双重介质定量描述技术在复杂礁灰岩油田开发中的应用——以珠江口盆地流花4-1油田为例

裂缝作为礁灰岩储层的主要流体渗流通道,其空间展布规律对油田开发有着重要的意义,但如何实现定量描述一直存在技术困难。以珠江口盆地流花4-1礁灰岩油田为例,依托钻井、取心、测井、GVR成像及地震等资料,利用沉积演化模拟和离散裂缝网络建模,探索对复杂礁灰岩油田储层和裂缝空间展布规律的定量表征技术,建立了该油田裂缝-孔隙型双重介质模型,开展了基于双重介质模型的油藏数值模拟研究,并在充分考虑裂缝影响下分析了复杂礁灰岩油田开发过程中的影响因素,进而立体评价了剩余油分布情况,为该油田开发后期调整挖潜提供了依据。     

双反射偏移技术在南海生物礁灰岩油藏断层和裂缝预测中的应用

针对南海A生物礁灰岩油田储层横向变化大,内部结构复杂,地震资料分辨率低,对断层和裂缝预测难度大的特点,创新应用近年来发展起来的针对高陡断面、裂缝带等界面产生的双反射波进行偏移成像的双反射偏移技术,对礁灰岩油藏开展了断层与裂缝预测研究,获得了该油田断层和裂缝性质及分布规律,实现了礁灰岩油藏断层和裂缝预测的突破。     

中国南海流花油田生物礁储层裂缝预测建模研究

流花油田是南海东部海域深水生物礁灰岩稠油油田,具有沉积环境复杂多变、构造不确定性大、灰岩储层物性评价困难、横向非均质性强、储层裂缝发育、双孔介质特征明显等诸多特点。为了研究该油田储层裂缝分布特征,在礁灰岩沉积演化及相带划分的基础上,利用岩心、地震、钻井和成像测井资料,建立了礁灰岩三维裂缝网络模型,研究结果表明,流花油田储层中礁相主要发育低角度压溶缝和溶蚀缝,裂缝开度较大,而滩相多发育高角度成组缝,以构造缝和构造溶缝为主,优势走向为北西-南东向。影响中国南海珠江口盆地流花油田礁灰岩裂缝发育的既有构造因素,又有成岩后生作用。研究结果与开发动态情况对比表明,该研究方法可有效指导油田的开发。     

不同孔隙类型礁灰岩模型微观水驱渗流实验

为了更好地了解礁灰岩储层中的流体在微观渗流过程中的渗流规律和分布特征,文中以流花油田D5P1井为例,利用礁灰岩岩心制作了岩心薄片模型,采用可视化技术微观模拟水驱油过程,并选取具有代表性的4种孔隙类型进行对比分析研究。实验观察发现,裂缝方向与微观流体渗流和剩余油的分布密切相关,孔洞的存在有利于提高岩心采收率,在驱替结束时基质中普遍存在大量的剩余油。这些发现为该油田下一步进行注水开发提供了参考依据。     

杨家坝油田裂缝地质建模研究与应用

针对裂缝油藏特点,以Fraca裂缝建模软件为平台,以Gocad基质属性建模成果为基础,分析各种不同的地震属性对储层及裂缝的响应特征,计算不同的变差函数,建立杨家坝油田的裂缝模型,并将裂缝的几何模型转化成裂缝渗流模型。结合储层基质属性模型,建立双重介质孔渗属性模型,为数值模拟提供地质参数,为油田调整挖潜提供依据。     

杨家坝油田裂缝地质建模研究与应用

针对裂缝油藏特点,以Fraca裂缝建模软件为平台,以Gocad基质属性建模成果为基础,分析各种不同的地震属性对储层及裂缝的响应特征,计算不同的变差函数,建立杨家坝油田的裂缝模型,并将裂缝的几何模型转化成裂缝渗流模型。结合储层基质属性模型,建立双重介质孔渗属性模型,为数值模拟提供地质参数,为油田调整挖潜提供依据。     

