杏十二区葡Ⅰ3小层储层沉积模式

杏十二区纯油区位于杏树岗油田南部,葡Ⅰ2、葡Ⅰ3为主力油层,其他为非主力油层。为分析葡Ⅰ3小层6沉积时间单元储层沉积特征并进行合理有效的开发调整,以河流沉积学理论、高分辨率层序地层学新理论为依据,提出井井对比方法、平面井网对比法、成因移界方法,解决了复杂的河流-三角洲地层统层对比的难题。识别出1种亚相7种微相类型,并建立了测井微相模式。结果显示,杏十二区葡Ⅰ3小层6沉积时间单元存在分流河道、小型决口河道、废弃河道、天然堤、决口扇、溢岸砂、分流间泥等多种类型储层,但以各类河道(分流河道、小型决口河道、废弃河道)砂体为主;天然堤、决口扇、溢岸砂多为含泥粉砂、粉砂质泥和纯泥,很难成为有效储层。精细刻画成因单砂体,建立了3种储层沉积模式,即大型复合河道砂体、中型分流河道砂体、小型分流河道砂体。     

台兴油田阜三段剩余油挖潜研究

台兴油田阜三段（Ef^3）为三角洲沉积,主要发育水下分支河道、河口坝、远砂坝（席状砂）和分支间湾4个微相,动态资料、油藏描述及数模研究表明：平面上河道砂微相油层水淹严重,剩余油仅分布在断层、油藏边角及微构造高点．河口坝及远砂坝微相的二、三类储层注采不完善,剩余油潜力仍较大;纵向上。主力油层剩余油集中在正韵律上部中低渗区,非主力层储层物性较差,动用程度低,剩余油潜力较大。根据本区剩余油分布的特点,采取了加密井网、细分层系、零散调整等挖掘剩余油的对策与建议,为油田综合调整方案的制定提供了依据。     

G区长4+5致密砂岩储层非均质特征研究

陕北斜坡东部致密油藏含油层位大多在延长组,通过岩心及测井资料等对G区长4+5储层的非均质性进行分析研究。不同渗透率韵律变化是不同沉积作用下各沉积相的直观体现,同时也反映了储集砂体的非均质性:层内非均质性主要体现为沉积韵律性、沉积构造、砂泥组合形式等方面的差别,层间非均质性通常用砂层钻遇率、单砂层厚度、砂地比等参数来描述,平面非均质性主要表现在孔隙度和渗透率的平面特征上。研究结果表明,从层内非均质性来看,G区长4+5层内非均质性相对较弱,平均夹层数长4+5-1~2最大,其次为长4+5_1~1、长4+5_2~2,长4+5_2~1最小;层间非均质性分析认为G区储层有相对较强的非均质性;平面非均质性反映了不同层段的孔渗变化较为明显,也说明了G区致密砂岩储层非均质性普遍较大,区内物性相对较差,油层相对不发育,平面上主要发育于分流河道砂体中心部位。     

涠西南凹陷W区流沙港组地质知识库的建立及应用

以北部湾盆地涠西南凹陷W区流沙港组为例,结合沉积微相研究和砂体对比,利用密井网资料分析建立了正常三角洲和辫状河三角洲沉积储层定量地质知识库.根据岩性、沉积构造、特殊矿物和测井相等特征,分析认为W区流沙港组L1和L3分为正常三角洲和辫状河三角洲前缘沉积,并细分为水下分流河道、河口坝、远砂坝、席状砂和分流河道间等5种微相类...     

大庆长垣外围葡萄花油层河道砂储层单砂体精细刻画新方法

大庆长垣外围葡萄花油层主体区块已进入高含水阶段,沉积单元级储层砂体刻画已不能满足精准注水和剩余油挖潜的需要,亟需开展储层单砂体精细刻画。长垣外围葡萄花油层主要受北部沉积体系影响,按照储层成因可分为河道砂储层和席状砂储层。遵循等时对比原则,采用标准层控制下的“砂体平衡厚度”法开展河道砂储层单砂体对比与划分,依据不同单砂体沉积旋回特征调整单砂体对比界线。河道砂储层成因砂体主要有分流河道、水下分流河道、河间砂/席状砂。应用地震波形指示反演技术进行储层预测,可有效识别河道宽度及边界。基于河道砂体“水动力因子”建立单砂体精细刻画新方法,按照“先主体-后分支”分级描述思路确定主体河道和分支河道平面展布特征。结合单砂体空间结构组合,区块可分为下切区、叠加区、交汇区、单一河道区等井组,剩余油主要分布在河道叠加区和单一河道区。通过区块单砂体精细刻画和水井精准注水,储层动用状况明显改善,达到稳油控水的目的。     

