河流相沉积砂体预测方法研究

介绍一种河流相沉积砂体预测方法。该方法利用测井和过井地震资料标定砂体沉积类型,岩性组合、沉积结构、沉积构造和砂体宽度等特征。在此基础上,找出砂体度与其各种沉积特征之间地质规律,回归计算砂体宽度关系式。根据建立的关系,通过从砂体延伸方向和宽度预测砂体的形态空间分布。     

海上复杂河流相油田高效开发技术研究与实践

渤海BZ油田是位于渤海南部海域的大型复杂河流相砂体稠油油田,具有河道宽度窄、单砂体油层厚度薄、储层横向变化快、纵向上多期河道砂体相互交错叠置的特征。油田投产初期采用一套层系进行开发,地层压力下降快,产油量递减大,为了实现渤海BZ油田的高效开发,研究形成了复杂河流相窄条状砂体的精细刻画技术、注采井网优化技术、注采均衡调整技术、滚动挖潜技术。这些技术应用后取得了很好的开发效果,确保了渤海BZ油田的高效开发。     

注水开发油藏注采平衡系统研究

油藏进行注水开发后，建立合理的注采平衡系统，不仅可以充分发挥油水井的生产能力。节约能耗，现时为获得最大产液量创造条件。为了搞清在高含水采油阶段，油藏产液能力，吸水能力，含水上升等变化规律，可以结合各方面因素，如地层压力、流压、注水压力，采液（油）指数及油水井数的变化等，从油藏实际出发，在分析研究的基础上，利用注采平衡交汇图，进行注采平衡系统研究。     

复杂断块油藏开发井网部署及注采井网完善

拉张盆地不同发育的断层相互切割,将油藏分割成复杂的小断块,形成不同形态的断块油藏,按形态可分为四种类型,即半圆形、条带形、三角形、四边形断块油藏,不同形态的断块油藏,有不同开发井网和注采井网。本文通过断块油田开发实践,在断块油藏形态分类基础上,提出了不同形态断块油藏合理的开发井网及注采井网。     

河流相地层层序发育特征及构成模式

运用高分辨率层序地层学理论对扶新隆起带北坡泉三段河流相地层开展高频层序划分与对比,并在短期基准面旋回相序特征和中期基准面旋回河道类型演化分析基础上,根据基准面旋回特征及河流水位的变化对研究区目的层进行了体系域的划分,建立了层序地层模式,从而为河道砂体预测、沉积微相分析以及成藏综合研究提供了具有等时意义的层序地层格架.     

河流相储层不连续界限地震响应特征研究

储层不连续界限是指由于沉积作用、成岩改造及构造运动等因素,在储层中形成的岩性尖灭、砂体叠置、物性变化及小断层等对流体流动产生影响的各类界限统称,它是影响油田开发效果的重要因素之一.基于河道砂体的叠置程度,建立了考虑“厚度、高程、叠置范围”的河流相储层结构“三参数”概念模型及6类储层结构类型敏感属性图版;在此基础上,分析...     

平面岩相解释法在河流相储层研究中的应用

与常规的剖面解释和传统的平面划相不同,平面岩相解释法是利用三维地震资料横向密集连续性好的特点,将地震属性信息与储层层序和地质过程相结合,运用地层切片技术、多属性融合成像技术、平面岩相自动追踪解释技术,结合地震资料、测井资料和钻井资料相,最终在平面上再现地下地层的岩相图像。在松辽盆地南部QD工区河流相储层研究中的应用结果表明,该方法具有解释精度高、速度快、微相解释和构造细节清楚等特点,在岩性油气藏勘探开发中具有广阔的应用前景。     

我国油田河流相与三角洲相储层参数统计研究

中国油田河流相与三角洲相储层的地质储量占碎屑岩相总储量的近８０％，是主要的沉积相类型。统计研究了中国油田河流相与三角洲相的典型油水相对渗透率曲线、典型毛管压力曲线、典型ＰＶＴ关系，以及多种储层参数的平均值。比较了它们之间的差异。     

长庆油田低渗透油藏稳产技术数值模拟研究

M油藏属于低渗透裂缝性油藏,非均质性强,注水开发7年后区块存在含水上升快、产量递减快、稳产形势严峻等诸多问题,因此制订高效合理的稳产措施是取得较好开发效果的关键。在前人研究成果的基础上,建立了考虑启动压力梯度和人工压裂裂缝的数值模拟模型,采用有限差分法将数学模型在三维空间差分离散,用IMPES方法进行求解,在此基础上编制了模拟程序。模拟结果显示,采液速度为当前1．5倍、注采比为1．5、注水井井底流压为31MPa。     

