图11. （A）Neb 2顶部构造图（深度域），蓝线为断层。（B）Neb 2砂岩等厚图，等值线间隔为4.5m，厚度值范围0-18m，最厚部分为红色。
图12. Neb 2 RFT 压力-深度图，可以看到根据PVT资料和油水界面得出的油压梯度和水压梯度值。OWC表示油水界面。GC161-1ST2， GC161-1ST3及 GC160-1是Exxon公司的井，GC205-1， GC205-3，GC205-A2，为Chevron公司的井。 Neb 2南部的油压分隔区可以通过Chevron GC205-A2井、GC205-3井和GC205-1井的
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压力数据界定（图12、13），这几口井的压力数据在Neb 1的油压梯度曲线上下降，这说明在油田南部Neb 1和Neb 2油藏含油部分压力连通。两个储集层间的连通由其沿着南半部分一些断层并置造成。Neb 2南部的油水界面由HPW得出为水下13055ft（3980m），LPO得出的为水下12950ft（3948m）。通过对Neb2层唯一的水压点研究表明：在油田南部油区，一条经过此点的油水界面等值线的值要比由LPO得出的高出200ft（91.5m），因此该点不能用作南部油田的水压值。由于缺少井数据控制，在图13中绘制用油压梯度计算出的与LPO值12950ft（3948m）相交的压力线（较低压力线）作为该区的油水界面（图12）。
Neb 2储层厚度在一些井中大约10ft（3m）厚或者更薄。通过编图可以发现，有两个河道间地区在油气藏高度范围内（砂层薄或者缺失区域），其均为储集层中的圈闭。油田北部与南部含水层的隔离是由于Exxon GC161-1st3井南部储层中的页岩圈闭造成的（图13）。油层的隔离是由于Exxon GC161-1st3北部的断层作用造成的。这些断层的断距很小，很难在图中详细反映出来，但断距仅为9m，即可将该区Neb 2中的砂体分隔开。这一解释表明：Exxon GC161-1st3井中的水来自于南部含水地层，井位以北为含油层，且由井眼条件及压力决定。基于此种几何形态，压力数据表明，在断层和页岩圈闭线之间的小圈闭中（包含Exxon GC161-1st3井）存在一个单独的油水界面，其深度位于水下12780ft（3896m）（图13）。
对Neb 2的沉积史及圈闭边界的最简单解释表明：
图13. Neb 2顶界构造图（深度域），显示关键井的井位、Neb 2油水界面（暗绿色）、断层（浅绿色）和Neb 2砂体尖灭点（红色）。等值线间距为30m。OWC表示油水界面，ft ss表示海底深度，LPO表示低含油 12
南北储层分割由ExxonGC161-1st3井以北的小断层向东延伸至页岩圈闭线引起。在这种情况下，南北部各自独立沉积，直至油田最北部的溢出点。在南部Neb 2层与Neb 1层相通，其油水界面受Neb 1层的溢出点控制（下文阐述）。在南部充填达到水下12950ft（3948m）或者更深，需要Neb 2层的页岩圈闭向断层以外延伸（图13）。Neb 2层的此种充填从ExxonGC 161-1st3所在小圈闭中俘获水，并将其与此井以南的含水层分隔。一旦油聚集到水下12780ft（3896m），此圈闭中的水便被隔离。页岩圈闭线向上倾斜最厉害的高度仅在ExxonGC 161-1st3井以南。
3.3 Neb 1水道－堤坝复合体 从岩相及测井曲线特征来看，Neb 1与Neb 2、Neb 3截然不同。4口井的岩心资料均表明Neb 1储层为细、极细砂岩及泥岩的互层。砂岩具典型的波纹层理（Tc）和板状层理（Tb），少量为块状砂岩（Ta）。层厚多小于0.3m（图14），测井曲线的特征表现为：齿状箱形的自然伽马曲线（GR）及阻尼电阻率曲线、砂泥岩薄互层（图5），此种特征在TST测井曲线上没有任何变化。部分测井曲线表现为底部突变， 向上逐渐变细。在Neb1层有该特征的图14. GC205-1st3井Neb 1储层的岩心照片，井中地层厚度比具箱状锯齿形特征的可见薄层的波纹层理砂岩（Tc）和板状层理砂岩（Tb）占主导地位，夹有薄层泥岩，块状砂岩（Ta）地层薄，在该层中底部接触现象也较显
很少见。右边岩心是白光，左边是荧光。 著。在储层底部以下约20ft（6m）有一标志层——方解石胶结、具大量孔洞，将其解释为
