无井区生物礁储层与流体识别技术在南海西部深水区的应用

南海西部深水区生物礁油气藏潜力巨大,但对生物礁储层的物性、流体识别,前人较少研究,为了更深入地对该区生物礁油气藏进行评估,本次研究采用古地貌控制下地震反射特征点到面对比,识别逐级抬升的松南低凸起区发育了大范围生物礁;深度偏移速度认为生物礁具有顶底面显高速、内部显低速且分布不均的特征;基于Berryman(1992)和Kuster-Toks9z(1974)模型的岩石物理正演模拟和无井反演半定量判断研究区储层为中—低孔隙度生物礁。依据叠前弹性反演,结合Vp/Vs属性异常范围和深度构造的匹配关系,预测含油气范围位于生物礁群的南部。     

礼乐盆地深水区新生代生物礁的发育条件与地震特征

礼乐盆地位于南沙海域东缘,为新生代大型含油气盆地,勘探前景可观。以礼乐-巴拉望地块区域构造事件及古地理演化为指导,结合钻井、拖网等资料,对礼乐盆地地震剖面T100、T70、T50三个关键界面进行了解释,分析了T70、T50两个界面的地震特征及地质意义。论证了在晚渐新世至早中新世南海扩张时期,礼乐-巴拉望地块为远离物源的浅水环境,适宜碳酸盐岩沉积,碳酸盐岩的发育范围较为广泛。通过与邻区巴拉望盆地已证实生物礁对比,分析了礼乐盆地深水区生物礁的地震识别特征及平面展布规律。解决了礼乐盆地深水区是否存在大型储集体的问题,提升了礼乐盆地深水区的勘探潜力,为礼乐盆地下一步的油气勘探提供了有利的依据。     

琼东南盆地深水区生物礁生长环境及分布特征分析

生物礁储层是一种典型的油气储层,具有非常大的油气勘探潜力.位于南海北部大陆边缘的琼东南盆地,在形成演化过程中出现了有利于生物礁发育的环境.盆地南部深水区远离物源,在构造演化过程中产生了较多的构造隆起,在这些构造隆起的周缘适合生物礁的发育.通过地震资料解释认为,琼东南盆地南部深水区发育有规模大小不等的生物礁,而且这些生物礁的发育与构造演化的阶段可以对应起来,应具有较好的油气勘探潜力.     

东沙隆起台地生物礁、滩油藏成藏条件及勘探思路探讨

东沙隆起碳酸盐岩台地生物礁、滩油藏的勘探,是珠江口盆地(东部)重要的勘探领域之一。勘探实践证实,惠州凹陷烃源岩、断至凹陷深部的断裂、珠海组优质砂岩、明确的构造脊、良好的生物礁礁滩储层和上覆的厚层海相泥岩,共同构成了东沙隆起地区油气长距离运移成藏的特殊地质条件。随着近年来高精度3D地震资料的进一步覆盖和地质认识的逐步深入,综合利用各种地质、地球物理新方法和新技术,确定生物礁、滩油藏勘探的有利区带,建立碳酸盐岩台地及生物礁沉积、演化模式,确定有利的生物礁、滩圈闭,是该地区生物礁、滩油藏勘探的重要方向。     

南黄海崂山隆起石炭系-下二叠统海相碳酸盐岩叠前三参数反演储层预测

崂山隆起为南黄海盆地的构造稳定区,中-古生代海相地层存在较好的油气前景,但其构造复杂,地震资料信噪比低等缘故制约了油气勘探进程。该文采用类比方法,运用相同沉积演化历史环境的四川盆地测井和地震资料作为研究样本,分析碳酸盐岩储层测井和地震响应特征,建立南黄海古生界海相碳酸盐岩地震相和储层分布特征。根据简化的Zoeppritz方程引入岩石弹性模量,对南黄海崂山隆起地震测线进行叠前三参数反演,获得相对密度、体积模量和剪切模量数据体,沿着研究目的层提取以上3种属性参数进行3D聚类分析,再反投到地震剖面上获得地震相,在地震相的控制下再次进行聚类交互,分别获得各地震相下有利储层的空间分布情况。通过分析,南黄海崂山隆起下二叠世和石炭纪时期主要发育局限台地相、开阔台地相、台地边缘浅滩相和台地边缘生物礁相4种沉积相,相应发育岩溶型白云储层和礁、滩相储层,储层受沉积环境影响较大,但后期的构造运动对储层孔隙也有一定的改造作用。     

