渤海油田中深层扇三角洲储层研究新方法——以金县油田为例

扇三角洲储层精细表征方法一直是国内外学者研究的难点和热点,中深层储层由于地震资料品质差对沉积储层刻画难度大,海上油田受困于作业成本限制,难以通过密井网实现储层精细研究。结合层序地层学研究、通过物源定量模拟实验以及原油色谱指纹技术综合研究明确了储层展布规律和连通关系,并确立了对于中深层扇三角洲储层研究的新方法。首先针对3种不同地层倾角、不同物源类型的供给模式进行模拟,结合重矿物资料、成熟系数以及井资料确立了2种物源发育模式,即同源同支和同源不同支。结合原油色谱指纹、岩心、录井、测井和地球物理等资料,在沉积模式的约束下进一步明确了储层连通关系,确立了储层发育特征。综合储层精细表征、地质建模及数值模拟技术,明确了储层连通关系,同一河道范围内储层连通性好,不同河道之间连通关系为弱连通或不连通。地质建模过程中综合重矿物、成熟系数以及砂岩展布特征分析的结果,将物源方向细化为为87～131度,对应为主变程这一变量;在此基础上的相控地质建模更能反映储层发育特征,为全区河道砂体的解剖提供了定量、可靠的地质模式,且基于该地质模型的数值模拟结果与生产实际吻合度高,产液结构调整措施取得了良好效果。该研究思路有助于提高地质建模的准确度,对解决实际生产问题也具有指导意义。     

渤海浅层油田储层预测研究——以B2油田为例

针对新近系明化镇组的油田地层较浅、地层反射结构相对简单的地质特点,如何充分挖掘地震资料中蕴含的丰富信息,并加以综合分析和利用,以满足不断增长的对于储层预测及含油气性预测的需求通过一个储层预测实例表明,利用地震属性综合分析技术,可以较好地解决沉积相划分、储层预测、含油气判别等方面的地质问题.     

辫状河三角洲前缘储层特征及非均质性研究——以渤海湾J油田东块沙河街组为例

利用岩心、测井和生产动态信息等资料,对渤海湾盆地J油田东块沙河街组辫状河三角洲前缘储层特征及非均质性进行深入剖析。结果表明:目的层砂体以中-粗粒岩屑长石砂岩为主,岩石成分成熟度较低,分选度和磨圆度中等,主要发育粒间孔隙,毛管压力曲线形态以I类偏粗歪度为主,属于中、高孔渗储层。目的层层内、层间、平面非均质性均较强;层内渗透率突进系数最大平均值高达5.54,且识别出4种渗透率韵律特征;层间渗透率最大相差249倍,且各小层岩性存在较大差异;平面渗透率主要受沉积作用控制,渗透率向远离水下分流河道中心方向逐渐减小,由水下分流河道—河口坝—席状砂渗透率依次变差。该研究成果为油田储层地质建模和优化注水方案研究提供大力地质支持,促使J油田能够合理高效开发。     

辫状河三角洲前缘亚相储层分布模式分析及应用 ——以JX油田东块沙河街组为例

辫状河三角洲前缘亚相发育多支水下分流河道,对其他沉积微相的分布也具有控制作用,明确各支水下分流河道的分布和叠置关系对于井网部署和油田管理至关重要。JX油田东块沙河街组发育辫状河三角洲前缘亚相,由于水下分流河道易发生迁移摆动,河道砂体在纵向上多期叠置、平面上泛连通分布。在泛连通的辫状河三角洲前缘亚相中,同支水下分流河道砂体的连通性较好,相反,不同支水下分流河道砂体的连通性则相对较差。目前JX油田部分油井表现为地层压力低,邻近注水井表现为自溢现象,严重影响开发效果,降低了采收率。通过沉积标志识别、沉积特征研究以及井-震结合砂体描述,确定JX油田东块沙河街组辫状河三角洲前缘亚相的储层分布模式为顺物源方向水下分流河道砂体逐渐减薄,迅速相变为泥岩,垂直物源方向水下分流河道并列分布或叠置切割,砂体厚度呈现厚—薄—厚特征,岩性上表现为砂岩—泥岩—砂岩特征。经动态资料验证,研究结果准确、可靠。根据储层分布模式对研究区开发措施进行调整,取得了较好的效果。     

