基于叠前地震数据的流度属性计算方法

虽然从叠后地震资料的低频信息中提取流体流度属性进行储层预测和流体识别已经有了较好的应用效果,但是叠前地震资料相对叠后地震资料包含有更多关于储层和流体的信息,为了利用叠前地震资料中更多关于储层和流体的信息,将频散AVO分析与流体流度计算方法相结合,建立了流体流度与地震波入射角的关系,进一步推导了基于同步挤压广义S变换(SGST)的叠前流体流度预测方法,从而提取叠前地震资料中流体流度信息,并将其定义为叠前流体流度属性。建立AVO理论模型,计算了碳酸盐岩储层分别含水与含油时的叠前流体流度,证实了利用角道集振幅变化信息得到的叠前流度值变化更加明显;同时,对比不同时频分析方法对于流度计算精度存在的差异,验证了本文方法的理论有效性。将该方法应用于塔里木盆地某实际地震资料,并对比了叠前流度方法与叠后流度方法的应用结果,发现：叠后流度方法得到的流度属性虽然能够得到相对的流度值大小,但是很大程度上需要通过已钻井资料进行流度值门槛值标定,从而达到区分流体性质的目的;而叠前流度方法可通过流度变化正负值来直接确定流体性质。因此,叠前流度方法相对而言可以更好地预测流体性质。     

地震多属性储层预测技术在辽河滩海东部凹陷的应用

地震属性参数是对储层地质状况的数学表征。地震多属性分析技术是储层预测的有效手段。辽河滩海东部凹陷勘探程度低,成果少。综合运用均方根振幅、瞬时频率和相对波阻抗等地震多属性预测技术以及钻井资料对研究区内东营组各层段储层进行深入研究,较好的预测了东营组各层段的有利储层发育带。结合前期地质资料,认为研究区内海南东坡超覆带北部的三角洲砂体和太葵构造带北部的三角洲砂体为有利的储层发育带。总结得出地震多属性分析技术是宏观预测储层砂体展布范围的有效手段。     

东营凹陷超压储层的不同类型及其成藏意义

东营凹陷储层内普遍发育的超压主要有邻源和他源超压类型.仅与周围泥岩压实相关形成邻源超压的储层含油气性变化大,而与周围泥岩内的生烃增压机制相关的邻源超压则是有利于油气聚集的能量场表现.通源断裂是超压含烃流体从深部油源向浅层圈闭实现穿层运移的物质和能量通道.通源断裂附近形成的他源超压区是有利的动态圈闭区.     

东营凹陷永安地区地震反演及储层预测

东营凹陷永安地区的油气勘探主要目的层是古近系沙河街组二段和三段,沉积环境为三角洲相和滨浅湖相,其中砂岩储层具有较好的成藏条件。但是,复杂的断裂系统造成的强烈改造增加了井间地层对比和储层预测的难度。针对东营凹陷永安地区目的层的地质情况,在准确层位标定的基础上,通过精细构造解释、构造地质建模、多井约束反演和储层预测等工作,结合钻井资料,建立了储层厚度与反演阻抗之间的关系模型,预测了储层分布范围。根据地震反演预测的沙河街组三段中亚段浊积砂体经钻探获得了油气发现,扩大了研究区油气滚动勘探开发的范围,对整个东营北带的油气勘探具有参考意义。     

基于岩石物理的致密砂岩油藏叠前优势储层预测——以渤海湾盆地南堡凹陷4号构造东营组二段为例

针对致密砂岩油层与围岩波阻抗叠置严重、油层与围岩区分难度大等问题,应用岩石物理建模与分析、地震正演模拟、叠前弹性参数反演、贝叶斯岩相判别等技术对渤海湾盆地南堡凹陷4号构造东营组二段致密砂岩油藏优势储层进行预测。在测井资料预处理基础上,依据Biot-Gassmann理论,对Xu-White模型所需岩石物理参数进行计算,并正演估算弹性参数。采用Biot-Gassmann方程与Brie经验公式进行流体替换,建立岩石物理解释量版,进而优选出致密砂岩储层敏感弹性参数;同时根据不同地质模型与AVO正演模拟,确定储层预测极限厚度、有效目标和反演方法。最后利用贝叶斯判别方法计算叠前弹性参数反演成果的岩相类型概率分布,对有利孔隙砂岩分布进行预测。结果表明:油藏状态下纵横波速度比和纵波阻抗为最敏感的岩石弹性参数,对砂岩、泥岩具有区分能力;储层预测的有效目标是地震可识别层段内具有厚度比例优势的有利孔隙砂岩,叠前弹性参数反演和岩性与流体概率分析是解决研究区优势储层预测的有效方法;应用该方法预测的有利孔隙砂岩分布与实钻井吻合度高,储层分布规律与研究区地质规律一致,提高了油层识别能力及预测精度。     