变质岩裂缝性潜山油藏储层建模方法研究

根据潜山油藏岩性分布复杂、非均质性强的特点,提出了变质岩潜山油藏相控建模方法,即依据"优势岩性"理论,利用录井资料中的岩性分析数据,建立变质岩相分布模型;以变质岩相为约束条件进行储层建模,实现了相控条件下基质的孔渗模拟。针对该类油藏裂缝发育、存在裂缝渗透率各向异性的特点,将各向异性建模方法引入潜山裂缝性油藏建模中,建立裂缝渗透率各向异性的定量表征模型。该方法考虑了裂缝和基质渗流特征,建立了双重介质模型,更便于与油藏数值模拟结合应用。     

裂缝性砂砾岩油藏数值模拟

裂缝是低渗透砂砾岩储层中的主要渗流通道,裂缝发育规律的研究直接影响着开发方案部署和油藏开发效果。在地质研究定性描述的基础上,建立双重介质模型,通过调整裂缝和基质的属性参数,研究裂缝介质的渗透率大小和裂缝延伸方向的分布规律。结果表明,在该类油藏中裂缝渗透率可达基质渗透率的300倍左右;裂缝发育方向受断层影响,在断层附近100m左右发生转变,根据研究结果指导油田开发方案部署效果显著。     

变质岩潜山双重介质油藏储层建模及质控方法——以渤海湾A油田为例北大核心CSCD

双重介质油藏储层建模方法是表征潜山裂缝型储层的主要方法,影响建模质量的因素较多,需深入研究。以渤海湾变质岩潜山A油田为例,阐述了储层建模及质控方法。综合动静态资料分析储集空间、介质物性及渗流差异,判断储层内是否存在多重介质,这是双重介质建模方法应用的前提;分析风化作用、断裂活动对基质的改造作用,提出将基质系统细分为共同改造型、断裂改造型、未改造型,分类相模拟建立基质模型,有利于改善基质系统建模质量;考虑研究资料及其描述尺度开展裂缝分组,对不同尺度裂缝采用与之相适应的建模方法,共同构建裂缝网络模型;统计裂缝密度属性与裂缝形状因子σ的关系,对模型进行质控,若存在一致性说明模型质量较好。本文方法可推广应用于同类型潜山油藏,有利于改善双重介质油藏储层的建模质量。     

伊拉克M油田碳酸盐岩油藏双重介质三维地质建模研究

以伊拉克M油田碳酸盐岩油藏为例,裂缝的发育大大改善了其储层的渗流能力,要反映出整体的渗流特征必须要建立准确的双重介质模型。在精细地层格架搭建的基础上,通过数据分析和方法优选,进行相控基质属性建模。根据岩心观察、成像测井、镜下薄片等资料获得精准的裂缝参数分布,并将断层距离与裂缝发育强度建立关系;以裂缝发育概率体作为趋势约束,通过地质统计学方法建立了裂缝模型。结果表明,研究区主要发育微裂缝,裂缝的分布与断层的发育密切相关,裂缝属性高值主要分布在断层附近。建立的双重介质三维地质模型定量描述了基质和裂缝的分布特征,为油藏数值模拟打下了良好基础,为制定合理的开发方案提供指导。     

海上干扰试井数值模拟设计及方案优化

南海东部某油田储层渗透性较好,但各井产水量存在差异,井间干扰严重。 针对该种现象,以渗流力学理论为基础,依据现有地质资料进行干扰试井数值模拟,并设计施工方案,以查明井间连通性及干扰压力大小。与常规方法相比,干扰试井数值模拟方法可很好地实现近井地带精细网格和远井地带粗化网格相结合,从而达到利用较少的网格真实刻画地质特征的目的,同时也可很好地模拟油水两相渗流情况,对实际施工测试有良好的指导意义。实际干扰试井施工所搜集到的干扰压力数据与最初模拟设计方案相符,从而验证了该设计方案的正确性。     

