柴达木盆地尕斯库勒油田E31油藏“双高”阶段测井精细解释方法

柴达木盆地尕斯库勒油田E₃¹油藏经过多期调整开发目前已进入高含水、高采出程度的“双高”阶段。早期勘探阶段建立的测井解释模型的精度已不能满足现阶段油藏三维精细表征需求。为了满足研究需求,进一步改善高含水油田的开发效果,需开展测井精细解释评价研究。针对E₃¹油藏储层岩性变化大,粗、中、细砂岩发育及部分层段发育砂砾岩、砾岩的岩性复杂特点,采用多参数图形聚类分析算法,实现了该油藏岩性剖面连续处理解释,可以有效的识别岩性;针对开发历程长、测井系列多样、主力层电性特征差异大等问题,采用细分手段建立储层参数模型及解释标准,提高了测井解释精度;基于自然电位影响因素分析校正及室内渗流理论,建立了水淹层定量评价方法,实现了储层水淹级别的划分。研究成果为油藏精细描述及剩余潜力分析提供技术支撑。     

尕斯库勒E_3~1油藏Ⅲ5小层孔隙度分布结构特征

储层物性受诸多地质因素的影响,经常表现出强烈的非均质性,这种非均质性在一定的空间尺度上具有明显的结构特点。储层的孔隙度,决定着流体流动单元的发育程度、油层波及体积和采收率,其可以看成是区域化变量,同时反映空间变量的结构性和随机性。文中以青海尕斯库勒E31油藏Ⅲ5小层为例,统计了该小层孔隙度参数的变化范围、平均值、峰值、变异系数等统计量,绘制了概率直方图,分析了孔隙度在该小层的变化特征。基于地质统计学原理,利用变差函数分析,通过克里金展布对该小层孔隙度空间分布结构特征进行了研究,并绘制了分布图。Ⅲ5小层孔隙度的实验半变异函数用具有块金效应的球状模型拟合并进行预测,模型拟合较好,理论曲线基本将实验曲线拟合上,验证了这种非均质性在空间尺度上的结构特点。本区孔隙均质程度偏低,孔隙大小不均,储层物性较差,砂体不发育,呈孤立状,含油性受岩性控制,有效厚度较小,可以用克里金预测的结果去验证曲线的拟合正确性。从克里金展布图上可看出,主变程为东西方向,135°为分流河道方向,本区主要是分流河道-泛滥汊道-废弃河道,大致可看出这些沉积相的分布,说明拟合基本与沉积相分布吻合。     

Q6 E31细砂岩储层水淹层评价

Q6E₃¹油藏自2014年以来油藏含水上升较快，整体受注水、边底水双重影响，原始地层低矿化度以及淡水的注入给剩余油评价带来困难。以岩石物理实验为基础，深入开展测井资料研究，建立残余油饱和度、束缚水饱和度、含油饱和度等模型有效识别水淹层；在相渗实验基础上，建立产水率模型，实现6级水淹定量评价。过套管电阻率剩余油评价与产液资料结合，指导现场生产并取得良好效果。     

红柳泉油田E31薄层地震反射特征正演分析

针对红柳泉油田E13地层存在砂泥岩薄互层、厚层泥岩夹薄层砂岩两种薄砂层组合方式,在红118井、红17井测井资料和单砂层厚度、速度、密度及岩性纵向组合的约束下,本文设计了井间二维地质模型,采用正演技术,合成了40,60,80Hz三种频率的模型地震响应。根据研究区的薄层组合特征及模型正演结果,得出以下结论:①砂泥岩薄互层在40～80Hz地震响应中,主要出现强反射和弱反射两种响应特征,这主要取决于相邻反射界面地震波的干涉结果;②厚层泥岩夹薄层砂岩在40～80Hz地震响应中,反射特征逐渐由低频剖面中不连续复波演变为高频剖面中连续的强反射;③在地震响应中出现了层断波不断和波断层不断两种异常现象,前者可能由相邻砂体的子波旁瓣造成,后者可能是因砂体集中尖灭的累积效应所致;④对比60Hz地震响应和实际地震剖面可知,虽然在实际地震剖面上无法识别5m以下的单砂层,但却可以分析造成实际地震剖面上波形变化的地质原因,进而分析井间砂体是否存在、砂体厚度变化及砂体大致分布范围等细节。     

