镇原油田镇221区长8_1储层相控建模的应用

鄂尔多斯盆地延长组长8是镇原油田的一个重要勘探层位。由于所获得的钻井资料不多,不同微相的储层物性差别大等特点,为了提高随机建模的精度,降低模拟实现过程中的不确定性,提出了运用地质统计学方法,结合测井、岩心资料,在沉积微相控制下的(相控)储层建模方法。首先,运用序贯指示模拟法实现能够表征储层非均质性的沉积微相模型;在沉积微相模型建立好后,进行相控物性参数建模,分小层分微相统计各物性参数的分布特征;然后利用序贯高斯模拟法分别进行模拟,建立研究区的孔隙度模型、渗透率模型和含油饱和度模型等。结果证明此方法建立的模型效果较好,客观反映了地质实际情况,为镇原油田下一步滚动勘探开发提供了地质依据。     

相控储层建模在胜南油田的应用

针对胜南油田钻井资料少,不同微相物性差别大等特点,为了提高随机建模的精度,降低模拟实现中的不确定性,提出了沉积微相控制下的(相控)储层建模方法.首先,利用序贯指示模拟方法建立能够表征储层较大规模非均质性的沉积微相模型;在沉积微相模型建立之后,采取相控物性参数建模方法,分小层分微相统计各种物性参数分布特征;然后利用序贯高斯模拟方法分别进行模拟,建立了研究区的孔隙度模型、渗透率模型和含油饱和度模型.结果证明按此方法建立的模型效果较好,客观反映了地质实际,为胜南油田下一步滚动勘探开发提供了地质依据.     

地震反演、地质协同约束储层精细建模研究

针对强非均质油藏,需要综合运用多尺度信息来进行精细描述,以提高井间及外围预测模型的精度和确定性。以红柳泉地区E13油藏为例,分别探讨了单纯变差函数、相控、地震属性体约束建模的优、缺点,确定了多信息协同约束综合建模的研究思路。以测井相为井点数据,以反演砂体厚度图为平面约束,刻画沉积微相的平面展布|同时以测井解释数据为硬数据,采用沉积微相控制、地震反演协同体约束建立储层的泥质含量模型,进一步利用阈值离散化得到岩相模型。多信息协同约束综合建模利用了地震资料横向连续性好,测井资料纵向分辨率高,沉积微相反映地质沉积规律等优点,弥补了变差函数多解性强、地震数据纵向分辨率低、井间预测对数据密度要求苛刻、相控模拟沉积模式化严重等缺陷,在实际应用中取得了较好的预测效果,可作为解决储层表征难题的重要策略。     

厚油层夹层建模方法探讨——以A油田Ed2 Ⅲ 3~1小层为例

有效预测井间夹层展布,对指导剩余油挖潜、提高油田采收率具有重要意义。以A油田Ed2Ⅲ31小层为例,在等时地层格架控制下,应用随机建模方法,在单井相分析成果建立的平面和垂向沉积微相分布趋势约束下,有效预测了该小层内多期沉积微相的展布,进而揭示了泥质夹层的空间分布;应用该研究成果,实施了一批挖潜措施,提高了单井产能。     

精细相控储层地质建模技术在老油田调整挖潜中的应用——以绥中36-1油田为例

以绥中36-1油田I期为例,首先,利用以精细地质建模为目的的地震、测井和地质一体化综合研究与建模方法,合理划分模拟单元;依据单井微相的解释成果,结合三角洲前缘亚相各沉积微相平面的组合关系,编制各沉积单元的沉积微相平面图,作为三维沉积微相模拟的趋势约束条件;建立沉积微相三维模型。其次,依据相控建模思路及各微相物性参数的分布特征,采用相控方法建立三维孔隙度模型。最后,采用相控加孔隙度协模拟的方法建立渗透率三维模型。老井及新钻调整井的生产动态资料表明,以地质模型为基础的数值模拟结果与生产动态吻合较好。     