南海珠江口盆地东沙隆起区生物礁演化模式

南海是西太平洋最大的边缘海,其在形成演化过程中出现了有利于生物礁生长发育的环境。东沙隆起在中新世时期属于浅海环境,远离物源区,温度、盐度和水深适宜生物礁的生长和发育。通过地震资料的解释、测井、岩心资料的综合分析,并与相对海平面变化曲线对比,认为东沙隆起发育大量规模不等的生物礁,且其发育演化与相对海平面变化曲线和区域构造演化阶段可以对应起来。相对海平面的旋回性变化和复杂的构造演化过程结合,使得研究区生物礁具有较好的孔渗性,可以成为有潜力的油气储层。     

南沙群岛海域北康盆地生物礁高精度层序地层学及其新近纪生物礁层序演化模式

新近系生物礁油气储层是南海含油气盆地油气勘探两大主力目的层系之一,过去有关其高精度层序地层学和层序演化模式的研究不多.为此,通过对北康盆地2万余公里地震资料的精细解释和钻井资料的综合研究,获得了以下重要成果:1)识别划分出该盆地新近纪11条主要等时界面、7个三级层序和基本层序组.2)描述了生物礁低位体系域、海侵体系域和高位体系域地震反射结构特征.3)提出南海首个中中新世生物礁高精度层序演化模式,代表中中新世(16.3-10.4Ma BP)海宁期(T13-T2)生物礁的剖面形态,含由1个低位体系域层序单元+5个高位体系域层序单元构成的一个典型海进体系域和由1个早期高位体系域层序单元+1个晚期高位体系域层序单元构成的1个典型高位体系域;可见中中新世完整海进-海退旋回生物礁发生、发展和消亡的过程.通过与曾母盆地中新世生物礁解释剖面对比,指出该模式具有区域性古海洋学代表意义.4)通过对L礁、西琛一井和南海-地中海中新世古海洋演化研究,确定研究区中中新世分别发育5-8个海平面升降旋回,形成晚中新世"南中国海事件",具有冰川型海退性质,可与全球和南海北部特别是与"Missinian"事件对比;确定北康盆地乃至南海新近系生物礁形成至逐渐消亡,也是新构造运动与新近纪古海洋事件共同作用的结果.5)指出L礁气田发现有9.8Ma BP、13.8Ma BP、14.5Ma BP和15.5Ma BP等多个层序界面,分别系高孔渗层段;同期南海礁型油气圈闭层序界面当为优良储层;若其为油气充满,则油气"高产"或构成"高压气包".以上成果,将有助于对全球变化及南海古海洋区域响应过程与结果的理解,并对南海的油气勘探有启示作用.     

下扬子黄桥地区下二叠统栖霞组有利储层预测CSCD

黄桥地区是下扬子区比较活跃的油气勘探区,前期工作主要寻找构造油气藏,虽有成果,但均未成规模。随着上扬子地区礁滩相气田的突破,生物滩为油气勘探的重要相带。在江苏黄桥地区多口钻井发现大量的生物滩指向特征,证明黄桥地区有生物滩发育。结合区域地质情况,以沉积相分析为依托,测井地震为主要技术手段,通过黄桥地区生物滩体测井响应特征、地震反射和地震属性分析,确立一套黄桥地区生物滩预测方法。刻画出生物滩在平面上的分布规律,并结合岩溶分布,指出黄桥地区栖霞组有利储层分布区。     