利用数值试井反演井组低渗透储层参数

储层非均质性研究是油藏精细描述中的重要内容,也是目前油气储层评价方面一个研究难度大且重要的课题。一般试井技术动态结合历史拟合方法只能求得单井附近一定范围内的平均有效渗透率,并不能描述井网或区块的油藏参数区域性非均质分布特点。针对长庆A油田长8低渗透储层渗透率非均质性问题,通过渗流理论与现代试井解释方法结合,利用试井测试和测井资料建立低渗透油藏压裂井试井解释数值模型。通过调整渗透率等主要物性参数的分布,在单井基础上,以井组为对象建立井组数值模型,进行井组数值模型的修正及数值模型可靠性验证和应用,结合生产历史,开展试井精细解释,进而反演出井筒、储层物性等参数。综合数值试井解释结果,可对井组范围内的储层非均质性特征、渗透率分布特征、地层压力分布特征等规律进行评价,为油藏精细描述提供参考。     

东扶北油田扶余油层储层精细建模

东扶北油田扶余油层浅水三角洲河道类型多样,储层构型特殊,断裂特征和物性分布规律复杂,针对油藏剩余油分布和挖潜及注采调整要求,亟需建立精细三维地质模型,为剩余油分布和油藏数值模拟提供依据。以研究区精细地层划分对比和沉积相研究为基础,通过地质-测井-地震相结合的方法,开展扶余油层储层构型研究,建立储层发育地质知识库。针对扶余油层三角洲河道类型演化特征,提出一种充分利用地质、地球物理等信息,以地质模式为指导、单井河道砂岩分布为硬数据、河流相储层构型为井间约束软数据,采用分级相控、序贯指示模拟建立扶余油层储层地质模型;以测井解释的储层物性参数数据为基础,在储层相模型的控制下,以地震反演数据、物性统计分析数据做约束,采用序贯高斯随机模拟方法建立扶余油层三维属性参数模型。东扶北油田扶余油层油藏三维地质模型精细、客观地表征了三角洲河道储层的三维空间结构,实现了不同类型河道储集体的精细刻画与表征,满足了油藏剩余油分布和数值模拟精确计算的需要。     

德惠断陷合隆-兰家地区泉头组沉积微相研究

沉积微相发育情况是油气勘探潜力及后续开发的重要影响因素。德惠断陷泉头组是油气储集的重要层系,但并未对该层段进行系统的沉积微相研究,这对之后的勘探开发影响重大。综合前人研究成果及地质、地震、测井资料等,对研究区沉积环境及沉积微相平面展布特征进行了深入研究。将研究区泉头组地层划分为泉一段至泉四段,其中,泉一段下部发育辫状河相,泉一段上部及泉四段发育曲流河相,主要发育辫状河河道、曲流河河道、心滩、溢岸砂、河漫滩及泛滥平原微相,且砂体连通性强,具有良好的油气储集条件。     

鄂尔多斯盆地合水地区长8储层主控因素分析及评价

鄂尔多斯盆地合水地区长8储层因受沉积、成岩作用影响总体表现为岩性致密、物性低、喉道连通性差的特点。因此,本文基于铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等实验分析结果,并结合测井数据重点研究了长8储层特征及主控因素,对长8储层进行综合评价。结果表明:沉积微相控制着储层砂体厚度、连通性、物性及含油性的变化,以水下分流河道砂体厚度最大,连通性最好,物性最高。机械压实、胶结及溶蚀作用主要控制着长8储层的微观孔喉结构。其中,机械压实及绿泥石、铁方解石胶结减少了储层原生孔隙,对储层起到破坏作用;长石溶蚀整体上增加了储层次生孔隙,对储层起到建设作用。经分析认为,长8优质储层主要分布于胶结物含量较少、溶蚀孔强烈发育且厚度大、连通性好的水下分流河道主体部位。在此基础上,按照储油能力由强到弱将研究区储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类。本次对合水地区长8储层主控因素分析及评价对该地区及周边地区致密砂岩储层研究工作有着重要的意义。     

