桩74块Es_3下Ⅱ油组低渗透油藏储层非均质性研究

从储层岩性、成岩作用、隔夹层研究等方面入手,利用渗透率变异系数、突进系数、级差、隔夹层参数以及孔隙度、渗透率的变化对桩74块低渗油藏进行了储层非均质性研究。Es_3下Ⅱ油组储层为中孔、特低渗的湖底扇碎屑岩,渗透率与主流孔喉半径具有良好的相关性,成岩作用的差异是造成储层非均质性差异的一个因素。自下而上层内非均质性逐渐加强。夹层不甚发育,对储层非均质性影响不大。层间非均质较强,隔层发育,对储层非均质性影响较大。     

页岩气储层非均质性研究——以四川盆地下寒武统筇竹寺组为例

在详细调研国内外页岩气储层非均质性研究的基础上,以四川盆地下寒武统筇竹寺组为例,通过平面、层内和微观3个方面分析了泥页岩非均质性特征。平面非均质性主要受区域沉积特征和泥页岩有机地球化学特征控制,盆地中西部主要发育泥质砂岩和砂质泥岩,总有机碳含量TOC和有机质成熟度相对较低;东北部泥质灰岩发育,TOC和有机质成熟度较高;南部以碳质泥页岩为主,TOC和有机质成熟度最高(镜质体反射率Ro可达4.0%)。连井剖面和单井泥岩层矿物特征分析表明,层内非均质性较强,主要表现为横向上地层总厚度、泥页岩单层厚度、泥页岩发育层数、夹层特征和顶—底板岩性沿剖面变化快,纵向上矿物成分和岩石脆性度差异明显。微观非均质性主要受孔隙类型和基质微裂缝影响,黏土层间孔隙和有机质孔隙发育,基质微裂缝对沟通孔隙起主要作用。综合分析认为,四川盆地下寒武统筇竹寺组页岩气储层非均质性特征明显,对页岩气井产能和页岩气采收率有重要影响。     

北部湾盆地涠西南凹陷W区流沙港组储层非均质性研究及应用

基于沉积微相研究和测井精细解释数据统计分析,开展了涠西南凹陷W区古近系始新统流沙港组储层非均质性研究。W区储层为流一段和流三段,沉积微相研究表明,流沙港组主要为正常三角洲相和扇三角洲相沉积。储层夹层岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩,主要成因为分流水道间、水下分流河道与砂坝、砂坝与砂坝、辫流坝与辫状水道、辫状水道间的泥质沉积物。非均质性研究以沉积微相为基础进行,通过比较不同沉积微相的非均质性差别,分析储层的空间物性变化。非均质性研究表明,WA油田流一段夹层厚度5 m的占51.4%,单层夹层层数5个的占27.4%,变异系数平均值1.2,整体上非均质性很强;WB油田流三段夹层分布均匀,东南部平面非均质性弱,西北部平面非均质强;WC和WD油田流三段整体上夹层多,但平面非均质性弱。依据非均质研究成果,对密井网的WA油田主力层进行了剩余油分布预测,并部署了2口调整井挖潜,实施后累增油4.2×10~4 t,采收率提高了2.3%。表明储层夹层分布和平面非均质性研究可以为油田剩余油挖潜提供依据,对油田高效开发具有重要意义。     

渤海P油田河流相多层砂岩油藏储层连通性分析

为解决渤海P油田注水开发过程中逐渐暴露出的注水井吸水不均衡、注入水单层突进、储量动用不均衡等问题,以搞清剩余油分布及指导油田井网优化。通过对压力变化、水淹状况、生产干扰情况及储层沉积、储层展布等方面的分析,对河流相多层砂岩油藏储层连通性及控制因素进行了研究。认为不同沉积类型条件下,馆陶组辨状河沉积储层连通性优于明化镇组曲流河沉积,相同沉积类型中,沉积规模广、砂体呈垂向叠加,且夹层不发育的储层连通性好。可见,研究区储层连通性主要受沉积类型、沉积规模、砂体叠加模式及夹层展布的影响。     

