时移地震技术在油藏监测中的应用——以西非深水扇A油田为例

A油田海上深水浊积砂岩油藏开发中井数少且井距大,井控程度较低,存在连通性难判断、水淹范围及程度难刻画、剩余油难预测等问题。时移地震技术基于分析不同时间点三维地震数据的波阻抗差异,可有效弥补井资料不足的问题,成为油田生产优化及调整挖潜的重要手段。以西非某典型深水扇油田为例,采用动静结合的思路,将时移地震与构造断裂、储层预测、井网分布、生产动态研究相结合,探讨时移地震在深水浊积挥发性油藏中的有效应用,为该类油田的时移地震应用提供借鉴与参考。研究表明,时移地震与断距结合,在判断断层封堵性方面具有较高的可靠性,可有效厘清开发矛盾,指导调整井的部署;时移地震与沉积相及储层预测相结合,可有效刻画出水驱前缘、表征水淹程度,明确生产优化方向;时移地震与井点泥岩隔夹层结合,可准确判断层间连通性,指导措施优化;综合构造断裂、沉积相分布、储层结构和井网等信息,可以实现对剩余油的有效预测并指导油田调整挖潜。     

三塘湖油田头屯河组流动单元划分及微观渗流特征

为了指导三塘湖油田头屯河组储层的开发,针对储层特征,选择渗透率、压实校正后的孔隙度及孔喉半径R353个参数进行聚类、判别分析,将头屯河组划分为4类流动单元,各流动单元与沉积微相具有很好的对应关系。水驱油实验中,A类流动单元,水呈活塞式推进,驱油效率高;B类呈树枝状推进,驱油效率中等;C、D类呈指状推进,驱油效率低。微观孔隙结构的差异是造成驱油效率差别的主要原因。C、D类流动单元在研究区分布面积广,残余油多,是剩余油富集区。     

Albert湖盆中一高渗储层非均质性分析

乌干达Albert湖盆南区K油田为中-高渗类型储层,非均质性较强.主要运用37 m岩心及280样次的薄片、粒度、扫描电镜、X-衍射、压汞、以及物性等化验分析结果,对储层进行层内、层间及微观储层非均质性分析并研究其控制因素.研究发现,储层渗透率变异系数为0.83～1.81,非均质性强,黏土及多种碳酸盐成岩方式的差异和沉积颗粒粒级变化是储层非均质主要影响因素.据此,将K油田Zone1A、Zone1B及Zone1C层岩石类型主要划分为粗-中粒颗粒包壳式泥质胶结砂岩、细-中粒碳酸盐质孔隙式胶结砂岩及中-粗粒颗粒包壳式和孔隙式泥质胶结砂岩.     

裂谷盆地高凝油藏扇三角洲沉积演化模式

乌干达Albert裂谷盆地目前研究程度较浅,为了明确盆地南部陡坡带高凝油藏K油田沉积类型与演化模式,综合利用岩心、测井、古生物等资料,结合盆地构造演化特征,采用古生物学、沉积学、岩石学并结合构造地质学等技术方法,系统分析了该油田储层的沉积环境、物源特征、沉积微相及沉积演化模式。油田发育近物源为主的陆相沼泽-滨浅湖环境下中-粗砂岩扇三角洲沉积,牵引流为主控因素,前缘水下分流河道砂体为主要含油储层,沉积模式具有高水位期和低水位期沉积演化特点。裂谷盆地陡坡带发育牵引流主控的扇三角洲沉积,突破了传统认识,为深化Albert盆地沉积认识、细化储层研究提供了新思路,为高凝油田开发方案的编制及油田投产开发奠定了基础。     

鄂尔多斯盆地低渗透油藏孔隙结构特征及影响因素分析

通过岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、常规压汞、恒速压汞、核磁共振等分析化验资料,从微观和定量的角度研究低渗透储层的孔隙结构,分析填隙物对低渗油藏孔隙结构的影响.孔隙结构是决定储层物性的内在因素,低渗透储层由于喉道细小,孔隙结构复杂,导致物性较差.而填隙物的类型及含量是孔隙结构最主要的影响因素之一.     

鄂尔多斯盆地延安地区山2段储层特征及其主控因素

采用储层物性分析、扫描电镜、铸体薄片及高压压汞等实验技术,对部尔多斯盆地延安地区山2段储层岩心样品进行分析、测试,研究其储层基本特征,分析有利储层发育的主控因素.研究表明,鄂尔多斯盆地延安地区山2段储层属特低孔、低渗储层,但局部发育有物性相对较好的有利储层,其孔隙度在6.2%-13.2%,渗透率在(0.1-45)x10...     

岩石分类方法在油藏数值模拟中的应用

以海外某油田前期研究方案为例,系统阐述了基于岩石分类的油藏精细描述和数值模拟方法。根据岩心、物性、薄片、扫描电镜以及毛管压力等数据的分析,将储层岩石细分为4类,并分别建立了4种岩石类型的渗透率解释模型和相对渗透率曲线,在此基础上利用三维地质建模和数值模拟技术完成对油田的整体开发指标预测。研究结果表明,精细划分岩石类型不仅能够大幅提高非均质储层渗透率的解释精度,而且可以满足前期研究阶段对不同类型储层下渗流规律的精确表征,使分类后的开发指标预测更加合理。     

三塘湖油田牛圈湖区块低渗透储层评价

根据铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞、核磁共振等分析和化验资料,研究三塘湖盆地牛圈湖区块齐古组、头屯河组砂岩储层特征,结果表明：该套储层岩性为岩屑砂岩,成分和结构成熟度都偏低;储集空间以粒间孔和溶蚀孔为主;储集性能差到中等,原始产能低,非均质性强。结合生产动态状况,选用喉道半径、有效孔隙度、可动流体饱和度、启动压力、孔喉半径比等低渗透储层评价新参数将齐古组、头屯河组储层划分成3类,分类结果适合地区实际。     

砂岩成岩过程中的孔隙演化定量模拟———以鄂尔多斯盆地安塞地区长 8 油层组储层为例

孔隙度在埋藏成岩过程中的变化是一个连续的过程,对油气成藏和区域储层评价具有重要意义。 目 前大部分实测孔隙度在深度上都是断续的,针对这一现状,以鄂尔多斯盆地安塞地区长 ₈ 油层组储层砂 岩为例,应用数理统计和数字模拟方法来定量模拟整个埋藏成岩过程中的孔隙演化。 在岩石学特征、成岩 作用特征以及地层埋藏史和成岩史研究的基础上,以现今孔隙度为约束条件,以埋藏深度和埋藏时间为 变量,将研究区长 ₈ 油层组孔隙演化进程分为孔隙度减小和孔隙度增大 2 个过程,并分别建立了相应的 从埋藏初始至今的孔隙演化定量模型。 结果表明,机械压实作用阶段的孔隙度减小过程是以埋藏深度为 自变量的连续函数;压实胶结作用阶段的孔隙度减小过程、增孔窗口阶段（65～100 ℃）及次生孔隙度保持 阶段均是埋藏深度和埋藏时间的连续函数。 因此,分段模型叠加得到的总孔隙演化模型为一个四段式函 数。 利用研究区实际地质资料对孔隙演化定量模型进行的实例验证表明,该模型在砂岩孔隙演化模拟方 面有较好的应用效果。