratigrafía secuencial, mediante el establecimiento de un marco estratigráfico isócrono de alta resolución, el proceso de desarrollo del delta en la sección media del miembro Es3 se dividió en seis etapas, y las características de los cuerpos de arena turbidita del frente del delta en En cada etapa se analizaron las características de depósito, el rango de avance y los patrones de distribución que indican que el enriquecimiento y la acumulación de cuerpos de arena de turbidita están controlados principalmente por factores como las cajas cerradas de fluidos a alta presión, la profundidad de entierro de los cuerpos de arena, las fallas y el espesor de la capa de arena. Sobre esta base, se resumió la tecnología de exploración de yacimientos litológicos de turbidita y se lograron resultados notables en aplicaciones prácticas.
Tecnología de exploración de yacimientos litológicos de petróleo y gas en cuerpos de arena turbidítica en el delta de Dongying
1. Introducción
Tienen reservas geológicas de petróleo y gas de casi 10×108t. Se ha descubierto en cuerpos de arena del delta Dongying. Representa el 75% de toda la depresión de Dongying. Con la aplicación de la tecnología de exploración de yacimientos litológicos, los yacimientos litológicos de turbidita en el frente del delta Dongying se han convertido en las principales opciones de exploración para aumentar las reservas y la producción en los yacimientos petrolíferos de Dongxin, Niuzhuang, Xianhezhuang, Jiahao, Shinan y Shengtuo. las reservas geológicas anuales de petróleo en más de 1.000×1,04t. Por lo tanto, estudiar las reglas de desarrollo del delta Dongying y resumir y mejorar su tecnología de exploración de yacimientos litológicos de petróleo y gas son de gran importancia para comprender correctamente la litología y predecir la distribución de los yacimientos litológicos de petróleo y gas.
2. La ley del desarrollo del delta
En las cuencas lacustres sedimentarias continentales, los sedimentos deltaicos suelen ubicarse en la zona de transición entre la cuenca del lago y la tierra. Las condiciones para su formación son. El hundimiento y hundimiento de la cuenca del lago. Grandes cantidades de sedimentos clásticos inyectados por los ríos. Además, su desarrollo también se ve afectado por el clima, los cambios en el nivel del lago, las características del flujo del estuario, la pendiente del borde de la cuenca del lago y otros factores. Dado que la energía hidrodinámica de los lagos es mucho menor que la de los océanos, los deltas de los lagos generalmente están dominados por la acción de los ríos, y la mayoría forman deltas estructurales, que tienen forma de pata de pájaro o dientes de sierra en el plano, como el delta Dongying, Poyang. Delta del lago Ganjiang, delta del lago Qinghai Buha, etc.
Las características de reflexión sísmica y el conjunto sedimentario del delta Dongying tienen una estructura obvia de tres capas, que se puede dividir en tres tipos de subfacies: llanura deltaica, frente deltaico y prodelta. Durante el proceso de formación del delta, la escala de sedimentación y las características del delta cambian constantemente, controladas por la intensidad de los movimientos tectónicos, las fluctuaciones en los niveles del agua del lago, la topografía antigua y la dirección del suministro de material durante la deposición. Por lo tanto, la división de unidades estratigráficas isócronas es la clave para encontrar áreas de desarrollo favorables para los cuerpos de arena de turbidita y predecir con precisión los yacimientos.
1. División de los principales períodos deposicionales del delta
El Delta Dongying se desarrolla principalmente en el Shahejie 3 - Shahejie 2. Entre ellos, el tercer miembro de Shahejie tiene características obvias, mientras que el segundo miembro de Shahejie tiene una distribución limitada. Este artículo estudia principalmente el delta del tercer miembro de la Formación Shahejie.
Para las tres etapas principales de desarrollo del delta del miembro Es3 (correspondientes al submiembro inferior Es3, el submiembro medio Es3 y el submiembro superior Es3 respectivamente), cada ciclo deposicional corresponde a un ecualización en el perfil sísmico secuencia de reflexión sísmica en el tiempo, es decir, la parte superior de la Formación Shahejie superior corresponde a la capa de reflexión T3, la parte superior de la sección media de la Formación Shahejie corresponde a la capa de reflexión T4, la parte superior de la inferior. La Formación Shahejie corresponde a la capa de reflexión estándar T6, y la parte inferior de la Formación Shahejie inferior corresponde a la capa de reflexión T6 inferior (Figura 65)
Figura 1 Historia 128 - Sección sísmica tridimensional de Well Lai. 34.
