砂砾岩储层非均质性及其对剩余油分布的影响——以克拉玛依油田二中西区八道湾组为例

冲积扇扇中砂砾岩油藏开发后期储层强非均质性引起的注采不平衡、层间干扰矛盾及层内差异等问题极为凸显。以克拉玛依油田二中西区八道湾组冲积扇扇中砂砾岩油藏为例,开展了储层非均质性精细表征研究。运用野外露头观察、岩心描述、测井相分析等,以单砂体刻画及其内部构型技术为支撑,细化了砂砾岩油藏不同类型沉积微相-岩相。结合不同类型单砂体宏观与微观非均质特征,总结出扇中砂砾岩油藏剩余油富集的3种类型:Ⅰ型辫状水道粗砂岩相储层,微观孔隙结构属中孔-中细喉型;Ⅱ型辫状水道细砂岩相储层,微观孔隙结构为细孔-细喉型;Ⅲ型辫状水道砂砾岩相储层,微观孔隙结构为中细孔-中喉型。其中Ⅰ型与Ⅱ型储层剩余油基本分布在储层中上部物性较差、非均质性相对较强的部位,而Ⅲ型砂砾岩相储层由于受岩性与物性差异影响,局部易形成高渗部位,剩余油多呈条带状分布在层内非均质变强、物性变差的部位。针对该类型油藏,以"认识储层非均质性,并解决储层非均质性"为切入点来分析剩余油分布,为砂砾岩油藏高含水期剩余油预测提供了较好的借鉴作用。     

影响低渗透砂砾岩油藏初期产能的地质因素——以克拉玛依油田五3中区克下组油藏为例

低渗透强非均质砂砾岩油藏初期生产特征变化明显,具有平面、纵向差异大的特点.以克拉玛依油田五3中区克下组油藏为例,在分析该类油藏初期生产特点及初期产能分布特征的基础上,结合沉积储层精细刻画成果,研究了影响低渗透砂砾岩油藏初期产能的地质因素.结果表明,该类油藏初期产能的主要影响因素是沉积微相,其中主槽和辫流线是有利的高产能微相,槽滩、砂岛及漫洪带等微相初期产能较低.应用沉积微相内部细分流动单元的方法,进一步对比分析表明,同一沉积微相内初期产能受流动单元控制,总体来说Ⅰ类流动单元初期产能最高,Ⅱ类中等,Ⅲ类较差,Ⅳ类最差.     

沉积微相耦合岩石相的复合相控建模——砾岩油藏储层建模新方法

针对准噶尔盆地砾岩油藏岩性变化快,砂砾岩体分布复杂,储层非均质性强的特点,以克拉玛依油田八区克上组油藏为例,将沉积微相模型与岩石相模型耦合,得到基于储层成因和岩性成因的岩石相模型,建立了成因岩石相模型约束下的储层参数模型。这种针对砾岩油藏三维精细相控储层建模的研究思路和方法,较好地表征了储层的强非均质性,为油藏开发调整及剩余油分布预测提供了参考,对同类地质特征的储层建模具有借鉴意义。     

洪积扇沉积微相对储层质量的控制作用——以克拉玛依油田三3区克下组储层为例

以克拉玛依油田三3区克下组储层为例,分析了不同洪积扇沉积微相的储层质量差异。研究区克下组储层主要发育扇顶和扇中亚相,扇顶亚相发育主槽、槽滩和漫洪带等微相,扇中亚相主要发育辫流线、砂岛和漫流带微相。利用岩心物性分析资料揭示了不同沉积微相的储层物性差异,漫洪带和漫流带微相物性差,储层发育少;有效储层主要发育于物性好的主槽、槽滩、辫流线、砂岛微相,且主槽、辫流线微相渗透性较好。从渗透率韵律性及非均质定量参数两个方面评价了主要储层沉积微相内部非均质性,主槽非均质性最强,槽滩次之,辫流线相对弱,砂岛微相最弱。利用生产动态数据对不同沉积微相油水运动差异进行分析,主槽微相、辫流线微相生产中见效早、早高产、早含水、早水淹;而槽滩微相、砂岛微相水线推进速度慢,水淹较均匀,含水上升较慢。     

