随机优化地震反演在砂砾岩储层预测中的应用——以胜利油田盐22块油藏为例

盐家油田盐22块砂砾岩体发育在东营凹陷陡坡带,为快速堆积、成层性差、横向变化快的近岸水下扇沉积。因其成因复杂,规律性差,常规波阻抗反演模型化严重,难以揭示储层内幕。而随机优化地震反演不需要繁杂的模型初始化,只需在对原始地震资料提频处理的基础上,在测井资料的声阻抗域进行求解。该方法在盐22块储层反演中成功应用,得到的反演结果更加符合砂砾岩沉积的特点,符合区域地质规律,相对常规反演具有较高的可信度,也为深层砂砾岩油藏的描述和开发积累了经验。     

断盖配置垂向封油气所需的最小断距预测方法及其应用

为方便地判断断盖配置是否垂向封闭油气,在断裂破坏泥岩盖层封闭机理及其与断距关系研究的基础上,通过确定断裂停止活动时期、泥岩盖层厚度、压实成岩时间和下伏储层岩石泥质体积分数,建立了断盖配置垂向封油气所需最小断距预测方法。以渤海湾盆地南堡凹陷南堡5号构造F3断裂为例,利用钻井和地震等资料得到F3断裂在9条测线处断距,结果表明:南堡5号构造F3断裂与东二段泥岩盖层配置垂向封油气所需最小断距在不同测线处存在差别,在测线L1、L4、L6、L8和L9处F3断裂断距小于其与东二段泥岩盖层配置垂向封油气所需最小断距,断盖配置垂向封闭,有利于油气在其下聚集与保存;而在测线L2、L3、L5和L7处F3断裂断距大于其与东二段泥岩盖层配置垂向封油气所需最小断距,断盖配置垂向不封闭,不利于油气在其下聚集与保存。研究结果与南堡5号构造F3断裂附近东二段泥岩盖层之下油气分布相吻合,证明该方法用于预测断盖配置垂向封油气所需最小断距可行。     

水相分流量全过程有理式模型的建立及应用

水相分流量曲线是研究油藏开发动态的重要基础资料之一，主要获取途径是室内实验测试。受实验周期及实验设备限制，注入量有限，无法直接得到水相分流量曲线端点值。现有的计算模型基本未考虑极限驱替，曲线端点值无法通过拟合计算获得。基于油藏工程理论，明确水相分流量曲线的理论关系、曲线特征和边界条件。通过对比分析多种数学模型，确定采用有理式函数为基础形式建立水相分流量的全过程模型。结果表明，模型计算值与实测值的平均相对误差仅为0.4%，计算精度高，能够实现极限驱替时刻残余油饱和度预测以及相对渗透率比值全过程曲线的计算。研究过程所需参数可从相对渗透率测试报告中获取，数学模型具有较高的普及性和实用性，能够为水驱油藏开发的理论极限、剩余开发潜力及下一步调整方向提供指导和帮助。     

特低渗砂砾岩储层的测井评价

特低渗砂砾岩储层非均质性强,油水层判别困难。针对此,提出了采用测井相分析技术以及基于岩石物理相类型建立测井参数评价模型的储层判别方法。方法的思路是,基于测井相分析进行储层岩石物理相划分,使同类岩石物理相具有相似的岩石学特征,孔-渗关系呈规律性变化,表现出相似的岩电关系和测井响应特征;针对不同岩石物理相类型建立储层参数解释模型,真正考虑储层在岩性和物性上的变化,将地层的非均质性问题转变为均质性问题;选取与油水层关系密切的测井参数或计算参数,采用主成分分析等数学方法,提取反映油水层特征的综合特征参数,进行油水层判别。对方法进行了软件开发,并应用于研究区15口井的测井资料处理。结果表明,该方法有效地提高了储层参数解释精度和油水层判别准确度。     

孤东油田七区西馆陶组上段储层非均质性及剩余油分布

油藏储层的非均质性是影响剩余油分布的重要因素之一。孤东油田七区西馆陶组上段储层在层内、层间以及平面都存在非均质性。储层平面非均质性主要受沉积相带、砂体展布形态控制;层间非均质性主要受单砂体厚度、砂泥比的影响;而层内非均质性主要与层内夹层、层内韵律性有关。夹层的下部、正韵律层的顶部、层系中物性较差的砂体剩余油相对富集,河道砂体边缘和废弃河道等分布局限的砂体也是剩余油富集区。     