Entre T4 y T6, se pueden explicar cinco eventos con buena continuidad basándose en los cambios en las características de intensidad de la superposición superior, la superposición inferior y la interfaz de reflexión en la sección sísmica tridimensional. Combinados con el análisis de litología, registros de pozos y otros datos, estos eventos corresponden a la deposición de lutitas en el entorno prodelta de cada delta. Son altamente comparables lateralmente y pueden usarse como interfaces isócronas para la división de las etapas del delta. En base a esto, el delta en la sección media del tercer miembro de la Formación Shahejie se divide en seis unidades estratigráficas isócronas, que representan las seis etapas del desarrollo del delta. De manera similar, el delta en la parte inferior de la Formación Shahejie se puede dividir en dos fases, y el delta en la parte superior de la Formación Shahejie se puede dividir en tres fases. * *El delta de la Formación Shahejie se divide en 11 unidades estratigráficas isócronas, es decir, 11 períodos de desarrollo.
2. Desarrollo del delta, patrones de evolución y distribución de cuerpos arenosos turbidíticos.
1) Submiembro inferior del tercer miembro de la Formación Shahejie
Durante la deposición del submiembro inferior del tercer miembro de la Formación Shahejie, el movimiento tectónico en el Dongying Sag era relativamente estable y el clima cambió de cálido y seco a húmedo.
Sin embargo, hay menos suministro de fuentes alrededor del hundimiento, y la lutita intercalada con esquisto bituminoso se desarrolla principalmente en lagos profundos y semiprofundos. Un pequeño sistema de delta solo se desarrolla en el área de la bahía de Laizhou en el extremo oriental del hundimiento. Durante este período, se puede ver una estructura de reflexión obvia en forma de cuña en la sección sísmica este-oeste cerca del pozo Lai 20, es decir, una estructura lenta en forma de cuña que converge hacia el centro de la cuenca y reduce el eje del evento. Según las características de reflexión sísmica, el delta se puede dividir en dos pequeños ciclos, intercalados entre dos conjuntos de esquisto bituminoso.
Según el análisis de los datos de registro de pozos, el delta tenía evidentes características transgresoras durante este período. En el plano, el cuerpo de arena del frente del delta se aprieta entre el pozo Lai 59 y el pozo Niu 81, y el tamaño del grano del sedimento se hace gradualmente más pequeño de este a oeste. Verticalmente, el tamaño del grano se vuelve más fino de abajo hacia arriba y el color de la roca se vuelve más oscuro, formando una secuencia de ciclo positivo, lo que indica que es un depósito de canal distributivo desde un delta de grano grueso hasta la desembocadura del río. La parte superior es limosa intercalada delgada. La arenisca y la lutita gris, y la parte superior es un lago. La lutita de facies y la pizarra bituminosa constituyen sedimentos deltaicos de secuencia normal.
Durante el desarrollo del delta, el sistema de agua de la bahía de Laizhou se dividió en el brazo sur y el brazo norte. La energía del brazo sur era significativamente mayor que la del brazo norte. Debido a los movimientos tectónicos estables, la paleotopografía relativamente plana y la sedimentación transgresiva, los cuerpos de arena de turbidita no se desarrollan en el frente del delta. Los abanicos de turbidita de aguas profundas formados por el canal de agua en la parte sureste de la cuenca que ingresa al lago se han extendido hasta el área de la depresión, y se han descubierto abanicos de turbidita de aguas profundas ricos en petróleo, como Dongke 1 y Niu 21, de este a Oeste.
2) La sección media del tercer miembro de la Formación Shahejie
Durante el período de deposición de la sección media del tercer miembro de la Formación Shahejie, el espesor de los estratos se engrosó significativamente, lo que refleja fuertes movimientos tectónicos y cambios en la tasa de hundimiento de la cuenca. En la bahía de Laizhou, donde la sección inferior de Es3 es la más gruesa en la parte oriental del hundimiento, debido al levantamiento estructural y al relleno del delta, el espesor de la sección media de Es3 se ha adelgazado significativamente y el centro de hundimiento de la cuenca se ha movido hacia el oeste. a Niuzhuang, Minfeng y otros lugares. Durante este período de depósito, debido al levantamiento de las montañas alrededor de la cuenca, las fuentes clásticas fueron abundantes y los ríos inyectaron con frecuencia, especialmente a lo largo del eje de la depresión (sistema de agua de la Bahía de Laizhou) y en dirección sureste (sistemas de agua del río Bamian y Chengguanzhuang). El desarrollo del delta alcanza su punto máximo y el frente del delta avanza hacia el oeste hasta la vertiente este del Lijin Sag. A partir del análisis de las características de reflexión sísmica, la parte inferior (T6) de la sección media del tercer miembro de la Formación Shahejie es una interfaz de reflexión estable, y cinco isócronas relativamente claras se pueden dividir entre T6 y T4. Entre superficies isocrónicas adyacentes, existen tanto estructuras típicas de reflexión de acumulación directa como estructuras de reflexión de convergencia en forma de cuña. Entre ellos, el reflector frontal tiene un plano frontal pronunciado (casi 10 cm en la parte superior) y el delta tiene una estructura obvia de tres capas, a saber, plano inferior, plano frontal y plano superior. El frente del delta y la pendiente frontal corresponden al ". forma de S" y la forma oblicua tangente. La forma de "S" corresponde a la reflexión anterior compuesta oblicua; por encima de la parte superior del preapilamiento hay una fase sísmica de onda casi paralela con amplitud variable, que corresponde a la respuesta de la subfase de la llanura delta. La aparición de lutitas carbonosas es un signo litológico del final de cada delta.