马岭油田S区延10储层特征及水驱规律研究

马岭油田S区块已进入注水开发的中高含水期,研究其水驱规律对后续改善注水开发效果具有实际意义。以S区延1012-1层段为研究对象,以区域构造背景及构造特征为基础,从岩心资料、测井数据着手,重点分析沉积微相与砂体平面展布特征,总结储层物性,分析储层非均质性特征。结合油田生产资料,从非均质性方面重点分析延10储层平面、纵向水驱规律。结果表明：受储层渗透率非均质的影响,纵向上的水驱呈现复合韵律的特点,高渗透率部位水洗程度高,剩余油含油饱和度较低;较低渗透率部位水洗程度较低,含油饱和度相对较高。油层在纵向上的产液量、产水量、含水率同样呈复合韵律特点。平面上的水驱呈现出沿砂体延伸方向推进较快,主流线方向上的油井见效快。位于负向构造部位的油井较早见水,进入水量多,油层水洗较为充分;位于正向构造部位的油井注入水进入较晚,进入水量较少,水洗程度相对较低。注入水优先沿高渗透带方向推进,该方向水推较快,吸水较多。     

桩106块馆上段曲流河单砂体构型研究

桩106块位于老河口油田的埕东凸起北部缓坡带上,整体地势较为平缓。前人研究成果表明,老河口油田馆陶组上段为陆相沉积,主要发育辫状河及曲流河等河流相沉积。根据研究区岩性、沉积构造、粒度及测井相等相标志资料,判断出研究区目的层段主要发育曲流河相;在前人地层精细划分和对比的基础上,以现代曲流河沉积模式为指导,以砂岩厚度等值线图为依托,测井相控制,地震资料约束,结合末期河道地震响应,完成曲流河砂体的精细刻画,在现有认识基础上,与动态资料充分结合,不断修正上述认识,最终构建曲流河砂体平面展布形态及剖面配置关系,识别曲流河单体主要构型要素为河道和末期河道,建立曲流河的末期河道组合模式。曲流河河道呈"串珠状"分布,为被末期河道分割的相互独立的砂体单元,末期河道的存在既细化了储层认识,又解决了油水矛盾。     

苏49-01加密区有效储层分布预测及开发井距优化分析

苏里格气田苏49-01加密实验区上古生界二叠系下石盒子组的盒8段及山西组的山1段为河流相沉积,有效储层几何形态、规模大小、井间连通性、垂向叠置关系及物性条件认识难度大,单井控制储量和产量低。综合运用地质、测井及地震资料,以沉积学、地球物理学以及地质统计学为指导,运用测井约束反演方法开展了有效储层横向预测研究,解决了有效储层空间分布及连通性等问题。同时,在有效储层预测结果基础之上,讨论了5种矩形井网对有效储层的控制程度,综合分析了研究区合理的开发井距。分析表明:研究区目的层砂体数目多,规模小,宽度多为400~600m,单砂体有效厚度多为3~6m,有效砂砂体连通性较差;合理开发井网井距600~800m之间,结合有效砂体的分布情况,应采用不规则井网部署开发。该研究结果对油田下一步井网部署及调整具有一定参考意义。     

