广义物质平衡计算法在沙南凹陷BZ油田滚动勘探开发中的应用

渤海湾盆地沙南凹陷BZ油田沙一段生屑云岩主力含油储层投产后,发现实际生产特征与初始地质认识吻合度差,部分区块可能具有增储上产的潜力。通过利用油田生产动态资料,主要包括压力、产量及PVT实验等数据,采用广义物质平衡计算法识别出A4井区滚动勘探潜力最大。在此基础上,精细刻画生屑云岩沉积期古地貌和古生态环境特征并结合生屑云岩发育规律,预测了A4井区生屑云岩储层新的空间展布范围。实际钻探结果证实了储层预测的准确性,新增探明储量近400万t,保障了BZ油田的可持续发展和投资效益。该套方案对国内海上相似地质条件油田的滚动勘探开发具有借鉴意义。     

渤海海域湖相碳酸盐岩储层研究方法——以XX油田深层生屑云岩为例

针对海上碳酸盐岩油田开发难点及面临的挑战,以XX油田深层碳酸盐岩油藏的ODP实施为例,提出了深层生屑云岩储层预测方法。通过古地貌及碳酸盐岩沉积模式综合研究,建立深层碳酸盐岩油藏、窄薄储层的配套研究技术,并在该技术的指导下成功完成对XX深层碳酸盐岩油田的储层预测。实践证明该研究方法可以很好地指导深层碳酸盐岩储层研究,对于类似油田的开发具有借鉴意义。     

川东板东构造长兴组生物礁及其地震特征研究

根据板东构造板东4井等长兴组钻探资料，对长兴组的生物礁进行了研究。研究表明板东构造长兴组储集岩有生物（屑）泥晶灰岩-含生物（屑）泥晶灰岩、礁灰岩和白云岩。综合储集岩物性特征、区域钻、测井资料及野外剖面，总结了生物礁的形成与演化模式及模式各部位所对应的岩性和物性。通过地震响应特征、反演等技术建立了长兴组储层识别模式，利用对应速度、Landmark属性提取的储层有效厚度经计算机网格化编制出了长兴组储层厚度分布预测图，与钻测井厚度对比，证实板东4井生物礁为点礁。     

滩海油田开发初期的地质建模研究

地质建模是油田开发的基础性工作,由于滩海油田特殊的地理位置条件,造成钻井少,各种资料获取、采集难度大,给处于开发初期的油田带来了较大挑战。以大港滩海关家堡开发区为例,提出在前期地质概念模型的指导下,多学科综合,应用随机模拟理论,采用储层约束反演与地质建模相结合,建立储层岩性模型,并在岩性模型的控制下实现储层参数建模,通过三维地质模型的建立,提取出沿设计井轨迹方向的预测曲线成果,指导复杂结构井的钻探,利用该建模思路与成果,大大降低了井间储层预测的不确定性与开发风险,现场实施效果显著,其建模方法对于类似滩海稀井网开发提供了很好的借鉴。     

井中油气地球化学探测技术及其应用

井中油气地球化学探测技术具有快速、及时、准确的特点，且操作性强，便于现场随钻实施，同时，能有效地解决近地表化探较难回答的生、储、盖及烃类垂向渗漏等问题，使油气化探工作从近地表研究油气渗漏“痕迹”和晕圈异常进而预测目的层在平面上的位置转向直接对目的层进行研究和预测。井中油气地球化学技术可适用于油气储层的预测、有机质类型及沉积环境判别、有机质成熟度的判别、烃源岩识别与评价、油气源对比，以及垂向微运移验证等方面。这一技术在陆地和海上油气钻探中，对于砂岩储层、碳酸盐岩储层、碎屑岩储层等各类储层的油气预测、含油气属性判别及储层油气质量评价都取得了很好的应用效果。     

渤海盆地JZ油田沙河街组白云岩成因分析

研究区以生屑白云岩及含砂屑的鲕粒白云岩为主,相邻井区白云岩类型及厚度变化大。为确定各类白云岩的成因,通过孢粉及微体古生物化石、碳氧同位素、微量元素B含量等分析手段,对本区的古气候、古环境、古沉积介质的物理化学性质进行系统地分析,自沙三段以来,由温暖的亚热带气候变得逐渐干燥,水体逐渐咸化,为白云岩的形成提供了必要条件。具有硬的基底的滨浅湖台地,水体能长期保持清澈,有利于底栖生物生长繁殖,适宜碳酸盐岩的形成、沉积了巨厚的生屑白云岩,其生屑含量高、孔隙较发育、方解石也被交代的更加彻底,建立了该类白云岩滨浅湖台地渗透回流成因模式。滨浅湖隆起带区域,淡水与咸水在此交汇,易形成具雾心亮边的粉晶白云岩和具有同心圆结构的鲕粒云岩或生物碎屑云岩,但常常白云石化不彻底,方解石含量高,个别井段甚至发育云质鲕粒灰岩,建立了该类白云岩滨浅湖隆起带混合水成因模式。此研究丰富了湖相白云岩成因模式,对渤海湾盆地碳酸盐岩的勘探具有重要的指导意义。     

