大牛地气田马五_5段储层特征及控制因素分析

近年来,随着大牛地气田勘探开发的不断深入及水平井开采技术的引进,奥陶系马五_5段多口钻井获得工业气流,在马五_5灰岩段的白云岩中发现了优质储层。马五_5段的白云岩夹于灰岩之中,与马五_5段之上的白云岩有明显不同,主要表现为晶粒粗、储集物性好、区域分布稳定。据岩心观察、薄片鉴定及测井数据等手段描述了马五_5段储层特征,同时分析了该储层的控制因素。结果表明:马五_5段储层主要以白云岩为主,优质储层主要发育在粉细晶白云岩中;有利的储集空间主要为晶间孔和晶间溶孔,其次为微裂隙;储层孔隙度主要分布在4%以下,占77%左右,渗透率主要分布在(0.01～0.04)×10-3μm2,马五_5段属于低孔—特低渗致密储层。对储层控制因素分析显示:储层的发育主要与沉积环境有关,储层的分布与白云岩的分布和厚度有一定对应关系,岩溶古地貌对储层的贡献不大。     

基岩热储开采技术条件研究

基岩热储由中上元古界蓟县系雾迷山组及古生界寒武系、奥陶系灰岩、白云岩及泥质白云岩等碳酸盐岩组成,埋藏深度在1000～3000m之间,为裂隙孔洞型热储层。基岩热储在沧州地区主要分布于冀中台陷、沧县台拱和埕宁台拱区,具有开发潜力的地区主要分布在献县、黄骅港城,其次为河间城区东北、青县等地。基岩热储因所处构造单元不同、上覆地层岩性不同,其开采技术条件也不尽相同。为降低投资风险,本文认为：在基岩地区施工地热井时应物探先行。     

洞穴型碳酸盐岩储层识别及预测技术

塔里木轮古西地区奥陶系灰岩是古岩溶发育的有利场所。根据储层岩电特征的差异,将轮古西地区碳酸盐岩储层划分为孔洞型、裂缝型、裂缝—孔洞型及洞穴型四种类型。其中,裂缝型以及孔洞型储层很难形成稳定的产能;裂缝—孔洞型储层既有较好的储集能力,又有良好的渗透性能,能够形成稳定的产能,是本区一类重要产层(如Lg9、Lg42井);洞穴型储层具有最好的储集能力和渗透性能,是本区最有价值的储层类型。根据地球物理正演模拟和过井地震剖面分析,洞穴型储层在地震剖面上表现为"串珠状"强反射的特点。通过地震属性敏感性分析,优选出了平均反射强度、均方根振幅、平均能量、能量半衰时斜率以及相干属性。利用这些地震属性参数,通过模糊神经网络的方法,对碳酸盐岩储层进行综合预测与评价。多属性综合预测结果与实际钻井资料十分吻合,该区岩溶作用与断裂的关系非常密切,多呈条带状分布,展布方向与断裂发育方向具有比较高的一致性。     

腰滩油田阜一段隔夹层分布研究

储层中隔夹层引起的渗流差异,是影响水驱开发效果的重要因素.隔夹层研究是储层非均质性研究的重要内容.腰滩油田阜一段储集岩以细砂岩为主,孔隙度为9.27％～14.94％,平均为11.4％;渗透率为(0.46～16.09)× 10-3μm2,平均为3.38× 10-3μm2,属低孔、低-特低渗储层.针对阜一段储层特征,以岩心物性为基础,测井资料为依据,将腰滩油田隔夹层分为两类,即:泥岩夹层和泥质砂岩夹层.在建立隔夹层测井识别标准基础上,对单井隔夹层进行系统识别,并做多井对比,从而得出隔夹层空间分布特征.阜一段储层内隔夹层以泥岩夹层为主,该类夹层主要发育于储层下部;泥质砂岩夹层较少,主要发育于储层上部.隔夹层的井间差异较大,储层非均质性较强.井间对比显示,阜一段储层内隔夹层分布较广的主要有3层,其中3号夹层全区均发育,1号与2号夹层局部发育.     