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从南翼山E₃2凝析气藏地质特征、措施作业及试采特征分析入手，提出了南翼山E₃2凝析气藏气水关系模型，分析了气藏水淹原因，总结了该凝析气藏开发的一些经验及教训，指出人工巨型水力压裂是该凝析气藏水淹的潜在原因，不合理配产采气是气井水淹的诱导因素，不合理井位部署是缩短气藏无水采气期的主要原因。指出层状气水层间互气藏或气水层邻近的气藏，特别是层状裂缝型气藏，不宜压裂增产采气，同时提出该类气藏开发井位部署应远离人工裂缝，明确指出控制采气速度特别是人工裂缝附近井的采气速度有利于该类气藏的高效开发。该气藏后期生产特征表明，本文分析方法正确，结果可靠，对同类型气藏的科学开发具有一定的指导和借鉴意义。     

地震方法计算尕斯库勒油田E3^1油藏薄层厚度

通过地震属性分析，发现E3^1油藏道积分能量与厚度有很好的线性关系，利用波峰振幅／层速度计算厚度法、波谷振幅／层速度计算厚度法、积分振幅／层速度与厚度法以及主振幅与主频率法联合计算厚度法四种方法，同时建立了各层厚度与道积分能量之间的关系，进行了E3^1油藏各油组砂体厚度计算。通过计算厚度与实际己完钻井钻遇地层厚度对比，表明所选用的方法合理可行。根据计算的各油组的砂体厚度，进行了沉积相分析，取得了与通过地质认识和分析化验等研究成果相一致的认识。     

ZZ油田E2d12隐蔽油藏的超覆边界位置分析

GY凹陷ZZ油田渐新统戴一中亚段(E2d12)隐蔽油藏边界存在不确定问题。根据研究区的测井和钻井资料,综合分析目标地层上倾方向的厚度变化趋势,预测目标地层与下伏地层不整合超覆的边界点,进而落实油藏上倾超覆边界;利用测井约束地震反演法将大面积的连续分布的地震资料与具有高分辨率的井点测井资料进行匹配、转换和结合,预测E2d129号砂体的展布及厚度变化情况,从而分析确定油藏上倾超覆边界。研究结果表明,此两种方法预测的ZZ油田隐蔽油藏上倾超覆边界基本吻合。     

基于小样本数据深度学习的砂体厚度预测方法及应用

沾化凹陷渤南洼陷北部Y184井区沙四上亚段储集层为多期扇三角洲沉积,具有单砂体厚度小、横向变化快、砂泥岩互层等特征,无法定量预测,制约了该井区的高效开发。综合利用深度学习和地震属性预测方法,通过构建虚拟井,解决研究区深度学习训练样本不足的问题,从而挖掘出砂体厚度与地震属性之间的非线性关系,建立了利用地震属性预测砂体厚度的网络模型,该方法能够较为准确地预测砂体厚度及其横向展布特征,提高了预测精度,为致密砂岩储集层预测提供了新的思路和方法。     

昆北油田切12区E31碎屑岩储层特征及控制因素

通过对昆北油田切12区下干柴沟组下段(E31)储层岩石学特征、储集空间特征、孔隙结构、物性特征及控制因素的分析和研究,认为工区储层岩石类型以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主;储集空间以原生粒间孔为主,次生溶孔和裂缝次之,属低孔特低渗储层。影响研究区储层物性的因素有沉积相、成岩作用、构造运动,其中沉积相和胶结作用是主要的控制因素。储层特征及控制因素的研究有助于进一步认识和预测工区储层的发育规律。     

