基于地震古地貌恢复的碳酸盐岩缝洞发育带预测

塔河油田奥陶系油藏以岩溶缝洞型储集体为主,储集体发育程度主要受构造裂缝及古岩溶发育程度控制。古地貌控制了碳酸盐岩次生储集空间的形成与展布,因此对古地貌的恢复在油气勘探中具有重要意义。采用了以三维地震资料为主的剥蚀厚度恢复技术方法,该方法以地震剖面的解释成果为基础,结合研究区地层发育样式,选择参考层厚度变化率法,在测井资料约束下利用三维地震数据,通过地震剥蚀原点解释、参考层厚度变化速率计算和目的层趋势延伸等过程,恢复了目的层原始地层厚度和构造面貌,从而求取了目的层的剥蚀量。该方法在塔河油田进行了实际应用,在古地貌恢复的基础上,进行了缝洞发育带预测,结果与实际钻井比较吻合,取得了较好的应用效果。     

层拉平法在古地貌恢复工作中的应用——以T油田X区为例

古地貌恢复是研究碳酸盐岩古岩溶发育情况的一项重要的基础工作,古地貌恢复的方法有很多,层拉平法是在物探资料基础上,以层序地层学的观点为基础发展起来的,利用层拉平法恢复和描述出的古地貌形态非常直观,利于研究。本文以T油田X区奥陶系油藏为例,利用层拉平法恢复和描述了T油田X区奥陶系在石炭系开始沉积之前的形态特征。     

塔河油田8区中下奥陶统洞穴型储层发育特征及控制因素

为了探讨塔河油田中下奥陶统古岩溶洞穴型储层的发育特征及储层发育的控制因素,通过储层识别、连井对比、地震剖面分析、古地貌恢复等手段,对塔河油田8区岩心、钻井、录井、测井、地震等资料进行了系统的研究。研究表明,区内海西早期不整合面下发育三套洞穴层,对应着三个岩溶旋回,单井剖面上存在着六种组合;洞穴层发育上受海西早期不整合面控制,不整合面下0～200米为洞穴密集发育区,越靠近不整合面,洞穴被充填概率越高;平面分布上受断裂因素影响,多发育于断裂带或断裂较发育地区,多组断裂的交汇部位易形成大型洞穴;古地貌控制了储层的优势发育范围,洞穴井主要沿古地貌缓坡分布。结合区域地质背景,认为区内岩溶洞穴型储层具有极强的非均质性和旋回性,不整合面、区域断裂及岩溶古地貌为岩溶储层发育的主要控制因素。     

鄂尔多斯盆地高桥地区马五1+2储层岩溶作用期次划分

岩溶作用是影响鄂尔多斯盆地奥陶系古岩溶储层品质主要的因素,论文在岩心及薄片观察基础上,结合成岩演化分析,划分岩溶期次,研究表明:奥陶系马家沟组马五_(1+2)古岩溶储层分布范围广,岩溶古地貌变化多样,遭受了多期岩溶作用,不同期次岩溶作用强度不同,相互叠加改造,形成了大量的裂隙和溶蚀孔洞;古岩溶作用可划分为同生期岩溶、埋藏期岩溶及风化壳岩溶三期,表生岩溶作用发育区形成有利溶孔-裂缝型碳酸盐岩储层。     

塔河油田4区奥陶系洞穴系统连通性分析

古岩溶洞穴型碳酸盐岩储集层是塔河油田奥陶系油藏重要的储集层类型之一。本文以静态资料划分的三套洞穴系统为基础,利用动态资料来验证静态资料对洞穴系统的划分,综合分析了塔河4区9口井的压力及生产动态资料,通过单井原始地层压力、折算压力、干扰试井、压力降落特征、油藏压降特征、新井投产与相邻井变化特征等6种方法,研究了塔河4区东北部岩溶旋回Ⅰ、Ⅲ时期的洞穴系统中各井洞穴层之间的连通关系,初步研究证实了静态资料所划分的洞穴系统的连通性,探索了利用动态资料研究洞穴系统连通关系的思路及方法。     