河流相储层研究方法对油田开发的影响——以渤海海域BZ油田储层A研究为例

河道砂体是渤海湾海域主力储层类型,储层分布和连通性的刻画对油藏管理和挖潜有重要的指导作用。从渤海BZ油田动态资料入手,发现主力储层A的先前地质认识无法解释生产井的动态差异,通过进一步开展精细等时地层对比,识别出储层A发育三期叠置河道,具有两套油水系统;采用等时地层切片方法,进一步证实储层A具有非均质性,发育两种典型的河道砂体叠置关系:"孤立型"和"桥接型"。综合应用精细地层对比、地层切片技术和动态资料,能够获取储层展布和连通性、油水分布规律的新认识,为河流相储层开发提供可靠的地质依据,有效地指导油藏生产和井网方案的调整。     

卫城油田卫22块储层非均质性评价

通过对卫城油田卫22块铸体薄片、扫描电镜以及孔隙度渗透率资料的分析,对研究区储层微观非均质性,储层层内、层间、平面非均质性做了详细的研究。认为研究区储层砂岩以细砂岩粉砂岩为主,孔喉结构为中孔细喉;储层非均质性主要受控于沉积作用和成岩作用,层内渗透率大部分为反韵律序列,各小层内部渗透率的差异性很大,表现为严重非均质型;纵向上各小层砂岩密度相差很大,但各井垂向上渗透率差异不大,以非均质型居多;平面上储层非均质性主要受沉积相带平面分布的影响,水下分流河道和河口砂坝沉积非均质性较弱,前缘沙席表现为较强的平面非均质性。     

储层预测技术在渤海W油田的综合应用

近几年,新近系砂岩油藏的开发已经成为渤海油田实现增储上产的重要保障.此类油田沉积类型主要属于河流相和浅水三角洲相,砂岩具有分布范围有限,单层厚度薄,纵向上泥岩隔夹层比较发育,横向上物性变化快,油水界面受构造和岩性边界双重因素控制等特点.为了规避这些因素给油田开发方案设计和井位优化尤其是水平井实施带来的风险,在W油田开发过程中综合应用层位精细标定、高频拓展处理、叠前多参数同步反演和属性约束储层参数预测技术,实现了储层精细描述,准确地认识了储层的响应特征、几何形态和隔夹层发育情况,对储层的物性和含油气性也有了较可靠的预测.这一技术体系的研究成果为W油田的科学高效开发提供了重要保障.     

渤海湾盆地胜海古2潜山古生界储层特征

胜海古2潜山是渤海湾盆地埕岛油田北部一个断块型潜山。为分析潜山油藏储层特征、实现潜山高效勘探开发,对胜海古2潜山地层特征、储集空间类型、储集空间特征、储层发育规律和控制因素进行了系统的研究。胜海古2潜山古生界储层主要为次生储集空间,包括晶间孔隙、溶蚀孔洞和裂缝等类型,其中裂缝是储层最重要的储集和渗流空间;胜海古2潜山储层主要发育在冶里—亮甲山组和凤山组;潜山顶部地层和断层附近地层是良好的储层。以上研究结果表明:风化淋滤作用(风化壳)、岩性特征和断裂作用是控制储层发育程度的3个主要因素。这一结论对埕岛油田以及渤海湾盆地潜山勘探开发有借鉴作用。     

江苏油田真12断块E2s16储层特征及剩余油分布

真12断块E2s1^6是真武油田主力开发层系，以岩心、测井、生产动态资料为基础，通过流动单元、隔夹层、渗透率韵律类型等，研究与渗透率变化有关的储层非均质性，建立储层物性参数模型，通过油藏数模模拟两类剖面和建立不同含水期集层渗透率模型，研究油藏纵向油水运动规律，研究剩余油分布，为E2s1^6油藏最终提高采收率、改善开发效果提供依据。     

地震测井联合反演技术在南黄海盆地北部坳陷中生代储层预测中的应用

在构造复杂和测井资料少的海域,有效地进行地震反演和储层预测是油气前景评价的关键。针对南黄海盆地白垩系砂岩储层中岩性复杂和物性高度非均质的问题,采用了测井、地震资料联合的稀疏脉冲约束反演方法和构造形态约束下的低频模型构建技术,对二维多道地震数据进行了目标层波阻抗反演处理,并对白垩纪砂岩储层的横向分布进行了追踪预测。结果表明:地震波阻抗剖面能够刻画储层的空间展布特征,表征储层内部物性变化,预测有利储层分布范围;储层预测认为白垩系泰州组发育多层低波阻抗的泥岩生烃层,中间夹两层波阻抗较高的砂层,与钻井资料对比为物性较好的油气储集层。     