下扬子黄桥地区下二叠统栖霞组有利储层预测

黄桥地区是下扬子区比较活跃的油气勘探区,前期工作主要寻找构造油气藏,虽有成果,但均未成规模。随着上扬子地区礁滩相气田的突破,生物滩为油气勘探的重要相带。在江苏黄桥地区多口钻井发现大量的生物滩指向特征,证明黄桥地区有生物滩发育。结合区域地质情况,以沉积相分析为依托,测井地震为主要技术手段,通过黄桥地区生物滩体测井响应特征、地震反射和地震属性分析,确立一套黄桥地区生物滩预测方法。刻画出生物滩在平面上的分布规律,并结合岩溶分布,指出黄桥地区栖霞组有利储层分布区。     

川东地区长兴组生物礁有利相带预测技术研究

川东地区长兴组生物礁为四川盆地海相碳酸盐岩主要含气层,生物礁有利相带预测技术的研究对生物礁储层的勘探生产有重要的指导意义.通过对川东地区长兴组生物礁有利相带预测技术的研究所得到的结果表明：目前地震属性分析技术和时差分析技术为生物礁有利相带预测中最常用和最有效的关键技术;层拉平分析技术为生物礁有利相带预测的辅助技术,能近似反映古沉积环境;地震谱分解技术能够精细地刻画相带边界,但是对资料信噪比要求较高.     

Defining the 3D geometry of thin shale units in the Sleipner reservoir using seismic attributes

Defining the 3D geometry and internal architecture of reservoirs is important for prediction of hydrocarbon volumes, petroleum production and storage potential. Many reservoirs contain thin shale layers that are below seismic resolution, which act as impermeable and semi-permeable layers within a reservoir. Predicting the storage volume of a reservoir with thin shale layers from conventional seismic data is an issue due to limited seismic resolution. Further, gas chimneys indicative of gas migration pathways through thin shale layers, are not easily defined by conventional seismic data. Additional information, such as borehole data, can be used to aid mapping of shale layers, but making lateral predictions from 1D borehole data has high uncertainty. This paper presents an integrated workflow for quantitative seismic interpretation of thin shale layers and gas chimneys in the Utsira Formation of the Sleipner reservoir. The workflow combines the use of attribute and spectral analysis to add resolution to conventional seismic amplitude data. Detailed interpretation of these analyses reveals the reservoirs internal thin shale architecture, and the presence of gas chimneys. The comprehensive interpretation of the reservoirs internal structure is used to calculate a new reservoir storage volume. This is done based on the distribution of sand and interpreted shale layers within the study area, for this active CO₂ storage site.     

叠后烃检方法在渤海海域PL稠油区块的应用

针对渤海海域PL油田新近系明化镇组原油密度大,常规叠后烃检方法效果不佳的特点,利用储层含油气后高频端能量吸收衰减原理,在高精度频谱分解基础上,采用能量系数法和高频斜率衰减地震属性预测油气,效果一般;结合研究区地质特点,以神经网络多种成熟算法为基础算法,优选对油水有不同响应的地震属性作为训练参数,以含油饱和度曲线作为目标曲线,对全区地震数据体进行反演,用验证井与饱和度数据体有效响应比对,主力油层含油砂体吻合率高达75％以上.利用该方法结合其它成藏条件优选了显示很好的多套砂体作为进一步勘探潜力靶区.     

渤海海域旅大21-A构造沙四段储集层特征及控制因素

渤海海域旅大21-A构造在3600m以下的沙四段中发现了很好的油气显示,并且测试成功。沙四段在该构造是个新的油气勘探层系,具有很好的勘探前景。为了更好地研究该构造储集层情况,通过对该构造沙四段岩心、壁心资料,运用常规、铸体薄片鉴定和扫描电镜等化验分析资料,对该构造沙四段储集层基本特征进行了系统分析,认为该构造岩性主要以长石岩屑砂岩为主,岩屑长石砂岩次之,孔隙质量为中等一好,渗透率为特低渗～中渗,储集层物性中等。确定了影响储集层物性的主要因素为沉积作用、成岩作用和构造作用,三者综合影响着储集层的物性变化。     