渤海复杂薄互沉积储层地震定量预测方法及应用——以垦利X油田沙河街组储层为例

垦利X油田沙河街组储层厚度薄,单层厚度多数小于4 m,砂泥互层结构明显,受埋深影响,地震资料分辨率低,储层预测难度大。充分应用工区三维地震信息,在精细层序格架约束下,通过地层切片及属性提取与分析技术,提取多种类地震属性,在地质分析及井点信息约束下,优选出最能反映沉积特征及储层分布的地震属性,然后分析井点砂泥岩参数与地震属性的相关性,建立储层参数与地震属性的关系对地震属性进行标定,最终在沉积模式约束下,实现基于地震属性分析技术的薄互沉积储层定量预测。     

海上中深层断块油田滚动开发研究及实践——以J油田沙河街组为例

J油田为渤海湾盆地典型的中深层复杂断块油田,具有总体储量探明程度低,潜力分布零散,评价难度大等特点,利用钻井、岩心、测井、测压、地震等资料,通过开展储层综合研究,明确了沙河街组物源方向、沉积主控因素、储层展布规律,并且结合区域油气成藏条件及油气分布规律分析,构建了油田相邻断块、层间、边部、水层恢复4类潜力及立体成藏模式。针对油田储层及潜力分布情况,建立了6种潜力兼顾评价模式,相继评价落实了13个潜力层及3个潜力断块,新增探明石油地质储量650×10~4t,优化调整后增加调整井15口,预计增加可采储量100×10~4t,实现了较好的经济效益。     

渤海海域渤中地区中深层储层控制因素分析——以石臼坨凸起东段陡坡带沙河街组为例

根据石臼坨凸起东段陡坡带已钻井古近系岩心、测井以及各种分析化验资料,通过储层沉积学、岩石学和成岩作用的研究,详细论述了该区中深层沙河街组优质储层的控制因素,认为溶解作用和异常高压是该区中深层优质储层的主要控制因素。研究成果可供渤海海域地质条件相似的中深层勘探区块借鉴。     

湖相白云岩储层研究——以渤海油田为例

以渤海湾几个发现白云岩的油田为例,结合白云岩的几种主要成因理论,从岩性特征、测井曲线形态、薄片鉴定、岩石成因方面对渤海湖相白云岩进行分析研究,研究表明白云岩分布受气候和古地貌控制.根据湖平面变化和古地貌.结合沉积环境、地震,利用层拉平技术探讨了白云岩的分布特征.     

埕岛油田东斜坡层序约束下的储层预测技术

由于埕岛油田东部斜坡带东营组储层埋藏深、相变快、且常常与围岩速度差异小,依据目前的三维地震资料分辨该区东营组单个砂层及进行层位标定难度较大,从而无法了解储层的空间展布规律。本文通过钻井、测井和地震资料的综合分析及东营组长期旋回内部界面的识别,将东营组长期旋回自上而下划分为层序S1、S2、S3、S4;根据东营组储层的各种沉积相具有独特的地震波组响应特征,通过扩大砂体研究对象,从层序约束的角度,以砂体所在沉积韵律或旋回为目标,充分利用地震资料进行储层预测,形成了一套有效的储层预测技术。主要流程包括层序划分与解释、宏观地震相解释、时窗界定、在无井控制下的聚类分析储层预测、在有井约束下的储层平面预测。通过宏观地震相解释、综合瞬时相位切片、BP神经网络储层预测图,进行该区块砂体追踪和解释,取得了良好的效果。     

