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。     

储层非均质定量表征方法在礁灰岩油田开发中的应用

对南海流花11-1油田储层层内、层间及平面非均质性进行了研究.在对储层非均质定量表征的方法中引入了储层非均质性综合指数概念,克服了以往研究工作中只应用单一因素表征储层非均质性的不足.利用该方法能够更准确反映储层的实际情况,进而研究储层非均质性对剩余油分布的控制作用,快速、直观地进行剩余油分布预测.在综合分析了油藏动、静态因素的基础上,根据对该油田储层非均质性研究成果,提出了剩余油潜力区,并在潜力区部署了侧钻井位.实际生产情况与非均质研究结果一致,取得了明显的效果.该方法对类似油田储层非均质及剩余油分布和预测的研究和推广应用都有较好的借鉴作用.     

礁灰岩油藏隔夹层控制的剩余油分布规律研究

珠江口盆地流花11-1油田是底水驱动的块状生物礁油藏，已处于油田开发中期，礁灰岩油藏内部的隔夹层是影响开发效果的因素之一，也是剩余油分布的主要控制因素。根据岩心、测井、地震、开发动态等资料，将该油田生物礁储集体中隔夹层划分为4类，分析隔夹层的成因及分布特征，揭示了隔夹层对剩余油分布的控制作用。在综合分析油藏动、静态因素的基础上，主要根据隔夹层的研究成果，指出了剩余油潜力区，并在潜力区部署了侧钻井位，实际生产与研究结果一致，取得了明显效果。     

珠江口盆地A油田生物礁灰岩储层的精细油藏描述

针对礁灰岩储层内部结构复杂的地质特点,以中国南海珠江口盆地A油田为例,介绍了从基础地质研究入手,采用地质模式指导下的多学科综合研究手段,充分应用地震、测井及地质资料信息,进行沉积相带展布、储层非均质性描述、裂缝类型与分布特征等研究。通过地层精细对比与划分,以及储层地质特征的研究,明确礁体内部的结构特征。采用高分辨率测井约束反演技术,对储层物性的空间分布特征进行了精细描述,并为地质模型的建立提供有效的地震约束。研究中针对断层、裂缝描述的难点,采用蚂蚁追踪技术,实现了小断层、裂缝的精细刻画,同时与渗透率相结合,实现了裂缝渗透性的定量描述。综合以上的研究成果,建立了储层精细地质模型,为开发方案的实施提供地质依据,并在实际钻井中得到了较好的验证。     

珠江口盆地L油田礁灰岩孔洞缝型储层评价

利用岩心CT扫描和GVR成像测井资料,从微观和宏观两个方面,对珠江口盆地L油田礁灰岩储层孔洞缝分布特征进行了描述,基于储层储集空间和物性的差异性,将其划分为四类储层并分别进行评价。裂缝型储层孔隙度小于10%,渗透率(1~50)×10~(–3)μm~2,CT扫描图像中表现为裂缝网络,测井成像上以成组缝特征为主;孔洞–裂缝型储层孔隙度10%~25%,渗透率(10~100)×10~(–3)μm~2,CT扫描图像表现为以裂缝发育为主,成像测井上表现为孔洞局部发育;裂缝–孔洞型储层孔隙度15%~30%,渗透率(10~50)×10~(–3)μm~2,CT扫描图像表现为以孔洞为主,裂缝局部贯通孔洞分布,测井成像上以溶蚀缝为主;孔洞型储层孔隙度大于25%,渗透率(10~500)×10~(–3)μm~2,CT扫描图像表现为以发育孔洞为主,成像测井上孔洞成团块状或蜂窝状分布。     

流花11-1油田礁灰岩油藏沉积-成岩演化模式

南海流花11-1油田发育生物礁、生物滩两种沉积相类型,并可细分为珊瑚藻礁、珊瑚礁、珊瑚藻-珊瑚礁、有孔虫滩、生物碎屑滩及珊瑚藻屑-有孔虫滩6种沉积微相。岩心观察及薄片鉴定结果表明,生物礁体在海底成岩环境、大气淡水成岩环境及区域地下水-埋藏成岩环境中发生的成岩作用包括粘结、溶解、胶结、压实-压溶、重结晶、白云化及“白垩化”作用等。结合沉积相分析结果及成岩作用各个阶段对储集性能的影响,将礁灰岩油藏沉积-成岩演化过程划分为8个时期:iv期成礁、早期暴露-溶蚀、 期成礁、中期暴露-溶蚀、早期成藏、晚期溶蚀、晚期成藏及区域地下水溶蚀。这种特有的演化模式形成了垂向上的8层储层结构,即4个高孔渗段和4个中-低孔渗段间互沉积,4个中-低孔渗段A,B2,C及E段以胶结作用为主,岩性相对致密,隔夹层广泛发育;生物礁体暴露过程中,处于渗流环境的B₁,B₃及D段由于溶蚀作用形成高孔渗段,区域地下水进一步溶蚀和“漂洗”形成的高孔渗段F段为水层。     

