雁107断块Es_4+Ek砾岩油藏裂缝发育特征及对储集层的影响

应用测井、井壁取心和AVO等技术,精细研究砾岩油藏裂缝发育情况,综合研究表明,刘李庄油田沙四砾岩油藏雁107断块Es4+Ek砾岩油藏储层裂缝发育组系多,裂缝规模差别较大,各级裂缝并存,分布复杂,裂缝被溶蚀、填充作用普遍;储集空间以孔隙-裂缝性为主,裂缝是主要的储集空间与渗流通道;渗透性砾岩段裂缝发育,第一小层砾岩中发育III类裂缝;第二小层砾岩发育II、III类裂缝,以III类裂缝为主。第三、四、五、六小层砾岩则发育I类与III类裂缝。微小裂缝(Ⅱ、Ⅲ类)是白云质砾岩油藏储集空间和渗流通道的主要提供者,并且对渗透率的改善起到积极作用,剩余油多沿大断裂和裂缝边部的微小裂缝分布。     

二连盆地蒙古林砾岩油藏阿三段储层宏观非均质性及剩余油分布研究

该文应用二连盆地蒙古林砾岩油藏的动、静态资料,对砾岩储层的宏观非均质性作了精细描述。蒙古林砾岩储层属于辫状河三角洲沉积,沉积条件和成岩作用不仅控制了储层的宏观展布、层内韵律、隔夹层分布和孔、渗的变化,而且使得砾岩储层具有明显的分区性,西北区表现为块状结构,向东南区逐渐变为层状结构。同时结合砾岩油藏的地质特征和注采方式等方面的研究,指出剩余油分布受沉积微相、构造条件、注采方式和增产措施等因素的控制。特高含水期的剩余油分布主要集中于局部构造相对高部位,块状结构区的锥间带,以及层状结构区两口注水井间油层的上部;水下河道微相的储层以中到低渗为主,水驱效率不高,仍为剩余油相对富集区。      

南堡凹陷堡古2区块砂质碎屑流油藏地质特征

以砂质碎屑流沉积理论为指导,综合运用岩心、测录井、地震、分析化验和生产测试等资料,开展南堡凹陷堡古2区块沙一段油藏精细解剖研究,落实砂质碎屑流沉积砂体发育样式和储层特征,精细刻画油藏内部隔夹层分布规律,明确油藏特征。结果表明:研究区砂质碎屑流表现为丘状沉积,中间厚、两端薄,垂向上为多期扇体叠置,平面上储层砂体呈毯状分布,单层厚度大、连通性能好;储层岩性主要为砂砾岩和粗砂岩,总体属于低孔中低渗储层,层内非均质性较强,储层储集空间类型以次生溶蚀孔隙为主,含少量原生粒间孔隙和裂缝,储层物性主要受沉积微相、岩相和成岩作用控制;隔夹层包括岩性和物性2类,主要呈不连续分散状分布于主水道两侧和外扇,对油藏分割作用差,储层砂体上下切叠连通,油藏整体表现为具有一定层状属性的准块状油藏。研究成果对后续油藏开发技术政策的制定以及同类油藏研究具有重要的指导意义。     

非均质性砂砾岩油藏剩余油分布规律研究——以一东区克拉玛依组油藏为例

以一东区克拉玛依组砂砾岩油藏为例,研究了非均质砂砾岩油藏剩余油分布规律。在岩心、测井和生产动态资料研究的基础上,运用单砂体精细刻画和储层内部构型方法,细化了不同沉积微相与岩相的关系,得出该区储层岩相主要有五种:辫流线砾岩相、辫流线砂砾岩相、漫流带砂质泥岩相、分流河道砂砾岩相和分流间湾泥岩相。结合该区储层宏观和微观非均质性特征,将冲积扇扇中沉积的砂砾岩油藏剩余油分布类型分为三种:I型辫流线砂砾岩相储层,中孔-中喉型,II型漫流带含泥砂岩相储层(细孔-细喉型),III型辫流线砾岩相储层(中孔-细喉型),其中I型和II型是目前剩余油挖潜的重点类型,剩余油多分布在该类储层中上部物性差、非均质性强的区域,呈网状或斑状分布。III型剩余油多分布在该类储层内部物性差、非均质强的区域,一般呈条带状分布。     

近岸水下扇砂砾岩沉积特征及扇体分布规律

近岸水下扇是在陆相湖盆陡坡带发育的一种重要油气储层类型,沉积特征复杂,扇体多期叠置.在系统观察岩心和精细地层对比的基础上,结合地震、测井等资料,详细分析了东营凹陷北部陡坡带胜坨地区坨123断块沙四段近岸水下扇砂砾岩体的沉积特征和扇体分布规律.研究表明,近岸水下扇岩性以砂砾岩、含砾砂岩为主,粒度特征、电性特征、沉积构造、...     