利用普罗尼滤波技术进行含气性预测研究

基于普罗尼变换的非线性滤波方法避开了基于常规滤波技术的属性分析方法的局限性，具有较高的纵、横向分辨率。利用该方法得到地震数据在不同频带的衰减异常和变异特征，可以研究储层非均质性，预测其裂缝、孔隙发育程度，识别有利的油气聚集带。在TBM气田砂岩储层非均质性和含气识别预测应用中，高频带滤波衰减异常反映了裂缝、孔隙发育程度；在不同频带滤波结果的变异特征，反映了储层的含气性。     

秦皇岛A油田河流相储层展布特征

秦皇岛A油田位于渤海中部海域,区内油气藏主要发育在新近系的明化镇组。明化镇组下段为曲流河沉积地层,具有很强的非均质性,使得注水开发收效不均匀,平面矛盾突出。选取Ⅲ2砂体为研究对象,利用40余口钻井资料和覆盖油田的三维地震资料对储层内部结构和平面展布特征进行了系统的分析。研究认为,Ⅲ2砂体是由两期点坝砂体叠置而成,每一期砂体在平面上由4~5个单一点坝顺向组合而成,点坝之间的溢岸沉积是导致储层非均质性强的主要因素,控制了剩余油的分布。油田的生产动态证实,注入水流动规律与点坝砂体的平面展布具有良好的对应关系,部分井区水驱效果不均衡,个别单井产能低下都能从中找到原因。     

P波方位AVO在LH11-1油田裂缝预测中的应用

LH11-1 油田是我国近海最大的生物礁滩油田,受台地多期演化及后期成岩改造作用的影响,其碳酸盐岩储层物性横向变化大,非均质性强,由裂缝引起的各向异性特征明显.为了尽可能获得储层内裂缝的发育程度和分布情况,以叠前高分辨率三维地震资料为基础,利用P波方位AVO技术,通过正演找出最能反映流花地区碳酸盐岩裂缝发育情况的属性,...     

地质统计学反演在稠油油藏砾岩夹层预测中的应用

随着开发程度加剧,中海油增储上产不断突破下限,越来越走向深层、低渗、深水和稠油.渤海海域探明原油地质储量超60％为稠油,开发难度大.影响稠油油藏热采开发的关键地质因素有油藏类型、含油饱和度、隔夹层、小断层等,其中隔夹层影响最大.D油田为辫状河沉积、储集层非均质性强的厚层块状特超稠油油藏.针对D油田砾岩夹层薄、地震预测精...     

黑46断块低渗油藏非均质性研究及其对剩余油分布的影响北大核心CSCD

低渗油藏是油田勘探开发过程中难度最大的油藏类型之一,黑46断块为低孔特低渗碎屑岩储层,储层物性差、采出程度低、综合含水高、非均质性强,因此开发难度较大。针对黑46地区复杂油藏特征,以岩心观察、室内分析实验结果和测井解释资料为基础,对青一段储层层内、层间和平面非均质性进行研究,并对不同沉积相带的非均质性进行分析,明确其对研究区剩余油分布规律的影响。黑46断块青一段严重非均质性储层因注入水推进不均匀,易导致剩余油富集;单一反韵律砂体油层中上部岩性粒度粗,渗透率高,吸水指数大,动用程度高;通过数值模拟结果验证,注入水沿高渗透率突进,致使渗透率较差的区域成为剩余油分布集中地带。该研究结果与油田试油结果对比吻合较好,对下一步油气勘探与后期注水开发具有重要的指导意义。     

黑46断块低渗油藏非均质性研究及其对剩余油分布的影响

低渗油藏是油田勘探开发过程中难度最大的油藏类型之一,黑46断块为低孔特低渗碎屑岩储层,储层物性差、采出程度低、综合含水高、非均质性强,因此开发难度较大。针对黑46地区复杂油藏特征,以岩心观察、室内分析实验结果和测井解释资料为基础,对青一段储层层内、层间和平面非均质性进行研究,并对不同沉积相带的非均质性进行分析,明确其对研究区剩余油分布规律的影响。黑46断块青一段严重非均质性储层因注入水推进不均匀,易导致剩余油富集;单一反韵律砂体油层中上部岩性粒度粗,渗透率高,吸水指数大,动用程度高;通过数值模拟结果验证,注入水沿高渗透率突进,致使渗透率较差的区域成为剩余油分布集中地带。该研究结果与油田试油结果对比吻合较好,对下一步油气勘探与后期注水开发具有重要的指导意义。     

