石臼坨凸起F油田混积岩孔隙结构及酸化潜力

石臼坨凸起F油田沙一二段发育巨厚、低渗混积岩储层,岩性多样、孔隙结构复杂、纵向非均质性强,影响酸化层段选择。综合岩心、薄片、压汞曲线等资料,结合测井信息,对储层开展分类评价,分析储层可酸化改造的潜力并落实有利的酸化层段。结果显示,沙一二段储层包括鲕粒白云岩、生物白云岩、白云质砂岩、凝灰质砂岩、砂岩和灰质砂岩等6类岩性;根据岩石类型、物性及孔隙结构参数将储层整体划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,结合实际酸化作业效果,Ⅰ类储层可改造性最强,Ⅱ类次之,Ⅲ类最差。     

莱州湾凹陷南斜坡带沙三下亚段混合沉积储层特征及控制因素

莱州湾凹陷南斜坡带XX16–1油田的发现首次揭示了该区沙三下亚段发育陆源碎屑与碳酸盐混合沉积储层,利用岩心、薄片和扫描电镜等资料,综合研究了沉积和构造的演化过程,结果表明,莱州湾凹陷南斜坡沙三下亚段时期辫状河三角洲发育,主要发育碳酸盐-陆源碎屑混积岩储层与互层混合储层,前者溶蚀作用显著,有效地改善了储集空间;后者主要为泥晶云岩,在成岩过程中泥质纹层可形成致密层,有效保存了原生储层空间,但构造作用形成的微裂缝有效地改善了渗流通道,从而形成了有效储层。综合对储层规模、物性及产能的认识,指出碳酸盐–陆源碎屑混积岩储层为该区优势储层,是今后油田勘探开发的重点。     

也门X区块下白垩统沉积相分析

为了弄清也门X区块下白垩统地层的沉积相特征和评价其潜在的含油气性,运用了地震相和测井以及地震层速度等综合分析手段,分析了区内下白垩统的沉积相,认为下白垩统主要为一套陆棚背景的陆源碎屑-碳酸盐岩的混合沉积,主要包括混积潮坪亚相、混积内陆棚亚相和混积外陆棚亚相,在此基础上指出,研究区的西南侧含砂量大,离物源近,可作为有利勘探区。     

北部湾盆地涠西南凹陷W油田储层综合评价研究

北部湾盆地涠西南凹陷W油田主力产油层段为古近系流沙港组流一段,其储层分布复杂,砂体连通性和有利甜点区不清,储层非均质性强,导致油田开发效果差。为明确油田流一段储层展布特征和砂体连通性情况,寻找储层有利挖潜区域,指导后续生产调整挖潜与优化,本文依据岩芯和测井资料,从沉积相、储层物性和非均质特征等方面,研究表征了W油田流一段储层特征;选择全面反映储层特征的砂岩厚度、有效砂体厚度、沉积微相、孔隙度、变异系数、渗透率和夹层密度7个因子作为评价参数,采用灰色关联分析法确定权系数,建立储层综合评价分类体系,最后用储层评价方法对储层进行综合评价打分,厘清了有利储层分布,并创新应用多参数叠合优势区域对比法对评价结果进行验证。依据综合评价方法,对油田2个主力油层综合指数进行打分,根据综合评价得分、储层参数和实际生产情况,将储层分为3类,每类对应的分值区间分别为Ⅰ类大于40,Ⅱ类20～40,Ⅲ类小于20。其中,L1中-Ⅲ-1小层储层较好,Ⅰ类储层发育范围大;在L1中-Ⅲ-2小层南东面发现一无井控的Ⅰ类有利储层区域,后期调整部署一采一注井网,调整井实施后,储量规模和含油性得到落实,井网注采开采效果好,提高了...     