相控储层建模技术在克拉玛依油田八区克下组油藏描述中的应用

针对克拉玛依油田砾岩油藏开发后期调整难度大,储层非均质性严重等特点,以八区克下组油藏为例,综合运用地震、地质、测井资料,依次建立三维构造模型、沉积微相模型,结合油藏实际地质情况,利用沉积相和趋势面的控制建立物性参数模型,为油藏数值模拟提供了精确的数据体,为油藏的开发调整、挖潜剩余油提供了依据。     

鄂尔多斯盆地杏白地区长6段沉积微相研究

根据岩心观察与描述,综合岩石类型、沉积构造、古生物等特征,确定研究区整体上属三角洲前缘亚相沉积。以此为基础,对研究区8口取心井进行单井相分析,建立了测井相识别模式,并识别出研究区发育水下分流河道、水下天然堤、河口坝、支流间湾4种沉积微相,其中水下分流河道是研究区主力沉积相带,是油气储集层。根据岩心微相分析、小层砂体形态和测井剖面对比分析,对该区及小层的沉积微相进行了研究,了解沉积微相的时空展布和变化规律,确定了其沉积过程。并根据单井相和剖面相分析,编制了研究区的沉积微相平面分布图,恢复了长6段沉积环境。     

沉积微相耦合岩石相的复合相控建模——砾岩油藏储层建模新方法

针对准噶尔盆地砾岩油藏岩性变化快,砂砾岩体分布复杂,储层非均质性强的特点,以克拉玛依油田八区克上组油藏为例,将沉积微相模型与岩石相模型耦合,得到基于储层成因和岩性成因的岩石相模型,建立了成因岩石相模型约束下的储层参数模型。这种针对砾岩油藏三维精细相控储层建模的研究思路和方法,较好地表征了储层的强非均质性,为油藏开发调整及剩余油分布预测提供了参考,对同类地质特征的储层建模具有借鉴意义。     

油田开发初期建模策略研究

储层建模是油田开发的基础和关键技术之一，但其可靠性在钻井少，处于开发初期的油田却遇到了挑战。鉴于此，提出在地质概念模型的指导下，多学科综合，应用随机模拟理论，多种数据集成进行建模的策略。并以苏丹FL油田为例，采用随机地震反演-随机建模一体化技术，充分利用地震波阻抗数据体进行约束建立相模型及相控储层参数模型，大大降低了井间储层预测的不确定性。     

陈堡油田陈3断块开发中后期三维地质建模

根据陈堡油田的开发现状,开展精细油藏描述,建立完善的三维地质模型,进一步研究剩余油分布规律是油田开发中后期稳产的关键。以陈堡油田陈3断块油藏为研究对象,分析总结了储层地质与沉积微相特征,认为该区白垩系泰一段第三砂层组属扇三角洲平原亚相、赤山组属风成沉积。在小层细分与对比、沉积相、储层物性等研究的基础上,以完善的储层地质知识库为支撑,采用Petrel建模软件,成功的建立了该区泰一段第三砂层组-赤山组的三维地质模型。     

二维趋势面约束法在富县地区长8 油层组地质建模中的应用

由于调整建模的变差函数分析比较复杂,在有些地质情况复杂的地区单纯使用随机建模方法往 往难以得到理想的效果,此时可以考虑导入二维趋势面的方法来控制随机模拟。该文以鄂尔多斯盆地富 县地区长8 油层组为例,采用矢量化沉积相平面图并赋值所生成的二维趋势面进行沉积相建模,同时,使 用等容线内插法生成的二维趋势面来约束孔隙度的随机模拟。结果表明,采用该方法建立的沉积相模型 和孔隙度模型分别与研究区沉积相和孔隙度平面分布特征匹配良好。同时,二维趋势面约束法也可结合 其他的建模约束法来共同约束地质模型。     

