渤中26-6构造太古界潜山储层含水识别方法

渤中26-6构造太古界潜山储集层非均质性强，油气分布不均，流体性质复杂。为解决钻井过程中太古界潜山流体性质判断困难、储层是否含水等难题，研究建立了潜山储层含水识别方法。通过分析渤海油田已钻潜山井油层和水层录井特征，以气测、三维定量荧光、地化和红外光谱等录井数据和图谱为基础，结合荧光滴照和裂缝发育情况，形成了油层和水层的区分图版和标准图谱，建立了渤中26-6构造太古界潜山储层含水识别方法。太古界潜山储层含水识别方法在渤中26-6构造8口井进行了现场应用，储层含水识别准确率100%，油水界面深度的判断与测试结果一致，取得了良好的应用效果。该方法能够为勘探决策提供重要依据，具有较好的推广应用价值。     

细分岩屑荧光颜色法在渤中19-6潜山裂缝储层油气识别中的应用

录井过程中准确识别油气显示对油气勘探具有重要意义。渤海潜山储层录井油气显示识别一直面临着流体性质难判断、油气丰度难评价、油气性质难鉴别等难题。通过分析渤中19-6太古界潜山储层含油气荧光录井特征,建立了细分岩屑荧光颜色法,将岩屑荧光颜色分为5类：蓝白色类、亮黄色类、暗黄色类、无荧光类和浅白色类,对应划分了Ⅰ—Ⅴ类储层。结合前人对潜山内幕油气运移研究成果,建立了岩屑荧光颜色与潜山裂缝型储层中含油品质的关系,佐证了岩屑荧光颜色与油气充注的关系。细分岩屑荧光颜色法在渤中19-6潜山评价中应用效果好,为后续潜山勘探中裂缝型储层油气快速准确识别提供了借鉴。     

渤海海域渤中19-6构造带深层潜山储层特征及其控制因素

渤海湾盆地渤中凹陷西南部的渤中19-6深层潜山构造带是新近勘探发现的特大型含油气区,该区的储层研究尚处于起步阶段,对储层发育特征及其控制因素的认识还不够深入。为此,基于对钻井岩心、井壁岩心、岩石薄片的观察和描述,结合区域构造背景、录井及测井等资料,对该区潜山储层的岩石学特征、储集空间类型、物性特征等进行分析,探讨控制储层发育的内在因素,研究储层展布规律。结果表明:(1)渤中19-6构造带深层潜山储层是由太古界潜山变质花岗岩主体及上覆的古近系古新统—始新统孔店组砂砾岩组成的泛潜山储集系统,形成砂砾岩孔隙带+风化壳溶蚀裂缝带+内幕裂缝带的多层次储层结构,储层成因复杂、类型多样;(2)太古界变质花岗岩潜山储集体内部在垂向上可划分为风化壳、内幕裂缝带和致密带,具有孔隙型和裂缝型的双重特性;(3)潜山风化壳主要受到强烈的溶蚀淋滤作用叠加断裂作用的影响,形成裂缝—孔隙型储集空间,内幕裂缝带储层的发育规模与分布受控于3期裂缝的叠加作用,燕山期以来是潜山裂缝的主要发育时期;(4)孔店组砂砾岩为典型的筛积沉积,后期溶蚀作用为其主要的控制因素;(5)混合岩化作用及超临界流体隐爆作用对储层发育起到了建设性作用。结论认为,渤中19-6构造带发育砂砾岩+变质岩潜山储集系统的认识,有助于确定该区下一步油气勘探的目标与方向。     

渤海太古界变质岩潜山裂缝型储集层随钻评价方法

近年来,随着渤海海域地质认识的不断深入和勘探思路转变,渤海深层太古界变质岩潜山裂缝型储集层获得天然气勘探的重大突破.通过对渤中19-6构造深层太古界变质岩潜山已钻井录井、测井、壁心、岩心、测试等资料进行系统分析,厘清太古界潜山有效储集层录井响应特征,结合太古界潜山储集层特征,建立了研究区太古界变质岩潜山基于录井资料的裂...     