La comparación de una gran cantidad de datos de perforación muestra que el delta en la sección media del tercer miembro de la Formación Shahejie tiene muchas estructuras típicas del anticiclo delta en la dirección vertical, y las subfacies de la llanura del delta, subfacies frontales. y las subfacies de pendiente frontal se desarrollan en el plano, especialmente los cuerpos de arena frontales se distribuyen en pilas anulares alrededor de la llanura del delta, que es un depósito típico del delta controlado por ríos. De esta manera, a partir de la comparación de los seis planos isócronos divididos según el perfil sísmico y los datos de perforación, el proceso de desarrollo del delta en la sección media de la Formación Shahejie se puede dividir en seis pequeñas etapas de este a oeste, que se denominan cuerpos delta medio 6 y medio 5 desde temprano hasta tardío, medio 4, medio 3, medio 2 y medio 1 (Fig. 2). La amplitud de avance del frente del delta, las características sedimentarias y la distribución de los cuerpos de arena turbidíticos previos al asentamiento son diferentes en cada período.
La Figura 2 es el perfil de desarrollo del delta de la sección media de Sha3 en el pozo Shi128-Lai34.
(1) El cuerpo delta -6 en el submiembro medio de la tercera sección de Shahejie.
Durante el período de sedimentación de Es3zhong6, la procedencia del delta Dongying provino principalmente del sistema de agua de la bahía de Laizhou en la parte oriental de la depresión.
Durante este período de deposición, a medida que la actividad de la falla alrededor de la cuenca se intensificó y la tasa de hundimiento de la cuenca aumentó, el área de agua de la cuenca del lago continuó expandiéndose y el proceso de deposición del delta todavía se caracterizó por la transgresión marina. En el perfil sísmico, el vértice de la reflexión pronosticada se mueve hacia el este, y hacia el oeste hay una fase sísmica estable en forma de lámina formada por lutitas y esquisto bituminoso en un entorno de lago profundo y semiprofundo. Por lo tanto, aunque el delta era grande durante este período, el cuerpo de arena de turbidita en su pendiente frontal no estaba desarrollado. La perforación reveló que el espesor era generalmente de 1 a 2 m, y la mayor parte era cemento calcáreo. pobre y la importancia de la exploración no fue grande.
Los abanicos de baja altura que se desarrollaron ampliamente durante este período estaban intercalados entre las rocas generadoras más favorables y tenían condiciones superiores de formación de yacimientos. Durante la deposición inicial de la sección media del tercer miembro de la Formación Shahejie, además de la fuerte actividad de la falla alrededor de la cuenca, la actividad en la zona de la falla Chenganzhuang-Wangjiagang aumentó significativamente. Esta falla es una zona de falla de ajuste inverso desarrollada en la pendiente de la cuenca. No es sólo una falla límite desde la zona de hundimiento a la zona de pendiente, sino que, lo que es más importante, forma una zona de ruptura de pendiente estructural en la suave pendiente de la cuenca, controlando la cuenca del lago durante la etapa de estiaje en la sección media del tercer miembro de la Formación Shahejie.
(2) El quinto cuerpo delta medio en la sección media del tercer miembro de la Formación Shahejie.
Durante la deposición de Shasan Zhongwu, las aguas de la cuenca del lago continuaron expandiéndose y el frente del delta avanzó hacia el centro de la depresión de Niuzhuang. Las características de reflexión sísmica del delta durante este período son las siguientes: el punto superreflectante en la parte superior de la capa pronosticada se retira hacia el este y presiona hacia el oeste, todo el delta es una reflexión en forma de cuña que se espesa hacia el este, con una evidente intrusión de agua; características. Con base en el análisis de los datos de perforación, se encontró que no se desarrollaron cuerpos de arena de turbidita de asentamiento en el frente del delta durante este período.
(3) El cuerpo delta del Miembro Zhong4 en la parte media del Miembro Shah 3.
Durante este período de depósito, el alcance del cuerpo de agua de la cuenca del lago se redujo, la energía del flujo de agua a lo largo del eje de depresión aumentó y el suministro de material fue suficiente, formando canales secundarios en las direcciones noroeste, oeste y suroeste. , y el frente del delta Avanzando hacia la línea de pozos Xin122-Wang65-Wang78, el rango de distribución se amplía significativamente (Figura 3). Las características de reflexión sísmica del delta durante este período fueron obvias, con características típicas de reflexión del frente imbricado. El punto superreflectante en la parte superior del frente avanzó hacia el oeste, reflejando el rápido avance de las características de sedimentación.