地震反演技术在乌南油田的应用

由于储层岩性复杂、厚度小、岩性较细等诸多因素,致使乌南油田下油砂山组(N21)砂、泥岩波阻抗没有明显差异,某些井区分布范围相互重叠,甚至泥岩波阻抗高于砂岩波阻抗。利用特征曲线重构反演(自然电位)技术,使测井资料与地震反演结果有机地结合起来,可以较清晰地看出砂、泥岩的岩性界线,反演剖面的分辨率高于波阻抗剖面。     

双南油田沙一段优质储层研究及有利区预测

双南油田沙一段油层单井产能差异较大,探井分析储层是控制产能的重要因素。沙一段储层横向变化快,岩石组合分为两类,一类为厚层砂砾岩、中—细砂岩与厚层泥岩互层组合,砂岩单层厚度大,粒度粗,次生孔隙发育且彼此连通,可达中孔-中渗型储层,为本区优质储层;一类为细—粉砂岩与泥岩薄互层,杂基含量高,孔隙几乎不发育。岩心观察沙一段储层为具有沟道供给的湖底扇砂体,供给水道及中扇辫状沟道微相为优质储层的优势相带。为明确优势相带的分布特点,首先利用地震属性及储层反演成果确定湖底扇的外部形态,根据钻井统计,将砂岩含量40%作为湖底扇中扇及外扇亚相边界;其次采用单因素作图法,分别以砂砾岩、中—细砂岩、粉砂—泥质粉砂岩等三种粒级砂岩的含量变化确定湖底扇中扇微相的发育规律,确定优势相带的发育特点。结合本区构造特点及勘探成果分析,明确J307-J310井间、J325井东块、J325井南块为有利区,是下一步部署的首选区带。     

夹层石灰岩-白云岩储层中的孔隙度-渗透率关系

来源于五种不同背景、年代和埋藏深度的一系列碳酸盐岩浅海台地的空隙度和渗透率数据可以用来识别具有夹层的石灰岩和白云岩储层的整体相似性和差异性。每个系列主要成分是石灰岩和白云岩，夹有少量比例的白云岩化的成分。在其中的三个深埋藏台地中，主要的特征是石灰岩比伴生的白云岩具有极低的平均孔隙度，以及对于给定孔隙度的石灰岩和白云岩储层的平均渗透率差别很小。相反，浅埋藏的台地中石灰岩和白云岩的平均孔隙度差别很小，并且对于给定孔隙度的白云岩储层比石灰岩储层具有较高的平均孔隙度。     

地震属性技术在宁东油田储层预测中的应用

地震属性技术作为地震勘探的1项新技术,已经在油田的勘探开发、油气藏的预测与描述中取得了较好的应用效果,它是连接地震信息与储层及油气藏分布的有效桥梁。叙述了宁东油田麻黄山西区块延安组和延长组的地震属性以及反映该区砂体发育和油气聚集带的情况。     

复杂地质条件下薄储层高分辨率精细预测技术研究——以珠江口盆地X油田为例

珠江口盆地X油田是典型高泥质疏松砂岩油田,虽然储层整体连续性较好,但砂体具有单层薄、砂岩疏松、泥质含量高和非均质性强等特点.在这种复杂地质条件背景下,波阻抗反演可靠性低,储层空间展布规律难以掌握.随着油田开发进程的加快,对储层预测的要求越来越精细,而常规反演方法很难满足高精度储层预测的要求.针对这些难题,本文利用神经网...     

齐家—古龙地区高台子油层储层微观孔隙结构特征

松辽盆地齐家—古龙地区青山口组高台子油层以致密油为主,为大庆油田重要的接替资源,但高台子油层储层微观孔隙结构特征及其纳米级微孔喉对致密油的控制研究欠缺。采用岩石普通薄片、铸体薄片、物性、压汞、核磁共振及CT图像和扫描电镜等多种测试分析方法 ,对齐家—古龙地区高台子油层储层岩石学特征、物性特征、微观孔隙类型及孔隙结构特征开展研究。结果表明:高台子油层储层以细砂岩和粉砂岩为主,砂岩类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,其成分成熟度较低,结构成熟度为低—中等;高台子油层整体为低渗—超低渗储层,储层非均质性较强,孔隙类型包括原生孔、次生孔和裂缝孔,其孔隙结构复杂,主要为细喉—微细喉孔隙结构特征,微细喉所占比例高达76%;致密储层孔隙结构等级较低,以Ⅲ级孔隙结构为主,储层中可动流体受纳米级孔喉控制,其主要分布在大于100nm的孔喉内,储层微观孔隙结构特征是控制储层渗透性的根本原因。     