渤中13-2大型整装覆盖型潜山油气田的发现及其油气勘探意义

以往对于渤海油田中生界覆盖太古界潜山领域的油气成藏模式认识不清,制约了该区的油气勘探进程。近年来,基于新三维地震资料和新钻井获取的大量岩心及测井等资料,在研究渤中凹陷潜山构造演化及地层展布特征的基础上,开展了储层发育模式研究和储层预测技术攻关,分析了覆盖型太古界潜山的油气成藏模式,运用该模式指导了渤中13-2构造的油气勘探部署并取得了渤中13-2大型整装挥发性潜山油气田的重大发现。研究结果表明:(1)该区构造主要经历印支、燕山、喜马拉雅等多期构造运动,具有印支期—燕山早期挤压逆冲成山、燕山中期拉张反转改造、喜马拉雅期埋藏定型的特征,形成了渤中13-2大型中生界覆盖太古界潜山圈闭;(2)该区受中生界覆盖影响及多期应力叠加控制,储层发育具有"垂向顶部差异、内幕横向连续"的展布特点;(3)研发了基于光滑反射强度滤波的裂缝预测技术,实现了对潜山内幕多尺度裂缝型储层的有效预测;(4)创建了覆盖型潜山"超压强注—接力运移"油气成藏模式,为覆盖型潜山油气远距离运移和规模成藏提供了依据。结论认为,该认识指导了渤中13-2油气田的发现,实现了渤海油田中生界覆盖型潜山油气勘探的突破,对渤海湾盆地及其他地区类似覆盖型潜山的油气勘探具有参考价值。     

渤中凹陷X构造深层变质岩潜山含油气性录井评价方法研究

随着渤海渤中凹陷X构造大型凝析气田的发现,深层变质岩潜山成为重要勘探方向,但变质岩潜山储层非均质性强,储层随钻分类评价难度大,已测试井油气产能具有明显差异。通过对区域已钻井录井、测井及测试资料分析,认为裂缝发育、含油气丰度高、供液能力强的优质储层是影响油气产能的关键因素。在确定X构造优质储层岩屑、气测和含油气性等各项录井参数表征,以及利用裂缝型储层发育指数法对有效储层精细归位的基础上,结合区域多口井优质储层发育情况及实际产能数据,建立了基于优质储层评价的随钻产能预测模型。实际应用效果较好,对录井资料在单井产能预测中应用具有一定的推进作用,可为区内未测试井的产能评估及后续开发方案提供技术支撑。     

录井技术在渤海油田太古界变质岩裂缝识别中的应用

渤海油田对于太古界潜山的勘探开发力度逐步增大,先后发现并开发了JZ 25-1南太古界潜山油气藏、BZ 19-6特大型潜山凝析气藏,有力证实渤海油田太古界潜山具备极高的勘探潜力。太古界潜山岩性以变质花岗岩为主,油气储集空间主要为裂缝,裂缝发育程度对油气藏规模评价影响巨大,所以实现太古界变质岩裂缝的快速识别对勘探作业快速决策具有重要意义。通过研究发现,太古界潜山裂缝研究大多聚焦于变质岩储层的储集空间表征、裂缝表征、控制因素、储层分带和测井评价等方面,缺乏录井技术定量识别裂缝的研究。采用钻井参数曲线交会法、井漏法、岩心观察法、壁心观察法、岩屑微观特征法、薄片鉴定描述法将太古界变质岩裂缝分级描述为米级裂缝、毫米-厘米级裂缝、微米级裂缝、致密段4个级别。其在渤海油田近30口井的成功应用,为潜山油气勘探重大突破起到了关键的作用,对太古界变质岩潜山油气勘探的随钻决策具有重要意义。     

渤中19-6凝析气田太古界潜山储层地质模式及开发策略

综合运用岩心、测井、地震、野外露头及生产测试资料对渤中19-6太古界潜山储层地质模式进行了分析.研究发现,渤中19-6太古界潜山储层纵向分为风化带和内幕带.风化带受构造和风化淋滤作用双重控制,发育构造缝、风化缝、溶蚀孔隙等储集空间类型,裂缝整体发育呈网状,储层连通性好,呈"似层状"分布模式.内幕带主要受高角度断层控制,...     