南阳凹陷白秋地区H32-H21沉积相研究

在取心井段和单井沉积微相研究的基础上,通过对南阳凹陷白秋地区大量钻井取心、地震剖面、测井资料分析,对沉积微相横向对比及平面展布特征进行研究,确定了白秋地区核三段二亚段(H32)-核二段一亚段(H21)沉积亚相由三角洲前缘和前三角洲构成,浅湖-半深湖次之,主要沉积微相类型包括水下分流河道、河口坝、支流间湾和前三角洲泥。目的层段物源稳定,主要来自东北部,不同砂层组在区内沉积相展布表现出一定的时空演化规律。     

柴达木盆地干柴沟地区E32Ⅱ油组储层伤害评价

目的 对干柴沟地区E₃²Ⅱ油组储层特征及储层伤害进行评价。方法 开展了岩心描述、薄片鉴定、扫描电镜分析、X衍射分析、储层伤害评价等实验。结果 干柴沟地区E₃²Ⅱ油组储层岩性为灰云岩、泥质灰云岩,主要由白云石、方解石组成,混杂少量陆源粉砂、黏土矿物、膏盐类矿物(硬石膏、钙芒硝、氯化钠)、黄铁矿等,碳酸盐岩为泥晶结构,碳酸盐晶体粒径为2～4μm;岩石以块状结构为主,少量水平层理及纹层理;储集空间以白云石晶间孔为主,普遍发育,弥散状分布,孔径为0.5～2.0μm;有机酸溶蚀作用普遍发育,局部溶蚀作用强,可形成溶蚀孔隙,溶蚀孔孔径为5～20μm;块状结构岩石局部发育高角度裂缝,纹层状结构岩石发育层间缝;储层孔隙度平均值为8.3%,渗透率为1.38×10^-3μm²,属低孔特低渗储层;通过对储层伤害实验数据分析,研究区存在强速敏性,中等偏弱水敏性,弱碱敏性,无酸敏性,有针对性地提出了应对策略。结论 该研究成果对深化地质认识以及钻井、压裂、试油等施工作业过程中的储层保护...     

杨家坝油田E1f23注采井间窜流预警方法研究与应用

注采井间窜流的判别是油田开发和动态管理的重点和难点,杨家坝油田E1f23属于裂缝-孔隙砂岩油藏,注采井间窜流明显,但注采井间窜流的方向和严重程度认识不清,致油田开发调整效果不理想。通过研究应用注采井间窜流预警方法,在充分应用动、静态资料的基础上,筛选归纳了16项判别指标,并通过模糊评判方法对杨家坝油田E1f23注采井间的窜流方向和严重程度进行实时预警,取得较好效果。     

鄂尔多斯盆地靖边气田山西组23段沉积相与砂体展布

靖边气田山西组23段为重要的含气层位和勘探层位,对其沉积相与砂体展布进行研究可预测有利储层分布.该段为浅水三角洲沉积体系,包括三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相.在沉积相分析的基础上,对山西组23段砂体展布的研究结果表明,三角洲平原亚相砂体在平面上和纵向上均较连续,发育稳定;三角洲前缘亚相砂体连续性差.综合分析认为,三角洲平原亚相分流河道微相的透镜状或带状砂体以及三角洲前缘亚相水下分流河道微相的条带状或指状砂体是有利勘探目标.     

尕斯库勒E3^1油藏水淹层机理实验研究及测井评价技术

利用岩心资料，通过模拟地层条件进行岩电机理实验，研究尕斯库勒E3^1油藏水淹特点，提出了分岩性类型认识储层孔隙结构和原始油藏饱和度特征；基于电测井响应划分油层润湿性并选择测井评价模式；采用混合液矿化度特征确定地层混合液矿化度；建立了比较系统的中高含水期测井水淹层分级评价体系。     

安塞油田王窑地区长611储层物性研究

利用铸体薄片、扫描电镜及压汞曲线等资料,系统地研究了安塞油田王窑地区长611储层的岩石学特征、孔隙类型、孔隙结构特征、物性特征及其影响因素,并指出了有利的勘探目标区。综合评价认为:研究区长611储层砂岩类型以长石砂岩为主,孔隙类型为原生粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙、微裂缝等,砂岩储层的铸体薄片面孔率为0.98%～1.37%,平均孔喉半径较小,为典型的中—低孔、低渗储层;影响储层物性的因素主要为沉积环境和成岩作用。     