油层孔隙结构与剩余油分布实验研究

大庆油田LSX油层是开发的主力油层,随着油田进入高含水后期,剩余油分布越来越零散,需要认识储层微观非均质性、剩余油分布及水驱油特征。利用地质及动态资料,对储层砂体发育规模和储层性质、裂缝发育特征、驱替特征、微观孔隙结构以及油水分布规律等开展了模拟实验与分析,明确了不同储层微观剩余油分布及水驱油特征,定量表征孔隙结构分布,并对成果进行了验证。研究表明,LSX油层以原生粒间孔和片状、弯片状喉道为主,划分5类孔隙结构类型,以Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类为主,孔隙结构中等偏差;剩余油分布受孔隙结构控制,微观剩余油二维分布主要以角隅状、喉道状为主,三维分布以多孔状和孤立状为主;驱油效率受孔隙结构影响,从Ⅰ类到Ⅴ类驱油效率逐渐变差,不同孔隙结构储层与开发特征具有较好的对应关系。     

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部长6段储层特征及主控因素分析

伊陕斜坡南部长6段储层特征及主控因素不明确是目前制约该地区油气勘探的关键因素。本文通过综合运用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X射线衍射及物性测试等多种资料,系统开展了鄂尔多斯盆地伊陕斜坡长6段储层特征及主控因素研究。结果表明：长6段以长石砂岩、岩屑质长石砂岩为主,主要发育残余粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔及晶间孔等孔隙类型;储层物性差,属于特低孔、特低渗储层,长63、长64物性强于长62、长61。储层发育受沉积相类型、构造裂缝、成岩作用控制,其中溶蚀作用改善储层物性,压实作用、胶结作用破坏储层。最终结合沉积相特征、岩石学特征、物性特征及孔隙结构特征等因素建立了研究区储层评价标准,Ⅰ类、Ⅱ类储层为优势储层。该研究成果为伊陕斜坡南部长6段下一步勘探指明了方向。     

青藏高原中南部岩石圈扩张应力场与羊八井地热异常形成机制

青藏高原中南部地区蕴藏着丰富的地热资源，其中羊八井地区存在温度93℃以上、热流值高达364nW／m^2的地热奇观。本文利用国际以及中国地震台网资料，详细分析了青藏高原中南部地震活动性和岩石圈脆性破裂深度范围，进而讨论高地热异常区的岩石圈应力场背景及其动力学机制。研究结果表明，青藏高原地热异常区有高于高原内部平均活动水平的震级为6级左右的中强地震活动，其震中分布呈现出与地热活动相似的、沿近南北向断陷带的带状特征；并且在高热流区域内有高原内部罕见的中深地震活动，地震震源从100km左右深处到地表呈柱状地震群活动的空间分布等特征。震源机制与应力场研究结果表明，虽然高原中南部应力场主压、主张应力方向与青藏高原的整体特征相符，但是地震发生类型与青藏高原周缘的挤压逆断层型地震完全不同，均属于东西向扩张力作用下的正断层型地震活动。特别是在羊八井高热流区域附近，东西向扩张应力场在岩石圈应力场中起到主导性作用，推测其控制深度可达岩石圈底部100多km处，青藏高原地热异常区在强烈的近东西向扩张应力场作用下，岩石圈东西向扩张并发生一系列大规模的正断层活动，致使深部软流圈高温热流可以沿着活动正断层及其形成的深裂隙上涌，穿过岩石圈到达地表面，形成了高温地热异常区。     

MDI地震属性技术在东濮凹陷HZJ地区储层预测中的应用

简要介绍了MDI地震属性技术在进行储层预测时的研究思路，对HZJ地区井信息和三个砂层组地震属性信息进行了提取和优选．进行了砂岩厚度和含油气性的预测，同时对预测的不确定性和风险进行了分析。     

地震多属性分析在含油气储层预测中的应用

油气勘探领域中广泛应用的三维地震数据蕴涵着丰富的地质信息。地震多属性分析技术就是对地震数据进行各种数学、物理变换,提取出包含其中的岩性、含油气性、物性信息,为舍油气储层预测提供技术支持。叙述了地震属性的分类、多属性分析技术的应用方法,给出了多属性分析技术的应用实例,指出了多属性分析技术在含油气储层预测中的作用。     

地震沉积学的内涵与外延

从地震沉积学的产生至今,它已成为继地震地层学、层序地层学之后的1门新兴边缘交叉学科。提出地震岩石学、地震储层学和地震地貌学构成了地震沉积学的三大核心内容。叙述了在沉积学理论指导下,利用地球物理技术揭示岩相、储层和沉积体系的展布形态及其内部结构,进而实现对有利区带预测的研究思路。指出,它比地震地层学和层序地层学的研究更加精细和准确。     