南海北部生物礁碳酸盐岩成岩作用差异及其影响因素研究

由于生物礁储层具有良好的物性条件，易形成大型油气藏，已成为目前油气地质学研究的热点。我国南海北部在中新世发育了大量的生物礁，若具备合适的发育过程和成岩演化过程，其油气潜力就会非常大，但是其东北区和西南区的生物礁在成岩演化过程中却存在很大的差异。指出中新世南海海平面变化频繁，冰期海平面的下降，西沙群岛生物礁发生海水浓缩准同生白云岩化作用，使生物礁储层良好的物性条件得以保存，但是在同一期，东沙隆起的流花11\|1油田却发生了潜流胶结成岩作用，形成致密层，破坏了生物礁储层的物性条件，而之后的沿致密层之间的深埋溶蚀作用，使孔隙层的物性条件得以改善，便成为良好的储层。认为南海北部东北区和西南区生物礁储层的成岩作用差异性可能是由古地理环境、古气候、古构造、古地貌、古生物和油气充注史等因素造成的，研究南海北部生物礁储层成岩作用差异性及其影响因素对该区油气的勘探和开发以及古环境研究等具有重要的指导意义。     

缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟技术与应用

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间类型多样,溶孔、裂缝、溶洞共存,尺度差异大,流动复杂,既有渗流、裂缝流,又有洞穴流,常用的数值模拟方法已不适用此类复杂介质中的流动问题,为了研究此类油藏的开发机理和剩余油分布规律,建立了缝洞型油藏洞穴流与裂缝流和渗流耦合的数学模型,并用有限体积法对数学模型进行了离散,用自适应方法对方程组进行了求解,形成了缝洞型油藏的数值模拟软件.对塔河油田一个井组剖面和一个缝洞单元进行了数值模拟历史拟合,揭示了此类油藏剩余油类型主要有洞顶剩余油、边角剩余油、阁楼油、底层剩余油、绕流油和充填溶洞剩余油,结果与生产实际相符,证明缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟模型是正确的,对缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油挖潜和提高采收率有较大的应用价值.     

中国南海礁灰岩油田储层电阻率成像特征及产能主控因素分析

礁灰岩储层由于沉积时礁体纵向和横向上的叠加,储层以非均质性强、横向厚度变化快、邻井对比差为特征。通过岩心资料对礁灰岩储层进行描述是最直接最有效的手段,但是其受控于有限的井点,无法对储层在横向上的展布特征进行连续的刻画。在前人研究成果的基础上,利用随钻电阻率成像测井结合岩心对南海珠江口盆地流花油田礁灰岩储层特征进行了详细分析和描述,并对裂缝及次生溶蚀进行了定性和定量表征。结果表明,储层裂缝发育规律性明显,礁核部位裂缝最为发育,裂缝数量最多;礁后平台裂缝发育一般,礁后斜坡裂缝发育良好。次生溶蚀分析表明,礁后平台最为发育,其次是礁核,最后为礁后斜坡。结合实际产能情况,利用灰色关联分析法对产能主控因素进行分析,研究结果表明裂缝强度和次生溶蚀是影响流花油田产能的主控因素。     

南海流花11-1礁灰岩油田储层敏感性评价

借鉴砂岩油储层敏感性评价方法,对南海流花11-1礁灰岩油田B1和B3层进行了速敏性、盐敏性、酸敏性、碱酸性、温度敏感性以及应力敏感性评价,并根据评价结果对油田开发工作提出了具体建议。     

西北巴拉望盆地生物礁地震剖面特征与油气检测技术

南海西北巴拉望盆地在古新世控凹断层上盘古地形高处发育大量的生物礁和巨厚的泥岩,形成工区重要的储盖组合类型。通过多年的勘探开发,已发现27个生物礁油气田。从南海西北巴拉望盆地的演化以及生物礁的形成入手,对盆地内已发现的生物礁油气藏的地震响应特征进行归纳总结,为有效识别生物礁油气藏打下基础。同时,利用生物礁含油气后具有高波阻抗、低频率等特征,探索出运用稀疏脉冲反演以及地震属性设置门槛值过滤的方法,检测生物礁的含油气性,以提高生物礁油气藏的勘探成功率。     