河流相储层不连续界限对剩余油分布及布井策略的影响作用

河流相储层内部夹杂着诸多影响地层渗流的不连续界限,研究其对剩余油分布的影响,优化布井策略,对此类油藏高效开发具有重要意义。结合复合砂体构型理论成果,建立了不同级别不连续界限的油藏数值模拟模型,模拟了在大井距开发条件下,不连续界限对剩余油分布的影响,建立了河流相储集层不连续界限控制的剩余油分布规律图版;根据不连续界限两侧砂体叠置关系,将河流相不连续界限归纳为3种接触模式,基于界限规模和连通能力认识,结合界限控制的剩余油分布,提出了水平井穿不连续界限的布井策略。选取渤海某河流相油田进行了成果应用,根据示踪剂产出分析结果和新钻调整井生产效果认为,本文研究具有较好地适用性,对油藏开发方案设计井位部署和剩余油挖潜具有指导作用。     

金湖凹陷戴南组隐蔽油气藏研究

运用层序地层学理论与方法，结合构造背景和沉积特征。分析了金湖凹陷戴南组地层与岩性圈闭的形成及分布规律，并通过对地层和岩性圈闭的评价和预测，指出了金湖凹陷戴南组隐蔽油气藏的下一步勘探目标。     

底水丘滩体储集层特征及开发对策

碳酸盐岩底水气藏储集层复杂多样,储集层中裂缝发育,导致气井出水,气藏开发效果差。以土库曼斯坦阿姆河盆地BTU碳酸盐岩气田为例,通过分析研究区地质特征,明确了裂缝发育特征,揭示了气井高产的有利因素。基于水体能量评估结果和储集层物性特征,细分丘滩体水侵储集层类型,评估不同类型气藏水侵风险。分析不同类型气井生产动态,总结气井出水动态特征和产量递减规律,结合国内外控水采气经验,从而提出不同水侵特征类型储集层高效开发对策。     

陆相断陷盆地隐蔽油气藏成因类型及控制因素——以南堡凹陷为例

南堡凹陷隐蔽油气藏以上倾尖灭、透镜体、断层—岩性及不整合遮挡和超覆等类型为主,其分布受不同类型坡折带,如断裂坡折带、挠曲坡折带、沉积坡折带和侵蚀坡折带等控制。隐蔽油气藏成藏主控地质因素是断裂,其中同沉积基底大断裂控制了决定隐蔽圈闭形成和分布的各类坡折带的形成,而油源断裂则起到了将油气从烃源区输导到隐蔽圈闭中聚集成藏的关键作用。隐蔽油气藏成藏需要经过3个阶段:断裂控坡折带—坡折带控隐蔽圈闭—油源断裂输导成藏。     

台北凹陷西部隐蔽油气藏形成条件及勘探有利区带

吐哈盆地台北凹陷中浅层隐蔽油气藏勘探尚处于初期阶段,已发现地层型、岩性型和构造-岩性复合型3类隐蔽油气藏,但其数量和储量所占比重小,隐蔽油气藏勘探潜力较大。台北凹陷西部中浅层可识别划分为3个二级层序、10个三级层序,SQ9(J2q)、SQ8(J2S2)基准面上升旋回是隐蔽油气藏(岩性油气藏)勘探的主要目的层序,发育七泉湖辫状河三角洲和苏巴什辫状河三角洲沉积体系,其沉积砂体受区域斜坡和坡折带构造背景的控制。岩性圈闭生成模式主要有4种:①斜坡带三角洲前缘上超型,②坡折带三角洲前缘顶超型,③前缘砂体后期掀斜型,④坡折带湖底扇-斜坡扇型。其中,前3种为隐蔽圈闭的主要生成类型。胜北次凹周缘的火焰山北坡葡萄沟段、葡北东斜坡、火北鼻隆、苏巴什鼻隆和连木沁鼻隆区是近期勘探隐蔽油气藏的主攻区带。     