河流相油田水平井着陆技术研究及应用——以渤海Q油田为例

水平井以最佳的井斜角和入层深度着陆中完是实现目标产能的关键和基础保障,但由于河流相油田储集层具有横向变化大、油水关系复杂、油藏类型多样等特点,储集层特征难以准确刻画和精准预测,给水平井着陆带来了较大的难度和挑战。在对渤海Q油田已钻井储集层特征认识的基础上,通过研究形成了储集层模型分类及着陆原则、基于优选邻井的储集层精细预判方法、储集层内夹层随钻识别技术等指导水平井着陆的技术方法,实现了水平井着陆位置储集层特征的精准预判和随钻快速识别。在Q油田16口水平井作业应用验证中取得了较好的效果,有效提高了水平井着陆成功率和质量,在同类型油田中具有借鉴意义和推广价值。     

渤海Q29-2油田沙河街组复杂岩性储层有效性评价及物性下限值确定

渤海Q29-2油田古近系沙河街组发育厚层碳酸盐岩和砂砾岩混合沉积的低孔渗复杂岩性储层,储层岩性及物性变化快,非均质性强,储层有效性评价和物性下限值确定是测井评价的重点及难点。利用Pe曲线指示法和孔隙频谱分析法定性评价了该油田沙河街组复杂岩性储层有效性,丰富了低孔低渗复杂岩性储层的有效性评价方法。利用毛管压力法和核磁共振实验法综合确定了该油田沙河街组复杂岩性储层物性下限值,其中孔隙度下限为9%,渗透率下限为0.4 mD。本文成果突破了渤海油田古近系沙河街组储层物性下限的传统认识,可以解放该地区大量油层,为Q29-2油田储量评价提供了关键技术支撑。     

变质岩潜山裂缝型储层精细预测技术——以渤海海域A油田为例

渤海海域A油田位于渤中凹陷西南部,主要目的层为太古界变质岩潜山。钻井揭示太古界潜山储层为裂缝型储层,储层纵、横向变化较快,优质储层预测难度大。为此,在充分挖掘地震资料信息的基础上,形成了一套针对性的叠后多属性裂缝检测技术。首先,通过区域地质认识及钻遇情况,将裂缝储层段在垂向上分为风化裂缝带和内幕裂缝带;其次,针对不同类型的储层建立地质模型并对模型进行正演模拟从而明确风化裂缝带和内幕裂缝带的地震响应及识别特征;最后,在正演模拟结果的指导下开展叠后地震属性及裂缝检测研究并利用绕射波技术对储层进行进一步精细描述。研究成果与已钻井资料的吻合度较高,为下一步的井位部署和开发方案制定提供了有力支撑。     

渤海海域湖相碳酸盐岩储层研究方法——以XX油田深层生屑云岩为例

针对海上碳酸盐岩油田开发难点及面临的挑战,以XX油田深层碳酸盐岩油藏的ODP实施为例,提出了深层生屑云岩储层预测方法。通过古地貌及碳酸盐岩沉积模式综合研究,建立深层碳酸盐岩油藏、窄薄储层的配套研究技术,并在该技术的指导下成功完成对XX深层碳酸盐岩油田的储层预测。实践证明该研究方法可以很好地指导深层碳酸盐岩储层研究,对于类似油田的开发具有借鉴意义。     

砂岩储层微观结构分形特征研究——以胜坨油田古近系沙河街组储层为例

岩石微观结构研究是当今储层研究的难点问题,储层微观结构影响和控制了储层微观性质和宏观特征。运用胜坨地区3口井的40个不同沉积类型储层的岩心薄片分析资料及压汞资料求取了其分形维数,利用分形几何的基本理论研究了储层微观结构参数特征,结果表明储层微观孔隙结构在一定的尺度范围内具有分形特征,进一步研究了储层物性、储层微观结构参数与分形维数的定量关系。研究发现,无论从单井数据还是多井数据的分析结果均表明,分形维数与储层物性参数、孔隙结构参数具有较好的相关性,[JP3]且与三角洲平原储层相比,三角洲前缘储层的分形维数与物性参数、储层微观结构参数的相关性更好。可见,分形维数可以综合反映孔隙空间复杂程度,可以用于储层微观结构分析。     