凝缩段且在整个油田范围内均存在，说明在Neb 1底部并没有明显的侵蚀作用发生。沿Neb 1储层内部某一层位提取的振幅属性特征并不能明确说明其沉积环境（图15A）,但是，Neb 1砂体等厚线和内部等时切片均反映出Neb 1储层呈南北向或北西－南东向展布，从中心向两侧厚度逐渐变薄（图15B、图16）。
综合岩心、测井和地震资料，认为Neb 1为一套水道-堤坝复合体组合，它由几个单独的水道-堤坝复合体构成。从地下资料、露头及第四系深水扇的天然堤研究看来，薄层、纹层细砂在其他天然堤沉积中占优势。直线型等值线表明河道两侧为较厚的天然堤沉积物。在
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此河道中所钻井显示 Neb1砂体较薄，测井曲线特征为底部突变、向上岩性变细。在天然堤沉积物侵入的区域Neb1砂体较厚，测井曲线特征呈箱状。在地震振幅图中，水道和堤坝沉积的区别并不明显。尽管水道沉积总体上比堤坝沉积要薄，但其充填物含砂、分布于整个油田且为烃类赋
图15. （A）Neb 1顶部振幅图与构造图叠加，断层为蓝色。（B）Neb 1砂岩等厚图，等值线间隔为6m，厚度值范围0-36m，最厚部分为红色，水道轴部为蓝色。 存的地方，因此，在地震阻抗图中，天然堤、水道充填的沉积物特征相似。
然而，Genesis油田内Neb 1储层等值线呈长条状、在油田南部其宽度变大（图16）。尽管在油田南部的钻井为水井，但这些井的测井曲线却表现为厚层状箱形，这说明这些井位于水道-堤坝复合体的末端。
利用测井数据绘制出水道图、利用地震及测井数据绘制Neb1等值线图（参考振幅数据及切片）。
图16. Genesis油田Neb 1储层等时切片，A为可能的分支水道，B是油田东部另一个水道-堤坝复合体。Neb 1在油藏含油部分的水道边界用蓝色表示 基于对测井、地震及压力数据的研究，认为Neb 1储层包含两条主要
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的南北向的水道， 对于东侧水道位置的确定，其精确性要高于西侧（图15B、图16）,但这两条水道的精确位置均难以确定。在靠近台地区，在Chevron GC205－A14，GC205－3、GC205－A1st3井（这些井均钻于
图17. Neb 1 RFT 压力-深度图，可以看到根据PVT资料和油水界面得出的油压梯度和水压梯度值。OWC表示油水界面。GC161-1ST2， GC161-1ST3，GC161-1及 GC160-1是Exxon公司的井，GC205-1， GC205-A2，为Chevron公司的井。 水道内，除A14井钻于天然堤西侧）内的Neb1层厚度均为500ft（152m），说明水道和天然堤砂体在该地区比较厚。
Neb 1储层试产压力数据表明其内部至少存在两个压力圈闭（图17）。北部圈闭边界由Exxon GC160-1井的原始压力数据界定，而南部圈闭边界由多口井数据界定。利用压力梯度外推确定与含水层压力线（由Neb1、Neb3水压数据确定）相交处的油水界面，北部圈闭为水下12995ft（3962m），南部为水下12850ft（3918m）（图18）。对于南部油水界面，可以利用其它证据来说明，例如HPW位于水下12860ft（3921m）、LPO位于水下12850ft（3918m）。除了压力数据，在油田北部并没有直接的井证实油水界面特征，但地震振幅数据也可以说明该油水界面的位置（图15A）。尽管振幅数据与南、北部圈闭的油水界面没有很好吻合，但Neb 1原油地球化学分析报告（Beeunas，1999）也表明在Neb 1储层中存在两个独立、稳定的圈闭。
没有地震证据——存在足够长、断距足够大的断层，显示油田南北区块具有独立的油水界面，因此，认为地层不整合形成这种分隔（图18）。经上所述，Neb 1层为水道－堤坝沉积，因此废弃水道充填物能够阻止烃类的运移，即便这些充填物中含有一些砂岩。Neb1砂层自北向南压力的差异是由水道沿油田东部贯穿、并将北部堤坝沉积（由GC160-1井证实）与南部其它砂岩层分隔开引起（图18）。
北部油水界面——水下12995ft（3962m），可能由经水道渗流剖面向南溢出控制，但更多像是由储层边界周围向北延伸的断层周围溢出点充填的方式决定。由于地震资料的分辨
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