新型复合压裂技术在多油层非均质油藏试验研究及应用

桥口油田受油藏平面及纵向上非均质严重的制约，油田Ⅰ类层过早进入高含水期，低渗层水驱动用难度大，开发水平变差。针对油田非均质严重，Ⅱ、Ⅲ类储层水驱动用程度偏低的开发现状，在前期综合研究及室内压裂试验的基础上，应用了适合油藏特点的新型复合压裂工艺技术，实施后效果较好。     

咸化断陷湖盆混积岩特征及沉积模式——以金湖凹陷阜二段为例

为明确咸化断陷湖盆环境下混积岩的沉积特征,通过岩心观察、薄片鉴定、X射线衍射全岩矿物分析等技术手段,对金湖凹陷古近系阜二段混积岩开展研究。结果表明：①混积岩以长英质矿物、碳酸盐矿物与黏土矿物为主,可划分为长英质混积岩、灰（云）质混积岩、黏土质混积岩和正混积岩等4类;②综合苏北盆地金湖凹陷咸化断陷湖盆的沉积特征,建立了“浅水到深水,多级控制”的混合沉积模式。在咸化断陷湖盆中,混积岩发育主要受控于陆源碎屑供给、断层活动、沉积环境变化等因素。活动断层强度增大,陆源碎屑向湖盆中央供给强度增强,混积岩沉积类型以母源混合沉积、间断混合沉积为主;沉积环境发生变化,断层活动趋于稳定,湖侵作用增强,陆源碎屑供给范围受限,混积岩以相缘混合沉积类型为主。该研究成果对陆相咸化断陷湖盆深水致密储层的油气勘探具有指导意义。     

渤海X油田明化镇下段储层非均质性研究

通过岩心分析测试、测井参数解释等资料对渤海南部海域X油田明化镇下段储层内部结构特征及主控因素进行了分析研究和综合评价.研究认为,该油田明化镇下段储层中,水下分流河道中心非均质性中等,水下分流河道边缘非均质性较强-强,储层的层内非均质性中等,层间及平面非均质性较强;沉积环境、沉积相作用是影响储层非均质性的主要因素.     

桥口非均质复杂断块油田层间接替技术应用

桥口非均质复杂断块油田,层间非均质性强,层间干扰十分严重,水驱动差异大,Ⅰ类储层见效水淹后,Ⅱ、Ⅲ类储层水驱动用程度差,剩余油潜力大。结合油田地质特征及开发实际,精细地质基础研究和工艺技术研究,应用采油井堵水、注水井高压分注、增注技术,调整注水和产液结构,实现了层间产量接替,油田开发由Ⅰ类层向Ⅱ、Ⅲ类层转移,有效地改善了油田开发效果。     

鄂尔多斯盆地旬邑地区长6油层组储层特征及分类评价

鄂尔多斯盆地旬邑地区上三叠统延长组长6油层组是典型的低孔低渗储层,岩性主要是长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,孔隙类型主要是残余粒间孔及长石溶蚀孔隙,孔喉组合主要是细孔细喉型与细孔微细喉型,储层非均质性强。储层物性主要受岩石成分、沉积相带、孔隙结构及成岩作用共同影响。长6油层组储层分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类,综合评价其储层主要属于Ⅰ、Ⅱ类储层。     

桥口非均质复杂断块油田层间接替技术应用

桥口非均质复杂断块油田,层间非均质性强,层间干扰十分严重,水驱动用差异大,Ｉ类储层见效水淹后,Ⅱ、Ⅲ类储层水驱动用程度差,剩余油潜力大。结合油田地质特征及开发实际,精细地质基础研究和工艺技术研究,应用采油井堵水、注水井高压分注、增注技术,调整注水和产液结构,实现了层间产量接替,油田开发由Ⅰ类层向Ⅱ、Ⅲ类层转移,有效地改善了油田开发效果。     

三角洲前缘储层非均质性及剩余油挖潜研究

锦州9-3油田主要含油层系为三角洲前缘相储层,多期砂体叠置,平面非均质性强,目前已进入中高含水阶段,生产矛盾突出,剩余油富集且复杂。通过研究油田小层平面分布特征、夹层分布规律、层内渗透率非均质性、层间沉积旋回的差异性和粒度韵律等参数,对油田主力油层三角洲前缘相储层非均质性进行综合表征。研究认为油田主力油层整体上属于强非均质性储层,造成储层强非均质性的主要因素为原始沉积环境下沉积旋回差异性和粒度韵律的差异性。结合各小层的水淹程度分析认为剩余油较富集的区域主要在Ⅰ2、Ⅰ4、Ⅱ11、Ⅱ12、Ⅱ2、Ⅲ1、Ⅲ2七个主力小层和油田的西侧、东部裙边带井控程度较低的区域。综合考虑造成剩余油分布差异的储层非均质性因素,制定了合理的总体调整方案和注采井网调整策略。     