盐家油田盐22块复杂砂砾岩储层表征

针对盐22块沙四上亚段复杂砂砾岩储层分布规律不清的问题,利用多概率函数最优融合岩石相建模的方法,讨论了砂砾岩储层在垂向和平面的分布规律。结果表明,盐22块砂砾岩储层在测井上可识别3类岩石相,其中砂砾岩相储层性质最好,中粗砾岩相较差,而泥岩为非储层;沙四上亚段垂向存在正韵律,其中I、II、IV砂组优质储层发育较差;III砂组储层性质最好,平面上发育4个规模较大、储层物性较好的砂砾岩相储集体,而在垂向上具有“整体厚、单层薄、横向短”的特点。该研究对于东营凹陷及类似复杂砂砾岩储层的表征具有一定指导意义。     

蒙古林砾岩油藏储层测井精细解释模型

蒙古林砾岩油藏储层岩石结构复杂,非均质性强,层间差异明显,测井资料解释难度较大.以取心井岩心分析为基础,分别研究砾岩、砂砾岩储层岩石的岩性、物性、电性及含油性两两之间的关系,建立了分岩性的砾岩和砂砾岩孔隙度、渗透率、含油饱和度测井解释模型.应用解释模型对研究区162口井进行了二次解释,结果表明,分岩性建立的解释模型具有较高的精度,该方法对提高砾岩油藏储层测井精细解释的准确性具有实际意义,为进一步的地质建模和剩余油挖潜研究提供基础.     

岩性分析对砾岩储层构型研究的意义——以准噶尔盆地西北缘六区克下组冲积扇储层为例

冲积扇砾岩储层作为陆相沉积储层十分重要的类型之一,一直是我国油气勘探开发的重点领域。砾岩储层具有相变快,储层非均质性强等特点。岩性以砾岩、砂砾岩等粗粒岩石类型为主。通过密闭取心井精细岩性分析,将研究区目的层自下而上划分为3套地层。第1套:S47—S327,以砂砾岩为主,夹砂岩、细砾岩、中砾岩和粗砾岩薄层;第2套:S317—S237,以砂岩为主,夹薄层的细砾岩、中砾岩和砂砾岩;第3套:S227—S36,以大套泥岩为主,夹薄层砂岩、砂砾岩、细砾岩和中砾岩。在此基础上,结合测井曲线等多种信息,将储层构型划分为槽流砾石体、片流砾石体等13种4级单元。同时从扇根至扇缘,分析了岩性与主要构型类型之间的对应关系,槽流砾石体和槽滩砂砾体以1~2种砂砾岩、中砾岩等粗粒沉积为主,多形成高渗条带。片流砾石体虽然大面积连片分布,岩石类型以多变为特征,没有一种岩石类型占绝对的主导地位。少量的泥岩等细粒沉积主要以构型界面等沉积特征存在,加剧了储层在空间上的非均质性,增加了储层有效开发的难度。辫流水道、辫流砂砾坝等构型单元,一般由砂砾岩、砂岩等多种岩石类型组成,岩石类型分布特征与片流砾石体基本类似。最后探讨了储层岩性和构型对储层物性及开发的影响。     

二连盆地蒙古林砾岩油藏阿三段储层宏观非均质性及剩余油分布研究

该文应用二连盆地蒙古林砾岩油藏的动、静态资料,对砾岩储层的宏观非均质性作了精细描述。蒙古林砾岩储层属于辫状河三角洲沉积,沉积条件和成岩作用不仅控制了储层的宏观展布、层内韵律、隔夹层分布和孔、渗的变化,而且使得砾岩储层具有明显的分区性,西北区表现为块状结构,向东南区逐渐变为层状结构。同时结合砾岩油藏的地质特征和注采方式等方面的研究,指出剩余油分布受沉积微相、构造条件、注采方式和增产措施等因素的控制。特高含水期的剩余油分布主要集中于局部构造相对高部位,块状结构区的锥间带,以及层状结构区两口注水井间油层的上部;水下河道微相的储层以中到低渗为主,水驱效率不高,仍为剩余油相对富集区。      

