提高河流相储层建模精度的河道中线约束方法

提出了在建立河流相储层地质模型时提高建模精度的河道中线约束方法.利用基于目标的方法中发展的线模型方法产生河道中线,并将此河道中线用于Simpat方法中,约束数据事件的选择.在河道中线处,仅选择包含河道中线信息的数据事件,而在没有河道中线处,则不选择包含河道中线的数据模式,从而达到更准确再现河流储层的目的.通过理论模型以及实际区块检验证明,加入河道中线约束的Simpat方法较原始Simpat方法能够更准确再现河道连续性分布.表明利用河道中线约束方法能够提高河流相储层建模的精度.     

克拉玛依油田六中区洪积扇储层流动单元评价

对克拉玛依油田六中区克下组洪积扇砂砾岩储层进行流动单元评价研究,对该油藏的进一步开发具有重要的指导意义.通过对油井初期产能数据与储层参数相关性分析,优选存储系数、渗流系数为流动单元分类的参数,并采用模糊数学方法,将研究区流动单元分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类共4类流动单元.Ⅰ类流动单元储渗性能最好,极易形成水窜;Ⅱ类流动单...     

西非某油田深水海底扇岩石相类型及其识别方法研究

以西非某油田深水沉积为例,依据重力流类型和岩性将深水海底扇岩石相类型划分为13种类型.提出一种基于交会图技术和多参数判别技术的多方法综合识别技术,依据矿物成分及电性差异归为储层和非储层2类.非储层类岩石相又可归为砂质碎屑流-底部滞留沉积、泥质类沉积、半远洋页岩沉积,滑塌物等4类.利用交会图识别技术对深水海底扇岩石相进行归类;利用逐步判别技术,对同一大类内部具有相似矿物成分、但成因机制不同的岩石相进行判别,从而完成深水海底扇岩石相类型的识别.利用多方法综合识别技术解释的岩石相与取心描述结果吻合率在80%以上,该方法可作为深水海底扇岩石相类型的识别方法.     

粗粒辫状河心滩内部泥质夹层分布新模式——以吴官屯野外露头为例

通过对山西省大同市吴官屯侏罗系辫状河沉积露头观察、测量及成因分析,对该露头进行了3~5级构型解剖。此处沉积体垂向发育三期辫状河道砂体,期次之间发育稳定的细粒沉积物;在单期河道砂体内部,发育辫状河道和心滩两个4级沉积构型单元,其中,心滩主要为辫状河砂体类型;在单一心滩内部,发育多个增生体,增生体之间界面处发育沟道及落淤层,均为细砂岩充填,未见泥质夹层。在以上解剖基础上,综合其它同类型辫状河心滩沉积特征,最终得到了粗粒辫状河心滩级次及内部细粒沉积单元分布模式。     

优化后的模糊判识在小集油田储层评价中的应用

利用主因子分析对小集油田储层评价参数进行优选,得出孔隙度、渗透率、含油饱和度及泥质含量等4个参数在研究区的储层中有明显的差异性。然后利用参数的等分位划分、模拟退火优化和模糊综合判识相结合的储层评价方法对储层进行分类评价。结果表明,储层在各个小层的分布具有较大的差异,并且储层的分布受沉积相的控制。     

注水开发油藏高含水期大孔道发育特征及控制因素——以胡状集油田胡12断块油藏为例

东濮凹陷胡状集油田胡12断块沙三段中亚段（Es3^中）油藏为扇三角洲沉积，其中4至8油层组由于长期注水形成了许多大孔道。综合分析研究区具有明显大孔道的井段所处的沉积微相、砂层厚度和储集层物性，结果表明，宏观上，大孔道主要分布于厚度大干3m的水下分流河道及河口坝微相中；微观上，孔隙度大干20％、渗透率大干100mD的水下分流河道正韵律砂岩中、下部及河口坝反韵律砂岩顶部的中一粗粒砂岩易于形成大孔道。岩石成分成熟度高、成岩演化程度低、长期大规模注水是形成大孔道的主要原因。大孔道形成后，储集层孔隙度增大3％～5％，渗透率增大5～20倍，主要表现为孔喉半径增大；自然电位基线偏移，微电极幅度差和声波时差增大，电阻率降低；相对吸水量明显高于邻层，注水量增大的同时，产液量也增加，但油量下降，注入压力减小。图6表1参19     

利用Simpat模拟河流相储层分布

在对河流相储层随机建模中,再现河道连续弯曲的形态是研究重点,也是检验随机建模方法适用性的一个标准.对新发展的多点地质统计学建模技术中的Simpat方法进行了介绍.指出Simpat虽然考虑多个空间点来再现储层形态,但是在条件数据点较少情况下,随机数据模式的选择导致河道连续性仍然存在一定的问题,需要在数据模式选择中充分考虑地质约束.对Simpat进行了改进,通过引入河道中线模型对数据模式选择进行约束,较好地解决了河道连续性再现问题.对大港油田二区六区块明3-5-1储层建模分析表明,改进后的Simpat方法能够更好地再现河道连续性及分布特征.     

冷东－雷家地区沙河街组砾质扇三角洲储层沉积学研究

从储层沉积学的角度,对冷东-雷家地区沙河街组砾质扇三角洲的沉积特征、成岩作用与油气储集性能的关系进行了深入的研究.文中重点阐述了扇三角洲前缘岩石相及“复模态”岩石结构对油气储集性能的控制作用,并对各种成岩-储集相的孔隙演化史及其储集特征进行了研究,从储层成因机理的角度,指出了有利储集砂体的发育规律,从而为研究区的油气勘探评价及开发准备阶段有利钻探区的确立提供了重要的地质依据.     

从岩相古地理论下扬子地区青龙群油气潜景

下扬子地区的青龙群地层分殷坑组、和龙山组、扁担山组和东马鞍山组.前三组属下三叠统,后者属中三叠统.根据“单因素分析综合作图法”,对青龙群各组进行了岩石学及岩相古地理学研究.殷坑期与和龙山期的古地理面貌以浅水碎屑岩台地、浅水碳酸盐岩台地、深水斜坡和深水盆地为特征,海水自南而北加深.在扁担山期,深水区域不断向北收缩,浅水区域向北扩展,浅滩发育.至东马鞍山期,整个下扬子海变为统一的浅水沉积区,膏泻湖、局限海、云坪、云灰坪、滩、准滩和雏滩发育.深水环境为有利的生油区.从青龙群的暗色岩层等厚图可以历史地和全面地看出有利生油岩的分布规律.浅滩环境形成的粒石灰岩、准同生后白云岩以及具构造裂缝的石灰岩,都可作为有利的油气储集岩.东马鞍山组的石膏和硬石膏层是良好的油气盖层,致密的灰泥石灰岩亦可作为油气盖层.综合本区的油气生、储、盖条件,可以看出:(1)东部的常州、漂阳地区及中部的铜陵、贵池,安庆地区,具有良好的生储盖组合.(2)西部殷坑组生储条件有利,盖层条件一般.(3)在深水环境的暗色岩层发育区,如果构造裂隙发育,则可望形成句容式的自生自储油气藏.