渤海西部海域潜山储层流体类型轻烃录井识别方法

随着渤海油田勘探方向逐渐向深层推进,近年来渤海油田潜山储层获得了较大的勘探突破,然而针对潜山储层复杂多变的流体类型识别较为困难,流体类型的混淆会给后期储量的预估及提交带来较大的困难。通过对轻烃录井数据的统计、分析,总结探索适用于渤海西部海域潜山储层流体相识别的方法,建立了含水性识别及流体相识别图板,可以快速有效地识别储层含水性及流体相变化特征。利用该图板对渤海西部海域BZ 19-A、BZ 13-A、CFD 2-A构造潜山储层进行快速流体类型识别分析研究发现：BZ 19-A构造潜山储层流体以凝析气藏为主,且本构造部分井潜山储层存在含水特征;BZ 13-A构造潜山储层流体以挥发性油为主;CFD 2-A构造潜山储层流体以轻质油为主。采用该方法分析所得的结论与试油结论完全相符。     

渤中19-6凝析气田太古界潜山储层地质模式及开发策略北大核心CSCD

综合运用岩心、测井、地震、野外露头及生产测试资料对渤中19-6太古界潜山储层地质模式进行了分析。研究发现,渤中19-6太古界潜山储层纵向分为风化带和内幕带。风化带受构造和风化淋滤作用双重控制,发育构造缝、风化缝、溶蚀孔隙等储集空间类型,裂缝整体发育呈网状,储层连通性好,呈“似层状”分布模式。内幕带主要受高角度断层控制,储集空间以构造缝为主,内幕带储层沿高角度断层呈“带状”分布模式。针对渤中19-6潜山高含凝析油、低地露压差以及低孔低渗的油气藏特征,提出采用周期注气的开发方式提高凝析油采收率;基于潜山地质模式,采取储层顶部注气、中下部采气的立体注采井网。为减缓气窜,增加注气波及面积,提高单井产量,结合数值模拟结果,井网部署采取井轨迹与裂缝斜交45°角、注采井主流线方向与裂缝走向呈一定夹角的布井原则。     

渤海油田深埋潜山储层预测关键技术研究北大核心CSCD

随着渤海油田中浅层勘探程度越来越高,位于凹陷区深埋潜山逐渐成为油气勘探的重要领域,但由于其埋深大、储层非均质性强、上覆地层吸收衰减和屏蔽影响严重等因素,深埋潜山的勘探面临巨大挑战。针对以风化淋滤成因为主导的太古界变质岩潜山风化裂缝带储层,创新提出了基于相位一致性分析的微断裂刻画技术、基于古地貌约束的叠前弹性参数融合技术;针对以构造成因为主导的太古界变质岩潜山内幕裂缝带储层,应用了基于曲波变换的内幕大尺度断裂增强处理技术、基于绕射波分离的小尺度裂缝带预测技术,显著提升了潜山储层预测精度。该套技术体系有效指导了渤中19-6千亿方大气田的勘探评价,为渤海类似地质条件的深埋潜山勘探提供了宝贵经验。     