砂砾岩储层期次划分及连通模式——以东辛油田永1断块砂砾岩油藏为例

胜利油区砂砾岩油藏储量规模大,但储层内幕复杂、连通特征不明确、注采对应关系差、开发规律不明确等一系列开发难题严重制约了该类油藏的有效动用和开发。以东辛油田永1断块砂砾岩油藏为例,综合应用多种资料明确沉积类型,进而划分砂砾岩储层期次,明确储层连通模式。研究区沙四段砂砾岩储层发育受沉积相控制,有利储层位于扇根主水道和扇中辫状水道,以细砾岩和含砾砂岩为主。通过井—震结合将砂砾岩期次划分为9个,结合储层反演结果认为沙四段1—5期次储层发育、连通体个数多、物性好,是后期开发调整的重点目标。综合应用动态和地质资料确定了有效储层连通存在同期相内连通、异期纵向连通、异期平面连通3种模式。以此为基础对永1断块合理注采井网进行了优化配置,大幅提高了老井产能,永1-55井措施后产能由4 t/d提高到12 t/d左右,有效指导了砂砾岩油藏开发。     

准噶尔盆地西北缘玛北地区百口泉组砂砾岩储层评价

准噶尔盆地西北缘广泛发育扇三角洲沉积的砂砾岩储集体,针对玛北地区三叠系百口泉组砂砾岩储层非均质性强、低孔低渗特征,重点以核磁测井和成像测井为依据,结合常规测井、岩心观察、岩石薄片、扫描电镜及储层物性和试油资料分析,应用量化地质研究方法对砂砾岩储层进行分类评价。首先,结合试油资料和物性分析,识别砂砾岩有效储层物性下限,确立砂砾岩储层品质指数(RQI)评价标准;其次基于成像测井,根据核磁孔隙度、可动流体体积百分数、电阻率测井(RT)值及波阻抗建立核磁品质因子的定量评价标准;最后根据岩相和沉积相的关系,建立不同沉积微相发育的砂砾岩综合评价模板。该评价方法对砂砾岩储层的量化识别以及资源潜力评价均具有重要的意义。     

和什托洛盖盆地侏罗系辫状河三角洲沉积模式研究

辫状河三角洲砂体是有利的油气储集砂体,深入分析其沉积特征及沉积序列对油气勘探具有重要的指导意义。 以和什托洛盖盆地侏罗系三工河组辫状河三角洲露头实测为基础,通过对各微相沉积特征和岩相类型进行分析,建立了该区辫状河三角洲的沉积序列和沉积模式。结果表明：研究区发育进积型辫状河三角洲,自下而上可划分出前辫状河三角洲、辫状河三角洲前缘和辫状河三角洲平原 3 个亚相,并可进一步细分为远砂坝、河口坝、水下分流河道、分流河道及沼泽等微相;在辫状河三角洲沉积中可识别出 8 种岩相类型,分别为粒序层理砾岩相、滞留砾岩相、不明显平行层理砾岩相、平行层理砂岩相、块状砂岩相、水平层理粉砂岩相、水平层理泥岩相和水平层理炭质泥岩相;三工河组沉积时期沉积物堆积速率大于盆地沉降速率,辫状河三角洲扇体向盆地方向不断推进并叠置在远端之上,自下而上呈现出反旋回的沉积特征。     

克拉玛依油田冲积扇岩石相特征及储层质量分析

研究冲积扇储层内部结构,为开发后期井网调整和剩余油挖潜提供更准确的地质依据,以克拉玛依油田六中区为例,通过对密闭取心井岩心及野外露头的观察,将研究区岩石相划分为砾岩相、砂岩相及泥岩相三大类若干亚类,对不同岩石相沉积特征及成因机制进行了分析。在此基础上,依据实验室化验分析数据及铸体薄片等资料,结合不同岩石相物性及孔隙微观特征,将冲积扇岩石相按储层质量归为三大类,其中,粗砂—细砾岩相以剩余粒间孔为主,物性好,孔喉分选较好,含油性好,为研究区一类储层;中砾岩和中砂岩物性相对较差,孔隙喉道相对较小,含油性较差,为研究区二类储层;细粒沉积物性最差,孔隙喉道窄,含油性差,为非储层。依据不同类储层地质渗流差异,结合实际开发状况,发现不同类储层剩余油分布形式是不同的。一类储层物性好,注入水推进速度快,容易形成水窜,剩余油相对较少,一般分布在储层的上部;二类储层物性较差,水淹程度低,剩余油相对富集。该方法不仅对研究区储层深入研究具有一定指导意义,而且对于类似油田储层研究具有借鉴作用。     