Figura 3 El rango de distribución de los cuatro deltas en la parte media del submiembro medio Es3 en la zona central de la Depresión de Dongying.
Debido al rápido avance del delta y al desarrollo de cuerpos de arena frontales durante este período, se formó una pendiente frontal pronunciada (pendiente de hasta aproximadamente 10). Se formó una gran cantidad de cuerpos de arena de turbidita de asentamiento. delante de los cuerpos de arena delanteros. Estos cuerpos de arena están apilados verticalmente en el plano y distribuidos en un área grande. Son tipos importantes de cuerpos de arena bituminosa en Niuzhuang y otras áreas.
Además, debido al retroceso de la superficie del lago, mientras el delta se desarrollaba a gran escala, el canal de agua del sudeste se extendía hacia la cuenca, formando depósitos de abanicos de turbiditas en aguas profundas en zonas donde el agua no podía. alcanzar cuando el delta avanzó. En comparación con la turbidita de asentamiento formada en el mismo período, el número de este tipo de cuerpos de arena es pequeño, pero el área de distribución y el espesor de un solo cuerpo de arena son grandes, las propiedades físicas del yacimiento son buenas y también tiene un gran valor de exploración. .
(4) El cuerpo delta del tercer miembro medio del tercer miembro de Shahejie.
Durante la deposición del tercer miembro de la Formación Shahejie, el área de agua de la cuenca del lago Dongying se expandió nuevamente, lo que resultó en una reducción en el suministro de fuentes alrededor de la cuenca, y el delta avanzó lentamente. El cuerpo de arena frontal solo avanzó hasta la primera línea de 23 pozos Xin10-He123-Niu. En términos de características de reflexión sísmica, es el mismo que el cuerpo del delta Zhong-5, caracterizado por la intrusión de agua. La hiperreflexión superior de la capa de acumulación del frente del delta apunta hacia el oeste y se retira hacia el este, formando una forma de huso intercalada entre los cuatro y dos medios. Los cuerpos de arena de turbidita de asentamiento del frente del delta no están desarrollados.
(5) El cuerpo delta del segundo miembro del medio en el medio del tercer miembro de Shahejie.
Después de que se llenó el prodelta, el área de agua de la cuenca del lago disminuyó significativamente durante este período de depósito, y la fase de llanura del delta avanzó hasta Niuzhuang Sag. Durante este período, además del desarrollo del sistema de agua de la bahía de Laizhou en el este, el sistema de agua de Chenjiazhuang en la parte sureste de la cuenca también avanzó hacia Lijin Sag. Se reunió en el área del pozo Niu 25-Nu 10 de. el Niuzhuang Sag El desarrollo del delta alcanzó su punto máximo, y sus cuerpos de arena frontales avanzaron hasta el Pozo Ying 8-He 145-He 48-Niu 103-Niu 8.
Durante este período, el delta se caracterizó por reflexiones sísmicas de progradación, el vértice de la progradación avanzó hacia el oeste y la progradación estaba imbricada. Los datos de perforación muestran que en el frente del delta se desarrollan cuerpos de arena de turbidita de asentamiento, que son importantes cuerpos de arena bituminosa en áreas como los brezales. El pozo Shi 128, recientemente perforado en la parte occidental de Niuzhuang Sag, encontró un conjunto de grandes capas de petróleo de turbidita de asentamiento en el segundo miembro de Es3 Middle, lo que confirma que los cuerpos de arena de turbidita de asentamiento desarrollados en el frente del delta están distribuidos en una banda.
(6) Delta en la sección media 1 del tercer miembro de la Formación Shahejie
Durante el período de deposición del tercer miembro 1 de la Formación Shahejie, las aguas del este y sureste Los sistemas continuaron avanzando hacia el oeste y el frente del delta avanzó hasta Lijin, la vertiente oriental de la depresión. Durante este período, las características de reflexión de la progradación del delta no fueron obvias y el tamaño de los granos de sedimento en las partes central y norte se volvió significativamente más grueso, mostrando las características sedimentarias de la mezcla en abanico de agua baja.
Después de la deposición del delta, el abanico submarino de Liangjialou avanzó de sur a norte, desde el Pozo Liang 64 en el área sur de Shinan hasta el Pozo Qing 1 en Dongji Sag en el norte, con un área de distribución de más de 120 km2. La formación de dolomita en este período fue producto de la etapa tardía de desarrollo del tramo del sistema de aguas altas, que marcó el final del período de deposición del delta en la sección media del tercer miembro de la Formación Shahejie.