郝家油田河4断块沙二10油藏储层特征及油气成藏分析

东营凹陷郝家油田河4断块沙二10砂组为深水浊积扇沉积,储层横向变化快,非均质性强,孔渗相关性好,为中孔中渗储层。沙二10油藏类型主要为断块油藏、断层–岩性油藏、岩性油藏,分布在河4断层及其派生断层附近、长轴背斜高部位,各主力油层砂体不连片,油气的聚集和分布受构造幅度、断层及沉积微相的共同控制。     

复杂断块槽控重力流水道沉积油藏及剩余油分布研究

重新认识处于开发中后期油藏的沉积环境、沉积微相及其特征,对于查明剩余油分布和挖掘剩余油潜力、提高采收率具有重要的现实意义。综合岩心、测井、录井、地震及相关测试资料,对黄骅坳陷塘34断块沙一段下部沉积特征和沉积模式进行了系统研究。结果表明:该区沙一段下部为重力流水道沉积,包括水道中心、水道侧翼、水道岔道口以及水道间等4种微相。讨论了沉积微相与剩余油的关系:重力流水道正韵律储层上部、水道侧翼、分支水道以及分支水道岔道口剩余油富集。     

高含水期扇三角洲油藏基于储层构型的剩余油分布模式研究

扇三角洲是我国断陷盆地重要的油藏沉积类型,沉积相带变化快,地质特征复杂。随着油藏水驱开发的深入,剩余油高度分散,油水运动规律认识难度大,挖潜实施效果差异大,剩余油分布模式认识不清。本文以C3断块泰一段3号砂层组油藏为例,通过研究区构型单元垂向和侧向的精细识别,明确了构型单元主要叠置关系,建立了储层构型格架;通过油藏剩余油类型的总结研究,探讨了不同砂体叠置关系下的剩余油富集规律和模式,以期为同类型高含水期油藏剩余油再认识提供指导和借鉴。     

卫81块沙四段储层沉积微相及剩余油分布研究

针对卫城油田卫81块沙四段油藏储层非均质性严重、油田处于中高含水开发期,水驱动用程度低的特点,对其储层沉积特征、流动单元沉积微相及剩余油分布的关系进行了研究。该区Es4段属于浅水湖泊三解洲沉积,骨架砂体为河道砂、河道间砂、前缘砂（席状砂）、远砂坝。动态资料及油藏精细描述、数值模拟等项研究表明,流动单元的沉积微相与油层的水淹程度和地下剩余油的分布密切相关：河道砂微相油层水淹严重,剩余油潜力较小,前缘砂和河道间微相油层水淹中等,剩余油潜力较大;远砂坝微相油层水淹程度低,剩余油有一定潜力。根据剩余油分布特点,确定了5种改善水驱效果的方法,实施后取得了较好的效果。     

动态监测技术在雁107砾岩油藏地质研究中的应用

通过同位素示踪监测技术和水驱前缘监测技术这两项技术,在雁107沙四段孔店组复杂砾岩油藏分别进行1个井组的示踪剂测试和4个井组的水驱前缘测试,解释了复杂砾岩油藏渗流特征及断层性质,对现场注采结构调整具有切实的使用价值和指导意义。     

准噶尔盆地玛湖凹陷源上致密砾岩油富集的主控因素

准噶尔盆地玛湖凹陷致密砾岩大油区是世界上储量最大的砾岩油区之一,有必要分析其油藏类型及分布特征,探讨其油气富集的主控因素,指明勘探部署方向.研究表明:玛湖凹陷源上砾岩大油区由多个扇三角洲沉积体系油藏群构成,每个油藏群由一群透镜状砂砾岩油藏构成,具有"一砂一藏、一扇一田"分布特征;玛湖凹陷油藏的岩性为扇三角洲前缘亚相水下...     