奥陶系古潜山底水油藏油水界面确定方法——以轮古西油藏轮古15井区为例

轮古西地区奥陶系储层横向普遍发育,主要含油层段集中分布在表层岩溶带和潜流岩溶带,油气水产出部位多位于奥陶系潜山风化壳不整合面以下约180m范围内,属非构造型碳酸盐岩岩溶缝洞型圈闭,不具有统一油水界面,加大了对油水界面分布评价研究的难度。本文以轮古15井区为例,利用压力恢复曲线确定的原始地层压力,以及取样测试的地层流体密度资料,计算出油藏厚度,进而测算出油水界面的位置,对油藏油水界面分布规律进行分析,测算出油水界面的位置。油水界面的分布研究对轮古西奥陶系油藏以及整个轮古潜山油藏今后的开发具有重要的指导意义。     

靖边气田高桥区奥陶系古地貌恢复研究

古地形地貌岩溶储层与古地貌圈闭密切相关,对后期油气藏形成具有控制意义。鄂尔多斯盆地于加里东运动晚期整体抬升,使得奥陶系下古生界岩层暴露地表,进而遭受严重剥蚀。因此开展前石炭系奥陶系古地貌恢复研究工作对寻找油气田具有指导意义。作者从沉积学角度出发,主要利用残余厚度法、印模法等,对靖边气田高桥地区马五1+2顶面进行了古地貌的恢复研究。     

鄂尔多斯古隆起周边奥陶系古岩溶地貌特征

为了搞清鄂尔多斯盆地古隆起周边的古岩溶地貌对储层的影响,根据古隆起周边的地质背景,探讨了稳定的克拉通盆地浅海环境下形成碳酸盐岩构造。不整合面大致代表了古岩溶地貌形态。按照成岩阶段和成岩环境把鄂尔多斯盆地古岩溶划分为同生期岩溶,表生期岩溶,埋藏期岩溶三种类型。运用"残余厚度法"及"印模法"恢复古地貌。将古岩溶地貌划分为岩溶台地,岩溶斜坡,岩溶残丘三个二级构造单元和高地,平台,残丘,洼地等多个三级构造单元,其发育主要受岩性、构造、成岩环境和古气候等控制。通过对古岩溶特征及古地貌的恢复进一步了解油气储存的空间和运移规律。了解古岩溶储层特征。     

靖边南部前侏罗纪古地貌特征及其控制作用

为研究鄂尔多斯盆地前侏罗纪古地貌对其上下覆油藏控制作用,运用印模法,通过统计延10＋富县组地层厚度对研究区前侏罗纪古地貌进行恢复。研究表明：前侏罗纪古地貌形态对其上、下覆地层的构造、储层、运移通道及油气富集规律都有重要影响。侵蚀斜坡和侵蚀高地及构造高点对下覆长2油藏有较好的控制作用;而侵蚀沟谷区发育的河道砂体则为上覆延9油藏提供了良好的运移和储集条件。     

苏里格气田东区下古生界马五段储层地质特征研究

苏里格气田东区下古奥陶系地层与靖边气田奥陶系地层具有相同的地质属性,但也表现出其特殊的差异性。马五1地层保存程度较低,奥陶系出露层位以马五12及更老层位为主。通过对研究区下古生界地层小层划分与对比,深入分析苏里格气田东区区域地质背景和地壳表层结构的基础上,认为研究区下古生界地层从东南到西北,剥蚀程度逐渐增强。应用残余厚度法、剥层法等对岩溶古地貌进行了恢复,苏里格气田东区地处奥陶系古潜台向北部延伸的古斜坡之上,古残丘和古沟槽构成了次一级的主要地貌单元。在沉积相、孔隙、储层有效厚度及储层物性研究的基础上,进行了储层评价,结合目前勘探开发情况,对研究区马五41小层有利储层分布进行了预测。指出了有利储层发育部位,提出了下一步勘探开发方向。     

应用模糊评判法评价塔河油藏水锥风险

塔河底水缝洞型油藏投入开发以来,每年因含水上升导致产量递减占65％左右,如何做好控水工作是开发中的重要任务。针对塔河油田的实际情况,利用各种静、动态资料和测试手段,在相关地质研究成果和开发特征分析的基础上,依据备类缝洞单元的储集体发育、含水变化规律、天然能量等方面的研究,深化塔河油田缝洞型储集体的认识,结合注水替油井现场生产动态数据及监测资料,在总结前人研究成果的基础上,应用模糊综合评判法评价缝洞型储集体水锥风险,及早提出预警方案。生产实践评价结果表明,建立的水锥风险预警方法具有一定适应性,在一定程度上对油田开发生产管理可以起到辅助决策的作用,为提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率提供技术支撑。     