3) Submiembro superior 3 de la Formación Shahejie
A medida que el depocentro de la cuenca se mueve hacia el oeste, el delta en la sección media del tercer miembro de la Formación Shahejie también se mueve hacia el oeste. Durante el período de deposición del miembro superior del tercer miembro de la Formación Shahejie, el depocentro de la cuenca se desplazó al área de Lijin-Liangjialou. Durante este período de depósito, a medida que el agua de la cuenca del lago retrocedió aún más, la parte oriental de la cuenca estuvo dominada por la sedimentación de facies de llanura del delta del río. Al mismo tiempo, debido al aumento en el suministro de fuentes en los lados norte y sur, la fase del frente del delta es la más desarrollada y los cuerpos de arena del frente avanzan hacia la depresión Dongji-Lijin. De acuerdo con las características de reflexión sísmica, el proceso de desarrollo del delta en el submiembro superior del tercer miembro de la Formación Shahejie se puede dividir en tres pequeñas etapas y, en general, muestra una clara estructura de reflexión prevista. Según las perforaciones, el número de cuerpos de arena de turbidita desplomados fue pequeño durante este período de depósito.
3. Tecnología de exploración de yacimientos litológicos de petróleo y gas relacionados con el delta
Durante el proceso de avance del delta, debido a la influencia de los movimientos tectónicos, las fluctuaciones del nivel del agua del lago y las actividades sísmicas, el delta Tiene cuerpos de arena de turbidita de asentamiento relacionado con el delta que se desarrollan en diversos grados en los bordes frontales. Estos cuerpos de arena varían en tamaño y están rodeados por grandes conjuntos de lutitas. Son uno de los tipos más importantes de cuerpos de arena bituminosa en la parte central de la Depresión de Dongying. Sin embargo, este tipo de masa de arena está enterrada a gran profundidad (generalmente por debajo de los 3000 m), distribuida aleatoriamente y aparece principalmente en forma de arena y lutitas intercaladas, lo que dificulta la predicción de la masa de arena y la descripción del yacimiento. Por lo tanto, en las condiciones económicas actuales del mercado, establecer y mejorar un conjunto de tecnologías de exploración de yacimientos de turbidita es de gran importancia para mejorar la tasa de éxito de la perforación y ahorrar la inversión en perforación.
La tecnología de exploración litológica de yacimientos de petróleo y gas incluye métodos geológicos y geofísicos para predecir yacimientos de petróleo y gas y tecnología de análisis de la condición de acumulación de petróleo y gas. En la actualidad, su tecnología principal es la tecnología de predicción de yacimientos, incluida la determinación de las capas objetivo de exploración, la predicción de áreas favorables de desarrollo de cuerpos de arena y la calibración y el seguimiento precisos de los yacimientos. Durante la investigación y la aplicación, se deben seguir los siguientes procedimientos.
1. Determinar el área objetivo de exploración a través de una investigación geológica integral.
(1) Determinación de la zona de desarrollo de turbidita
Tomando como objeto de investigación unidades estratigráficas isócronas, mediante En el estudio de las subfacies y microfacies sedimentarias se determinaron las reglas de desarrollo de cada delta, especialmente se describieron con precisión las áreas de distribución de las subfacies del frente delta y de las subfacies prodelta. El área del prodelta correspondiente a la dirección de máximo avance del frente deltaico es el área de desarrollo más favorable para las turbiditas.
(2) Determinar el área de desarrollo de turbidita
Basado en la comparación precisa de secciones pequeñas, compilar mapas de isopacas de secciones pequeñas, utilizar el método de espesor estratigráfico y determinar según el tiempo. de deposición La distribución de capas de agua profundas y poco profundas se puede utilizar para determinar el área de desarrollo de turbidita. Cuando el espesor del área de aguas poco profundas es grande, indica que es la dirección principal de deposición del delta, y el área de desarrollo favorable de turbidita está frente a ella. Cuando el espesor de la formación es grande, el área de desarrollo de turbidita se ubica en el área de aguas profundas. Los estratos en el área de aguas profundas están obviamente engrosados y son turbiditas, que se forman por compactación diferencial entre la diagénesis posterior y las áreas circundantes de desarrollo de lutitas.
2. Se utilizan métodos geofísicos para predecir la distribución espacial de los cuerpos de arena.
Los métodos geofísicos son los métodos de predicción directa más eficaces en la exploración petrolera. Actualmente existen muchos métodos de predicción, pero todos tienen limitaciones. Se deben adoptar los métodos de predicción correspondientes según las diferentes condiciones geológicas. Según el análisis de los datos de perforación, en el área de desarrollo de turbidita del miembro Sha3 en Dongying Sag, la lutita se mezcla principalmente con turbidita. La velocidad de la lutita es generalmente de 2900-3300 m/s y la velocidad de la arenisca es generalmente de 3400-. 4000m/s.. Durante muchos años, la práctica de exploración ha demostrado que es factible y eficaz utilizar información de velocidad para estudiar y predecir cuerpos de arena. Este método incluye tecnología de análisis de polaridad del perfil sísmico, tecnología de calibración de horizontes y tecnología de inversión restringida de registro.