近岸水下扇岩石相及储层特征分析————以盐家油田盐 227 区为例

研究近岸水下扇的储层内部质量特征及结构特征,对剩余油挖潜及开发方案调整具有重要意义。以盐家油田盐227 区为例,依据岩心资料,对其岩石相沉积特征及成因机制进行了分析,认为研究区主要发育6 种类型的岩心岩石相。鉴于岩心、测井、录井、地震等资料在研究尺度及分辨率上的差异,在进行岩石相储层质量及分布特征研究之前,考虑岩石相测井定量划分的必要性和可行性,将6 种岩心岩石相划分为泥岩相、含砾砂岩相、砾状砂岩相和砾岩相4 个亚类,并确定其测井定量划分标准,进而依据实验室分析化验数据,总结了各岩石相亚类的储层质量特征。砾状砂岩相储层以剩余粒间孔为主,物性及含油性好,为Ⅰ类储层;含砾砂岩相储层以剩余粒间孔或粒内溶孔为主,物性及含油性一般,为Ⅱ类储层;砾岩相储层以剩余粒间孔为主,物性相对较差,含油性较差,为Ⅲ 类储层;泥岩相物性最差,几乎不含油,为非储层。在此基础上,应用地震反演成果开展了岩石相空间展布研究,认为研究区沙四段下部主要发育砾岩相,其为主水道及侧缘沉积的产物;中部主要发育连续的砂岩相（包括含砾砂岩相及砾状砂岩相）,为频繁改道的辫状水道及水道间沉积物的复合体;上部发育稳定泥岩,为湖相泥岩沉积,垂向上整体为正旋回。砾岩相呈带状由北东至南西展布,而砂岩相则呈片状展布。     

大型辫状河三角洲砂体构型与储层特征——以库车坳陷北部阿合组为例

库车坳陷北部下侏罗统阿合组是油气勘探的重要目的层,但是岩相变化快、砂体构型复杂、储层相对致密、非均质性强,制约了油气勘探。通过建立露头基干剖面、横向砂体追踪、砂体构型精细描述、针对性取样和储层实验分析,分析砂体的垂向建造、横向展布规律及不同岩相的储集性能,结果表明：阿合组纵向上有大型砂砾质辫状水道-侧积坝-纵向砂坝、中型砂砾质辫状水道-横向砂坝-滨湖复合砂体、小型砂质辫状水道-斜列砂坝等3种沉积建造。其中中型辫状水道-横向砂坝储集性能相对较优,有利储层主要是槽状交错层理砂质细砾岩、板状交错层理中砂岩和低角度平行层理细砂岩。研究区下辫状河三角洲平原和前缘均是有利勘探方向。     

高尚堡油田砂质辫状河储集层构型与剩余油分布

以洪泛期沉积的泥岩作为标志层,应用精细成因地层对比方法建立南堡凹陷高尚堡油田新近系馆陶组下段辫状河单砂层成因地层格架。将辫状河地质露头及室内沉积模拟实验成果作为模式指导,通过辫状河单河道识别、地质统计学规律和生产监测资料分析,确定该区辫状河单河道宽140～560 m。根据岩相组合类型及其顶底界面特征,识别出河道充填、顺流增生、砂质底形、砂席和溢岸细粒等5类辫状河储集层构型单元。河道充填构型单元发育Se-St-Sh-Sm正韵律岩相组合,纵向渗透率级差大,油水黏度比高,在高采液强度下形成优势渗流通道。高采液强度和优势渗流通道导致河道充填构型单元形成底水水锥型水淹,剩余油分布在油井间且丰度高。顺流增生单元纵向渗透率级差小,水淹均匀,剩余油呈薄层状低丰度分布在油井间。图8表3参20     

断陷湖盆辫状河三角洲储层构型解剖——以东辛油田营66断块沙二段为例

东辛油田营66断块沙河街组二段发育辫状河三角洲储层,砂体发育频繁,非均质性强,剩余油分布复杂。文中采用层次分析法及建筑结构要素法,对辫状河三角洲进行了详细剖析,识别出层状砂砾岩、交错层理中砂岩、波状层理细砂岩等6种岩相,划分出水下分流河道主体、水下分流河道侧缘、河口坝主体和坝缘等4个3级构型单元。早期阶段,河道分岔频繁,河道下切河口坝,形成"河在坝上走"的沉积模式;中期阶段,河道分支由岔口分流向河道侧向决口演变;晚期阶段,河道侧向决口明显增多,主河道侧向侵蚀叠置。根据储层解剖分析,建立了区内辫状河三角洲储层近端—中端—远端构型模式,可为后期剩余油的挖潜开发提供依据。     