鄂尔多斯盆地镇泾区块长81 亚段成岩相研究

针对鄂尔多斯盆地南部镇泾区块的勘探前景,利用砂岩薄片、铸体薄片和扫描电镜等分析手段对取心井资料进行分析。通过对储层岩石学特征和成岩作用的分析,并结合储层物性的研究成果,采用“多图叠合”的方法有效地预测了研究区成岩相带的展布。对所划分出的4 类成岩相特点的分析,提出了成岩相带展布对油气富集具控制作用的观点,为油区进一步勘探提供了科学依据。     

鄂尔多斯盆地延长组长8段相对高孔渗砂岩储集层的控制因素分析

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长。段砂岩发育于盆地东北三角洲沉积体系和盆地西南辫状三角洲沉积体系，以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，为低孔、低渗储集层，但其中存在达到建产规模要求的相对高孔渗砂岩。通过大量地质分析、室内实验研究，认为有利于相对高孔渗砂岩储集层原生孔隙保存的主要影响因素为：有利的沉积微相(席状砂、分流河道和河口坝)，异常压力差，与成岩作用有关的烃类早期充注占位，绿泥石包膜的发育和分散的石英胶结支撑作用；在此基础上有机酸溶蚀作用形成的各类次生孔隙进一步改善了砂岩储集层的物性。在具备上述基本地质条件且几种影响因素同时作用的地区，有望发现相对高孔渗砂岩储集层及商业性油气藏。图2表1参19     

鄂尔多斯盆地代家坪地区延长组8段低孔渗砂岩成岩作用及成岩相

上三叠统延长组长8段砂岩是鄂尔多斯盆地代家坪地区重要的勘探目的层,以长石岩屑细砂岩和岩屑长石细砂岩为主,目前处于中成岩A期,属典型低孔特低渗储层。强烈的成岩作用是储层致密化的主要原因,其中压实作用和碳酸盐岩胶结作用造成储层原生孔隙大量丧失,绿泥石胶结和长石溶蚀对储层物性改善起到了积极作用,碱-酸-碱交替的成岩介质环境变化控制了粘土矿物形成、碳酸盐胶结物沉淀以及长石溶蚀作用。综合多项定性和定量参数,将长8段砂岩划分为5种成岩相类型,定量计算不同成岩相埋藏过程中孔隙演化表明,由沉积作用形成的不同成岩相中砂岩原始组分差异是导致胶结类型和溶蚀程度差异的物质基础,不同成岩相中成岩作用类型及强度是造成砂岩孔隙演化及物性差异的主要原因。优质砂岩储层分布与成岩相密切相关,其中分布于水下分流河道砂体中的弱压实绿泥石胶结相和中压实次生溶蚀相砂岩物性最好,是研究区长8段砂岩储层中最有利的成岩相带。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区上三叠统延长组长8油层组成岩相

在综合测试数据的基础上,系统地研究了姬塬地区长8油层组成岩作用类型、成岩期次与成岩流体性质,得到：①研究区长8油层组处于中成岩阶段A期,主要经历了压实-压溶、胶结、交代、溶蚀、自生矿物的充填及破裂等成岩作用;②沉积相对成岩作用的类型具有明显的控制作用,受古湖岸线位置控制的早期绿泥石环边胶结作用,是原生粒间孔得以保存的重要原因;③压实-压溶作用是造成孔隙缩减的主要原因,这一成岩作用贯穿整个成岩阶段;④自生矿物充填作用和碳酸盐胶结作用从早成岩阶段B期延续到中成岩阶段A₁期,对储层造成不同程度的破坏;⑤溶蚀和破裂作用主要发生在早成岩阶段B期和中成岩阶段A₁期,对改善储层物性意义重大。在上述研究基础上,将研究区长8油层组划为致密泥岩压实相、绿泥石环边胶结-溶蚀相、溶蚀-碳酸盐胶结相及方解石连生胶结相4个成岩相组合。储层的时空分布规律明显受沉积相和成岩相控制,研究区中部水下分流河道沉积区的绿泥石环边胶结-溶蚀成岩相带为最有利储集层发育相带。     

