海平面变化对海相临滨储层微观非均质性的控制作用——以塔里木盆地哈得4油田东河砂岩为例

储层微观非均质性控制了油藏内微观剩余油的分布,为探究储层微观非均质性成因,以哈得4油田东河砂岩段临滨亚相储层为例,利用岩心、测井及多种分析化验资料为基础,分析了准层序、准层序组及体系域内储层颗粒、填隙物及孔喉非均质性的变化特征,总结出不同级次的海平面相对变化对临滨亚相储层微观非均质的控制成因机理,认为由于不同级次海平面的相对升降,使临滨亚相沉积水动力发生变化、先期形成的临滨储层所处地表环境亦发生变化,从而对颗粒、填隙物及孔喉非均质特征产生影响.研究结果表明:准层序内单一临滨亚相储层颗粒非均质性向上变弱,粒度中值由0.12mm变为0.22mm、长石及岩屑体积百分比由18%变为9%,填隙物及孔喉非均质性向上减弱,其中填隙物体积百分比由11.0%变为2.7%、喉道半径由1.9μm变为3.6μm,使准层序内单一临滨亚相储层微观非均质总体表现为向上减弱的趋势;东河砂岩段下部退积式准层序组内部,单一临滨亚相储层微观非均质总体表现为向上增强的趋势,而上部进积式准层序组内单一临滨亚相储层微观非均质呈由强变弱的特征,进积式准层序组中粒度中值由0.15mm变为0.23mm、长石及岩屑体积百分比由18%变为11.5%、填隙物体积百分比由13.7%变为6.3%、喉道半径由1.6μm变为3.7μm;高位体系域内单一临滨储层微观非均质性表现为减弱的特征,不同层序单元内微观非均质性变化程度不同.针对碳氧同位素及储层薄片分析结果较好证实以上观点.     

海相碎屑岩储层不同尺度微观剩余油分布及赋存状态——以哈得逊油田东河砂岩为例

基于常规物性、扫描电镜、铸体薄片、压汞测试等资料,对哈得逊油田东河砂岩的孔喉结构进行划分,选取各类型孔喉结构的典型岩心,通过微观刻蚀薄片驱替实验及水驱油过程的核磁共振、CT扫描研究微观剩余油不同尺度下的分布特征、赋存状态和动用机理。结果表明：研究区存在小孔细微喉-低渗储层、中孔细喉-中渗储层和大孔中喉-高渗储层。微观剩余油可分为单一孔喉尺度的原始状态型、孔内分散型、表面吸附型和角隅型剩余油,局部孔喉组合尺度的斑块状、多孔状和单孔状剩余油,岩心样品尺度的连片状富集、分散状富集和星点状富集剩余油。剩余油主要赋存于中、小孔喉内,赋存状态上分为离颗粒表面较远的游离态剩余油和颗粒表面的水驱难动用束缚态剩余油。随着孔喉结构的变好,孔内分散型剩余油比例有所增加,斑块状剩余油比例下降,剩余油星点状富集增强,束缚态剩余油逐渐减少。油层注水开发后,中、小孔喉内游离态的原始状态型剩余油比例最大,是后期重点挖潜对象,可以采用注微球封堵大孔喉后续水驱的方式进行开采,其潜力大小与游离态剩余油总量相近。     