渤中19-6构造复杂储层流体评价及产能预测

渤中19-6构造的孔店组砂砾岩系及太古界变质岩系,由于储层岩性复杂、储层物性差异大,储层流体识别及油气藏类型判别困难,早期产能预测难度大。本文充分挖掘录井、测井参数在复杂储层流体评价及产能预测方面的优势:①应用皮克斯勒图版、异常倍数、Bar图分析法、Flair流体指数法、含烃丰度指数法及岩石力学参数泊松比及体积压缩系数交会图版、测压流体回归分析等技术结合进行地层流体性质识别;②利用井流物组分相态分析法、四组合参数法等方法进行油气藏流体类型判别;③针对低孔渗砂砾岩储层,依据静态的测井、录井、岩心分析等资料构建地层模型,根据动态的电缆地层测试及核磁共振资料获取油藏参数,据此建立了渤中19-6构造复杂储层数值模拟产能预测方法。实践表明,该组合方法能有效识别复杂储层内流体相变化特征,识别储层流体性质;能有效判别油气藏流体类型;在低孔渗砂砾岩储层,能较准确地进行产能预测,最终测试结论证实本方法的可靠性。     

潜山缝洞型储层随钻快速评价方法——以珠江口盆地惠州26-6构造为例

随着南海东部地质认识的深入和勘探思路的转变,近年来在珠江口盆地惠州26-6构造中生界潜山油气勘探中获重大突破。研究表明,惠州26-6构造潜山储层以裂缝-孔洞型及裂缝型的蚀变闪长岩及蚀变花岗岩为主,储层特征十分复杂,目前主要依靠钻后测井、取心及实验分析等方法来评价储层有效性,在随钻过程中难以对储层进行快速、准确的评价,严重影响下一步勘探决策。通过对惠州26-6构造已钻井的录井、测井、测试资料进行分析,厘清了研究区中生界潜山储层的录井响应特征,优选综合录井地质参数和工程参数建立了中生界潜山缝洞型储层有效性录井评价标准,完善了基于综合录井资料的潜山储层有效性评价方法。实践应用表明,潜山储层有效性综合录井参数评价方法在研究区具有较好的适用性,该方法对珠江口盆地潜山缝洞型储层随钻快速评价有着重要的意义。     

渤南低凸起下古生界碳酸盐岩潜山储层特征及控制因素

渤海湾盆地渤南低凸起潜山具有极好的勘探前景,但目前与其相关的研究尚不系统。文中运用测井、录井资料及实际生产数据,通过岩石薄片镜下观察及实测储层孔渗等实验测试手段,对渤南低凸起BZ28-1构造带碳酸盐岩潜山储层岩石学特征、储集空间类型及储集物性特征进行了分析,并探讨了潜山有利储层形成的主控因素。结果表明:渤南低凸起潜山岩性主要为晶粒云岩,其次为晶粒灰岩、颗粒灰岩和颗粒云岩;储层储集空间以溶蚀孔洞为主,其次为裂缝,储层类型以裂缝-孔隙复合型为主;储层整体以低孔、低渗储层为主;潜山有利储层的形成主要受区域沉积相、古岩溶作用、构造破裂作用、白云石化作用等控制,其中沉积相是有利储层形成的基础。     

地化录井技术在渤中19-6构造潜山储集层凝析气层识别中的应用效果分析

位于渤中凹陷西南部的渤中19-6构造在潜山已发现渤海湾盆地最大的凝析气田,在录井过程中,由于荧光显示微弱,快速准确识别储集层含油气性难度很大,通过地化录井资料统计分析,总结出适用于该构造凝析气藏准确识别和评价的方法。根据轻烃丰度、∑(C_6-C_9)和热解气相色谱∑nC_(21-)/∑nC_(22+)等参数建立交会图板,可有效识别太古界变质岩潜山储集层凝析气层、湿气层与干层,利用岩石热解P_g、(S_0+S_1)/S_2、地化亮点、热解气相色谱谱图形态识别凝析气层与湿气层。实践证明,地化录井技术有效地解决了储集层含气性判识的难题,为该凹陷储集层的录井解释评价提供了可靠的技术手段,为下步选择录井方案及决策提供了参考依据。     

