高分辨率层序地层学在油田深度开发中的应用

根据钻井岩心、测井和成像测井等资料,综合研究了火烧山油田二叠系平地泉组H₂层不同级次基准面旋回界面和湖泛面的成因类型及高分辨率层序地层学特征,从H₂层(扇)三角洲沉积体系中划分出2个中期、8个短期旋回层序。讨论了短期旋回层序的沉积序列、结构类型、叠加样式和分布模式与储层非均质性、水淹特征和剩余油分布规律的关系,建立了以中期旋回层序和洪泛面为年代地层框架。以短期旋回层序为等时地层对比单元的地层格架,以短期旋回为等时编图单元,编制了H₂层沉积微相图。应用相控储层建模技术,以短期旋回层序为建模单元,建立了火烧山油田H₂层精细地质模型。研究结果表明,高分辨率层序地层学在高含水油田深度开发阶段有着广阔的应用前景。     

S油田储层描述及三维表征研究

S油田经过多年的稳产高产,目前已进入高含水开发阶段,油水分布非常复杂,对油田地质研究精细程度的要求也越来越高。研究以高分辨率层序地层学及沉积学作为理论基础,综合运用传统旋回与基准面旋回对比方法,对S油田进行储层描述及三维表征研究。将S油田东下段零-Ⅲ油组地层划分为2个长期基准面旋回、3个中期基准面旋回及一系列短期基准面旋回。结合岩心、测井、地震资料对单井及平面沉积微相进行了研究,对基准面变化过程中的砂体分布进行了分析,研究表明基准面旋回控制了沉积微相分布及砂体展布规律。在综合地质研究的基础上,进一步建立了储层的三维地质模型,为中高含水期油田的调整挖潜提供依据。     

储层地质模型建立方法--以坪北油田延长组长6段为例

采用高分辨率层序地层学原理对坪北油田地层进行划分和对比．对目的层识别出3个中期旋回。以中期旋回为单位采用顺序指示模拟方法建立沉积微相三维模型．采用相控物性参数建模技术,利用顺序高斯模拟方法建立孔隙度、渗透率的三维模型。采用逐点比较的方法．抽稀检验了沉积微相三维模型．结果表明．分三种微相类型的符合率为66．4％．只分砂泥岩的符合率为84％;利用多个实现的概率分布能够较好地预测微相分布。     

赵凹油田储层地质建模

油田进行开发调整需要进行油藏数值模拟研究,而数模的一个重要基础就是地质模型.在赵凹油田地质模型的研究过程中,首先从基础地质研究着手,通过取心井的研究共识别了11种岩石相类型及6种沉积微相,采用高分辨率层序地层学原理划分了7个短期基准面旋回.在详细地质研究基础上,以短期旋回为单位采用截断高斯模拟方法建立沉积微相三维模型,采用相控物性参数建模技术,利用顺序高斯模拟方法建立孔隙度、渗透率的三维模型.最后对模型进行了粗化处理,直接提供给油藏数模使用.     

埕岛油田馆上段高分辨率层序地层分析

馆上段是埕岛油田的主要含油层位,曲流河沉积,砂体变化快,常规小层对比方法难以准确识别地层层序。运用Cross高分辨率层序地层学原理,在馆上段识别出3个中期旋回,12个短期旋回,中期旋回和短期旋回均为非对称旋回,以上升半旋回大于下降半旋回为主。以短期旋回为基本单元,建立了高分辨率层序地层格架,对储层进行精细对比,分析了各中期旋回储层的发育特征。     

随机建模在滴水泉区油藏描述中的应用

在新疆油田滴水泉滴12井区侏罗系八道湾组砂砾岩储层非均质建模中,针对储层描述的不确定性因素,利用井内外信息的随机性特点,综合运用测井数据、岩心描述数据、地震数据等多方面信息,以减少储层描述的不确定性。利用层序地层基准面旋回等时对比方法,进行单井单砂体细分对比,确定储层格架和沉积微相展布特点,建立地质数据库。在此基础上,用Petrel软件对该区块的油藏构造、沉积微相和油藏属性建立储层三维地质模型,从而使得油藏的非均质性描述和认识更为直观、合理,为油田增产提供了地质依据。     