塔河油田深抽效果分析及其优化决策技术

塔河采油一厂管理的油藏类型包含底水砂岩油藏、弱能量河道砂油藏、缝洞型碳酸盐油藏及凝析气藏,深抽井主要集中在弱能量河道砂油藏和底水砂岩油藏。随着开发的深入,深抽井数逐年上升,但深抽有效率偏低,仅为63.1%,亟需完善深抽优化决策技术。通过对178口深抽措施见效井回归统计分析,研究了深抽与不同油藏类型的提液、降液面、增油等因素之间的见效规律,进行了投入产出效益分析。综合地层能量、储层物性、提液幅度对深抽效果的影响,提出以质量效益为中心的深抽优化决策技术,在经验对比法和节点分析法基础上,研究了供排关系平衡点的确定方法 ,形成了气体影响、冲程损失等因素在内的效益优化决策技术,为深抽工艺的进一步发展奠定了基础。分析认为,塔河油田弱能量砂岩油藏泵挂深度超过3500m,深抽效益较低,不宜采用深抽工艺,可采用间开生产工艺;建议对于底水砂岩油藏部分物性差或储层污染井,开展相应储层沟通改造工作,尽可能改善此类深抽井的供液状况。     

复杂地质条件下薄储层高分辨率精细预测技术研究——以珠江口盆地X油田为例

珠江口盆地X油田是典型高泥质疏松砂岩油田,虽然储层整体连续性较好,但砂体具有单层薄、砂岩疏松、泥质含量高和非均质性强等特点.在这种复杂地质条件背景下,波阻抗反演可靠性低,储层空间展布规律难以掌握.随着油田开发进程的加快,对储层预测的要求越来越精细,而常规反演方法很难满足高精度储层预测的要求.针对这些难题,本文利用神经网...     

珠江口盆地陆丰地区滨岸储层构型精细解剖

珠江口盆地陆丰油区珠江组储层多为砂体稳定连续分布的滨岸沉积,该区的油田从储层沉积特征、油藏类型、宏观储层物性到微观孔隙结构特征都具有很大的相似性,但开发效果与采收率却有很大区别。以已开发的老油田陆丰A(采收率高达69.8%)和已结算陆丰B油田(采收率为37.8%)为例,结合国内外滨岸储层露头研究成果,分析了该类油田的顶面微构造、隔夹层分布特征等,总结了陆丰地区滨岸储层的构型模式,指出它们在沉积背景与物性等储层特征上虽然具有相似性,但夹层发育模式不同却用相似的开采方案是造成它们采收率差异的主要原因;对于沿岸砂坝发育平行状夹层的油藏,用水平井开发可以有效防止底水锥进,但是对于斜交状夹层发育模式的沿岸砂坝油藏,需要准确预测夹层发育位置,用水平井与定向井结合的方式开采才可以有效提高油田采收率。     

喇嘛甸油田北东块二区萨Ⅲ油层组精细地质研究

喇嘛甸油田在进入特高含水开发期后,剩余油挖潜难度逐渐增大。喇嘛甸油田北东块二区萨Ⅲ油层属于三次采油的第一套上返调整层系。为了实现精细开发调整,开展了萨Ⅲ油层组的精细地质研究。为了更客观地描述该区块目的层沉积单元的沉积特征,将原来的8个沉积单元合并调整成6个沉积单元。分析了井网加密后萨Ⅲ组砂体变化特征：砂体连续性明显增强,河道边界更加明显;砂体连通率明显增加;砂体水淹程度由上至下逐渐减小。确定了剩余油的5种分布类型,为新井射孔方案的编制提供了必要的依据：①注采井均位于变差部位,造成油层动用较差,剩余油富集;②在网状分流河道中原井网控制不住的砂体,形成剩余油;③采油井不发育,形成有注无采剩余油;④注入井不发育。形成剩余油富集区;⑤由于废弃河道的遮挡形成剩余油。     