松辽盆地登娄库—永安地区油气成藏模式研究

在已了解的松辽盆地登娄库—永安地区构造和沉积演化特点的基础上,利用现有钻井的岩心资料、测井资料和地震资料,对该地区的成藏模式特征从运移方式和生储盖空间组合两个方面上进行了研究和分类,分析了各自形成的主控因素.研究表明,该区域地层具有断坳双层结构,按油气运移类型划分,在断陷期主要发育两种油气成藏模式,分别为原生油气成藏模式和次生油气成藏模式;在坳陷期主要发育次生油气成藏模式和混生油气藏.从储层与烃源岩的空间组合上来看,区域内主要发育有上生下储、下生上储和自生自储这三种油气成藏模式.形成这些不同成藏模式的主要因素是该区深至基底的大型断裂构造和继承性断裂、反转构造以及固有沉积环境等.     

海上“薄散弱”油藏有效开发实践

“薄散弱”油藏由于其油层薄、砂体小、分布零散、天然能量弱,采用定向井难以经济有效开发;采用水平井开发虽可提高单井初期产量,但由于地层能量不足,产量递减快,无法从根本上解决采收率低的问题;注水开发虽能解决地层能量不足问题,但海上注水要增加设备、平台空间及平台重量,相应地增加开发成本,加上其储量规模小,经济效益难以保证.以X油田H4油藏为例,在储层精细描述的基础上,提出并实践了多底多分支水平井技术与地层自流注水技术,实现了“薄散弱”油藏的经济有效开发,并取得了较好的开发效果.其实践成果对类似难动用储量的经济有效开发具有借鉴和参考意义.     

Rock physics-based seismic trace analysis of unconsolidated sediments containing gas hydrate and free gas in Green Canyon 955, Northern Gulf of Mexico

The gas hydrate petroleum system at the 2009 Gulf of Mexico Gas Hydrate Joint Industry Project Leg II (JIP Leg II) Green Canyon 955 (GC955) site shows a complex seismic amplitude and waveform response of highly negative and positive amplitudes with continuous and discontinuous character within inferred gas-hydrate- and gas-bearing sand reservoirs. Logging-while-drilling (LWD) data obtained during JIP Leg II and conventional 3-D seismic data allowed for the identification of thick highly concentrated hydrate layers by integrating rock physics modeling, amplitude and thin layer analysis, and spectral decomposition. Rock physics modeling with constraints from three JIP LWD holes allowed for the analysis of variations in acoustic amplitude characteristics as a product of hydrate saturation, gas saturation, and reservoir thickness. Using the well log-derived acoustic models, thick highly concentrated gas hydrate with and without underlying free gas accumulations have been identified. These results suggest that thick highly concentrated gas-hydrate-bearing sand units (with thicknesses greater than half of the seismic tuning thickness and gas hydrate saturations greater than 50%) underlain by gas can be differentiated from sands containing only gas, but thin gas-hydrate-bearing sand units with low gas hydrate concentrations (with thicknesses less than half of the seismic tuning thickness and gas hydrate saturations less than 50%) are difficult to identify from post-stack seismic amplitude data alone. Within GC955, we have identified six zones with seismic amplitude anomalies interpreted as being caused by gas hydrate deposits with variable lateral extent, thickness and saturation, and in some cases overlying free-gas-bearing intervals. Synthetic seismic images produced from well-log- and model-derived velocity and density distributions mimic similar reflection characteristics in the corresponding field seismic data.     

琼东南盆地新近系莺二段物源体系及其控制下的深水重力流沉积

近年来在琼东南盆地超深水区莺歌海组发现了多个深水气藏,展现了广阔的勘探前景。但随着油气勘探进一步推进,关于莺二段的储层物性问题日益凸显,严重制约了下一步的勘探进程。本文研究基于前人总结的区域地质资料,结合岩芯、测井和三维地震等资料,建立了莺二段三级层序格架,综合分析了层序格架内物源体系及其控制下的重力流沉积特征。研究表明,重力流沉积体系主要发育在莺二段下、中层序,具有南、北、轴向三大物源体系。不同物源体系控制了重力流储集体的空间展布和沉积特征:(1)南物源控制的海底峡谷充填深海泥岩,而北物源控制的海底峡谷充填的厚层浊积水道砂岩,孔渗物性好,是良好的储集层;(2)轴向物源影响的溢岸漫滩沉积,由于物性条件好,可以作为良好的油气储层;(3)南物源控制海底扇砂岩的厚度薄、粒度细、泥质含量较高,而北物源和轴向物源供应的海底峡谷和海底扇朵体的砂体面积广、厚度大、粒度粗、物性好,是深水区莺二段最重要的优质产气储层。     