松辽盆地南部大情字井地区层序地层及隐蔽油气藏预测

应用大量钻井、测井和地震等资料,建立层序地层格架,分析了大情字井地区层序地层发育特征,总结出层序格架内油气藏的分布规律。统计结果显示,有48.2％的油气储存于低位体系域中,有26.8％的油气储于水进体系域中,而有25.0％的油气储于高位体系域中。低位体系域是隐蔽油气藏勘探的重要部位。在此基础上,重点对大情字井三维地震探区的高台子油层开展波阻抗反演和吸收系数处理,分析和总结了含油砂体的识别特征,预测了储集砂体和隐蔽圈闭油气分布的有利部位。     

华北油田隐蔽油藏勘探实践与认识

随着勘探的不断深入,华北油田富油凹陷构造油藏的勘探程度越来越高,勘探对象日趋复杂,勘探难度越来越大。面临勘探现状,华北油田认真分析勘探形势,立足资源基础,解放思想,积极转变勘探观念,有意识地加强隐蔽油气藏的深入研究与勘探,先后在冀中坳陷的饶阳凹陷、二连盆地的巴音都兰凹陷、乌里雅斯太凹陷等发现了多个规模富集的隐蔽油藏。通过隐蔽油藏的勘探实践,取得了四点主要认识、六点重要启示,对今后深化华北油田隐蔽油藏的勘探具有重要的指导作用。     

特低渗透油藏分类及开采特征研究

分析了特低渗透油藏地质特征参数、油藏特征参数以及流固耦合特征参数，应用非达西渗流理论和非线性弹性渗流理论研究了影响开发效果的参数。在此基础上，确定了分类参数，对特低渗透油藏进行了系统的分类；并通过分析不同类型特低渗透油藏开采特征的异同，证实了分类指标的代表性；分析了造成不同类型油藏驱替及开采特征差异的内在因素是启动压力梯度、毛细管压力和储层的压力敏感性；提出了在异常高压油藏开发过程中，应控制合理生产压差、保持适当地层压力开采等防止压力敏感性伤害的措施。     

塔河油田于奇东地区隐蔽油气藏预测方法及应用研究

隐蔽油气藏勘探仍然是一大难点,存在圈闭识别难度大、钻前预测可靠性低等一系列问题。该文以塔河油田于奇东三维地震和3口气井、6口非含气井资料为基础,通过地震波衰减异常处理技术和成藏条件分析方法,探讨了奥陶系碳酸盐气层的地震波衰减响应特征,同时用该方法预测了可能存在的东河砂岩碎屑岩隐蔽圈闭油气藏。研究结果表明,衰减含气检测对于碳酸盐溶洞、裂缝—溶洞型储层具有一定的指示效果,而对于以裂缝为主的储层应用效果不理想。通过目的层的衰减异常分析及沉积相和构造综合研究,在该区识别出一个东河砂岩储层的断裂—地层复合圈闭可能油气藏,其面积约为30.53 km 2,闭合高度为120 m,气层最厚可达51 m。衰减含气检测在隐蔽油气藏勘探中具有较大的应用潜力。     

水驱开发断块型油藏注采参数调整——以大庆油田北二西F断裂两侧断块为例

为了实现断块型油藏安全有效的水驱开发,需要保证断裂面两侧断块内现有注采关系下的平衡地层压力差小于断裂的最大静摩擦力。文中以断块为计算单位,把相同井网下注水井作为注液单元,采油井作为采液单元,求取断块内平衡地层压力。将断裂两侧断块内平衡地层压力差值与断裂最大静摩擦力进行比较,结果表明,F断裂两侧断块内现有注采条件下的平衡地层压力差满足安全生产的要求,但断块平衡地层压力比原始地层压力高,可以通过降低采油井的井底流压,使断块内平衡地层压力回落至原始地层压力。     

辽河西部凹陷南段隐蔽油气藏的形成条件与分布规律

辽河西部凹陷南段烃源岩、储集岩和盖层条件十分优越,形成多套有利的储盖组合。该区烃源岩生烃期、排烃期与圈闭形成期配置合理,具备形成多层位岩性地层油气藏的条件。主要发育地层、岩性和复合等隐蔽油气藏类型。油气分布规律为:纵向上,主要储盖组合类型控制了隐蔽油气藏的分布层位;平面上,受凹陷地质结构控制,不同构造位置发育不同类型的隐蔽油气藏。认为同沉积断裂带之下的有利储层发育带,即陡坡和缓坡坡洼过渡带是该区有利的岩性油气藏发育区带。