塔河地区凝析气藏水平井不稳定试井期间多相流动的特征

塔河油田油藏类型多,油气水分布复杂,储层非均质性较强。该文以塔河油田为例讲述了凝析气藏水平井不稳定试井期间多相流动的特征,详细的论述了压力降落测试期间和关井恢复期间的多相流动的特点。     

塔河油田良里塔格组滩相储集体研究

岩芯资料揭示上奥陶统良里塔格组碳酸盐岩台地发育滩相储层。本文利用钻井资料、测井资料和地震资料,通过对塔河油田良里塔格组滩体发育分布、储集空间和储层类型的深入研究;结果表明区内发育台内滩和台地边缘滩,滩体围绕台地边缘发育分布规模小;受到大气水溶蚀改造可形成溶蚀孔洞型储层,储集空间为溶蚀孔洞、粒内溶孔和铸模孔等,台地边缘滩体储层最为发育。     

冻胶酸性能评价及其现场试验——以塔河油田为例

塔河油田碳酸盐岩储层具有埋藏深、温度高、油气藏类型复杂、非均质性强等特点,这使得储层深度酸压改造技术成为世界级难题。在分析现有酸压酸液体系不足的基础上,针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层特点开发了冻胶酸酸压工艺,冻胶酸具有黏度高、滤失低、缓速缓蚀、破胶彻底、能携砂等一系列优点,从而实现酸液体系深穿透、提高酸蚀裂缝导流能力、延长压后有效期、提高单井产能的目的。2011年应用冻胶酸酸压工艺在塔河油田进行了4口井的现场试验,取得较好效果,施工成功率和有效率均达100%,与其他的酸液体系相比,增产效果显著,推广应用前景广阔。     

层次分析方法在喇北东块储层评价中的应用

目前证实喇北东块外扩区萨一组具有一定的地质储量和外扩布井的潜力。为了在下一步的开发工作中能够更好地优选出布井有利区及射孔层位,此次研究利用层次分析理论对外扩区萨一组储层进行综合分类评价,将影响储层的多个因素转化成一个综合评价指标上。最终优选出L 125-1、L 125-2及L 55-2井区的萨一组3、4+5号小层及L 55-1井区的萨一组1、2号小层,其储层性质较好,是布井的有利区及射孔层位。经试油论证该方法具有一定的可靠性,寻找出了适合本油田储层发育状况的综合分类评价方法,对开发布井及射孔层位方案编制具有一定的参考指导性意义。     

碳酸盐岩复杂结构储层流体识别方法研究

针对西部T油田以裂缝-孔隙类型为主的碳酸盐岩复杂储层特点,采用双重孔隙结构体积模型,以常规测井资料为基础求取储层内各孔隙度参数,应用基于统计分析的正态分布法对碳酸盐岩储层流体性质进行识别。通过对T油田两个区块二十余口井的应用及试油验证,认为该方法的地质效果良好。     

陈家庄凸起北坡东营组油气成藏模式及控制因素

陈家庄凸起北坡东营组地层超覆带油源主要来自渤南洼陷的沙四、沙三段烃源岩,储层主要发育在扇三角洲及其前缘浊积扇体中,其中以东三段砂岩为主力储层,东二段泥岩为局部性盖层,渗透性储层、不整合面和断层为油气运移的主要通道。在凸起边缘可形成地层超覆油气藏,在缓坡带-洼陷带形成断层-岩性油气藏或岩性-构造油气藏。其中,古地貌控制地层超覆和小型鼻状构造油气藏的分布,输导体系控制油气的运移,盖层条件是制约油气成藏的关键;陈家庄凸起西段宽缓的低凸起分布区应为油气成藏的有利部位。     

齐家北油田数值模拟合理注采比研究

本文针对齐家北油田储层物性差异,将油田分为古708区块和古704区块,通过对两个区块不同注采比进行数值模拟,以及不同含水对应的采收率情况,确定合理的注采比.提高了油田注水开发方案的针对性和有效性,对提高扶余油层开发效果具有一定的指导作用.     

克拉玛依油田六东区克拉玛依组储层特征

运用储层地质学理论,利用钻井、岩心分析资料,对克拉玛依油田六东区克拉玛依组储层展布和储层物性的空间变化规律进行分析、描述,达到充分认识克拉玛依组储层特征的目的。同时,结合构造研究和试油、试采流体分析数据,确定了克拉玛依组的油藏类型。该研究成果为储层地质建模和区块开发调整提供了地质依据。