复杂裂缝型碳酸盐岩储层建模方法研究——以L油田灰岩油藏为例

裂缝型碳酸盐岩储层一般受后期成岩作用和构造作用的综合影响而形成。这类储层非均质性极强,储集空间复杂,一般具有基质和裂缝两套储渗系统。与常规砂泥岩储层不同,这类储层在地质建模表征过程中难以直接借鉴碎屑岩储层的建模方法。本文认为裂缝型碳酸盐岩储层地质建模应遵循"分类分尺度"的基本思路。对于具有多种储集空间的复杂储层,首先应按照成因和尺度对储集空间进行划分,在此基础上划分不同的建模单元,不同的建模单元利用不同的建模方法进行表征,最后得到一个能反映地下真实储渗状态的地质模型。以珠江口盆地L油田为例,按照上述地质建模原则,在地质研究的基础上,将建模单元划分为基质系统和裂缝系统两类。对于基质系统,可以借鉴常规孔隙型储层建模方法进行表征;对于裂缝系统,首先分析不同尺度裂缝间的成因关系,大尺度裂缝对小尺度裂缝有成因约束。按照层次约束的原则,首先建立大尺度裂缝分布模式,在此基础上建立小尺度裂缝的分布模式,在裂缝分布模式的基础上得到裂缝物性分布模式,最终将裂缝属性等效至基质网格系统,得到一个反映基质孔隙和裂缝双重系统的地质模型,为油田后期的开发调整提供有利依据。     

砂岩气藏型储气库水平井动用模式研究及应用

针对新疆H储气库面临的储层非均质性较强、地下库容动用不均的难题,综合沉积、录井、测井等资料,以确定性相建模作为砂体边界约束,采用横向确定性控边、纵向随机控岩与泥质隔夹层定量表征相互约束修正的方法,建立隔夹层三维可视化精细模型。根据隔夹层分布规律,建立了三种水平井动用模式,即斜穿式、平层式和勺型式。针对隔夹层比较发育,夹层频率大的区域,砂体与泥岩互层,通过水平井斜穿式轨迹设计,使库容充分动用;平层式轨迹主要针对厚层砂,隔夹层发育较少的区域;针对地下砂体连续性较好,而地面受到限制,常规水平井设计水平段较短,可采用勺型式轨迹设计,通过增加靶前反向位移,延长水平段长度,提高单井采气能力。库区整体部署了11口水平井,通过钻井轨迹优化调整,储层钻遇率达92.2%。其中指导设计实施了新疆油田第一口勺型水平井,该井靶前反向位移251m,水平段长增加185m,单井采气能力达到140×10⁴m³/d,提产30%。     

岩性地层油气藏储层预测技术——在准噶尔盆地车排子地区车2井区的应用

准噶尔盆地车排子地区在二叠系、侏罗系、白垩系等多套地层有规模性油气藏发现,具有良好的勘探开发前景。车2井区侏罗系地层分布在一个继承性古隆起上,侏罗系齐古组岩性变化快,发育多个薄互层砂体,从而形成多个岩性油气藏。侏罗系目的层地震资料品质较差,砂体展布特征刻画不清,导致钻井成功率不高。车2井区齐古组以扇三角洲沉积为主,水体范围较小,主要分布在井区东部;井区西部地层剥蚀严重,缺失齐古组地层。以车2井区的地震资料为基础,结合地质、钻井、测井及生产资料,通过波阻抗反演技术和均方根振幅属性的提取以及井震结合的方法,预测了该区储层薄砂体的几何形态、分布范围、厚度及物性变化等参数,确定了有利砂体的展布范围,摸清了油气成藏主控因素和油气分布规律。井区连井对比及单井产能分析结果表明,该预测方法具有可靠性。     

大民屯凹陷西部沙河街组沙三、沙四段储层特征及影响因素

研究区位于辽河坳陷大民屯凹陷西部,南起沈281井,北至沈299井,东起胜11井,西至大民屯凹陷边界,面积约为300km2。研究区沙四段扇三角洲相扇群状分布,前缘砂砾岩体沉积厚度大,为有利沉积相带。沙三段三角洲、河流相沉积砂体分布相对稳定。沙河街组含油层系主要分布在沙四段和沙三段中下部。近年来,大民屯凹陷主要勘探工作集中在潜山上,古近系勘探少有发现。从沉积学和储层岩石学特征入手,结合常规岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、孔渗分析、压汞实验分析结果,对辽河盆地大民屯凹陷沙河街组沙三段、沙四段储层特征及影响因素进行研究。结果表明,沙四段多为低孔特低渗储层,储集空间为原生孔隙、次生孔隙和裂缝。沙三段储层成分成熟度和结构成熟度相对较高,原生孔隙得到一定保存,储集性能好,发育中孔中-低渗储层。沉积作用、成岩作用、物源区母岩岩性及断裂活动,是导致储层物性复杂化的主要影响因素。