慕迪礁灰岩油田储层特征研究

构造内幕复杂的礁灰岩块状底水油田的研究目前是世界范围内的一个难题,根据测井、三维地震资料提出按储层类型进行井间对比的方法,得出了慕迪油田的地质格架。针对地质上的不确定问题,应用CMG数值模拟软件,利用双孔、双渗模型拟合了慕迪礁灰岩油田的生产动态历史,得出了比较确定的结论,进一步深化了对该礁灰岩储层的认识。     

礁灰岩基质与裂缝耦合快速模拟技术研究

珠江口盆地南海东部地区目前在生产油田中多数为砂岩油藏,礁灰岩油藏比例小,但动用储量规模占比高。由于礁灰岩孔缝洞发育的强非均质性强底水稠油油藏的油水运动规律极为复杂,常规模拟与实际动态严重不符。本文以南海东部某一礁灰岩油田为例,基于双重介质建模与数模一体化技术,建立三维基质属性模型,并整合离散裂缝网络模型(DFN)对裂缝三维空间展布规律定量表征,并从渗流机理和表征手段入手,重点开展了基质和裂缝在模型中渗流表征研究,成功实现了裂缝基质系统耦合,并分区进行油藏模拟,以求尽量还原双重介质渗流情况。通过借助INTERSECT模拟器实现快速模拟,高效服务于礁灰岩油田增产措施及调整方案等研究,也为同类型油田的油藏精细模拟提供借鉴参考。     

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。     

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。     

水驱高含盐储层渗透率变化机理实验研究

为了研究高含盐油藏水驱渗透率变化机理，在岩心薄片微观孔隙模型实验的基础上，研究了高含盐油藏水驱储层渗透率在不同驱替速率、含盐量、岩心渗透率、注入水性质、驱替孔隙体积倍数等条件下的变化，并且对驱替过程中孔隙变化的微观图像进行了对比。实验结果表明，水驱后渗透率的变化趋势随着岩心渗透率和含盐量以及驱替条件的不同而不同，驱替过程中发生了微粒运移的现象。分析表明，盐的溶解是该类储层渗透率变化的根本原因；以胶结物形式存在的可溶性盐的溶解造成了岩石颗粒的脱落和运移，直接影响储层渗透率的变化。     

靖边碳酸盐岩气藏储集层渗透率模型建立方法

储集层渗透率是影响气田动态预测指标最重要的参数之一，但根据测井、岩心分析、试井等方法获得的渗透率值都不能直接用于长庆碳酸盐岩气藏的储集层建模。气田生产实践证明，试井确定的地层系数Kh值比较真实，根据各产层的产气比例（依据分层测试和建立的分层产气比例的预测模型确定），确定分层地层系数Kh值，该值与各层有效厚度的比值可得到分层渗透率值。在编制等值线图时，需要研究渗透率在不同分布区间的概率分布特征，以便使不同渗透率等值线间隔的大小及其控制的面积与渗透率出现的概率一致，从而对井间的渗透率分布进行了有效的控制。以上方法建立的渗透率模型，强调了主力产层的相对高渗，并体现出了某一区域渗透率分布的规律性，具有较强的可操作性，气井生产历史拟合证实，该方法确定的渗透率及建立的渗透率模型比较客观地反映了地层的实际渗透性，对评价气田动态指标产生了积极的影响。     

特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征

通过岩心样品的恒速压汞测试,对特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征进行的研究结果表明,储层有效喉道半径、有效喉道体积、有效孔隙半径、有效孔隙体积及孔喉比等特征参数与孔隙度、渗透率之间具有较好的相关性;对于孔隙度、渗透率较高的岩样,有效喉道、有效孔隙发育程度较高,孔喉比较低;特低渗透砂岩油藏储层孔隙结构具有中等孔隙和小喉道发育、孔喉连通性差及孔喉性质差异大的特点,开发过程中可能存在潜在的贾敏效应伤害。特低渗透砂岩油藏储层性质主要由喉道控制,喉道半径分类明显。渗透率越低,喉道半径与渗透率的相关性越好。喉道控制储层渗透性,进而决定开发难度和开发效果。     

纯41块沙四段低渗透储层特征研究

采用微孔渗仪、扫描电镜等实验室测定技术，对纯41块储层岩性、物性、孔隙类型、结构特征及成岩作用进行综合研究，认为该储层厚度薄、渗透性差、成熟度低，成岩作用中的压实与胶结作用是导致储层物性交差的主要原因，而后期的溶蚀作用产生了部分次生孔隙，改善了储集性能；微观孔隙结构可划为三种类型：中孔较粗喉道型、小孔较细喉道型和小孔极细喉道型。综合储层的岩性、物性、孔隙结构等特征，可以将纯41块沙四段储层划分为四大类，其多为低渗透率的Ⅲ类储层。