歧北凹陷成岩作用数值模拟与储层孔隙度预测

发布时间：2021-08-02 16:10

　　目前，对于静水压力条件下的地层成岩作用数值模拟，已经形成了比较完善的体系。但在中国东部许多盆地的富油气凹陷，如渤海湾盆地歧北凹陷，油气藏分布在深层超压地层中，超压条件下成岩作用的数值模拟尚不完善，更不用说孔隙度预测了。 超压对成岩作用抑制的实质是增加了成岩反应的活化能。本文通过在成岩反应的化学动力学模型中加入超压因子增加反应活化能，建立了超压条件下成岩作用的数值模拟系统。歧北凹陷的模拟结果表明，在沙河街组沉积末沙河街组三段就进入晚成岩阶段A₁期，油气藏开始形成；在东营组沉积时期～晚第三纪，沙河街组大部分地层处于晚成岩阶段A₁～A₂期，生、储、盖层发育，是其主要成藏期；现今在歧北凹陷北部沙三段下部进入晚成岩阶段B～C期，储层物性较差、不利于成藏，其他层段仍处于晚成岩阶段A₁～A₂期，有利于油气藏的形成。 基于超压条件下成岩作用数值模拟，本文建立了多元高次孔隙度预测模型，在歧北凹陷的应用表明，误差小于2％，高于国外同类模型。 

【文章来源】：东北石油大学黑龙江省

【文章页数】：61 页

【学位级别】：硕士

【文章目录】：
前言
第一章 区域地质概况
    第一节 区域地层特征
    第二节 区域构造和沉积特征
    第三节 凹陷石油地质特征
第二章 成岩作用数值模拟
    第一节 地质原理与模型
    第二节 模拟井网的部署参数选取
    第三节 模拟结果及其讨论
第三章 歧北凹陷储层孔隙度预测
    第一节 影响储层孔隙度的地质因素分析
    第二节 储层孔隙度预测实例
结论与建议
致谢


【参考文献】：
期刊论文
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本文编号：3317870