基于成因机理的低阻油层精细评价方法

低阻油层已成为各油田现阶段增储上产的主力储层之一。通过对葡敖油田葡萄花低阻油层的研究发现,构造和沉积特征在宏观上综合控制着该区低阻油层的形成和分布。对构造而言,低阻油层主要发育在低幅度构造的鼻状构造两侧的西部斜坡带、平缓斜坡带;对沉积而言,低阻油层主要发育于弱水动力条件下形成的三角洲前缘的席状砂及滨浅湖的滩砂和坝砂中。在宏观地质因素控制下,低阻油层的微观特征表现为高地层水矿化度、高束缚水饱和度和强黏土矿物附加导电。基于岩心和测井数据,针对低阻油层的实际特征,利用储层品质因子代替传统经验公式中的孔隙度建立束缚水饱和度模型,根据阳离子交换能力和黏土矿物含量的特征,构造该区低阻敏感参数,建立低阻油层评价的高精度数学模型;并依据分析化验数据综合确定各特征参数在低阻油层的下限值,实现从定性识别向定量评价的过渡。利用低阻油层的定量评价模型精细解释研究区17口关键井,能准确识别26个低阻油层中的25个,获得了96.15%的准确率。     

陕北志丹油田樊川区长61低阻油层成因分析与识别方法

陕北地区延长组发育低（特）渗储层,除发育通常的高阻油层外,还极易形成低阻油层;因此,低阻油层的发现,极大拓宽了该区石油勘探和开发的领域。根据志丹油田樊川油区长6¹的石油地质特征,结合大量实验和生产数据资料的分析对比,对该区低阻油层的成因机理及宏观控制因素进行了分析。结果表明:长6¹储层的孔隙结构复杂导致束缚水饱和度增高,高地层水矿化度、高泥质含量及放射性砂岩的存在,是低阻油层得以形成的主要原因。通过大量实际试油和测井资料的对比可见,应用计算自然电位与自然电位曲线重叠法可以快速直观显示其含油性,声波时差-深电阻率的交会图与自然伽马-深电阻率交会图相结合可有效识别低阻油层。对区内85口探井进行了测井资料的二次解释,在长6发现了初次解释所遗漏的45个低阻油层,油层数由原来的117个增加到162个,净增27.8%。     

长春油田C区块双阳组二段油气藏特征及潜力分析

长春油田C区块双阳组二段是主要勘探层段,双二段划分出5个砂组,其中Ⅲ砂组和Ⅳ砂组是主要产油砂组。通过沉积特征研究,认为双二段为扇三角洲沉积。Ⅰ砂组和V砂组是扇三角洲前缘沉积,Ⅱ砂组-Ⅳ砂组为扇三角洲平原沉积,砂体的分布受沉积相带控制比较明显,砂体沿北西向展布。在明确该区地层沉积特征的基础上,开展了研究区油气藏成藏条件研究,认为大南凹陷具有供烃能力,双阳组是供烃层组,双三段暗色泥岩是区域盖层,17号断层及派生出的一系列近南北向正断层前期沟通油源、疏导油气,后期具有良好的封堵作用。C区块单井纵向上整体为油层-油水层-水层组合,上倾部位为油层,下倾部位为同层、水层。油水易于在构造圈闭范围内平衡,在-1 695 m形成统一的油水界面。双二段为一个成藏体系,整体为断块类型油气藏。低渗-中孔、低渗-低孔、特低渗-低孔储层是剩余油主要分布区,剩余油的形成受相控和构造控的影响,主要发育在河道储层中。     

长岭凹陷所图地区青山口组沉积微相及砂体分布特征

通过分析长岭凹陷所图地区的岩心、测井及地震等资料,研究了该区青山口组沉积微相特征及砂体展布特征。结果表明: 所图油田高台子油层主要为三角洲沉积; 青山口组储层可划分为三角洲平原亚相沉积和三角洲前缘亚相沉积,分别发育分流河道微相、分流间薄层砂微相、水下分流河道微相和水下分流间薄层砂微相; 目的层中,GI1 层、GIV2 层砂岩发育较差,GI2 层、GIV1 层砂岩发育较好,呈片状大面积分布。     