渤中X构造花岗片麻岩矿物特征录测关系研究与工程应用

随着油气勘探的不断深入,太古界潜山逐渐成为渤海油田重点研究对象之一,渤中X构造潜山岩性为太古界花岗片麻岩,现场录井对于潜山岩性的准确识别有助于卡准潜山界面,降低工程作业风险。根据已钻井资料,综合利用薄片鉴定技术、XRD全岩分析技术以及测井数据对潜山岩屑、壁心、岩心资料进行分析,探索花岗片麻岩矿物特性的录井与测井关系,以指导现场作业。工程实践表明,花岗片麻岩矿物特征录测井研究成果能较好地指导现场卡准潜山界面,在区域内具有一定的推广价值。     

渤中26-6油田发现井钻井设计与施工

渤海油田渤中26-6构造太古界油气运聚条件优越，且潜山长期遭受剥蚀，具备良好的储层条件，非常有利于成藏。为明确该构造东高点太古界潜山储量，探索潜山成藏模式，在该构造部署了探井26-6-2井，主要目的层为太古界潜山，但该井地质条件复杂，钻井难度大。分析了该井主要钻遇岩性及钻井技术难点，认为该井存在漏失风险高、井壁易失稳、易发生井斜和井控风险高等施工难题。为此，从井身结构、钻头及提速工具、钻具组合、钻井液等方面对渤中26-6-2井进行了一系列优化设计。现场施工中，为了达到风化壳与内幕分隔测试的目的，又创新设计，增加了一开次，顺利在潜山内幕下入尾管并成功封固管鞋。渤中26-6-2井测试获得工业油气流，发现了渤中26-6亿吨级油田。相关钻井技术对渤海油田后续钻井设计及现场施工具有指导意义。     

渤海海域太古界深埋变质岩潜山优质储集层形成机制与油气勘探意义

深埋变质岩潜山风化壳相对致密,裂缝发育程度是储层优质的决定因素。利用岩心、铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜、常规物性等实验分析方法,对渤海海域渤中19-6构造太古界深埋变质岩潜山优质储集层形成机制进行分析。研究表明,渤中19-6构造太古界以片麻岩、变质花岗岩和混合岩为主,岩石中长英质矿物含量高、地层脆性强,极易形成裂缝,为优质储集层的发育创造了较好的岩性条件;持续动力破碎作用使潜山内幕发育大规模裂缝发育带和动力破碎带,是变质岩优质储集层形成的关键;风化作用影响下潜山顶部形成大量次生溶蚀孔和沿裂缝溶蚀扩大孔,但深埋作用使顶部风化壳相对致密。在上述控制因素指导下,建立了“垂向贯通,横向连续”大型深埋变质岩优质储集层分布模式。     

渤中19-6油田变质岩潜山内幕裂缝地震响应特征及预测技术

渤中19-6太古界变质岩潜山从顶面向下,依次分为风化裂缝带、相对致密带、内幕裂缝带和致密带,其中风化裂缝带和内幕裂缝带为储层发育段,裂缝储层呈低速、低密特征.太古界变质岩潜山内幕有三种地震反射结构:①低频、中强振幅连续的高陡断面波;②低频、断续的高陡交叉网状;③空白反射背景下的局部杂乱中强异常振幅.潜山内幕裂缝储层复杂...     

基于PCA和ReliefF的潜山界面识别方法研究

钻遇潜山的作业风险决定了潜山界面识别技术在录井中的重要地位。为解决渤中油田某构造花岗岩潜山与上覆砂砾岩岩性难以区分的难题,引入X射线元素录井和X射线全岩衍射录井技术,利用岩屑元素和矿物含量变化确定地层界面和岩性的变化,但其应用中存在各种元素和矿物分异度不够、潜山界面的变化不明显等问题。在此条件下,引入ReliefF算法、PCA降维、支持向量机等数学方法及思维,用于处理现场成果数据并构建新图板,提高潜山界面识别的分异度。通过数学方法与地质录井的结合,提出了潜山界面识别的新思路,对渤中油田某构造后续作业以及渤海地区其他潜山构造的界面识别产生积极影响。