墨西哥EPC区碳酸盐岩储层裂缝特征和非均质性研究

墨西哥EPC区块位于坦皮科(Tampico)盆地,白垩系的海相碳酸盐岩是其主要的含油气储层.储层是形成大型碳酸盐岩油气田的关键因素,为了解区内油田开发潜力,通过岩性、成像测井(FMI)等资料,结合前人研究成果,对EPC区块白垩系的主要储层进行了研究,总结了区域裂缝发育规律,对影响储层非均质性的因素进行了分析,认为本区裂...     

鄂尔多斯盆地陕北地区延长组长7段致密油储层特征及其主控因素

鄂尔多斯盆地延长组石油资源丰富,储层致密,为了查明湖盆致密砂岩储层发育机理,综合利用岩心观察、铸体薄片鉴定、X射线衍射分析、扫描电镜观察、高压压汞测试等方法,对鄂尔多斯盆地陕北地区长7段致密油储层特征及其发育主控因素进行了分析。研究结果显示,研究区长7段长石含量高,主要发育长石砂岩和岩屑长石砂岩。致密砂岩储层孔隙类型以长石粒内溶蚀孔隙和粒间溶蚀孔隙为主,同时晶间微孔和微裂缝较为发育。研究区长7段时期主要为三角洲前缘与滨浅湖沉积环境,水动力较弱,发育砂岩中泥质含量较高。中等强度压实作用及早期的方解石胶结作用使原生孔隙消失殆尽,胶结作用进一步使孔隙减小。由于长石及黏土含量较高,其受溶蚀作用形成溶蚀孔隙,改善储层质量,同时也是研究区长7段致密砂岩储层发育的主要控制因素。     

北部湾盆地涠西南凹陷碳酸盐岩潜山储层特征与主控因素分析

北部湾盆地涠西南凹陷已发现多个碳酸盐岩潜山油田和含油构造，运用岩心、薄片、钻井、测井、地震等资料，对石炭系碳酸盐岩储层特征及主控因素进行了综合分析。研究认为涠西南凹陷碳酸盐潜山主要分布在一号断裂带至二号断裂带附近，其中一号断裂带碳酸盐岩潜山主要为上石炭统黄龙组，岩性为浅灰色灰岩、白云质灰岩、白云岩互层，沉积微相以碳酸盐台地-台缘生屑灰岩滩为主，发育裂缝、溶孔、溶洞等储集空间；二号断裂带碳酸盐岩潜山主要为下石炭统下部石磴子段、孟公拗段，岩性为灰色、深灰色灰岩，沉积微相以台内灰岩滩沉积和台缘生屑灰岩滩为主，发育良好的裂缝型储集层。碳酸盐岩潜山储层发育程度主要受碳酸盐岩沉积环境、地下水活动、古构造应力以及潜山上覆地层岩性等内因和外因诸多因素影响，在这些因素共同作用下，涠西南凹陷碳酸盐岩潜山发育孔隙、裂缝、溶洞等多种储集空间，具备良好的储集条件。     

渤海海域馆陶组低阻油层沉积特征及其控制作用——以QHD油田为例

根据渤海海域QHD油田地震、测井、录井及取心资料分析,结合室内实验观察数据,对低阻油层发育段-馆陶组二段2小层(馆细段)的储层岩石学和沉积学特征进行了综合研究。馆细段储层以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,磨圆度以次棱角-次圆状为主,分选较差。储层砂岩自下而上依次发育杂乱砾石沉积、中型交错层理、槽状交错层理、板状交错层理、波状交错层理及水平层理,泥岩以杂色为主,反映了一种浅水弱氧化-弱还原环境和氧化环境。低阻油层储层具有弱水动力沉积背景,主要发育心滩、辫状水道、泛滥平原和小型冲沟沉积微相。综合分析认为宏观的沉积环境、成岩作用和微观的黏土矿物共同造成了储层物性差及孔隙结构复杂化,使得馆细段束缚水饱和度偏高,是低阻油层形成的主要因素。