油田开发中后期精细油藏描述研究内容特征

精细油藏描述是油田开发最重要的基础工作,贯穿油田开发的始终。开发中后期的精细油藏描述研究内容与开发初期相比,发生了明显变化,体现出重点性、深入性和精细性的特征。将开发中后期精细油藏描述重点研究内容总结为8方面,分别是:小断层和微构造精细研究、高分辨率层序地层学等理论指导下的地层精细划分与对比、沉积微相研究基础上的储层构型表征、储层微观孔隙结构定量评价、储层流体非均质性研究、油藏开发过程中的储层变化规律分析、多点地质统计学等地质建模方法探索和多信息综合剩余油描述技术。开发中后期精细油藏描述应该针对油田生产实践中出现的关键瓶颈问题,开展针对性的重点攻关,为老油田剩余油挖潜和提高石油采收率提供依据。     

油田开发过程中碎屑岩储层预测

随着油田开发的深入,储层预测的变得越来越重要,其准确性对提高油田开发效率、预测剩余油分布具有重要的影响。利用高分辨层序地层学理论,建立了塔中志留系塔塔埃尔塔格组高精度的等时地层格架;根据岩心、测井和三维地震等资料进行沉积微相精细分析,确定沉积微相的展布,发现砂岩、砾岩富集的沉积微相的展布规律和形态特征。在上述条件的约束下,建立了储层三维地质建模并对于有利层位进行了流动单元研究。     

精细相控储层地质建模技术在老油田调整挖潜中的应用——以绥中36-1油田为例

以绥中36-1油田I期为例,首先,利用以精细地质建模为目的的地震、测井和地质一体化综合研究与建模方法,合理划分模拟单元;依据单井微相的解释成果,结合三角洲前缘亚相各沉积微相平面的组合关系,编制各沉积单元的沉积微相平面图,作为三维沉积微相模拟的趋势约束条件;建立沉积微相三维模型。其次,依据相控建模思路及各微相物性参数的分布特征,采用相控方法建立三维孔隙度模型。最后,采用相控加孔隙度协模拟的方法建立渗透率三维模型。老井及新钻调整井的生产动态资料表明,以地质模型为基础的数值模拟结果与生产动态吻合较好。     

高分辨率层序格架约束下的储层预测——以莫里青油田双阳组二段为例

伊通盆地莫里青断陷具多物源、多期次走滑断陷盆地的特征,其断裂复杂,物源期次、储层展布认识不足。文章应用高分辨率层序地层学原理,岩-电-震相结合,通过对莫里青油田双阳组二段层序主要界面的识别与对比,首次将研究区双阳组二段划分为4个四级层序(对应基准面中期旋回)和13个基准面短期旋回,建立了莫里青油田高分辨率层序格架。结合粒度分析、地震属性和地震相分析等方法进行沉积微相划分,进而利用相控随机建模的方法,拟合开发程度较高的A、B区块的储层展布特征,选取最优模型,实现对开发程度较低的C、D区块进行储层预测的目的。该方法成功在莫里青油田C区块南部双二段预测出6个有利含油储层,实现储层定性分析向半定量、定量化分析的转变。      

碎屑岩储层结构非均质性及其对油藏开发的影响

储层内结构的复杂性是影响油藏开发的关键因素之一.在油田开发的中后期,对储集层进行层序地层划分可以准确再现地层内部结构.对八面河油田某断块Es4段2砂组1小层进行了储层内部结构分析.研究结果表明,该小层并非均质砂岩体,而是由4个非同期沉积的滩坝相砂岩体叠合而成,每个单独的滩坝相砂体均具有独立的油水系统.依照这一研究结果,对另外一个断块上的一口已关生产井进行试生产,结果日产油11.8t,含水仅7%.     

缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术的认识与思考

塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏是油田开发面临的新的油藏类型,存在产量递减快、采收率低和储量动用率低等问题。剖析了中国石化塔河油田和顺北油气田缝洞型碳酸盐岩油藏地质特征及开发面临的挑战,系统总结了中国石化在缝洞型油藏描述、开发建产和提高采收率等方面的技术进展,针对塔河油田和顺北油气田的不同开发阶段,提出了下一步技术攻关建议。缝洞型碳酸盐岩油藏经过多期构造运动、岩溶作用和油气充注,储集体非均质性极强,油、气、水分布复杂,给油藏描述、地质建模、储量评价、效益建产、注水-注气、钻井工程、酸压改造、井筒举升等带来一系列挑战。经过20年的开发实践,中国石化西北油田形成了基于地球物理的体积雕刻、断裂精细解析和岩溶系统表征技术,以及基于岩溶相控的地质建模、靶向酸压和注水-注气提高采收率等技术。为实现顺北油气田高效开发,需进一步开展基于断裂解析的成藏特征研究以及基于地球物理雕刻的储集体相控地质建模、流体相态特征及高压物性、油藏组分数值模拟、油藏地质力学与数值模拟耦合、油气藏与举升一体化模拟、井位优选和钻井轨迹优化等工作。为实现塔河油田大幅提高采收率目标,需进一步开展缝洞结构描述、岩溶成因系统研究、储量动用评价、注水-注气机理及规律研究、缝洞井节点网络模拟和动态监测系统研究等工作。     