海相碎屑岩水平井隔夹层识别与表征——以哈得逊油田东河砂岩为例

为充分发挥水平井横向数据丰富的优势,明确海相碎屑岩储层内部隔夹层的空间展布,以哈得逊油田东河砂岩为例,利用露头、岩心、直井测井曲线、水平井测井曲线和生产动态等资料,在隔夹层的类型和特征总结的基础上,针对水平井隔夹层特征展开研究.通过隔夹层岩石类型、分布位置和产状的综合分析,并利用岩心标定测井,厘清隔夹层的成因类型和测井响应特征.采用直井标定,明确水平井与地层的关系,将电阻率曲线的探测范围放到井轨迹两侧,识别水平井隔夹层和表征其空间展布.在水平井井眼轨迹研究的基础上,提出水平井隔夹层空间位置判别和组合的概念,采用隔夹层深、浅电阻率与油层电阻率的相对变化量识别隔夹层空间位置,并利用水平井生产数据指导隔夹层的组合.研究结果表明:哈得逊油田东河砂岩存在原生泥质隔夹层、次生钙质隔夹层和混合成因钙泥质隔夹层,3类隔夹层在水平井的测井响应与直井相似且差异更加显著.隔夹层深、浅电阻率与储层电阻率的相对变化量ΔRT和ΔRXO可识别隔夹层空间位置,水平井井眼处的隔夹层ΔRT为5.4～22.5Ω·m、ΔRXO为3.3～16.2Ω·m;井眼0.5m内的隔夹层ΔRT为1.1～7.2Ω·m,ΔRXO为1.0～5.9Ω·m;井眼0.5m外的隔夹层ΔRT小于5.6Ω·m,ΔRXO小于1.2Ω·m.采油井无水采油期较长、见水后含水上升较慢,注水见效明显时,隔夹层的井间连通性好.综合分析认为,直井、水平井测井曲线和生产资料相结合的水平井隔夹层识别与表征方法,在海相碎屑岩储层中具有较好的适用性,可以提高地质模型建立精度,为下一步开发调整提供地质依据.     

厚壳蛤滩沉积成岩特征及对储集层的控制作用——以伊拉克H油田白垩系Mishrif组为例

综合利用岩心、铸体薄片、全岩分析、常规物性及高压压汞测试等资料,研究伊拉克H油田白垩系Mishrif组厚壳蛤滩沉积成岩特征及对储集层的控制作用。Mishrif组厚壳蛤滩在高位体系域发育,分布于水动力强的台地边缘古地貌高处。根据相对海平面变化、厚壳蛤滩的岩性演化和沉积构造特征,将单个完整厚壳蛤滩划分为A、B、C、D 4个岩性段。A段为低角度交错的似球粒-厚壳蛤泥粒灰岩,B段为低角度交错及平行层理的砂屑-厚壳蛤颗粒灰岩,C段为平行层理的厚壳蛤砾屑灰岩,D段为水平层理的炭质泥岩。单滩体完整沉积序列多受到破坏,多个单滩体叠置形成厚壳蛤滩体,单滩体厚度和岩性组合纵向上呈规律变化。厚壳蛤滩成岩作用具有“强溶蚀、弱胶结、较强压实”的特征,形成了以粒间孔、粒间溶孔和铸模孔为主,含溶蚀孔洞的孔隙型储集层,且以大于5μm的粗孔喉为主,为中高孔、高渗储集层。单滩体内部及单滩体之间存在岩性反韵律,从下至上泥晶含量降低、溶蚀增强、胶结减弱、孔喉变大、物性变好。处于高位体系域顶部的MB2-1小层厚壳蛤滩的厚度最大,大气淡水淋滤更为充分,溶蚀最为显著,孔喉最大,是Mishrif组最优质的储集层。     

中东地区碳酸盐岩储层孔喉结构特征及开发对策——以伊拉克X油田M组为例

为研究海相碳酸盐岩油藏孔喉结构特征及其对注水开发的影响，综合利用岩心、铸体薄片、高压压汞、核磁共振、三维CT、驱替实验和生产动态等资料，以伊拉克X油田M组为例，开展碳酸盐岩储层孔喉结构特征及成因、及其对油藏注水开发的影响和对策研究。研究结果表明：研究区发育基质微孔、体腔孔、铸模孔、粒间孔和粒间溶孔等多种不同尺度的孔隙，孔喉半径分布区间为0.01～100μm,微孔喉、细孔喉、中孔喉和粗孔喉等多重孔喉体系共存，呈多模态特征，造成储层孔渗相关性差。碳酸盐岩孔喉结构依赖于沉积环境和差异成岩作用，高能沉积和中能沉积为“中强溶蚀、中弱胶结、中弱压实作用”的成岩特征，低能沉积为“弱溶蚀、中强胶结、强压实、中强白云石化作用”的成岩特征，形成了Ⅰ型—Ⅵ型的孔喉结构。孔喉结构差异导致油藏注水开发效果不佳，宏观上储量动用程度不均衡，Ⅰ型和Ⅱ型孔喉结构储层是平面和纵向产能的主要贡献者；微观上驱油效率不高，主要采出的是大孔喉内的原油。在开发过程中，应基于储层孔喉结构类型优化开发方式和生产压差，释放中—低渗储层潜力，提高储量动用程度；并采用低矿化度温和注水，改变油藏岩石的润湿性，动用中、小孔喉内的原油，改善水驱油...