川西北中二叠统超深层白云岩储层孔隙结构及控制因素

四川盆地西北部龙门山山前中二叠统白云岩储层埋藏深度大，经历了漫长的埋藏期成岩演化，现今仍有丰富的储集空间保存，并发现了孔隙式白云岩气藏，但白云岩储层质量的非均质性较强，不同类型的白云岩储层中储集空间的形成和保持机理还有待更深入的研究。结合物性测试、压汞实验和CT扫描，白云岩储层中可识别出3种孔喉结构类型，其中Ⅰ类孔喉配位数高、连通性较好，大孔粗喉型的孔喉组合占主导，Ⅱ类包括了大孔中喉型和中孔中喉型两套孔喉组合，孔喉非均质性强，Ⅲ类受压溶作用影响较强主要发育小孔细喉型孔喉组合。白云岩储层孔喉结构的差异性主要取决于先驱灰岩的岩石组构和后期多种成岩作用的叠加耦合。Ⅰ，Ⅱ类储层一般由多孔颗粒灰岩经白云化形成，白云化作用进行得较彻底，主要发育在平直自形-半自形白云岩中，但Ⅰ类储层比Ⅱ类储层受中晚期溶蚀作用的改造更强且过度白云化作用影响较弱；而残余结构白云岩和非平直他形白云岩由于抗压溶能力更弱和后期过度白云化作用更强因而仅能形成Ⅲ类储层。     

川中地区茅二段储层测井评价及产能预测

四川盆地川中地区中二叠统茅口组储层多发育在茅二段,具有岩性复杂、缝洞发育、非均质性强等特征,造成测井在储层识别、储层有效性评价等方面存在技术难点。早期基于单一储能系数指标的有效性评价,存在产能与储层参数不匹配的问题,通过对川中地区300余口钻遇茅口组的井开展测井老井再评价研究,基于白云岩发育程度、储层储集性、渗透性和缝洞发育程度等与储层有效性的单因素分析,构建R_Q表征储层综合品质,并结合不同储层分类的厚度求取储层综合品质系数RPI,与测试产能建立关系。研究结果表明,(1)单一测井评价参数难以准确评价储层的有效性,需综合岩性、储集性、渗滤性等构建多参数储层综合品质评价模型;(2)储层厚度、Ⅰ+Ⅱ类储层厚度越大,测试产量就越高,将储层分类的厚度结合求取储层综合品质系数RPI,可提高产能预测准确度。通过求取的产能预测模型,优选潜力层,提出老井上试建议,有效的支撑了川中地区中二叠统茅口组增储上产和区带目标优选。     

超低渗透油藏大斜度井适应性评价

鄂尔多斯盆地三叠系延长组发育内陆湖泊-三角洲碎屑沉积体系,轻质油储量丰富,开采潜力巨大。同时,由于纵向沉积的多旋回性和横向沉积相带的变化,储层隔夹层发育,体积压裂缝网难以实现层间有效连通。大斜度井井身特征兼具直井与水平井的特点,是适用于多层系储层高效开发的新式井型。现阶段大斜度井体积压裂适应性及生产动态特征的研究较少,文中考虑储层厚度及稳定隔夹层发育状况,将目标区块储层划分为厚油层、薄油层、薄互层3种地质模式,借助油藏数值模拟,对比水平井、直井评价了大斜度井在不同地质模式下的适应性,分析了储层渗透率及层间非均质性等因素的影响。研究表明：大斜度井适用于开发薄油层Ⅰ类,薄互层Ⅰ类、Ⅱ类以及厚油层Ⅰ类、Ⅱ类储层,同时当薄互层储层层间非均质性强、主力层突出时,可考虑非主力层暂不开发,优先采用水平井开发主力层。     

下刚果盆地A 区块下白垩统阿尔布阶混积相研究

下刚果盆地A 区块下白垩统阿尔布阶为一套碳酸盐物质混杂陆源砂、泥沉积,具有典型的混合沉积特征。依据研究区地质背景、测井地质、地震资料和岩石薄片鉴定等资料,对阿尔布阶混合沉积作用进行了精细分析。研究结果如下：①研究区混合沉积特征在剖面结构上表现为由陆源碎屑与碳酸盐物质交互沉积、陆源碎屑与混积物交互沉积、碳酸盐物质与混积物交互沉积和混积物本身的交互沉积等4 种类型;②提出了适合该区的“间断-交叉”型碳酸盐物质夹陆源碎屑混积机理,并建立了该区的混积模式;③ 随着该时期海水的进入、海侵的扩大,整体上阿尔布阶依次经历了混积缓坡、混积局限台地、混积开阔台地和混积陆棚的演化,发育了灰泥丘、砂质浅滩、鲕粒滩、生屑滩、藻屑滩、潮下静水泥、风暴流等众多微相。     