渤海油田深埋潜山储层预测关键技术研究——以渤中19-6潜山为例

随着渤海油田中浅层勘探程度越来越高,位于凹陷区深埋潜山逐渐成为油气勘探的重要领域,但由于其埋深大、储层非均质性强、上覆地层吸收衰减和屏蔽影响严重等因素,深埋潜山的勘探面临巨大挑战.针对以风化淋滤成因为主导的太古界变质岩潜山风化裂缝带储层,创新提出了基于相位一致性分析的微断裂刻画技术、基于古地貌约束的叠前弹性参数融合技术...     

基于古地貌分析的中深层沉积储层质量评价——以渤海X油田沙二段为例

在地震资料精细解释基础上,采用去压实和古水深校正方法对渤海X油田沙二段沉积后古地貌进行了恢复,划分出沟谷、凹陷、斜坡和凸起等4种地貌单元,并对地貌单元控制下的储层质量进行了分析。结果表明:沟谷、凹陷单元砂体厚度大,泥质成分少,压实、胶结作用弱,溶蚀作用强,储层物性好。凸起单元砂体厚度小,泥质成分多,压实、胶结作用强,溶蚀作用弱,储层物性差。斜坡单元砂体厚度较大,迎主河道方向,水动力较强,泥质成分较少,储层物性较好;而背对主河道方向,受凸起遮挡,水动力较弱,泥质成分较多,储层物性较差。生产动态数据表明,沟谷、凹陷单元钻井产能高,凸起单元钻井产能低,斜坡单元迎主河道方向钻井产能较高,背对主河道方向钻井产能较低。此外,综合考虑砂岩厚度、古水深和比采指数等因素,预测有利储层分布区域3个。     

渤海古近系中深层储层预测技术及其应用

渤海古近系中深层(埋深大于2 500 m的古近系地层)构造复杂,储集体埋藏深、相带变化大,储层预测困难,钻探失利井有一半以上因储层预测不准确而致。储层预测结果已成为制约渤海古近系中深层勘探成效的关键。基于工作实践,提出了适合渤海古近系中深层储层预测的技术思路与方法,包括陆相层序地层分析、古地貌分析、地震相组合与地震属性解释以及成岩动力学分析等。以辽东湾JZ-S地区沙一、二段储层预测为例,简要介绍了渤海古近系中深层储层预测技术的应用效果。     

基于地震属性技术的储层预测研究——以胜利油田单56区块为例

目前地震属性分析技术已成为油气勘探和开发工作中必不可少的常规方法,但地震属性的种类不断增多,对储层预测精度的要求也越来越高,这使得地震属性的提取、优化及应用成为了关键。以胜利油田单56区块馆陶组下段砂体储层为目标,首先在岩石物理统计及属性敏感性分析的基础上提取合适的地震属性,然后采用K-L变换对多种地震属性进行降维处理,最后基于人工神经网络的识别技术对目标层的含油饱和度等储层参数进行了预测,预测的效果较好,为该工区的剩余油开发提供了依据。     

高尚堡油田沙河街组三段二、三亚段储层层序地层学研究

水进、水退控制的进积、退积以及加积等充填样式和它们在空间上的叠置方式,是断陷湖盆层序划分的主要依据。因此,幕式构造沉降作用引起的沉积基面变化是控制层序发育及其基本特征的根本原因,沉积物供给和气候变化只是层序形成的外部条件。运用上述方法可将高尚堡油田沙河街组三段二、三亚段划分为9个副层序组和若干个副层序,极大地提高了地层划分和对比的精度。