川西气田深层须家河组致密砂岩气藏成藏地质条件和勘探开发核心技术

川西气田须家河组具有资源丰富、储层厚大、保存条件良好、圈闭发育、成藏配套条件良好等天然气成藏地质条件.大型古隆起和斜坡区是天然气区域成矿带,继承性发育的古构造是天然气富集的有利地区,相对优质储层发育是天然气富集和稳产的基础,裂缝发育是高产的关键,相对优质储层叠加规模裂缝构成高产富集带.气藏具有埋藏深、高应力、高压、高温、致密、非均质等特征,高产富集带预测和规模建产难度大.针对高产富集带特点和气藏工程地质特征,初步形成了转换波三维三分量地震勘探和超高压大型水力压裂开发两大核心技术.勘探开发成效表明,基于转换波三维三分量地震资料的高产富集带预测技术,能较好地解决川西气田深层须家河组致密裂缝型气藏优质储层识别、裂缝检测及含气性预测等问题.基于提高深层高应力储层单井产量的超高压大型压裂技术,能较好地解决川西气田深层须家河组致密气藏规模建产的难题.     

叠前同时反演在吐哈盆地致密油气有利储层预测中的应用

致密油气已成为勘探热点。吐哈盆地温吉桑地区水西沟群发育多套致密砂岩,但含油气较好的相对优质储层厚度较薄,且横向变化快,加之上覆煤层影响及其本身低孔低渗的特点,导致相对优质储层与围岩的地球物理响应特征差异较小。常规储层预测方法及流体检测结果多解性强、精度低,很难满足该区致密砂岩勘探需要。利用地震、钻井、测井等信息,开展了主要反演井横波估算、弹性参数计算及模型正演、敏感参数分析,结果表明,该区含油气层顶表现为Ⅰ类AVO特征,λρ、Vp/Vs交会可以较好区分含油气砂岩。在此基础上,运用高品质三维地震资料,对温吉桑地区进行了AVO属性分析、叠前同时反演,并综合其他预测结果,对该区有利储层及含油气性进行了预测,在实际致密砂岩勘探中取得了较好应用效果。实践表明,叠前反演技术是目前储层预测、含油气检测的有效方法,极大地减少了常规储层反演的多解性。下一步将以这种技术手段为基础,应用于其他致密油气勘探工区。     

东扶北油田扶余油层储层精细建模

东扶北油田扶余油层浅水三角洲河道类型多样,储层构型特殊,断裂特征和物性分布规律复杂,针对油藏剩余油分布和挖潜及注采调整要求,亟需建立精细三维地质模型,为剩余油分布和油藏数值模拟提供依据。以研究区精细地层划分对比和沉积相研究为基础,通过地质-测井-地震相结合的方法,开展扶余油层储层构型研究,建立储层发育地质知识库。针对扶余油层三角洲河道类型演化特征,提出一种充分利用地质、地球物理等信息,以地质模式为指导、单井河道砂岩分布为硬数据、河流相储层构型为井间约束软数据,采用分级相控、序贯指示模拟建立扶余油层储层地质模型;以测井解释的储层物性参数数据为基础,在储层相模型的控制下,以地震反演数据、物性统计分析数据做约束,采用序贯高斯随机模拟方法建立扶余油层三维属性参数模型。东扶北油田扶余油层油藏三维地质模型精细、客观地表征了三角洲河道储层的三维空间结构,实现了不同类型河道储集体的精细刻画与表征,满足了油藏剩余油分布和数值模拟精确计算的需要。     

玛湖凹陷北斜坡百口泉组层序地层格架

玛湖凹陷北斜坡百口泉组油藏开发过程中油水分布规律复杂,开发过程中开发层系划分和储层砂体对比存在诸多矛盾。以岩心、测井、地震资料为基础,以层序地层学理论为指导,结合地震剖面反射特征开展三叠系百口泉组层序地层划分和对比,并建立统一层序地层格架,为油藏开发层系划分和储层砂体对比提供依据。玛北地区百口泉组划分为1个长期基准面旋回,呈现为基准面上升及湖侵的特征;可进一步细分为MSC1、MSC2、MSC3等3个中期旋回,其中MSC2旋回厚度最大,为最有利含油层段,垂向上多层含油,T_1b_2~2、T_1b_2~1为主力油层。玛北地区百口泉组层序发育与演化明显受控于构造作用,自盆地边缘向盆地方向存在外坡折、中坡折和内坡折三个坡折带。通过建立统一的三叠系百口泉组层序地层格架为油藏开发层系划分和储层砂体对比提供依据,指导剩余油挖潜和加密井部署。