砂砾岩体沉积期次划分及其与物性的关系——以东营凹陷北部陡坡带Y920区块沙四上亚段为例

砂砾岩体储层岩性复杂、非均质性强,且扇体多期叠置,沉积期次划分困难。以东营凹陷北部陡坡带Y920区块沙四上亚段砂砾岩体为研究对象,建立以岩心、FMI图像为基础,以测井信息小波变换技术为核心,以三维地震为约束的砂砾岩扇体沉积期次划分方法。基于岩心、FMI图像可直观识别沉积期次界面,进而标定常规测井资料;经测井信息小波变换后表现出周期性振荡特征的小波系数曲线可反映沉积界面响应特征,结合功率谱筛选尺度因子,可定量对单井沉积期次进行划分;通过井-震结合,实现全区域期次界面的等时对比,将Y920区块砂砾岩体划分为8个沉积期次。沉积期次的发育控制着沉积相及岩性的分布,与物性展布也密切相关。研究结果表明,研究区块地层自下而上（8至1沉积期次）表现出退积沉积初始阶段（扇根—扇中）沉积期次中上部物性较好,沉积中间阶段（扇中）整个沉积期次物性均较好,而沉积末期阶段（扇中—扇端）沉积期次中下部物性较好,进而统计单井各期次有效储层的厚度,分期次刻画有效储层平面展布特征,发现3,4,5沉积期次的西北部为Y920区块有利储层展布范围。研究结果为东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体油藏的精细勘探开发提供了依据。     

准噶尔盆地克百断裂下盘二叠系砂砾岩的沉积模式

为建立准噶尔盆地西北缘克百断裂下盘二叠系砂砾岩的沉积模式,以为优质储层的预测提供借鉴,通过岩心观察、薄片分析及扫描电镜分析,结合录井资料和测井资料,在宏观构造背景和沉积环境下,对研究区砂砾岩的沉积特征进行了研究。结果显示,研究区砂砾岩沉积环境分为水上和水下两种,总体上补给水体主河道的水量较大,水流稳定、不间断;砂砾岩储层的物性随着沉积环境的不同表现出较大的差异,且以扇三角洲前缘亚相水下分流河道微相最好。强调了湖岸线对储层物性的控制作用,模糊了冲积扇扇缘与扇三角洲平原之间的界线,将冲积扇与扇三角洲有机结合,提出了研究区冲积扇-扇三角洲-湖泊相相结合的沉积模式,把研究区划分为3个沉积相、8个沉积亚相。     

海相碳酸盐岩储集层类型、成藏模式及勘探思路

海相碳酸盐岩储集层主要包括6类：礁滩、古潜山（古风化壳岩溶）、内幕白云岩、斜坡扇、白垩及裂缝性灰岩储集层。礁滩储集层油气藏的勘探主要在于落实层序及旋回地层格架下不同古地理位置的礁滩体时空分布；灰岩古潜山储集层油气藏的勘探主要在于识别岩溶缝洞系统及其充填物性质（油、气、水及溶洞沉积物等）；白云岩（内幕白云岩、白云岩古潜山）储集层油气藏的勘探主要在于寻找具备有效直接盖层／储盖组合的构造（背斜型）圈闭；斜坡扇储集层油气藏勘探的首要任务是落实层序格架下与Ⅰ型层序界面相关的斜坡扇体的时空分布；白垩及裂缝性灰岩储集层油气藏的勘探应主要考虑发育有效裂缝带的构造（背斜型或断背斜理）圈闭。图5表9参16     

致密砂砾岩有效储层主控因素——以松辽盆地南部A断陷为例

松辽盆地南部深层下白垩统登娄库组、营城组和上侏罗统沙河子组广泛发育致密砂砾岩,是该区主要的储层。深层致密砂砾岩气藏显现良好的勘探前景,正确认识该类储层是有效开发其油气资源的前提条件。文中应用地质、化验分析和地球物理等方法,以松辽盆地南部A断陷为例,从沉积相带展布、成岩相类型、构造作用等方面,探讨了该区深层致密砂砾岩有效储层形成的主控因素。结果表明:有利沉积相带多发育在扇三角洲前缘亚相和辫状河三角洲前缘亚相;有利成岩相多发育在三角洲前缘水下分流河道,致密强压实相、致密压实-硅质胶结相、致密压实-含方解石胶结相为有利隔层;穹窿、断鼻等构造附近有利于该类储层微裂缝和溶蚀作用的发生,对储层物性具有明显的改善作用。     