渤中25-1油田沙三段重力流沉积模式及油气地质意义

运用最新重力流沉积理论,以钻井岩芯、地震资料为基础,系统研究了渤海海域渤中25-1油田沙三段重力流沉积特征、类型、岩相组合、砂体空间展布特征以及沉积模式。结果表明,研究区主要发育滑塌重力流、砂质碎屑流、浊流3种重力流沉积类型,并构成5种典型的岩相组合,包括湖相细粒沉积与滑塌重力流组合（MS）、砂质碎屑流与滑塌重力流组合（DS）、砂质碎屑流与浊流组合（DT）、浊流与砂质碎屑流组合（TD）、湖相细粒沉积与浊流组合（MT）。研究区重力流沉积具有"源-坡-断-流"联控的"滑塌-砂质碎屑流-浊流"沉积过程与发育模式,其中砂质碎屑流砂体呈舌状体分布,浊流砂体则具有朵状体形态特征。储层综合评价表明,砂质碎屑流砂体粒度粗、宽厚比小、泥质含量低、物性好,是优质的重力流储层类型。对不同重力流类型沉积特征、展布形态以及储层性质的精细研究,对深水优质砂岩储层的预测具有重要的指导意义。     

应用波形相控分频反演预测高泥质疏松砂岩薄储层

珠江口盆地X油田是典型的高泥质疏松砂岩油田,储层主要发育三角洲前缘水下分流河道～河口坝沉积,沉积时期水动力弱,粒度细,砂岩储层疏松且泥质含量高.油田面临储层数量多且单层薄;砂岩疏松引起测井扩径导致声波时差和密度等测井曲线测量失真;砂泥叠置,常规波阻抗反演不能区分出有效储层等难题.目前油田开发阶段急需对储层空间展布精细刻...     

松辽盆地葡南油田西缘薄砂体储层地震预测

葡南油田开发层属姚一段葡萄花油层,储层为三角洲前缘亚相的水下分流河道砂体、席状砂沉积和湖相滨湖砂沉积,砂体储层窄小,横向变化快,连续性差,地震预测是必不可少的方法。通过建立精细地质模型,进行多井约束波阻抗反演,采用多属性储层预测技术,结合测井解释结果,对葡南油田西部边缘葡331-1区块的储层横向分布进行了预测,预测结果符合砂体分布特征,井点符合率高,对于认识该区油气分布规律和开发井位部署提供了直接的技术支持,对相邻地区的勘探开发具有参考意义。     

川中广安地区上三叠统须六段储层特征及控制因素分析

广安地区上三叠统须六段为辫状河三角洲平原分流河道的大套砂岩复合体沉积,以中—细粒长石岩屑砂岩、岩屑砂岩为主;孔隙度主要分布在3%~15%之间,渗透率主要分布在0.01×10-3~1×10-3μm2之间。主、次分流河道为该区有效储层,复合砂体内渗透层与致密层交互分布形成了复杂的储层分布特征。在此基础上,结合成岩作用分析储层物性的影响因素认为,物源成分的不同影响储层发育富集区的分布,沉积演化特征控制储层发育层段,沉积微相控制层内非均质性。在煤系地层酸性环境下,强烈压实作用是形成普遍低渗的主要原因。主分流河道沉积的中、粗粒长石岩屑砂岩次生孔隙较发育,是主要的储层岩石类型。     

云南寻甸县灯影组第三段沉积环境分析

寻甸地区位于上扬子地台,该区灯影组三段发育了一套以白云岩夹粉砂岩泥岩为主的沉积岩层。通过对摩洛河剖面岩石学特征及沉积相的研究,结合前人的研究成果,认为该区灯影组三段可分为三个岩性段:下部以细粒石英砂岩、泥岩为主;中部以砂屑白云岩为主,夹少量石英细砂岩和泥质粉砂岩为主;上部以泥晶灰岩、泥质灰岩夹钙质泥岩钙质粉砂岩为主。岩层中主要发育水平层理和平行层理;并且认为研究区灯影组三段地层发育在碳酸盐台地一陆表海环境中,从底到顶可识别出潮坪浅滩相、瀉湖相和开阔台地相的沉积。总体上为海退一海侵的沉积旋回。     

低渗透油藏储层沉积微相研究--以松辽盆地乾安油田高台子油层Ⅶ砂组为例

针对低渗透油藏储层的特征，以岩心资料和大量的测井，录井数字化资料为基础，应用沉积微相制图软件系统实现了乾安油田高台子油层Ⅶ砂组低渗透储层的沉积微相自动识别，本区储层沉积微相为水下分流河道，席状砂、远砂坝和水下扇等类型，绘制出VII砂组3个小层的平面沉积微相图，沉积微相的研究对本区主力油层及剩余油分布具有指导意义。     

尕斯库勒砂西区块N1-N21油藏沉积相特征研究

通过对尕斯库勒砂西区块N1-N^12油藏Ⅺ、Ⅹ-Ⅸ、Ⅷ-Ⅵ、Ⅴ-Ⅰ油层组段沉积相特征、沉积体系展布及演化规律的综合分析，认为砂西区块N1-N^12油藏从下向上发育滨浅湖亚相、辫状河三角洲前缘．滨浅湖亚相、辫状河三角洲平原一前缘亚相，整体为一套反旋回沉积．在此基础上分析了砂西区块N1-N^12油藏沉积相与油气分布的关系．结果表明，分布于Ⅷ-Ⅵ油层组的辫状河三角洲分流河道及构造高部位的河口坝、远砂坝微相砂体为该地区的主要储集体，Ⅴ-Ⅰ油层组发育的泛滥平原微相泥岩为该区的区域性盖层．     

