渤海海域分流河道型浅水三角洲储层构型表征——以歧口油田明下段地层为例

海上油田开发井距大、井网稀,早期以小层为单元的构型研究已无法满足浅水三角洲储层开发后期剩余油挖潜精度要求。以渤海歧口油田明下段地层为例,利用岩心、测井及生产动态资料对海上分流河道型浅水三角洲砂体进行了储层构型研究,建立了研究区浅水三角洲砂体构型级次划分、界面识别标准及空间结构模式。研究区浅水三角洲砂体可划分为三角洲体、三角洲前缘沉积体、复合河道及单一分流河道等4级构型级次,其中单一分流河道纵向界面包括沉积成因的泥岩界面、碳酸盐胶结成因的钙质界面及冲刷切割成因的物性界面等3种类型,侧向界面识别包括漫溢沉积、湖相泥岩及废弃河道等3种定性识别方法和相似油田类比及厚度模型2种定量确定方法;空间上,受湖平面下降影响,研究区浅水三角洲复合河道砂体多呈进积序列,砂体平面形态由片状向条带状转变,储层连通性逐渐变差,从而导致剩余油多分布在复合河道砂体顶部。     

渤海海域分流河道型浅水三角洲储层构型表征——以歧口油田明下段地层为例北大核心CSCD

海上油田开发井距大、井网稀,早期以小层为单元的构型研究已无法满足浅水三角洲储层开发后期剩余油挖潜精度要求。以渤海歧口油田明下段地层为例,利用岩心、测井及生产动态资料对海上分流河道型浅水三角洲砂体进行了储层构型研究,建立了研究区浅水三角洲砂体构型级次划分、界面识别标准及空间结构模式。研究区浅水三角洲砂体可划分为三角洲体、三角洲前缘沉积体、复合河道及单一分流河道等4级构型级次,其中单一分流河道纵向界面包括沉积成因的泥岩界面、碳酸盐胶结成因的钙质界面及冲刷切割成因的物性界面等3种类型,侧向界面识别包括漫溢沉积、湖相泥岩及废弃河道等3种定性识别方法和相似油田类比及厚度模型2种定量确定方法;空间上,受湖平面下降影响,研究区浅水三角洲复合河道砂体多呈进积序列,砂体平面形态由片状向条带状转变,储层连通性逐渐变差,从而导致剩余油多分布在复合河道砂体顶部。     

渤海海域A油田夹层控制下的剩余油分布模式

为分析并总结夹层控制下的剩余油分布规律,以高含水开发阶段的渤海海域A油田为研究对象,开展了储层夹层构型精细解剖和数值模拟研究。结果表明:渤海A油田夹层以泥质夹层和物性夹层为主,平均厚度小于1 m,表现为顺物源的"前积式"和垂直物源的"上拱式"展布样式。内部夹层的延伸规模、发育位置控制着剩余油的分布位置和富集程度。夹层水平延伸距离越远,夹层底部区域剩余油的富集范围越大;在注采井与夹层配置方面,采油井钻遇夹层的情况下,夹层对剩余油分布影响更大,夹层底部剩余油更为富集;在夹层和储层韵律性控制下,层内剩余油分布模式分为夹层顶部富集型、夹层上下富集型和夹层底部富集型3种。该成果对油田后期调整挖潜和实施稳油控水措施均提供了决策依据。     

河流和三角洲储层剩余油分布模式——以渤海湾盆地胜坨油田为例

通过对河流和三角洲相储层的宏观、微观剩余油形成机制和分布规律的研究,建立了剩余油宏观和微观分布模式,指出河流和三角洲相储层的剩余油平面分布主要集中在边缘相带、断层和砂体尖灭线附近以及井网未控制的部位,受沉积微相、断层、砂体分布和井网条件等多种因素控制;层内剩余油分布受层内非均质控制,剩余油主要在河流相正韵律储层的中上部及三角洲相反韵律储层的中下部富集;微观剩余油在孔喉网络中的分布主要有网络状、斑块状、附着状、孤粒孤滴状和油水混相等5种模式。     

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A油田扇三角洲相低渗储层特征及物性控制因素

为弄清渤海A油田沙三下亚段的储层特征及物性控制因素,利用薄片、扫描电镜、压汞及常规物性等分析化验资料,分析了储层的岩石成分、孔隙类型及结构、物性特征,并从沉积、成岩和构造作用等方面探讨了储层物性的控制因素。研究表明,沙三下亚段扇三角洲储层主要由成分成熟度低的岩屑长石砂岩组成,孔隙类型主要为原生粒间孔、溶蚀孔及残余原生孔组成的混合孔,孔喉结构表现为微细-细特征,属于低、特低孔-特低渗储层。储层物性主要受控于沉积作用、溶蚀作用及构造活动等。扇三角洲前缘分流河道及河口砂坝沉积环境控制了砂岩碎屑颗粒的粒度和分选,物性较好。压实和胶结作用是储层低渗的主要原因,有机酸对长石、岩屑的溶蚀造成了储层次生孔隙的发育,异常高压的形成减弱了压实作用的强度,促进了原生粒间孔的保存。构造活动形成的断层附近裂缝发育,有助于改善储层物性。综合分析认为,水动力较强的原始沉积环境、后期溶蚀改造及裂缝发育是相对高孔渗储层发育的主控因素。     

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.     