断陷盆地深部超压研究进展——以东濮凹陷和东营凹陷的探讨为例

通过实测资料、盆地模拟、声波测井和地震速度计算,精细刻画了断陷湖盆深部流体超压特征。对东营凹陷和东濮凹陷的勘探实例研究表明:泥岩层与砂岩储层的压力分布特征存在一定差异,由于烃源岩层生烃传递作用而导致储层形成超压;深部压力系统演化呈现多期旋回性,晚期油气充注以超压背景为主;超压控制着油气形成与分布。     

黄河口凹陷明化镇组下段储层特征及其对产能的影响

利用钻井取心、流体、产能测试及分析化验等资料,对黄河口凹陷明化镇组下段储层特征进行了综合评价,在岩石学特征、物性特征、储层填隙物特征、微观孔隙结构特征等参数分析的基础上,建立了不同类型储层综合分类评价标准,明确了不同类型储层特征及其与产能的关系。研究结果表明,黄河口凹陷明化镇组下段储层可划分为三类,Ⅰ、Ⅱ类储层控制着含油有利区的分布;区内储层产能与流度具有较高的相关性,在流体性质相近时,砂岩储集体的颗粒分选越好,孔喉半径越大,孔喉结构越均匀,流度越高,比采油指数越高,产能越高。     

河包场地区含油气检测

含油气检测是利用油气层不同于水层或干层的地球物理响应直接识别储集层流体类型的研究.主要方法有地震属性一地质分析、信息分解、多属性优选、多属性综合预测等.河包场地区须家河组砂岩厚度较大,砂地比高,烃源相对不足,储层含水饱和度普遍较高,油气层识别难度大.以钻井油气分布、油田地质情况分析、地震资料为基础,主要运用地震属性提取、多属性综合预测等方法对须二、须四段进行了含油气检测,有效确定了已知油气层含油气范围,预测了有利区,为储量计算、井位部署提供了依据,勘探实际证实该方法在研究区具有一定适用性.     

东营凹陷浊积岩优质储层预测技术

针对东营凹陷浊积岩油气藏“埋藏深、个体小、厚度薄和含灰质”的特点,建立了浊积岩优质储层预测技术。该技术主要包括三个部分：①利用子波分解技术对地震资料进行保幅拓频处理,可以有效提高浊积岩发育层段地震资料分辨率和保真度;②利用高精度古地形恢复技术、地震属性技术和波阻抗反演技术对浊积岩储层有利发育区进行宏观预测;③综合使用多参数岩性反演技术、高亮体地震属性技术、甜心体地震属性技术和叠前反演技术,能够有效区分浊积砂岩与含灰质砂岩、灰质泥岩。该技术在东营凹陷及梁家楼地区的应用中取得了良好效果。     

准噶尔盆地深部致密油藏形成条件与分布预测——以玛湖凹陷西斜坡风城组致密油为例

以准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡风城组致密油为研究对象,通过对烃源岩和储层系统分析,阐明深部致密油的形成条件,并预测致密油有利勘探区带.研究结果表明准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡深部具有很好的致密油形成条件:TOC分布在1.1 % ~2.0 %,R_o分布在1.0 % ~1.6 %,有效烃源岩厚度最大可达200 m;目前发现的油气主要分布在生烃强度大于250×10⁴t/km²范围.储层控制了致密油的成藏门限,其储层有效孔隙度下限为2 % ;储层孔隙度和厚度控制了致密油藏的含油气性;深部储层范围(孔隙度≤10 % )决定了致密油藏的边界.应用功能要素组合控藏模式"T-LDPS"对玛湖凹陷西斜坡深部有利勘探区带进行了预测,显示潜在勘探区域主要分布在风南7井区-夏72井区及其以南周边、百泉1井区以南和风城011井区以东.     

东营凹陷页岩油储层层间干扰及裂缝扩展规律研究

东营凹陷页岩油储量丰富,但储层物性差,纵向含油层系多而薄,多为灰泥岩互层。为了准确描述东营凹陷页岩油储层层间应力干扰机理及水力压裂裂缝的扩展规律,利用非线性有限元法建立了基于渗流–应力–损伤耦合的多薄互层分层压裂模型,模拟分析了不同排量、压裂液黏度及不同上、下隔层厚度下的裂缝扩展形态、规律和诱导应力场,研究了裂缝扩展形态与诱导应力场的关系,并对压裂施工参数进行了优化。模拟结果表明:随着水力裂缝扩展,应力干扰区域越来越大;当排量为9～12 m3/min、黏度为20 mPa?s时,裂缝尖端诱导应力大,易连通天然裂缝,压裂改造效果明显;上部隔层厚度大于2.50 m、下部隔层厚度大于4.50 m时,极少出现穿层现象。研究结果可为东营凹陷页岩油储层后续的水力压裂施工提供理论支撑。      

