渤海油田河流相油气藏关键储量参数确定方法

摘要：含油气面积和有效厚度是渤海油田河流相油气藏储量计算的关键参数,利用海上油田高品质地震资料,应用测井约束反演技术开展砂体,尤其是含油气砂体的空间展布研究,砂体分布范围及厚度的预测准确率在80%以上,准确把握了砂体的含油气范围及油气层厚度;采用油田丰富的压力资料,预测河流相油气藏的流体界面,在压力资料品质及储层条件较好的情况下,预测的流体界面十分接近实测的流体界面,有效提高了储量计算过程中含油气面积圈定的准确性;充分利用壁心、测压资料开展有效厚度下限研究,采用自然电位异常幅度相对值与微侧向电阻率相对值的比值（ΔSP/ΔRxo）来识别低阻油层,经测试及生产资料证实,识别低阻油层的准确率达100%,确保了储量计算过程中有效厚度确定的准确性。     

储层描述技术在XX33-1S油田滚动评价中的应用

XX33-1S油田河流相储层具有横向变化大、砂体钻遇率低以及一砂一藏的特点,增加了勘探难度。为了快速高效评价该油田,运用层序约束下储层宏观描述技术、砂体边界及内部精细描述技术和砂体定量描述技术,寻找井外潜力砂体,并对砂体开展精细刻画与定量描述,实现评价阶段快速寻找储量、精细落实规模的目的。     

渤南地区河流相油田开发地震研究

渤海南部海域黄河口凹陷新近系油田群具有相同的构造背景和沉积环境,地质条件类似,需要针对影响油田开发的关键问题开展技术攻关,形成一套有效的新近系河流相油田储层预测及描述技术系列.从地震资料入手,针对不同的研究目的对地震资料做相应的目标处理;抓住该区砂岩百分含量低、砂泥岩界面处地震反射特征明显这一特点,优选地球物理技术组合精细刻画储层;在钻前对潜力含油砂体定量描述,并纳入井网规划;最后利用实时可视决策系统对水平井进行实时随钻跟踪,提高水平井钻探效果.从目前已经完钻的开发井来看,取得了很好的效果.     

乌南油田下油砂山组沉积模式及物源分析

利用岩心、薄片、粒度及测井解释等资料,对乌南油田新近系下油砂山组沉积模式进行研究,同时结合重矿物、砂岩百分含量资料进行物源分析.确定乌南油田下油砂山组主要发育洪水一漫湖相、浅水湖泊型三角洲相及风暴岩沉积相,并总结了其沉积相模式.通过对各沉积相、亚相及微相的研究,结合物源方向和特征分析砂体微相演化特点及分布规律,对砂体预测和储量计算具有指导意义.     

渤海海域新近系河流相砂岩储层描述技术

针对海上河流相砂岩油田单砂体厚度薄,井间储层横向变化快,纵向上油气水间互,平面上连通性差等特点,渤海通过十多年的不断探索和实践,发展完善了定量描述砂体展布的储层描述技术。该技术很大程度上解决了在海上探井井距大,井控程度低,取心资料较少等情况下的储层横向展布问题,并基于已钻井资料,总结出如何在探井之间寻找潜力砂体的经验。随着渤海越来越多的河流相油田投入开发,储层描述技术的可靠性也得到证实。大量实例证明,该技术是渤海油田新近系河流相砂岩储层预测与描述的有效技术手段,其思路和方法也可借鉴到类似地质背景下的河流相岩性油气藏评价。     

容积法储量计算中砂体有效厚度高精度成图方法

随着渤海浅层河流相油田储层高精度描述技术的不断完善,河流相油田储量计算已由以油组为单元的构造油藏模式转变为以单砂体为单元的岩性油藏模式,对储量计算精度提出了更高要求。基于砂体描述的储量计算,砂体有效厚度是影响计算精度的最关键因素。针对常规方法的不足,提出了一套通过求取砂体内部泥岩夹层厚度进而反求油气层有效厚度的制图方法,有效解决了常规方法中经常出现的油气层有效厚度大于砂体厚度的矛盾,保证了图件精度和储量计算结果的可信度。该方法在BZ油田实际应用取得了良好效果。     