吐鲁番坳陷北部七克台组的沉积与成岩作用

吐鲁番坳陷北部七克台组发育扇三角洲沉积。扇三角洲前缘水下分流河道形成的碎屑岩体是扇三角洲沉积的主体部分,成为主要的油气储集体。储集层碎屑岩的岩石类型为岩屑砂岩和岩屑砂砾岩,其主要组分为凝灰岩和喷出岩岩屑。储集层在成岩过程中的主要成岩变化为机械压实作用、水化水解作用和胶结作用。碎屑岩在成岩作用改造下成为低孔低渗的致密型储集层。     

砾岩储层水力裂缝扩展形态及影响因素

水力压裂技术已成为致密油气储层增产改造的主要措施之一。目前针对水力裂缝形态的研究主要集中在致密砂岩及页岩储层,以玛湖油田为代表的砾岩致密油储层由于其发现时间较晚,相关研究较为缺乏。砾岩储层非均质性较强,砾石的存在进一步加大了水力裂缝形态研究的难度。基于有限元中的内聚力模型实现了大型物理模拟实验尺度下基质和砾石的差异化表征,并通过现有实验结果,验证了模型的可行性。在此基础上,开展了影响砾岩储层裂缝形态扩展关键因素机理研究,明确了储层在低应力差下主要表现为绕砾和分叉,高应力差则以穿砾、转向为主的特征行为。在机理研究的基础上,结合现场压裂施工数据、有限元机理模型结果及微地震监测结果,基于边界元方法,论证了可采用等效天然裂缝的方式对砾岩宏观人工裂缝扩展过程进行模拟,并得出水力裂缝在宏观上以双翼缝特征为主,主缝周边可能存在小尺度分支缝的认识。基于现场压裂井的裂缝扩展模拟,验证了宏观裂缝形态的准确性。     

玛18井区低渗透砂砾岩油藏水平井优化设计及产能预测

针对艾湖油田玛18井区低渗透砂砾岩油藏直井压裂单井可采储量低、经济效益差的问题,通过油藏数值模拟法、油藏工程方法、经济极限法和矿场试验法对多级压裂水平井参数设计和产能预测开展研究。结果表明:玛18井区“甜点”深度为3 876~3 881 m,水平井走向应为南北向,推荐水平井水平段长度为1 200~1 400 m,井间距为500 m,裂缝半长为150 m,裂缝间距为50 m。采用优化参数设计6口多级压裂水平井,第1 a平均日产油为29.0 t/d,符合产能预测数据(25.0~33.0 t/d)。该研究建立了砂砾岩储层含油饱和度预测方法,并形成砂砾岩油藏多级压裂水平井参数设计和产能预测方法,可为同类油藏的开发提供借鉴。     

复杂裂缝性油藏历史拟合中的特殊做法

克拉玛依油田八区 上二叠统下乌尔禾组油藏是一个具有边底水的特低渗透裂缝性巨厚砾岩油藏,在油藏数值模拟研究过程中,针对油藏的具体特点,对“非油层”出油问题、注入水漏失问题、水淹水窜井问题、地层水侵入问题以及不同水驱油模式问题采取了一些特殊做法,对400多口井、23年的生产历史进行了精细拟合,单井的压力、含水率拟合符合率达85%以上。获得了很好的拟合结果,为类似油藏的数值模拟提供了可供借鉴的经验,这些做法可推广应用于其它低渗透裂缝性油藏。     

低渗透油藏垂直裂缝井产能预测及分析

压裂改造技术在低渗透油藏开发中应用广泛,不同的压裂方案所产生的增产效果也不同。为了达到所预期的增产效果,研究压裂后的产能对优化压裂设计有着重要的意义。为此,根据垂直裂缝井周围地层的渗透特征,建立径向流与双线性流复合的低渗透油藏垂直裂缝井渗流模型,考虑低渗透油藏存在启动压力梯度的影响,推导出了低渗透油藏无限导流裂缝和有限导流裂缝的产能公式,有限导流裂缝产能公式计算的结果与现场数据对比误差小于7%。依据准噶尔盆地某区块的特低渗透巨厚砾岩油藏的基础参数数据,绘制了不同影响因素下的产能曲线,并对曲线进行分析得出:裂缝的导流能力达到一定值后,才能近似为无限导流,否则会产生较大的误差;压裂的各项参数必须与储层条件相匹配,才能在现有的经济条件下达到所预期的增产效果。