渝东南地区下志留统石牛栏组混合沉积作用及对生物礁发育的制约

渝东南地区下志留统石牛栏组广泛发育碳酸盐与陆源碎屑的混合沉积。通过野外观察、薄片鉴定、同位素分析等手段,对研究区石牛栏组混合沉积作用及对生物礁的制约进行了研究。结果表明,渝东南地区石牛栏组主要发育泥质灰岩与砂质泥岩、泥晶灰岩与泥岩、生物灰岩与灰质泥岩3种混积层系和泥质灰岩、砂质/粉砂质灰岩、含粉砂生物礁灰岩（生物灰岩）、灰质粉砂岩、灰质泥岩6种混积岩。沉积环境的演化过程表现为早期浅水混积陆棚—中期生物礁滩—晚期礁前斜坡及浅水混积陆棚;陆源碎屑含量从底部到顶部总体为降低的过程,与海平面的演化规律存在一定的耦合。混合沉积主要发生于浅水混积陆棚及生物礁滩/斜坡2种沉积环境。在石牛栏组生物礁发育过程中,陆源碎屑的注入是制约生物礁及生物群落发育的根本原因。     

跃进二号油田E_3~1储层非均质性研究

渐新统下干柴沟组下段(E31)为跃进二号油田主要含油层系,在岩心资料和测井数据统计的基础上,计算跃进二号油田E31储层层间、各小层层内的渗透率变异系数、突进系数、级差,运用单项非均质参数及储层非均质综合指数评价了E31储层层间、各小层(以Ⅰ-11小层为例)层内及平面的非均质性。研究表明,跃进二号油田E31储层层间非均质性强,平面上强非均质性区域分布广;Ⅰ-11小层层内非均质性中等,强非均质性区域主要在8-4、3-3、8-7、7-11等井附近。     

濮城油田南区沙二下油藏濮53块调整治理效果及认识

濮城油田南区沙二下油藏濮53块是一个多油层非均质的油藏,由于层间强烈的非均质性和长井段大渗透率级差多油层合采合注,导致Ⅰ类主力油层采出程度高、水淹严重,Ⅱ、Ⅲ类非主力油层水驱动用低、采出程度低.通过对油藏构造、储层特征精细描述和油藏剩余油分布精细研究,依靠多元化的分层配套挖潜技术,在濮53块细分了Ⅰ类层和Ⅱ、Ⅲ类层的注采井网,扩大注水波及体积,提高了Ⅱ、Ⅲ类层的水驱控制储量和动用储量,从而提高区块的采收率.     

巴喀下侏罗统致密砂岩储层评价

巴喀凝析气藏主要含气层系为下侏罗统三工河和八道湾组,下侏罗统发育的辫状河三角洲前缘砂体是研究区主要的储集砂体,储层主要为水下分流河道相沉积的中粗砂岩。储层岩性以长石和岩屑为主,填隙物含量较低,岩石类型为长石岩屑砂岩,成分成熟度和结构成熟度低。储层物性差,主要为低渗致密储层,以粒内溶蚀孔为主,孔隙发育程度低。评价结果表明巴喀凝析气藏储层主要为Ⅱ类和Ⅲ类储层。     

鄂尔多斯盆地中西部长6油层组储层综合评价

利用灰色系统理论对储层进行综合评价。首先采用谱系聚类分析方法,选择相对独立的评价参数,从9个参数中选择6个用于储层综合评价,分别是:砂岩厚度、砂地比、泥质含量、变异系数、孔隙度、渗透率。并用灰色系统理论关联分析法,确定各参数的权系数。在计算储层综合评价指标值的基础上,采用拐点法确定储层综合评价的分类阈值,进而对鄂尔多斯盆地中西部地区长6油层组进行储层综合定量评价,取得较好效果。其中,三角洲前缘水下分流河道主体以Ⅰ类、Ⅱ类储层为主,三角洲前缘水下分流河道侧翼以Ⅲ类储层为主。