四川盆地深层海相碳酸盐岩缝洞型储层预测关键技术——以SN地区茅口组为例

下二叠统茅口组是四川盆地天然气勘探开发的重要层系之一。缝洞型储层埋藏深且存在着较强的非均质性,测井评价、叠前处理、储层预测难度大。为此,开展地球物理技术攻关研究并形成了配套技术,主要包括:①通过对录井、常规测井、电成像和斯通利波测井资料进行深入地分析,建立储层测井响应特征,掌握缝洞纵向分布规律;②据此,在静校正、信噪比、一致性和提高分辨率等方面提出保幅处理技术,获得了高精度的地震资料;③通过模型正演建立了茅口组储层地震响应模式,指导优选地震属性开展缝洞定性预测;④通过叠前随机反演来进行储层的定量预测,采用三维可视化雕刻技术实现碳酸盐岩缝洞单元的空间刻画;⑤在进行缝洞自动追踪基础上,建立离散模型,实现缝洞连通性分析。预测结果经验证与实钻吻合较好,可以为下一步井位部署提供依据,提出“走出构造找岩溶”、“走出浅层找深层”的新思路,对茅口组复杂碳酸盐岩气藏的深化勘探开发和扩展勘探新领域都具有重要的指导意义。     

一种基于OVT域的地震储层预测方法

针对全叠加地震数据局部储层预测精度低的问题,以地震沉积学为基础由叠前地震资料入手,获取河道砂体的地震反射信息,采用分组优选最佳方位角和炮检距叠加窗口方法,对OVT道集进行部分叠加, 进行储层预测工作。将研究成果应用于大庆长垣油田北一二排西区块储层刻画中,结果表明方位角和炮检距窗口成像方法能够得到叠前道集中所包含的随方位角、炮检距变化的储层信息,能够有效识别部分全叠加数据不能预测的河道砂体,河道形态更加清晰。最佳方位角和炮检距叠加数据与全叠加数据 相比,地震储层预测精度有明显提高,可对长垣油田新一轮次的储层精细刻画工作提供很好的指导意义。     

基于曲波域稀疏约束的OVT域地震数据去噪方法研究

炮检距向量片(offset vector tile,OVT)道集中噪声与有效信号的差异小,深层的弱有效信号同相轴连续性差,传统去噪方法在抑制噪声的同时会对弱有效信号造成较大损伤。为解决这一问题,在OVT道集中引入了基于压缩感知(compressed sensing,CS)理论的曲波域稀疏约束地震数据去噪方法,该方法基于曲波变换的多方向性和各向异性对地震数据进行稀疏描述,利用与噪声相关的信息约束正交匹配追踪(orthogonal matching pursuit,OMP)重构算法的迭代过程,实现对弱有效信号的提取。模型测试和实际资料处理结果表明:小波阈值去噪方法在抑制噪声的同时会损伤与噪声差异小的弱有效信号,对同相轴的连续性改善不明显,造成深层弱有效信号的同相轴连续性差;CS小波去噪方法可一定程度保护弱有效信息,但由于无法精确表达直线或曲线等边缘特征,分离与噪声差异小的深层弱信号及噪声时效果不理想;基于CS理论的曲波域稀疏约束地震数据去噪方法克服了OMP重构算法对信号稀疏度的依赖,有效提取了OVT域地震数据的中、深反射层的弱有效信号,在压制强随机噪声的同时减少了弱有效信号的损失,提高了地震剖面的信噪比和同相轴的连续性。     

基于叠前OVT域偏移的河道砂体预测方法

大庆长垣萨尔图油田萨葡高油层属于陆相大型河流-三角洲沉积,层多层薄,砂泥互层频繁。利用常规叠后地震储层预测方法只能预测部分相对较厚的河道砂体,精度低,井震结合储层描述技术不利于在长垣油田萨葡高油层中全面推广应用。利用萨尔图高密度地震资料的优势,进行叠前地震OVT域的处理,保留了数据体中炮检距和方位角2个参数,以地震沉积学为手段,分析了不同方位地层切片反映储层砂体特征的振幅属性,结合研究区的地貌学特征预测薄互层河道砂体,井震结合储层描述,进一步提高了河道砂体的预测精度,与基于常规地震资料相比,精度提高15%以上。该方法为指导长垣油田井间剩余油描述和挖潜提供了有效手段。     