渤海海域新近系河流相油田储量参数精度分析

针对渤海海域6个已投产的新近系河流相油田储量复算前后的变化,开展了储量参数精度分析,结果表明:含油面积是影响储量评价质量的最关键参数,其次为有效厚度,这2个关键参数变化引起的探明储量变化百分比分别为80%和10%;含油面积变化原因主要为流体界面变化和储层描述的精度,有效厚度变化主要取决于反演资料可靠程度及泥质夹层发育模式。在明确了关键储量参数及其精度影响因素的基础上,提出了现阶段提高参数取值精度的对策,有利于提高河流相油藏储量评价质量及开发效果。     

渤海M油田未动用砂体油气界面敏感性分析及开发策略研究

A砂体为渤海M油田ODP实施阶段预测储量升级的潜力砂体,ODP实施过程均有不同的开发井在这个砂体上钻遇了储层,落实了油水界面,储量具有一定规模。但与A砂体相邻断块的砂体钻遇了气层,结合两个砂体气层属性响应特征,认为A砂体构造高部位存在气顶风险,气顶规模的不确定性影响了砂体的开发。     

孤岛油田馆陶组河流砂体储层宏观特征

在小井距井网条件下,通过精细储层沉积学研究,确定了孤岛油田馆陶组河流储层油砂体和单砂体的宏观储层特征。河流砂体分为主河道、决口水道、充填河道和边缘河道4种微相砂体单元,岩石相主要为粉细砂岩相,成岩胶结程度低。单期河道砂体主要表现为曲流河性质,河道宽度与厚度用单期河道砂体宽度和厚度描述,二者之间为线形关系,砂体内部结构符合点坝侧积体的堆积规律。河流砂体不同微相单元决定了油田高含水期储层物理特性的总体规律。     

孤岛油田馆陶组河流砂体储层宏观特征

在小井距井网条件下，通过精细储层沉积学研究，确定了孤岛油田馆陶组河流储层油砂体和单砂体的宏观储层特征。河流砂体分为主河道、决口水道、充填河道和边缘河道4种微相砂体单元，岩石相主要的粉细砂岩相，成岩胶结程度低。单期河道砂体主要表现为曲流河性质，河道宽度与厚度用单期河道砂体宽度和厚度描述，二者之间为线性关系，砂体内部结构符合点坝倒积体的堆积规律。河流砂体不同微相单元决定了油田高含水期储层物理特性的总体规律。     

斜坡带曲流河道砂体成藏模式及描述方法——以老河口油田为例

馆陶组河流相薄砂体油藏在胜利探区广泛存在。在济阳拗陷的滨浅海地区，发现了孤东、孤岛、埕岛三个亿吨级大油田，均为胜利探区典型的浅层油气富集单元。大型披覆构造带是馆陶组成藏的主要场所，这一认识在过去的勘探中一直起主导作用。然而，随着勘探的发展，在构造的斜坡带甚至洼陷中也找到了馆陶组的岩性油藏，如老河口和飞雁滩两个油田的发现，为馆陶组油藏的勘探开辟了新领域。通过对老河口油田的勘探开发实例分析，对浅层油气运移成藏方式有了新认识，建立起缺少大型油源断层条件下的斜坡带河道砂体的成藏模式，从而大大拓展了河道砂油藏的勘探领域；同时探索出一套建立在三维可视化基础上的河道砂体识别及描述方法；并对河道砂体的含油性预测方法进行了有益的探索，提高了勘探成功率。     

沙113井区油藏描述研究

通过地层对比、地震解释、构造研究、沉积相等方面对克拉玛依油田沙113井区进行油藏精细描述的研究，采用“旋回对比、标志层控制、厚度约束”的方法将目的层进行划分至6个大层、20个小层，并通过“井震结合”方法解释出20条断层，通过测井资料解释出平均油层厚度为6．7m，叠合含油面积7．65km2，并运用单砂层储量叠加法对储量进行了计算，将储量计算细分到单砂体，最终估算出地质储量482．7×10^4t，为搞清区块剩余油分布特征和滚动开发提供了依据。     