海上稠油油藏高含水期剩余油挖潜研究——以渤海海域CB油田为例

针对主力产层只有一个小层并进入高含水阶段的渤海CB油田稠油油藏,基于动、静态相结合的思路,从控制剩余油分布的因素出发,采用测井曲线频谱属性分析和小波频谱分析等数学方法、以及厚层砂体高分辨率层序地层划分与对比技术,对小层进行层内细分,开展沉积微相研究及储层非均质性研究,结合饱和度测井资料,精细刻画油藏层内各小层剩余油饱和度及剩余储量。利用研究成果成功指导了7口水平井的部署,增油效果明显,预计采收率可提高4.5%。     

黄河口凹陷明下段浅水三角洲沉积及勘探意义

从层序地层学角度进行浅水三角洲成因分析,认为黄河口凹陷明下段浅水三角洲沉积水体深浅变化是控制浅水三角洲砂体展布的主要因素.在总结出浅水三角洲有别于一般三角洲沉积的独特特征并与传统的河流相沉积比较后认为,浅水三角洲沉积体系具备更好的储盖组合关系及优越的成藏条件,可为浅层的油气勘探尤其是岩性油气藏勘探提供更可靠的保障.     

浅水三角洲相多期窄河道砂体结构研究——以渤海海域渤中25-1南油田为例

多期窄河道砂体结构研究一直以来是渤海油田开发中急需解决的难题之一。以渤中25-1南油田为例,在砂体构型研究理论的指导下,利用现有钻井、测井、地震及野外露头等资料,明确了浅水三角洲砂体的地质模式,建立了精细地层格架。通过利用钻井剖面上间断的分流河道间砂体、分流河道砂体顶面高程差异、分流河道砂体沉积规模差异等3种单井对比模式,结合波幅变化、出现复波等地震响应特征,井震结合分析单期河道砂体的储层结构,划分出单期河道砂体。研究表明,单期窄河道砂体厚度与砂体宽度呈对数相关,平均宽厚比为35。单期河道砂体宽度为200~400m,延伸范围可至整个工区。研究成果有效指导了油田优化注水、产液结构调整及井网部署,为油田开发打下了坚实的地质基础。     

三角洲前缘储层构型及对剩余油分布的影响——以鄂尔多斯盆地白豹油田为例

为了深入探查三角洲前缘储层构型特征及剩余油分布,针对鄂尔多斯盆地白豹油田白157区储层非均质性强、剩余油分布复杂等特点,充分利用岩心、测井等资料,对储层内部构型进行深入分析,阐明了三角洲前缘储层构型要素的类型和特点,对单一砂体边界具有4种识别方法,提出了垂向和侧向上构型要素的叠置模式,在垂向上主要分为侵蚀冲刷型、叠置相望型和孤立型,在侧向上可分为侧向相切型和侧向相隔型两种。不同构型要素剩余油富集不同,反韵律河口坝砂体具有上、中、下三种剩余油富集模式,正韵律水下分流河道砂体剩余油一般集中在中上部。     

断块油田高含水期剩余油分布模式及挖潜对策——以泌阳凹陷下二门油田为例

微观驱油实验和数值模拟表明,进入高含水开发阶段,泌阳凹陷下二门油田微观上剩余油主要以斑块状、网络状等形态分布于孔隙中.宏观上,剩余油主要以断层控制型、微构造控制型、压力平衡型、井网未控制型、沉积控制型等5种型式存在.根据剩余油分布,对下二门油田核三段采取了局部井网重组、注水结构调整和高速调整井优化部署等综合调整对策,采...     

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.     

海上稠油油田剩余油分布规律及水平井挖潜研究——以渤海XX油田为例

油田注水开发中后期,由于储层自身非均质性而导致水淹状况复杂,油层的水淹特征直接控制剩余油的分布,尤其是在海上稠油油田合注合采的情况下,油层水淹程度的不同而导致开发效果变差的现象越来越明显。因此,认识水驱条件下剩余油分布模式以及进行有效的调整挖潜策略研究是提高油田开发效果的必要手段。从储层非均质性研究入手,结合取心井、加密调整井、生产测试等资料总结了多层合采下不同类型砂岩的水淹规律,在此基础上描述了合采条件下层间、层内及平面剩余油的分布特征。针对剩余油的分布模式,提出了利用水平井进行调整挖潜的策略以解决开发矛盾。结果表明,利用水平井优选潜力层位进行开发,可有效控制生产含水,提高油田采收率,改善开发效果,并为海上类似油田的调整挖潜提供指导作用。     