基于高精度构造解释的滩相白云岩储层预测——以四川盆地龙女寺—合川地区茅口组为例

四川盆地龙女寺—合川地区中二叠统茅口组气藏获得重大勘探发现,是近期实现万亿立方米规模突破的最佳领域。该区中二叠统茅口组以台内滩相白云岩储层为主,沿古隆起边缘发育,规模、潜力较大,但该气藏埋藏深、受不同程度岩溶作用影响导致储层空间分布复杂、物性差,表现为内部小层难以精细解释、储层地震响应特征不清、储层预测难度大等难点。为支撑该区茅口组勘探开发需求,以白云岩储层预测为导向,结合精细描述白云岩储层主要参数为目标,采用“高精度构造解释+微古地貌刻画”技术,基于茅口组内部小层精细解释开展茅口组古地貌、有利相带预测研究,最后利用相控白云岩储层反演技术开展储层空间展布研究,解决茅口组台内滩发育有利区精细刻画难题。研究结果表明,基于相控的白云岩薄储层预测技术能够更好地反映储层空间分布,为成功预测白云岩储层发育带打下基础,有效支撑了勘探开发井位部署并取得丰硕成果,为下一步川中地区井位部署提供有力支撑。     

碳酸盐岩缝洞型油藏三维建模方法技术研究——以塔河奥陶系缝洞型油藏为例

碳酸盐岩缝洞型油藏与碎屑岩油藏及其它裂缝孔隙型的碳酸盐岩油藏有本质区别,溶洞、裂缝、溶蚀孔隙3种孔隙类型共存,使得传统的碎屑岩油藏建模理论、方法面临挑战.该文提出了以缝洞单元为基础的缝洞型油藏"5步法"建模技术,即建立溶洞分布模型、裂缝离散分布模型、溶洞物性参数模型、裂缝参数模型和缝洞连通体模型.地质模型描述和刻画缝洞体三维形态展布、属性分布,为开发该类油藏提供了理论基础.     

基于OVT域资料的低渗透砂砾岩储集层预测

准噶尔盆地玛湖凹陷东斜坡百口泉组砂砾岩储集层“甜点”,具有侧向叠置严重、厚度较小、非均质性较强的特点,基于常规资料准确预测该类储集层的难度较大。而以方位各向异性分析为核心的OVT域叠前地震属性分析技术,能够充分利用叠前地震资料蕴含的地质信息和流体信息,可以更有效地进行储集层预测。但是由于原始OVT域道集受不稳定的能量、不均衡的密度以及较低信噪比的影响,其道集质量不稳定。因此,介绍了一种从道集评价及预处理开始,利用动态分析寻找优势的道集方位,并进行部分道集叠加提高地震资料的成像质量及分辨率的方法。利用处理后的地震资料,在玛东地区预测了“甜点”储集层的分布,预测“甜点”储集层发育区面积约140 km2,为玛东地区井位部署和储量落实提供了依据。     

基于井控多属性机器学习的缝洞型储层预测方法

碳酸盐岩缝洞体具有强非均质性特征,单一地震属性预测和常规地震属性融合方法未考虑钻井过程中放空、漏失等信息,预测误差较大。基于实钻井井震标定,将放空漏失点属性特征作为约束条件,提出基于井控多属性机器学习的缝洞型储层预测方法,实现缝洞体精细预测。首先根据实钻井井震标定结果,提取漏失点位置的不同敏感地震属性值作为数据输入数组,根据漏失点特征定义的储层类型作为输出数组,形成训练集数据;然后基于支持向量机（support vector machines,SVM）方法,对训练集数据进行模型训练,得到符合先验信息的井震一致的预测模型;最后将该模型应用于塔里木盆地顺北地区奥陶系缝洞型储层预测。结果表明该方法能很好地反映真实储层类型特征,与钻井特征有很高的吻合度。     

缝洞型碳酸盐岩井间连通性研究——以S48井区缝洞单元为例

碳酸盐岩储层具有极强的非均质性,在现有资料和技术条件下,难以明确判断井间的连通性。针对缝洞型碳酸盐岩井间连通关系难以确定的问题,以S48井区缝洞单元为例,采用注水见效的方法,研究了井间的连通性。研究表明,利用该方法能很好地了解缝洞单元内各井之间的连通情况。     

缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元划分方法研究—以塔河油田奥陶系油藏主力开发区为例

以古岩溶缝洞系统发育为起因的缝洞储集体是缝洞型油藏油气储集的基本地质单元。缝洞型油藏的开发强调缝洞储集体内部和不同缝洞储集体之间的连通性,即缝洞单元是缝洞型油藏开发的基本单元。国内外文献对缝洞储集体和缝洞单元缺乏明确的定义,对缝洞单元的划分也在不断的探索中。以塔河油田奥陶系缝洞型油藏为背景,提出了缝洞单元的基本概念与基本分布模式,建立了缝洞单元的划分原则与划分方法。在研究塔河油田的缝洞储集体分布、流体性质分布、油井产能分布与井间连通性的基础上,对塔河油田奥陶系油藏主体开发区初步划分出15个缝洞单元,为塔河油田的进一步调整与治理提供了参考。     

碳酸盐岩储层缝洞的预测方法与应用

为了更好地预测北非S油气田上白垩统Abiod组碳酸盐岩储层的缝洞分布情况，结合已有的钻井资料，综合运用FTEC和Ant tracking技术对该区的缝洞及断裂体系进行了预测。研究表明，构造破裂作用是S油气田储层形成和发育的主要因素，裂缝是储集层的主要渗流通道；同时得出，FTEC方法对构造起伏大、构造复杂的地区的储层缝洞预测能够取得很好的预测效果，并有效地克服了基于地震数据体的Ant tracking断裂体系预测方法的局限性。上述两种方法的综合运用，有效地提高了碳酸盐岩储层缝洞预测的精度，为S油气田碳酸盐岩储层缝洞预测提供了新方法和新思路。     

基于OVT域地震数据的叠前AVOA裂缝密度反演

基于炮检距向量片(OVT)域地震数据的振幅随偏移距和方位角变化(AVOA)裂缝参数反演,充分利用了OVT道集中丰富的叠前各向异性信息,能够提高裂缝储层预测的有效性。基于裂缝等效介质理论,分别给出了含油和含气条件下反射系数与裂缝密度之间的关系,推导出不同方位地震道集差异与裂缝密度之间的矩阵关系,建立了AVOA裂缝密度反演方程;同时建立了OVT域地震数据分方位-入射角提取、波形匹配时差校正和AVOA反演的裂缝密度估计流程。中国SK地区多层系发育致密砂岩含油储层,该地区OVT域地震数据AVOA裂缝密度反演结果显示裂缝发育展布特征与断裂带分布相一致;裂缝密度反演结果与测井资料相吻合,表明所提出的方法在裂缝密度反演和储层预测中的准确性与应用前景,同时为研究区今后的裂缝储层预测和开发提供了依据。     

基于全方位OVT地震数据的各向异性裂缝预测技术在迪北致密砂岩研究中的应用

介绍了致密砂岩气藏各向异性裂缝预测原理,以迪北地区为例,通过对全方位OVT地震数据进行偏移距和方位角的优选叠加,得到覆盖次数和振幅能量等都较为均匀的分方位数据体,在此基础上,利用P波频率衰减属性的各向异性特征,开展了研究区侏罗系阿合组致密砂岩裂缝分布特征的预测。综合区域断裂特征、区域应力场特征和高精度成像测井资料分析认为,裂缝预测与实际地质情况吻合,显示了该技术能为该区的油气勘探开发提供有效支撑。     

缝洞型碳酸盐岩储集体特征及预测——以A油田PZ段为例

以A油田P_z段储集体为研究对象,采用井震联合技术进行精细连井标定可以增强层位标定横向上的连续性和可靠性。引入现代岩溶理论指导基底顶面构造解释,落实尖灭线及构造圈闭。研究区重新落实碳酸盐古潜山构造52.7 km²,增加了勘探开发的面积。利用三维可视化技术展现古地貌特征,将古地貌分为峰丛洼地、峰林谷地和古侵蚀沟3种类型。综合地质、测井和地震响应特征,将研究区储集体分为溶洞孔隙型、裂缝孔隙型和裂缝型3种类型。综合地震反演和蚂蚁体追踪建模技术,明确了研究区3类储集体的空间展布特征。认为Ⅰ类溶洞孔隙型储集体主要沿古构造高部位发育,而且位置越高储层厚度越大;Ⅱ类裂缝孔隙型储集体发育于构造斜坡部位;Ⅲ类裂缝型储集体受断裂影响明显,发育于断裂附近。     

碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油参数研究新进展——以塔河油田缝洞型油藏为例

单井注水替油技术是目前塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏减缓产量递减的最经济有效的手段,但随着新区上产步伐的加快,因能量不足递减的油井逐渐增加,注水规模逐步扩大,尤其是2009 年以后注水井数及注水量呈台阶状上升,前期的注采参数标准不能完全指导当前的注水开发。该文通过对单井注水替油现场实践的研究,在注水井选井标准、注水时机、周期注水量、关井时间等方面取得了一些新的认识,逐步完善了注水替油技术政策,进一步提高了注水替油的开发效果。     

基于溶蚀模拟实验的碳酸盐岩埋藏溶蚀孔洞预测方法 ——以四川盆地龙王庙组储层为例

针对碳酸盐岩埋藏溶蚀孔洞预测的难题,以四川盆地龙王庙组白云岩储层为解剖对象,通过地层条件下的溶蚀模拟实验揭示碳酸盐岩埋藏溶蚀孔洞发育的主控因素和分布规律,为埋藏溶蚀孔洞预测提供理论依据.实验结果表明,岩石物性、酸性流体浓度和温度主控埋藏溶蚀孔洞的发育,地质界面(暴露面、层序界面、不整合面和断裂系统)和高孔渗层主控埋藏溶...     

缝洞型底水油藏油井底水突破时间预测方法——以塔河油田4区S48井为例

底水锥进是降低底水油藏单井产量和采收率的重要原因。塔河油田奥陶系发育缝洞型底水油藏,该类型油藏与孔隙型和裂缝性油气藏具有较大的差别,储层中孔、缝、洞共存,其中大型的古溶洞系统是其主要的储集空间。由于储层尺度在空间上变化较大,储集空间分布不连续,该类型底水油藏的底水锥进机理与常规底水油藏存在明显差异。考虑塔河油田储层缝洞分布不均、非均质性较强的特点,将该类型储层抽象成为渗透率变异的概念地质模型,定义渗透率变异系数和泄油半径比来表征储层缝洞的发育程度,在此基础上推导出缝洞型底水油藏油井底水突破时间的预测公式。以塔河油田4区S48井为例开展实例计算,对比预测效果并分析缝洞发育程度(渗透率变异系数和泄油半径比)、单井产量和射孔程度对该类型底水油藏油井底水突破时间的影响。     

深水盐下湖相碳酸盐岩缝洞地震预测 ——以巴西桑托斯盆地F油田为例

桑托斯盆地F油田位于巴西深水区域的盐岩之下,具有埋藏深、岩性多样、非均质性强的特点.与常规的以孔隙型为主的储层和中国西部"串珠状"的大型溶洞储层不同,研究区碳酸盐岩为深水盐下湖相碳酸盐岩,其溶蚀孔洞孔径小、裂缝类型多,导致地震响应特征极其不明显,常规缝洞预测方法不适用.另外,受上覆巨厚盐岩层的影响,缝洞发育储层段的地震...     

小尺度缝洞型碳酸盐岩储集体地震预测技术——以四川盆地台内GS18井区灯影组四段储层为例

四川盆地灯影组为一套岩溶缝洞型碳酸盐岩储层.由于储层埋藏深度大、风化岩溶时间短,使得储层非均质性强、缝洞尺度小,常规地震技术预测储层困难.文中以GS18井区灯影组四段台内气藏为例,采用双高处理思路,进行低频保幅噪声压制、沿层速度分析及一体化速度优化、OVT域各向异性叠前时间偏移,获得高分辨率高保真地震资料.在高品质地震...     

致密碳酸盐岩缝洞型有水气藏的储量计算──以四川盆地下二叠统气藏为例

四川盆地下二叠统缝洞型气藏为致密碳酸盐岩单一缝洞气藏,地下总空间体积不大,地层水水体有限,区域上没有连片水体存在,因而气藏中地层水弹性能量可不予考虑,地层水的产出不应视为边水或底水的侵入,而是气藏中天然气弹性驱动的结果。据此将由气水共同占据的单一缝洞气藏作为一个整体,并可认为在气水产出过程中气藏储集空间保持不变,运用物质平衡法原理推导出有水缝洞型气藏的储量计算方法G=(W_p/B_g)+G_p / P_i/Z_i-P/Z/ P_i/Z_i。对于未产气只产水的缝洞系统,通过一段时间的排水,可利用该方法判断水体上方的天然气储量。