强化排液研究及矿场应用

放大生产压差提液是油田中后期稳产的一项重要增产措施，同时油井提液是一项投资少、见效快的增产挖潜手段，贯穿于油田开发的各个阶段。注水开发油田进入高含水期开采后，进一步强化油田开发过程是提高注水油田开发效果的重要途径。其中放大生产压差、提高油田排液量是强化开采过程的主要方法。八面河油田采用了这一方法来延长油田稳产期，提高了采油速度和采收率。     

Y1砂砾岩低渗透油藏提高采收率对策研究

胜利油田Y1砂砾岩油藏投入开发后,由于地层能量下降,产能较低,长期处于低速低效开发状态。为提高油井产能,对该油藏重新进行了地质研究,通过精细地震解释、地层对比和测井储层评价,分析了Y1沙四段砂砾岩油藏注水受效特征,明确了注水受效的主要影响因素,合理优化了井网模式,确定了合理的井网密度及经济技术井距,提出了以多段压裂技术为主、径向水射流技术为辅、横向沟通储层、纵向均衡驱替的砂砾岩注采井网适配技术。这些技术实施后,该油藏产油量、采油速度、日注水量明显提高,含水率、注入压力下降,预测采收率可提高6.9%。     

复杂断块油藏精细地质研究中几项关键技术的应用——以王家岗油田王43断块区为例

王家岗油田王43断块区是典型的复杂断块油藏,目前含水高、开发矛盾突出、地质基础薄弱,下一步开发调整、提高采收率工作迫切需要可靠的精细地质模型。针对其断裂系统复杂的油藏地质特点,综合应用多项关键技术,开展精细地质研究,建立了复杂断块油藏三维精细地质模型,主要包括:缺乏对比标志的地层对比技术、复杂断块油藏低序级断层识别技术、精细油藏类型划分以及精细三维地质建模技术。该研究结果为王43断块后续开发调整提供了可靠的地质依据。     

海相深水碎屑岩层序地层学理论进展及关键问题

深水环境地质特征复杂,资料缺乏,有关海相深水碎屑岩层序地层学理论认识仍没有形成相对统一的观点。基于层序地层样式、层序单元界面、体系域构成及沉积体系分布位置等特征分析,阐述了经典的层序地层模式、基于深水体系类型划分的层序地层模式、基于深水沉积构型要素叠置样式的层序地层模式、基于四分体系域模型的层序地层模式和基于沉积物理界面的层序地层模式对深水碎屑岩沉积体系的处理方式或思路以及各种模式在深水沉积研究中的优缺点和适用条件。梳理了深水沉积“源-汇”过程与层序地层异源控制因素、深水基准面变化、深水层序地层级次划分和深水自旋回沉积等在深水层序地层学研究过程中一些关键问题,提倡在深水油气储层级别研究中,可开展基于资料和物理界面限定下高分辨率层序地层分析。     

梁家楼油田开发后期的不稳定注水方式

通过对梁家楼浊积油藏储层复合韵律特征及其开发特征的认识与研究，结果表明该油田特高含水期同样蕴藏着可观的可动剩余油潜力，其剩余油控制因素为静态遮挡与动态水势，富集区主要分布于正韵律油层的顶部、正向微构造、物性相变带及井间势平衡滞流区等；据剩余油分布形式、富集程度及现实开发技术等，确定不稳定注水为进一步开发该类可动剩余油的方式，由此通过微观水驱油实验与数模分析等确定不稳定注水参数的研究基础上，针对不同类型的区块实施了不同形式的不稳定注水方式，均取得了显著的增油降水效果，提高了梁家楼油田的采收率与可采储量。     

渤南油田沙三段高分辨率层序地层学研究

通过高分辨率陆相层序地层学研究，重建了渤南油田的层序地层格架，认为渤南油田沙三段位于层 湖侵体系域和高水位体系域中，具备良好的生油条件以及生储盖组合，高水位体系域也是有利的隐蔽油气藏勘探目标。     

码头庄油田阜宁组高分辨率层序地层学研究

根据高分辨率层序地层学理论，综合应用钻井取心，录井和测井资料对码头庄油田阜宁组的基准面旋回进行了研究，在识别基准面的基础上，将工区目的层段划分为3个长期旋回层序、10个中期旋回层序，并应用旋回等时对比技术进行了精细地层对比，建立了储层建筑结构，为油田开发后期的调整奠定基础。