密闭取心三相流体饱和度半解析校正方法

密闭取心是获取油藏饱和度的重要手段,但是在岩心上提过程中,由于受到岩心和流体的弹性能变化以及降压脱气作用,含油饱和度存在一定的损失,需要对其实验室测定值进行校正。利用油、气、水三相分流量的原理和稳定逐次替代方法,建立了半解析饱和度校正模型,通过将降压过程微元化,完整地计算了岩心在上提过程中的流体饱和度变化过程。利用孤东油田密闭取心资料,通过与数值模拟对比,最大误差仅为1. 62%,验证了建立的饱和度校正模型的准确性。该研究为判断油藏水淹状态、提高油藏开发水平,提供了重要的依据。     

基于吸水剖面资料的优势通道分类方法——以孤东油田为例

针对目前优势通道分类方法仅考虑绝对指标而忽略相对指标的缺陷,以孤东油田为研究对象,根据不同级别优势通道渗流状态及其不同的分布形式,采用数值模拟与油藏工程相结合的方法,利用相对吸水量和吸水强度比2个相对指标绘制孤东油田优势通道分类图版,同时还考虑了优势通道发育级别较高时可能出现的非达西渗流特征,将优势通道划分为优势通道发育不明显储层、普通高渗透层、强高渗透条带和大孔道4个级别.该图版克服了常规分类方法的缺陷,充分体现了优势通道的相对概念,并且只需要吸水剖面资料即可完成优势通道的分类和级别划分,方便有效,有利于现场的推广应用.将基于吸水剖面资料的优势通道分类方法应用于孤东油田七区西Ng63+4开发单元,判别结果与时变油藏数值模拟结果、示踪剂测试结果相吻合,从而验证了该方法的可靠性.     

坨11 井区南沙二段8 砂组河口坝砂体岩相组合识别及对储层的控制作用

中高渗透砂岩油藏经数十年的注水开发后进入特高含水后期,形成强吸水、低驱替效率的高耗水带,且高耗水带仅形成于单砂体的某一特定位置,以单砂体为研究单元的地质分析已难以满足该类油藏剩余油挖潜的需要。为此,基于岩心、露头的岩相分析,以岩性为主控因素将开发地质研究单元细化为岩相组合级次,并利用灰色关联分析法实现岩相组合的常规测井资料地质解释。依据井资料归纳坨11井区南沙二段8砂组河口坝复合砂体和单砂体的岩相组合模式,并结合储层渗流特征,认为从地质因素方面考虑,复合砂体间高耗水带易在坝主体Ⅱ-坝主体Ⅱ叠置模式中发育,单砂体内高耗水带易在单一坝主体Ⅱ岩相组合发育的朵叶体中部形成,垂向上高耗水带位置与坝主体Ⅱ发育位置相对应。     

深层特低渗透率砂砾岩储层油水层识别方法研究

深层特低渗透率砂砾岩储层埋藏深、储层岩性变化大、孔隙结构复杂、非均质性严重、油水层岩石电性关系特征不明显,造成油水层判别困难.以岩心分析资料为基础,综合应用成像测井、核磁共振测井、常规测井、岩心分析等资料,采用测井相分析技术,提取反映油水层特征的综合特征参数.利用数理统计等数学方法,建立深层特低渗透率砂砾岩储层油气水层多参数判别模式及油水层识别方法.应用所开发的软件,对研究区14口井的测井资料进行处理.处理结果表明,该方法有效提高了储层参数解释精度和油水层判别准确度,为深层特低渗透率砂砾岩储层的勘探开发提供了更为详细可靠的地质依据.     

孤东油田七区西曲流河沉积微相定量识别技术

沉积相是石油地质综合研究最基础最重要的工作之一。在油田开发阶段，沉积微相的精细研究可以为油田开发方案的编制和调整、精细油藏描述和数值模拟等提供沉积背景等方面的基础地质资料。尤其对以曲流河沉积为主的孤东油田七区西馆上段来说，由于岩性横向变化大、砂体展布规律复杂，在油田开发的中后期，对沉积微相进行定量识别研究，就显得更为重要。