1) Tecnología de análisis de polaridad del perfil sísmico
Figura 4 Comparación de velocidad de inversión del registro sintético y velocidad integral en el Pozo Shi 110-1.
En la etapa de exploración de yacimientos estructurales de petróleo y gas, los primeros problemas que la gente resuelve con urgencia son la forma estructural y la ubicación del punto de ruptura.
Independientemente de la polaridad del perfil, el cambio del punto alto estructural es solo un cambio de media fase entre los picos y los valles, lo que no tiene mucho impacto en la exploración y el desarrollo de yacimientos de petróleo y gas. Estudiar la importancia geológica de los picos y valles en el perfil sísmico. En los últimos años, Shengli Oilfield, en particular, ha entrado en la etapa de exploración de yacimientos de petróleo y gas de litología ocultos a gran escala. Para identificar y describir los cuerpos de arena es necesario comprender claramente los diferentes significados estratigráficos contenidos en cada interfaz de reflexión en el perfil sísmico. Tomando como ejemplo el área de Niuzhuang, según los registros sísmicos actuales (25 ~ 30 Hz), la diferencia de tiempo entre picos y valles adyacentes de una interfaz de reflexión a una profundidad de 3000 m (2,4 s) es de 15 ~ 20 ms, y la El error de profundidad puede alcanzar 25 ~ 35 m. Errores de calibración vertical tan grandes y las diferencias resultantes en los resultados de interpretación lateral del yacimiento son inaceptables para la exploración y el desarrollo del yacimiento. Debido a que el proceso de procesamiento de datos sísmicos es largo y complejo, su polaridad suele ser incierta, lo que afecta la precisión de la interpretación de la litología y la estratigrafía. Por tanto, primero debemos entender la polaridad del perfil sísmico.
(1) Determinar la polaridad utilizando registros sintéticos
La polaridad del registro del terremoto de Shengsheng se conoce, por lo que la polaridad se determina basándose en la relación coincidente entre el registro del terremoto de Shengsheng y el perfil sísmico. Los pasos son los siguientes: primero, preparar cuidadosamente los registros sísmicos sintéticos (se requieren todos los pozos en el área de trabajo, segundo, comparar cada pozo con el perfil sísmico y dividir los resultados del análisis de cada pozo en tres categorías: polaridad positiva con buena); contraste, polaridad negativa El contraste es bueno, la polaridad positiva y negativa es buena o no. En tercer lugar, las estadísticas de lista se utilizan para eliminar pozos no válidos inciertos y determinar la polaridad del perfil en función de la mayoría de los pozos válidos.
(2) Método de velocidad media inversa para registros sintéticos de terremotos.
Después de hacer coincidir el registro sísmico sintético con el perfil, se pueden leer múltiples pares de datos de tiempo y profundidad respectivamente y ajustarlos con la velocidad promedio en el área para determinar la polaridad del registro sintético que tiene buena correlación con el perfil. Esta es la polaridad de la sección transversal (Figura 4).
(3) Método de identificación del modelo
En la sección positiva, la parte superior del cuerpo lenticular de arenisca se caracteriza por una reflexión convexa de una sola pista en la sección de polaridad negativa, la parte inferior; de la arenisca aparece como un reflejo cóncavo de una sola vía (Figura 5).
(4) Utilice los datos de velocidad de registro de VSP para determinar la polaridad.
Adquiera datos precisos de velocidad de VSP y complete varias correcciones, como la profundidad del barreno, la zona de baja velocidad y el relleno central. Después de determinar la polaridad de la interfaz del coeficiente de reflexión, la profundidad típica de la interfaz de reflexión del pozo conocido leído del registro de respuesta y los datos de registro se puede determinar mediante la forma de onda de reflexión de la interfaz correspondiente en el perfil sísmico en VSPLOG. Si la interfaz del coeficiente de reflexión positivo corresponde a un pico, es un perfil de polaridad positiva; de lo contrario, es una curva de polaridad negativa;
2) Utilice tecnología de inversión restringida de registro para predecir y describir cuerpos de arena.