乌南地区下油砂山组沉积微相研究

通过大量岩心、测井资料分析,以及关键井全井段测井-沉积相划分,结合区域沉积背景与体系分析,确定了乌南地区下油砂山组所发育的沉积相、亚相与微相类型.认为乌南地区下油砂山组主要发育三角洲前缘-滨浅湖亚相,划分为八种主要微相类型:水下分流河道、水下分流河道间、河口坝、远沙坝-席状砂、前三角洲泥、滨浅湖泥、滩、坝.其中,滩坝、...     

鄂尔多斯盆地东部榆林地区测井资料标准化研究

测井曲线的标准化处理的实质是依据一个油田或一个地区的具有相同的地质地球物理特性的同一层段,不同井中的同一类测井数据的自身分布规律,由关键井及标准层建立起各测井数据的油田(或地区)标准分布模式,采用相关分析技术,对各井的测井数据进行综合分析,校正刻度不统一带来的误差,即消除非地层因素对测井数据的影响。其方法包括:频率直方图校正技术,重叠图校正技术,趋势面分析校正技术。     

致密砂岩储层孔隙度定量预测——以鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为例

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8油层组为典型的低孔、低渗致密砂岩储层。由于其孔隙结构复杂、非均质性强,应用传统的孔隙度计算方法误差较大,结合姬塬地区长8油层组的具体地质特征,运用广义回归神经网络模型对致密砂岩储层孔隙度进行了预测。结果表明,利用该方法预测的孔隙度与利用岩心分析的孔隙度符合率较高。该方法对于未取心井区致密砂岩储层孔隙度的研究具有很好的应用前景。     

鄂尔多斯盆地镇北地区长8油层组自生绿泥石对储层物性的影响

自生绿泥石是砂岩储层中常见的成岩矿物,对储层物性具有重要影响。通过普通薄片、铸体薄片及扫描电镜观察,对鄂尔多斯盆地镇北地区长8油层组砂岩储层中自生绿泥石的形成机制及其对储层物性的影响进行了深入研究。研究表明:①该区自生绿泥石主要以黏土膜和玫瑰花状2种形式产出,黏土膜内层的颗粒黏土包膜自同沉积时期开始形成,转变为自生绿泥石后,黏土膜外层的孔隙衬里绿泥石于中成岩期呈叶状或针状垂直于内层包膜向孔隙方向生长;玫瑰花状绿泥石于晚成岩期在较大孔隙内形成。②自生绿泥石对储层物性的影响表现在2个方面:一方面自生绿泥石可通过改变孔隙微区环境及占据颗粒表面空间,阻止自生石英在碎屑石英表面成核来抑制石英次生加大,从而保存原生孔隙;另一方面自生绿泥石在保存原生孔隙的同时,占据了喉道空间,使砂岩储层的渗透性降低,其含量与渗透率呈负相关性。     

鄂尔多斯盆地姬塬油田长8 段沉积相研究

延长组长8 段是姬塬油田开发的主力油层,随着油气勘探开发程度的不断加深,其储层的平面非 均质性已成为当前勘探开发的制约因素,因此对沉积相展布的精细描述显得非常重要。文中通过物源及 相标志分析,认为延长组长8 段受西北和东北2 个方向物源的控制,经历了三角洲平原向三角洲前缘的 过渡,沉积了纵向上叠置、横向上连片的分流河道砂体。在此基础上,对长8₁层不同亚相及不同物源控制下的砂体物性进行了对比,得出长8₁层三角洲平原的砂体物性比三角洲前缘的砂体物性好,受西北物源控制的砂体物性比受东北物源控制的砂体物性好。最后,对长8 段有利储集相带进行了预测,认为姬塬油 田西北方向的储集物性较好,具有较大的油气勘探潜力。