安福屯陡岸砂砾岩体优势储层特征

针对大民屯凹陷安福屯陡岸砂砾岩体岩相变化快、含油性差异大的特点,运用地质综合研究方法,进行古地貌恢复、沉积相分析、储层特征微观研究。研究表明:西部断槽带普遍发育厚层状扇三角洲砂砾岩体,具有裙带状多期叠覆式分布特征。安福屯扇体前缘亚相砂岩类储层粒间溶孔发育,储集性能和油气显示情况普遍较好;砂体与洼陷泥岩直接接触,具有近源优先捕获油气的条件,明确扇三角洲前缘亚相为优势岩相带。安福屯陡岸砂砾岩体“相带控储、物性控藏”特征显著。该研究对于西部断槽内其他砂砾岩体油气勘探具有指导意义。     

准噶尔盆地玛北地区三叠系百口泉组沉积模式

准噶尔盆地西北缘玛北地区三叠系百口泉组储层发育于扇三角洲沉积环境,岩石类型复杂,储层的储集性能主要受不同沉积微相下岩性相的控制,然而沉积微相与岩性相之间的匹配关系复杂。因而,建立沉积微相与岩性相相匹配的沉积模式对该区储层主控因素的研究及储层预测具有重要意义。通过岩心精细观察、薄片鉴定、测井及录井资料分析,结合研究区沉积背景和构造环境,在强调岩性相和沉积微相之间的配置关系并考虑沉积物的粒度、颜色、沉积构造、沉积微相及经历的成岩作用等特征的基础上,划分了11种主要的岩性相类型：水上泥石流砾岩相、水下主河道砾岩相、辫状河道砂砾岩相、水下河道砂砾岩相、水下泥石流砂砾岩相、平原河道间砂泥岩相、水下河道间砂泥岩相、水下河道末端砂岩相、河口坝-远砂坝砂岩相、前扇三角洲粉砂岩相和前扇三角洲泥岩相。在岩性相特征、剖面岩性相及剖面沉积相特征研究的基础上,结合沉积序列、沉积结构和沉积构造等特征,建立了能够反映研究区主要沉积环境及沉积特征的沉积微相与岩性相相匹配的沉积模式。在此基础上,研究了三叠系百口泉组各段沉积微相与岩性相相匹配的平面展布特征。百口泉组3个段在研究区主要发育扇三角洲平原及前缘亚相。其中,百一段扇三角洲平原主要发育砾岩相,扇三角洲前缘主要发育砂岩相;百二段下部扇三角洲平原主要发育砾岩相,扇三角洲前缘以砂岩相为主、砂砾岩相为辅;百二段上部扇三角洲平原以砾岩相为主、砂砾岩相为辅,扇三角洲前缘以砂岩相为主、砂砾岩相为辅;百三段扇三角洲平原以砂砾岩相为主、砾岩相为辅,扇三角洲前缘以砂岩相为主、砂砾岩相为辅。     

复杂砂砾岩储集体岩相特征及识别技术——以川西北地区为例

四川盆地川西北地区普遍发育砂砾岩储集体,具有成因类型多样、成分复杂、岩石结构差异大、储层非均质性强及不同砂砾岩体识别难度大等显著特点。为准确识别砂砾岩储集体,以剑阁、九龙山、白龙场、柘坝场及文兴场等地区为研究重点,以主要发育砂砾岩储层的上三叠统须家河组三段-下侏罗统珍珠冲段为目标层段,利用岩心观察描述、分析化验及测井资料,在深入分析砂砾岩岩相与测井曲线响应特征对应关系的基础上,建立了岩相-测井相数据库,采用多种测井响应交会法和多元分析技术（包括主成分分析法、聚类分析法）识别出砾岩、砂岩、粉砂岩和泥岩等主要岩相;根据不同砾岩相之间物性和岩石结构的差异,将砾岩相进一步细分为颗粒支撑砾岩（包括碳酸盐岩砾、石英砂岩砾、粗砾、中砾、细砾）、杂基支撑砾岩和混合支撑砾岩相。分析结果表明：①采用上述方法测井解释符合率较高（符合率为81.7%）,能有效地划分储集层和非储集层;②砾岩、砂岩、粉砂岩和泥岩岩相之间易于区别,但砾质砂岩和砂岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩有时难以有效区别,另外粗砾与中、细砾区分效果也较差,仅具一定参考性。