Figura 5 Identificación del diagrama de polaridad del perfil sísmico mediante el método del modelo
En el trabajo de seguimiento de cuerpos de arena con datos sísmicos convencionales, en primer lugar, debido a la limitación de la resolución sísmica y a las delgadas intercalaciones de arena y lutita Las combinaciones de grupos de arena solo se pueden calibrar y rastrear en unidades de grupos de arena en lugar de cuerpos de arena individuales. En segundo lugar, dado que los eventos rastreados son reflejos del grupo de arena, la desaparición o aparición de una determinada capa de arena en el grupo de arena lo provocará; puede causar distorsión y cambio de energía del eje del evento, causando errores o incluso errores en los límites determinados del cuerpo de arena. En tercer lugar, debido a la interferencia entre capas de capas intermedias delgadas, el espesor y la amplitud de la arenisca pura en el grupo de arena no son estrictamente; lineal, por lo que existe un cierto error al calcular el espesor del cuerpo de arena.
La tecnología de inversión sísmica restringida por registros rompe las limitaciones de las bandas de frecuencia sísmica y complementa el ancho de banda sísmico limitado con datos de registro ricos en información de alta frecuencia y completos en componentes de baja frecuencia. Restringidos por información sísmica conocida y datos de registro de pozos, se calculan datos de impedancia de ondas de formación de alta resolución y, combinados con conocimientos multidisciplinarios, proporcionan una base confiable para la descripción detallada de la profundidad, el espesor y las propiedades físicas del yacimiento.
En los últimos años, la tecnología de inversión restringida de registro se ha utilizado ampliamente en la exploración y el desarrollo de campos petroleros, especialmente en la predicción y descripción de la litología de turbidita y en los informes de reservas, y ha logrado resultados notables. Sin embargo, dado que las turbiditas del tercer miembro de la Formación Shahejie en la zona central de Dongying Sag se encuentran todas en un entorno de depósito de lago semiprofundo a lago profundo, y la lutita es generalmente calcárea, es difícil identificar la fase entre arenisca y la lutita calcárea en perfiles sísmicos tridimensionales convencionales cambia los puntos, o incluso se fusiona en un evento continuo con una amplitud fuerte-media-fuerte. La inversión restringida de registros simples es difícil de resolver.
3. Investigación sobre las condiciones de acumulación de petróleo y gas y optimización de cuerpos de arena.
Años de práctica de exploración han demostrado que no todos los cuerpos de arena intercalados en lutitas oscuras contienen petróleo. Es necesario estudiar las características de formación del yacimiento y los factores que controlan el enriquecimiento y la alta producción, y perforar selectivamente los cuerpos de arena descritos.
1) Características de la formación de yacimientos de petróleo y gas
En la actualidad, existen métodos maduros para evaluar la formación de yacimientos litológicos de petróleo y gas, especialmente después de que se propuso la teoría de caja cerrada de presión de fluido. . Muchos estudiosos han estudiado Dongying Sag y creen que la caja de almacenamiento de fluido a alta presión en Dongying Sag se puede dividir en varias cajas de almacenamiento pequeñas según las unidades estructurales. La capa de almacenamiento superior de cada caja de almacenamiento pequeña fluctúa, lo que obviamente está relacionado con. el desarrollo del delta Dongying. La lutita del prodelta, de unos 50 a 100 m de espesor, debajo de la arenisca del frente del delta es una caja sellada. A través de la división y comparación de las etapas de desarrollo del delta, la profundidad de la capa de sellado del tanque de fluido de alta presión es de aproximadamente 2900 ~ 2950 m, y los cuerpos de arena por debajo de esta profundidad deben seleccionarse para predicción y descripción.
2) Factores de control del enriquecimiento y la alta producción de yacimientos de petróleo y gas
Los resultados de la investigación y las prácticas de exploración muestran que el enriquecimiento y la alta producción de yacimientos de petróleo litológicos en la tercera sección de Shahejie están estrechamente relacionados con la profundidad de enterramiento del cuerpo de arena y las fallas y el espesor de la arena están estrechamente relacionados.
(1) Las fallas controlan la acumulación y la alta producción de petróleo y gas
Las fallas controlan la acumulación, el enriquecimiento y la alta producción de petróleo y gas desde tres aspectos: Primero, las fallas sedimentarias singenéticas controlan la formación de desarrollo y distribución de yacimientos, controlando así la distribución y enriquecimiento de petróleo y gas. Por ejemplo, el área del pozo ubicada en la tendencia descendente de Liang 65438 con una profundidad histórica de 1100 y el área del pozo ubicada en la tendencia descendente de la falla Hao 2 con una. La profundidad histórica de 115 no son solo los cuerpos de arena más desarrollados, sino también los cuerpos de arena más desarrollados. En segundo lugar, las fallas pueden mejorar. las propiedades físicas de los yacimientos de baja permeabilidad, especialmente la permeabilidad, que se refleja en las propiedades físicas de las partes desarrolladas por fallas dentro de la misma zona de facies sedimentarias. En tercer lugar, las fallas pueden formar buenas trampas litológicas estructurales o trampas estructurales. conducente al enriquecimiento y a una alta producción de petróleo y gas. Por ejemplo, en el cinturón estructural en forma de nariz de He 4 en la pared colgante de la falla Hao 2, hay capas de alto rendimiento desde la Formación Dongying hasta la Formación Shahejie.