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。     

冲积扇储层窜流通道及其控制的剩余油分布模式——以克拉玛依油田一中区下克拉玛依组为例

准噶尔盆地西北缘克拉玛依油田三叠系下克拉玛依组发育典型的干旱冲积扇储层,储层非均质性强,在长期注水开发过程中形成了多种窜流通道,并控制剩余油的形成和分布。从冲积扇储层构型解剖入手,综合应用测井、岩心、现代沉积等资料建立了冲积扇储层构型模式,在此基础上利用动、静态数据分析研究区窜流通道的类型和分布样式,冲积扇储层内部发育有别于其他碎屑岩储层的窜流通道类型,根据窜流通道的物性特征可分为大孔高渗通道和相对低渗通道2类。不同沉积相带内部发育不同成因的窜流通道:扇根内带为流沟系统,扇根外带为片流朵体骨架,扇中为高能水道。不同类型窜流通道的分布样式及其对剩余油分布特征的控制作用差异明显。流沟分布于单期槽流砾石体的上部,流沟之间相互交叉汇合形成"树状"组合,剩余油分布于槽流砾石体未被流沟切割的部位;片流朵体骨架在片流带内孔、渗性能最好,在三维空间内呈"发束状"发散,剩余油分布于单一片流朵体侧缘和上部;扇中高能水道为高孔、高渗的宽带状储集体,单一水道切割叠置频繁,剩余油富集在物性较差、规模较小的低能水道内;扇缘储层构型样式单一,径流水道规模小且多孤立分布,剩余油主要受控于开发井网与措施的完善程度。     

渤海海域新近系层序地层格架约束下岩性圈闭发育特征分析及精细刻画——以石臼坨凸起明下段为例

岩性圈闭预测与成藏研究是石臼坨凸起成熟区油气勘探获得新突破的关键。以石臼坨凸起明下段为例,在层序地层格架约束下开展沉积体系发育特征研究,创新提出并应用浅水三角洲发育模式,将研究区岩性圈闭划分为沉积型岩性圈闭和改造型复合岩性圈闭2种类型;在此基础上,通过层序地层格架约束下的砂体测井-地震响应特征分析,采用"五步法"砂体精细刻画技术,实现了对研究区岩性圈闭的识别与精细刻画。实际钻井结果表明,在石臼坨凸起新近系应用本文提出的岩性圈闭识别与精细刻画技术取得了丰硕的勘探成果,钻井地质成功率达到了100%,而且指导了又一个亿吨级油田的发现。     

浅水三角洲前缘指状砂坝构型特征——以渤海湾盆地渤海BZ25油田新近系明化镇组下段为例

综合应用岩心、测井和地震资料,对渤海BZ25油田新近系明化镇组下段砂体进行了构型解剖,探讨浅水三角洲前缘指状砂坝内部的沉积微相组成,分析指状砂坝的宏观分布及内部构型特征。浅水三角洲前缘指状分支砂体为指状砂坝沉积,由河口坝、坝上分流河道以及天然堤组成,分流河道下切河口坝,薄层天然堤则披覆于分流河道两侧的河口坝之上。指状砂坝平面上多呈弯曲状,向盆地方向弯曲度有所增加,内部分流河道由深切河口坝型到浅切河口坝顶部型转变。研究区指状砂坝宽厚比为25～110,宽度与厚度呈一定双对数线性正相关关系,并受控于基准面旋回变化。针对指状砂坝,在注水开发方式下,应避免同一分流河道内注采的开发方式,并指出指状砂坝内分流河道的中上部及注采井未钻遇的河口坝砂体为剩余油挖潜的重点。     

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。     

低渗透储层类型划分及储层敏感性主控因素——以渤海海域古近系为例

利用岩石薄片鉴定、扫描电镜分析、储层敏感性实验等多种分析手段，对渤海海域低孔低渗储层的类型进行了详细划分，并对各类储层发育段的储层敏感性特征及其对应的黏土矿物特征、含量和分布规律进行了详细研究，分析了不同沉积条件对储层敏感性的影响。研究结果表明，渤海海域低渗透储层可划分为富高岭石型、富伊利石型、富绿泥石型、碳酸盐致密胶结型。通过将低渗透储层成因与储层敏感性建立关联，提出了储层敏感性主要受控于母岩类型、古气候条件、沉积微相3个因素：①母岩类型对研究区古近系碎屑岩储层演化起决定性影响。研究区主要具有3种类型的母岩：以中基性火山岩为母岩的碎屑岩储层、以中酸性火山岩为母岩的碎屑岩储层为火山碎屑-高岭石型、以变质岩为母岩的碎屑岩储层为伊利石型。②古气候条件对储层敏感性起到了重要影响。③沉积微相直接影响黏土矿物分异，沉积微相还间接影响后期成岩作用。