河流相储集层定量建模研究

以胜利油田孤东油田七区中开发单元为例，从研究沉积微相、砂体展布、地层格架、储集层特征及流体性质、储集层非均质性和单井模型等入手，探索应用综合理论和技术进行储集层随机建模研究的方法和思路，针对河流相储集层非均质性强，对多种建模方法进行了二维、三维对比研究和分析，认为批示模拟方法是河流相储集层定量建模的最优方法。用该方法建立了该区馆陶组上段河流相储集层的定量地质模型，经油田生产检验效果良好。     

大庆长垣及以西地区泉三、四段扶杨油层储层特征

大庆长垣及以西地区下白垩统泉头组三、四段扶杨油层油气资源潜力较大,是大庆油田近年来后备储量的主要来源.但是,单井石油产能低,储量丰度低,直接影响了探明储量的升级及开发.为此,迫切需要开展直接影响产能的储层特征研究,以寻找高丰度储量区块.该文就是针对大庆长垣及以西地区下白垩统泉头组三、四段扶杨油层,在层序地层和沉积相研究的基础上,系统地研究了储层特征.研究区储层主要为三角洲平原分流河道及三角洲前缘水下分流河道砂体;河道砂体单层厚度小,岩石颗粒细;砂岩总体上为低渗透储层;砂体的埋深和沉积类型是储层物性的主控因素,溶蚀孔隙可以改善砂岩物性;齐家-古龙凹陷周边为较有利、有利储层发育区,是下一步勘探及发现高丰度储量的重点目标区.     

渤海BZ河流相油田水平井开发模式总结与水驱效果评价

BZ油田是渤海中型常规油河流相油田,具有单砂体形态不规则、储量规模差异较大、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,针对此特点,探索出一种适合该油田的高效开发模式和策略:即早期单砂体水平井分层系布井,开发中期通过水平井对未动用储量进行挖潜,高含水期基于储层构型认识对井网内部剩余油进行挖潜。BZ油田水平井开发模式实现了多年稳产,水驱开发指标整体保持较好。根据渤海油田水驱指标评价标准,对含水上升率和递减率两类关键水驱指标评价过程进行了优化,并将得到的结果应用于BZ油田,其评价标准均为一类水平。     

河流相储集层砂体构型试井响应图版

储集层构型研究是储集层精细描述的核心,可实现储集层非均质性精细表征。在河流相储集层砂体构型研究的基础上,对河流相不同类型沉积砂体叠置形成的渗流阻力区搭建数值试井模型,建立相应的试井响应图版,并以此确定各类沉积的储集层连通能力。通过对砂体叠置模式试井分析,明确不同叠置厚度以及不同砂体部位的试井响应特征,结合渤海某油田测试井实例,验证了基于地震、测井、沉积等研究的地质构型成果,为河流相储集层的地质模式研究和井位部署提供依据。     

基于扇三角洲储层单砂体的剩余油定量描述——以南堡凹陷柳赞油田北区Es_3~3油藏为例

扇三角洲储层具有相变快、非均质性强、油水关系复杂等特点,以小层为单元的剩余油研究难以满足开发中后期调整需求,亟需开展单砂体剩余油定量描述。以南堡凹陷柳赞油田北区Es33油藏为例,在岩心描述、沉积构造分析、测井相识别的基础上,应用"垂向分期、侧向划界"方法,进行单砂体划分与边界识别;应用分级相控建模方法,建立单砂体三维非均质地质模型;开展单砂体油藏数值模拟,并应用剩余油饱和度、剩余油储量丰度与剩余油储量等3项指标对单砂体剩余油潜力进行了定量描述。钻探证实,预测结果真实可靠且具有较高精度,能有效指导研究区剩余油的精细挖潜。     

扇三角洲岩性油气藏储层描述技术研究——以营子街地区为例

制约深洼区隐蔽性岩性油气藏勘探开发的因素较多,其中准确描述储层空间展布特征是主要因素。以营子街地区为例,通过对该区地震相的精细划分以及砂体的识别描述研究,形成了扇三角洲岩性油气藏储层描述"五步法"技术,包括拓频处理识储层、地震响应明特征、地震相分析定区带、测井约束反演定目标、分频属性圈边界。勘探实践表明,该项技术具有良好的应用效果,可建立不同类型砂体的地震波形识别模式及砂体横向接触关系,并可明确前缘亚相、前三角洲亚相的地震特征。利用该项技术预测了洼陷带岩性油气藏有利发育区,为勘探部署提供了可靠依据。