通王断裂带沙河街组油气成藏主控因素研究

通王断裂带地区位于济阳坳陷东营凹陷南斜坡东部,沙河街组是本区的主要含油层系。通过烃源岩分析、储集层类型划分、孔隙流体动力场的描述、优质输导体系类型及断裂构造特征的研究,认为牛庄洼陷烃源岩主要为沙四上和沙三段深湖相—半深湖相暗色泥岩、油页岩,油气以生油洼陷为中心,呈环状或半环状分布;沙三段大型三角洲相储集砂体、沙四段中上部的滨浅湖近岸砂坝、远岸砂坝和席状砂岩储层是主要储集层类型;砂体—断层类输导体系是本区优质输导体系,牛庄洼陷北部发育的高压型复式温压系统,使油气顺着断层、砂体向南部通王断裂带常压常温和常压高温区运移。通王断裂带的油气藏主要是受断裂控制的构造油气藏,王家岗油田往西的中浅层是断层类油藏的有利地区,王家岗地区北部和陈官庄地区的西北部,是沙三段隐蔽油气藏以及断层—岩性复合型油气藏勘探的有利勘探地区。     

东营凹陷压力系统发育对油气成藏的控制

东营凹陷异常压力的分带性与泥岩的突破压力(或保存能力)具有明显的对应关系,随着深度增加,泥岩突破压力及地层流体压力系数均增大,泥岩封隔层对流体压力的保存也是形成异常压力的重要条件。基于增压机制的阶段性差异,对东营凹陷平面上及典型剖面中重要地质历史时期源动力(烃源岩流体压力)场进行了分析,主力烃源岩的源动力在时间和空间上发育不均衡,从整体上影响了储集层油气来源及油藏的形成,控制了油气运移的方向。现今油藏总体沿地质历史时期源动力场降低的方向分布,表现出油藏的分布与源动力的演化具有一定的继承性;油气运移和成藏也影响了地层压力场的分布,高压油气运移到储集层后,其泥岩封隔层不同程度地保存了流体压力。由于增压-卸压的平衡关系,源动力传递过程中在不同压力系统中构成了不同的动力条件,造成了各压力系统中油气成藏类型和特征具有一定的差异性。根据源动力的演化史,指出沙河街组深层是寻找高压轻质油藏及天然气藏的重要目标。图8参30     

基于AVO属性的火山岩有利储层刻画

针对准噶尔盆地滴南凸起M8井区石炭系松喀尔苏组上段地层埋藏深,钻井资料少,常规地震资料成像品质差,以叠前地震资料、岩心、测井和试油资料为基础,综合利用叠前道集处理、层位标定、AVO属性提取分析等技术,进行火山岩储层含气性检测,刻画火山岩有利储层分布范围,总结有利火山岩储层分布规律。结果表明：超道集处理后叠前地震数据信噪比、频带宽度和分辨率均有明显提升,截距梯度乘积属性对研究区火山岩含气层响应特征显著,AVO现象明显,属性值大小与试气产量呈正相关关系,与试油结果相吻合率达80%以上,后期钻井进一步证实高属性值响应区域为火山岩有利储层分布范围,是评价、开发部署有利区。     

东营凹陷东部深层浊积扇油藏成藏条件与模式研究

岩性油气藏已成为东营凹陷油气勘探的重点。东营凹陷东部在沙三、沙四段沉积时期发育了大量厚层烃源岩,为圈闭成藏提供了充足的油气资源。勘探证实,东营凹陷东部发育三角洲前缘滑塌浊积、深水浊积扇等砂体类型,同时发育断裂型、砂体型、不整合面型等多种输导体系和良好的泥岩盖层。生、储、盖条件在时间和空间上具有良好的配置关系,为形成砂岩透镜体岩性油气藏和构造-岩性油气藏提供了良好条件。     

FLAIR、地球化学录井技术在珠江口盆地陆丰凹陷低对比度油层中的应用

在油气勘探作业过程中,要求在随钻过程中及时、有效发现并评价油气显示层,在沉积条件、成岩作用等诸多因素影响下,珠江口盆地陆丰凹陷古近系恩平组、文昌组储层电性与含油性关系复杂,普遍发育低孔低渗低对比度油层。针对使用常规录井、测井技术评价陆丰凹陷恩平组、文昌组低对比度油层难题,该文基于陆丰凹陷古近系恩平组、文昌组储层特征及各单项录井技术自身优势,通过优选录井技术组合系列,建立烃源岩内FLAIR解释评价标准及地化衍生参数图版,达到了随钻过程中及时、准确解释评价低对比度油层的目的,其随钻评价效果与钻后取样、测试结果一致。实践表明,FLAIR实时地层流体录井技术与地化录井技术组合系列有效地提高了陆丰凹陷随钻过程中综合解释符合率,对于提升陆丰凹陷的勘探效益具有一定的意义。     