基于广义S变换的吸收衰减技术在YP地区稠油识别中的应用

地震波在穿过含油气储层时,由于受油气流体的黏滞性和内摩擦力影响,在频率上会表现为高频衰减快、低频衰减慢的特征,在频谱上就表现为整体能量向低频移动,使得低频能量相对增强。同时,前人大量研究表明流体黏度越大,黏滞性越强,对地震波的吸收衰减效果越明显。在所研究的YP地区,油气运移到浅部成藏,经历了大量的生物降解作用,原油具有比重大、黏度大的特性。利用频率域的吸收衰减技术在研究区这种特性的油层进行了识别,最终实验结果与已钻井结果吻合度较好,预测井也与实钻井相吻合,验证了该技术在该区应用的可行性。     

In situ stress field evaluation of deep marine tight sandstone oil reservoir: A case study of Silurian strata in northern Tazhong area,Tarim Basin,NW China

Deep marine tight sandstone oil reservoirs are the subject of considerable research around the world. This type of reservoir is difficult to develop due to its low porosity, low permeability, strong heterogeneity and anisotropy. A marine tight sandstone oil reservoir is present in the Silurian strata in the northern Tazhong area of the Tarim Basin, NW China, at a depth of more than 5000 m. The porosity is between 6% and 8%, and the gas permeability is between 0.1 and 1 × 10⁻³ μm². The features of this type of reservoir include the poor effects of conventional fracturing modifications and horizontal wells, which can lead to stable and low levels of production after staged fracturing. Here, we conduct a comprehensive evaluation of the mechanical properties of the rock and the in situ stress of the target tight sandstones by using numerous mechanical and acoustic property tests, conducing crustal stress analysis and using data from thin section observations. The dispersion correction technique is used to transform velocity at the experimental high frequency (1 MHz) to velocity at the logging frequency (20 kHz). The logging interpretation models of the transverse wave offset time, mechanical parameters and in situ stress are calculated, and each model represents a high precision prediction. Simulating the in situ stress field of the Silurian strata using a three-dimensional finite element method demonstrates that the average error between the simulation result and the measured value is less than 6%. The planar distribution of each principal stress is mainly controlled by the burial depth and fault distribution. By conducting in situ stress orientation analysis for the target layer via the analysis of paleomagnetism, borehole enlargement, fast shear wave orientation and stress field simulation, we show that the direction of the maximum horizontal stress is N45E. In this paper, a typical and successful comprehensive evaluation of the stress field of the deep tight sandstone oil reservoir is provided.     

东海陆架盆地N气田花港组储层特征及分类评价

东海陆架盆地西湖凹陷古近系花港组储层为典型的低孔、低渗储层。基于大量岩心物性、粒度、薄片、压汞等资料,对N气田目的层储层岩性、物性和孔隙结构特征进行精细评价。结果表明:N气田花港组储层岩性以细砂岩为主,矿物成分构成稳定,以石英为主,黏土含量低,岩性较纯;随着埋藏变深,孔隙变差,粒间孔减少,溶蚀孔增加,孔喉半径减小,连通性变差;局部发育砂砾岩,且渗透率大于细砂岩一个数量级以上,可作为甜点储层开发。基于实验和试油资料统计结果,建立了一套适用于花港组储层的综合分类评价标准,包含孔隙度、渗透率、饱和度和地质特征4类储层重要参数,分类结果特征鲜明,分类依据科学可靠,为该区域低孔、低渗储层勘探开发提供依据。