(2) El espesor de la capa de arena es la base para el enriquecimiento y la alta producción de petróleo y gas.
La existencia de arenisca determina el enriquecimiento de petróleo y gas, y el espesor de la capa de arena determina en cierta medida la capacidad de producción de petróleo y gas. Las prácticas de exploración, desarrollo y producción en esta área muestran que el espesor de las capas de arena en diferentes microfacies sedimentarias o dentro de la misma zona de microfacies controla la producción de petróleo y gas, es decir, a medida que aumenta el espesor de la capa de arena, también aumenta la producción de petróleo y gas. . Incluso en un yacimiento de litología única, el espesor de la capa de arena juega un papel importante en el control de la productividad del pozo petrolero. Es decir, la parte con una capa de arena más gruesa es el área con alta producción de petróleo y gas. Este es otro principio importante para el despliegue de pozos de exploración.
(3) Determinación de los límites petrolíferos de cuerpos de arena
Actualmente existen muchos métodos geofísicos para predecir los límites petrolíferos, pero la práctica ha demostrado que ninguno de estos métodos es adecuado. para predecir areniscas con profundidades de enterramiento inferiores a 3000 mm. Con respecto al límite petrolero del yacimiento, según el análisis estadístico geológico, el coeficiente de llenado de los cuerpos de arena de turbidita en el tercer miembro de la Formación Shahejie es generalmente de alrededor de 60 a 80. que puede utilizarse como un importante principio de despliegue para pozos de exploración.
Cuatro. Conclusión
El establecimiento de un marco estratigráfico isócrono de alta resolución para el miembro Shah 3 en Dongying Sag debe basarse en datos sísmicos y combinarse con registros de pozos y datos de registros de pozos. En consecuencia, el proceso de desarrollo del delta en la parte media de la Formación Shahejie se puede dividir en seis unidades estratigráficas isócronas.
El desarrollo y distribución de los cuerpos de arena turbidita están estrechamente relacionados con el avance del delta. La paleotopografía baja y las placas de falla sedimentaria contemporáneas derribadas correspondientes a la dirección máxima del empuje principal del delta son responsables del avance. Desarrollo y distribución de cuerpos de arenas turbidíticas. Zona favorable.
La predicción de yacimientos litológicos de turbidita debe basarse en una investigación geológica integral e implementarse gradualmente mediante la determinación de la polaridad del perfil sísmico, la identificación y calibración del yacimiento y la inversión de restricciones de registro de pozos. Para diferentes tipos de cuerpos de arena, se deben utilizar los métodos de explicación y descripción correspondientes.
La acumulación y el enriquecimiento de los cuerpos de arena de turbidita se ven afectados principalmente por la distribución de la capa de capa en la caja de almacenamiento de fluido a alta presión, la profundidad de enterramiento del cuerpo de arena, las fallas y el espesor de la capa de arena. Todos estos son requisitos importantes que, en principio, se deben seguir al implementar pozos exploratorios.
Con la ayuda de Zhang Shanwen, vicepresidente del Instituto de Ciencias Geológicas, Song Xiao, geólogo jefe, y los ingenieros superiores de Dongchang Wang, Wang Ning, Qiu Guiqiang, etc., el vicepresidente Zhang Shanwen revisó el Después de la revisión del manuscrito completo, todo el personal del Grupo Dongying Nanpo y del Grupo North Belt participó en el trabajo de investigación. Me gustaría expresar mi más sincero agradecimiento.
Principales referencias
Zheng Herong, Wang Ning, etc. Aplicación de la estratigrafía secuencial en la exploración y desarrollo de yacimientos ocultos de petróleo y gas en la depresión de Dongying. Beijing: Petroleum Industry Press, 1997, 87 ~ 93.
Zhao, Zhang Shanwen, et al. Yacimientos sedimentarios y petróleo y gas en el campo petrolífero de Shengli. Beijing: Petroleum Industry Press, 1999.
[3]C.E. Paton, traducido por Niu Yuquan, Xu Huaida y otros. Estratigrafía sísmica (aplicaciones en exploración de petróleo y gas). Beijing: Petroleum Industry Press, 1980, 70 ~ 83.
Ji Youliang, Zhang Shiqi. Estratigrafía de secuencia de cuencas de rift continentales. Beijing: Petroleum Industry Press, 1996, 6 ~ 11.
Grupo de Investigación de Geología del Petróleo del Campo Petrolífero de Shengli. Geología del petróleo de China (Volumen 6). Campo petrolífero de Shengli. Beijing: Petroleum Industry Press, 1993, 32 ~ 47.