冀东NP280 Es31井壁稳定钻井液技术

针对冀东油田南堡280区块多口井钻遇至沙三₁亚段(Es₃¹)时发生井壁失稳,研究表明区块内泥岩遇水易产生水化作用,其漏失段间裂缝发育,裂缝多为中高角度裂缝,原裂缝宽度(0.1～100μm)受压力等诱导因素后变大导致成为致漏性裂缝漏失频繁,同时也会诱发大规模的掉块从井壁上剥落进而导致了井下的坍塌卡钻等井下复杂问题。对南堡280区块破碎地层进行井壁稳定机理、评价方法的相关研究,以原三开抗高温抑制钻井液为基础,进行室内优化实验,构建了适合诱导性裂缝地层的强封堵性井壁稳定钻井液,现场应用表明该钻井液体系可有效防止Es₃¹地层的坍塌失稳问题,具有重大的推广应用意义。     

数值模拟方法在马宁油田长212油藏中的应用

通过现有的构造、储层、测井等静态资料和研究成果,建立了马宁油田长212油藏地质模型。历史生产数据拟合表明研究区仍处于天然能量开发阶段,为提高产油增长率,需尽快投入注水开发。为了使水驱储量最大化、解决注水后的含水快速上升等问题,运用模拟技术分别对井网密度、注采井网以及注采比方面进行优化设计。通过数值模拟得出以下结论:(1)井网密度确定为17.8井/平方千米;(2)在地质条件基本一致的情况下,井网密度取17.8井/平方千米时,反七点面积注水方式效果最好;(3)模拟计算15年,确定本研究区合理注采比为1.0。通过数值模拟、历史拟合、注水方式优选以及开发指标预测,为该油藏的科学高效开发提供了依据。     

靖边气田北部下奥陶统马五41层孔隙特征

下奥陶统马家沟组马五₄¹层是鄂尔多斯盆地靖边气田北部的主要产气层之一，确定其主要孔隙类型及孔隙组合类型、分析储层影响因素对储层预测具有重要的作用。通过岩心观察以及铸体薄片、扫描电镜分析鉴定，将其储集空间划分为孔隙和裂缝两大类，以及晶间孔、晶间溶孔、溶蚀孔洞、铸模孔、溶蚀裂缝、角砾间微孔（缝）、构造缝、缝合线、收缩缝等9小类，并结合压汞分析资料进一步细分为溶蚀孔（洞）-裂缝复合型、孔隙-裂缝复合型、孔隙型、微孔-裂缝复合型、致密微孔型这5种组合类型。该区孔隙发育主要受沉积微相和成岩作用的双重影响：沉积微相为孔隙形成的基础，潮上云坪为最有利的孔隙发育相带，潮上膏云坪、灰云坪次之；成岩作用决定其储集能力，白云石化、溶蚀作用、去膏化、构造应力使储层物性得到改善，而去白云化作用、充填作用、胶结作用、交代作用则对储层具有破坏性影响。     

苏北盆地高邮凹陷E2d12碎屑岩稀土元素、微量元素地球化学特征及其地质意义

碎屑岩中的稀土元素与微量元素地球化学特征对判别大地构造背景、识别源区母岩性质、物源方向和重建古地理环境具有十分重要的示踪与指示作用。通过对苏北盆地高邮凹陷E2d21地层中稀土元素、微量元素的地球化学特征系统研究得出,E2d21沉积时期大地构造背景主要为活动大陆边缘,物源区类型为克拉通内的高地,具有稳定的地台沉积特点;碎屑岩的源岩主要来自于活动大陆边缘上的长英质源区和中酸性岛弧源区;物源区主要集中在凹陷周边一些构造凸起,如通扬隆起、柘垛低凸起、菱塘桥低凸起等;除真2断裂带附近主要为近海湖盆咸水沉积环境外,断裂带西侧和盆地内部水体盐度较低,为淡水-半咸水沉积环境。