南海西部海域文昌A、B油田低阻成因分析

从粒度、泥质及黏土矿物、孔隙结构、束缚水饱和度、导电矿物、薄互层等6方面对珠江口盆地琼海凸起文昌A、B油田低阻成因机理进行系统研究。通过低阻储层段与正常储层段各方面的对比分析,得出研究区岩性细、泥质重、细一微孔隙体积比例高,进而导致高束缚水饱和度是影响文昌A、 B油田ZJl段储层低阻的重要因素,为后续低阻储层的定性识别和定量解释提供依据。     

北部湾盆地砂砾岩低阻油层成因及饱和度计算方法

乌石M油田流沙港组砂砾岩油层由于受特殊沉积和成岩作用影响,电阻率呈现低阻特征,为测井流体识别及含水饱和度定量评价带来了较大困难。基于岩心化验分析资料对低阻油层微观岩石物理特征开展了研究,认为该区复杂孔隙结构引起的高束缚水饱和度是低阻油层的主要成因。在此基础上,提出了更加符合该区地质特征的等效岩石组分(EREM)模型,通过数值模拟及岩电实验资料确定了模型参数变化规律,形成了一套适用于复杂孔隙结构砂砾岩储层的含水饱和度计算方法。对比分析结果表明,新模型计算的含水饱和度与岩心分析含水饱和度的相对误差为4.1%,低于阿尔奇(Archie)模型计算的含水饱和度误差12.8%,从而提高了复杂孔隙结构砂砾岩低阻油层的饱和度计算精度。     

尕斯库勒砂西区块N_1—N_2~1油藏沉积相特征研究

通过对尕斯库勒砂西区块N1—N21油藏Ⅺ、Ⅹ—Ⅸ、Ⅷ—Ⅵ、Ⅴ—Ⅰ油层组段沉积相特征、沉积体系展布及演化规律的综合分析,认为砂西区块N1—N21油藏从下向上发育滨浅湖亚相、辫状河三角洲前缘-滨浅湖亚相、辫状河三角洲平原-前缘亚相,整体为一套反旋回沉积.在此基础上分析了砂西区块N1—N21油藏沉积相与油气分布的关系.结果表明,分布于Ⅷ—Ⅵ油层组的辫状河三角洲分流河道及构造高部位的河口坝、远砂坝微相砂体为该地区的主要储集体,Ⅴ—Ⅰ油层组发育的泛滥平原微相泥岩为该区的区域性盖层.     

松辽盆地南部腰英台油田低阻油层的成因及识别

低电阻率油气层是一类电性上比较特殊的油气层,由于在测井结果中不易与水层区分,故被作为一类重要而特殊的油层进行研究。腰英台油田青山口组油层是低电阻率油层,作者分别在勘探和开发阶段通过地质和地球物理方法对其进行了深入的研究。结果表明,引起腰英台油田青山口组低阻油层的主要因素是岩性、岩石结构和地层,直接原因是:存在储层砂岩颗粒细、粘土含量高、孔隙结构复杂引起的高束缚水;较为富集的分散状黄铁矿在油层中形成电子导电网络降低了油层的电阻率;油层中砂泥岩薄互层中的泥岩夹层抑制了砂岩层感应测井响应。对低阻油层的判断可能由于各地区地质特征的不同而采用的方法有所不同;青山口组低阻油层主要是通过地质试验技术、可动水饱和度、自组织特征映射等方法确认的。     

珠江口盆地惠州凹陷A区块珠江组下段和珠海组滨岸—潮汐沉积储层特征及物性评价

以沉积学和高分辨率层序地层学理论为基础,通过薄片、扫描电镜观察、测井和地球化学分析等手段,对珠江口盆地惠州凹陷A区块珠江组下段和珠海组滨岸—潮汐沉积储层岩性和物性特征进行研究,该区珠海组以潮汐沉积为主,岩性主要为岩屑质长石砂岩;珠江组下段以滨岸沉积为主,岩性主要为岩屑质亚长石砂岩,西部滨岸沉积发育,岩性较纯,东部潮汐沉积发育,砂泥混杂。储层孔隙类型以原生粒间孔为主,其中西部原生孔隙所占比例较东部高,西部地区物性较东部好,珠江组下段滨岸沉积物性较珠海组潮汐沉积高。结合成岩作用分析,认为该区储层物性主控因素为基准面旋回格架内的沉积环境,同时针对滨岸和潮汐沉积体系,由前滨—上临滨—潮间潮砂坪—下临滨—潮下潮道—潮下潮砂坝—潮间混合坪—潮间潮道—潮上泥坪物性逐渐变差,且滨岸砂岩物性优于潮汐相的。     