从世界第三纪生物礁的油气储集潜能看中国南海生物礁储层发育和分布的控制因素

在对世界第三纪生物礁的油气储集潜能、东南亚第三纪生物礁的主要成岩作用与油气储层形成机理以及中国南海第三纪生物礁储层发育和分布的控制因素进行分析的基础上.探讨了中国南海生物礁储层的油气勘探.世界第三纪生物礁发育的最鼎盛期是早中新世Burdigalian期至中中新世Serravalian期,油气主要产于晚渐新世至中中新世的生物礁储层中,以真礁的油气储集潜能为最好.东南亚第三纪生物礁—滩组合的主要成岩作用类型是近地表古岩溶、白垩化和白云化,分别形成古岩溶储层、白垩化储层及白云化储层.中国南海第三纪生物礁储层的发育和分布主要受控于洋流和海平面变化、地裂运动、礁的类型、礁的成岩相分区、礁的就地转移性和礁的沉积水深等因素,在深水区晚渐新世至中中新世地层中都有寻找礁型储层的前景,勘探时须将生物礁—滩组合作整体部署.     

海上少井条件下低渗薄礁滩灰岩储层甜点定量解释——以珠江口盆地A油田为例

珠江口盆地A油田礁滩灰岩储层超薄、横向变化快、储层非均质性强及孔、渗关系复杂,加之海上钻井资料少、地震资料的纵、横向分辨率低,导致低渗储层甜点评价难度大。为此,建立了物探-测井-地质一体化定量解释薄层灰岩低渗储层甜点的技术对策。针对灰岩速度异常、厚度小、横向变化快等复杂油气藏,结合全波形反演的浅中层速度建模和网格层析中深层速度建模方法,利用反射波和折射波能量更新速度模型,减少速度误差,有效改善了成像质量,从而确保相带划分精度。基于孔隙形态因子校正技术优化复杂灰岩孔、渗关系,直接使用稳定的地震反演弹性参数解释渗透率,从而将渗透率解释模型向三维空间扩展。对于薄层、少井条件的地震资料反演,首次运用综合一维测井岩相和二维平面相联合嵌套约束的分级相控叠前高分辨率地震反演技术,定量表征了礁滩灰岩油藏低渗储层甜点。结合地震数据及反演结果精细解释了礁滩体层位,将灰岩层段分为致密碳酸盐岩台地、生物滩、下部生物礁以及上部生物礁共四个研究单元;认为灰岩低渗储层甜点局部发育,主要分布在1井以北、2井以南的礁滩主体部位。     

塔河9区奥陶系储层特征与控制因素分析

通过对塔河油田9区多口井的钻井、测井、地震等资料的系统分析,结合岩心观察,薄片鉴定及地球化学分析研究,认为塔河9区奥陶系凝析气藏的产气层主要为一间房组,部分为鹰山组,岩石以泥晶灰岩为主,颗粒灰岩次之。储层基质物性较差,储集空间类型主要为溶洞、裂缝,孔隙型发育较少,储集层类型为裂缝-孔洞型、溶洞型及裂缝型3种。储集层的发育受控于局部构造、断裂和裂缝及岩溶作用。岩溶作用对储层的发育至关重要,构造高部位岩溶作用较强烈,储层较发育;平面上,断裂和裂缝系统为多期岩溶作用提供渗流通道,有利储集体主要沿断裂及断裂相切部位呈片状展布;纵向上有利储层主要位于奥陶系一间房组顶面以下0~60 m的砂屑灰岩段,受到正常潜水面的大气水岩溶作用控制。