东营凹陷下古生界碳酸盐岩古潜山储层储集空间特征及发育模式

渤海湾盆地东营凹陷寒武系和奥陶系碳酸盐岩储层经受多期构造运动及成岩改造,储层非均质性强。综合应用测录井、岩心、薄片、碳氧同位素、流体包裹体及地震资料,系统研究了东营凹陷下古生界碳酸盐岩储层储集空间特征及发育模式。东营凹陷下古生界碳酸盐岩储层储集空间主要包括裂缝、溶洞及溶孔。溶洞包括灰泥溶洞和角砾间溶洞,裂缝主要包括构造缝和溶蚀缝,孔隙主要包括角砾间溶孔、脉内溶孔及晶间溶孔。东营凹陷下古生界碳酸盐岩古潜山主要由残丘型及断块型潜山构成。残丘型潜山主要分布在草桥地区及郑家—王庄地区,垂向上受不整合面影响发育由垂直渗流带及水平潜流带构成的风化壳储层,储集空间主要为高角度裂缝、角砾间溶洞及水平层状溶洞。残丘型潜山表生岩溶带整体较厚,缝洞规模较大,连通性好,具有良好的储集性能。以灰岩为主的残丘型潜山表生岩溶带厚度可达170 m,以白云岩为主的残丘型潜山表生岩溶带厚度较薄,仅为70 m左右。断块型潜山主要分布在高青—平南地区和王家岗地区,受多期断裂活动和深部热液的影响,储集空间主要为断裂带附近和褶皱顶部的裂缝以及沿其分布的溶蚀孔洞。     

东营凹陷古近系深层凝析气藏形成条件

通过对东营凹陷沙四段下亚段烃源岩和储层特征进行分析，并结合丰深1井沙四段下亚段凝析气藏的精细解剖，探讨东营凹陷深层凝析气藏的形成条件。研究结果表明，沙四段下亚段盐间发育的暗色泥岩为主要烃源岩，属于“自生自储”型气藏。东营凹陷北部控盆断层下降盘同期广泛发育的砂砾岩扇体和异常高压带，为油气聚集提供了良好的储层和有利的保存条件，扇体之上沉积的巨厚膏岩层是优质的盖层，同时，适当的温压条件且温压场的耦合，决定了该凝析气藏的形成和保存。     

胜利油田页岩油水平井樊页平1井钻井技术

东营凹陷页岩油资源丰富,但油气地质条件复杂,钻井过程中常发生坍塌掉块、油气侵等井下复杂情况,为了勘查东营凹陷博兴洼陷北部沙四纯上亚段页岩含油气情况,部署了页岩油水平井樊页平1井。根据勘查目的,首先对该井进行了工程设计;然后结合樊页平1井钻遇地层的地层岩性,分析了钻井技术难点;针对钻井技术难点,研究形成了井眼轨道优化技术、合成基钻井液技术,制定了安全钻进技术措施。樊页平1井应用研究的各项技术和采取相应的技术措施,顺利完成了钻井施工,钻进过程中未出现井下复杂情况,井径扩大率小,取得了很好的实钻效果。樊页平1井顺利完钻,为胜利油田的页岩油钻井积累了经验。      

渤海湾盆地东濮凹陷南部地区古水动力演化与油气运聚

油气的运移、聚集与地下水动力场密切相关。从古水动力场演化角度分析东濮凹陷南部油气运聚机理,流体流动与断裂开启性之间的匹配关系,并利用流体包裹体均一温度数据,结合研究区热演化史和生烃史特征分析了油气藏形成时间,恢复其油气充注过程。结果表明：研究区可划分为3个水动力单元：东、西次凹带发育泥岩压实水离心流;兰聊断裂带发育大气水下渗向心流;中央隆起带位于东西两侧离心流汇合越流泄水区,是油气聚集成藏的有利区域。东营组沉积期是石油最主要的运移、聚集期,该阶段油气主要聚集在中央隆起带断层下盘的底部;东营运动抬升剥蚀期是石油的主要调整运移期。早期形成的深层油气藏向构造高部位的顶部运移调整,重新聚集形成浅层次生油藏;馆陶组-明化镇组沉积期为天然气主成藏期,断层封闭性增强,天然气聚集在构造翼部的深部地层,形成“上油下气、顶油边气”的分布格局。