重庆北碚地区下侏罗统自流井组大安寨段沉积特征

大安寨段介壳灰岩作为四川盆地主要的非常规产油层,岩性及沉积特征较为特殊。通过野外露头观察及岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜等分析手段,对重庆北碚地区下侏罗统自流井组大安寨段的沉积特征进行了系统分析。结果表明：重庆北碚地区侏罗系大安寨段岩性复杂,以亮晶介壳灰岩、粉晶白云岩、泥质介壳灰岩和泥页岩为主,次为生屑云岩和砂屑灰岩。大安寨段属受陆源碎屑影响明显的湖相碳酸盐岩沉积,可划分出滨浅湖亚相及高能介壳滩、高能砂屑介壳滩、滩间洼地、低能介壳滩等多个微相。其中,高能砂屑介壳滩水动力条件强、原生孔隙较发育。虽受埋藏成岩作用影响而使原生孔隙消耗殆尽,但后期溶蚀作用和构造作用改造仍可形成特低孔、低渗的非常规碳酸盐储层。     

杏南开发区葡Ⅰ31小层废弃河道类型及其研究意义

油田开采进入高含水期后,储层构型的精细描述对改善油田开采效果具有重大意义。废弃河道作为单一河道的边界以及识别点坝砂体的重要依据,其顶部的泥质沉积或者砂泥岩互层沉积对储层内部流体具有遮挡作用,因此正确识别废弃河道是进一步分析储层构型及挖潜油田剩余油的重要科学依据。以杏南开发区葡Ⅰ31小层为例,通过分析废弃河道在平面及剖面的沉积特征,利用砂顶相对等深图法,综合废弃河道的砂体平面分布形态和测井曲线响应特征,在葡Ⅰ31小层内识别出26处规模不等的废弃河道,宽度一般在100 m左右,其中3处突弃型废弃河道与渐弃型相比,弯曲程度更大,砂体延伸更短,沉积厚度为2~8 m不等。由于砂泥互层或泥质沉积的侧向遮挡作用,废弃河道砂体与正常河道砂体组成的半连通体导致有注无采或有采无注的注采不平衡现象,使得河道砂体顶部成为剩余油聚集的有利场所,成为进一步挖潜的重点对象。     

陕北吴旗Z油田长2低阻油层特征研究

简要介绍了Ｚ油田的构造特征、储层特征及油气分布规律。并指出吴旗Ｚ油田长２油层渗透率极低，束缚水含量高，油层表现为低阻电性特征。     

伊拉克A油田白垩系孔隙型生屑灰岩高渗透层成因及分布特征

伊拉克A油田白垩系孔隙型碳酸盐岩高渗透储层具有分布普遍、类型复杂、成因多样等特征。岩石类型主要为泥晶生屑砂屑灰岩、亮晶生屑砂屑灰岩及泥晶生屑灰岩;生物扰动加剧了碳酸盐岩储层非均质性,导致高渗透储层在全油田广泛分布。通过岩心观察、常规薄片和铸体薄片的观察和测量,孔隙度、渗透率和毛管压力的测定,综合区域地质研究成果,发现高渗层的形成受层序演化、次级相对海平面变化、沉积环境、硬底形成、生物扰动及(准)同生期暴露淋滤等复杂多因素共同控制。高渗透储层形成模式表现为Khasib组沉积时期为晚高位域期,在Kh2-1-2L段上部沉积过程中,发生首次次级相对海平面下降,形成沉积间断。沉积间断期间硬底和区域规模性的生物扰动同时发育,在Kh2-1-2L段硬底尚未被胶结的相对疏松的基质中掘穴,形成厚几十厘米、迂曲状互相贯通的生物扰动通道。沉积间断结束后,在晚期高位域层序背景下,次级相对海平面上升,松散生屑砂屑充填扰动通道。由于沉积物堆积速率较快,限制了胶结作用的发生,使扰动通道内充填物能够发育连通性好的粒间孔,而后次级相对海平面再次下降,发生(准)同生期暴露淋滤。由于扰动部位连通性好,成为溶蚀流体优势通道,导致沿扰动部位发育溶孔及扩溶缝,形成了“粒间孔+溶孔+溶缝”高渗透网络。A油田高渗透储层物性表现出发育强烈生物扰动的部位具有明显高渗特征,其孔喉较粗,排驱压力低,孔喉配位数高、连通性好。高渗层全区稳定发育,由西至东厚度逐渐增大,高渗层的分布对油田单井产量、含水上升和油田采出程度影响较大。