曲线重构反演在非常规油藏储层横向预测中的应用

波阻抗反演是储层预测的一种重要手段,但是当储层与非储层(围岩)波阻抗差异不明显时,利用常规波阻抗反演技术难以较好地识别储层,而测井曲线重构技术可以有效提高岩性识别和储层预测的精度,减少多解性。结合鄂尔多斯盆地南部HH油田延长组勘探开发实践,利用伽马曲线重构声波反演技术对有利区域进行了预测,有效地提高了反演剖面的分辨率,并在一定程度上提高了岩性解释的准确性和精度。同时,通过对HH油田D井区实际例子进行波阻抗反演和储层预测的应用,取得了良好的效果,表明该方法是一种简单、实用、有效的曲线重构技术。     

渤中34地区东三段薄层滩坝砂形成主控因素及预测CSCD

黄河口凹陷渤中34地区东三段发育滨浅湖砂质滩坝,由于其储层薄、埋藏深,储层精细刻画难度大。以渤中34地区B油田为例,分析得到东三段薄层滩坝砂发育范围受控于古地形及其相关的水动力作用。在古地形的控制之下,不同的水动力背景下滩坝砂的发育可以进一步划分远岸坝、近岸坝、沿岸坝。其中古地形高部位发育宽缓的低洼区,在平均低潮线与高潮线之间,最有利于形成近岸坝是B油田滩坝发育的主要类型。以楔状模型为基础,正演出东三段储层振幅值的大小与砂体厚度存在正相关性,以此可以建立一种半定量计算模型。研究表明,基于滩坝主控因素约束下的地质模式与地震振幅属性共同预测对薄层滩坝砂体开发具有重要的指导意义。     

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.     

综合应用模型正演及地震瞬时属性预测薄层展布——以平湖油气田某薄层油藏为例

应用地震储层预测技术检测薄层一直是地震技术中的难题之一,薄层展布能否检测受很多因素影响。以平湖油气田某薄层油藏为例,应用模型正演及与实际地震反射特征对比的方法研究了该薄层油藏地震响应特征,应用地震瞬时属性预测了薄层平面展布。结合沉积背景及单井相分析认为,该薄层为小型河流三角洲沉积体系,沉积相带分布清楚。预测结果与实钻结果吻合良好,为油藏经济有效开发奠定了基础。     

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。     

湖相白云岩储层研究——以渤海油田为例

以渤海湾几个发现白云岩的油田为例,结合白云岩的几种主要成因理论,从岩性特征、测井曲线形态、薄片鉴定、岩石成因方面对渤海湖相白云岩进行分析研究,研究表明白云岩分布受气候和古地貌控制。根据湖平面变化和古地貌,结合沉积环境、地震,利用层拉平技术探讨了白云岩的分布特征。     

辽河滩海海南1块储层测井评价研究及应用

受研究区块地层沉积特征、钻井泥浆侵入、测井资料录取等诸因素影响,在辽河滩海海南1块测井评价过程中,利用电阻率测井识别油水层、准确计算含油饱和度等重要储层参数难度大。以海南1块油藏地质特征综合研究为基础,对录井、取心、分析化验、试油等资料进行深入分析,开展油层四性关系研究,建立有效储层测井解释标准及与地质模型相适应的储层参数测井解释模型。对储层进行测井精细解释评价,为储量参数确定及油藏评价奠定基础,取得了很好应用效果。     

Diagenetic evolution of the upper Cretaceous limestone and sandstone exhumed reservoirs in the western Basque–Cantabrian Basin,North Spain

The Basque–Cantabrian Basin (NE Spain) has been considered one of the most interesting areas for hydrocarbon exploration in the Iberian Peninsula since the 60th to 70th of last century. This basin is characterized by the presence of numerous outcrops of tar sands closely associated with fractures and Triassic diapirs. The aims of this work is to establish the diagenetic evolution of the Upper Cretaceous reservoir rocks with special emphasis in the emplacement of oil and their impact on reservoir quality. The studied rocks are constituted of carbonates and sandstones that contain massive quantities of bitumen filling vugs and fractures.Petrographic results indicate that the carbonate rocks from Maestu outcrops are bioclastic grainstones and wackestones, whereas the tar sandstones from Atauri and Loza outcrops are dominated by quartzarenites and subordinated subarkoses. The paragenetic sequence of the main diagenetic phases and processes include, pyrite, bladed and drusy calcite cement, calcite overgrowths, silicification of bioclasts and microcrystalline rhombic dolomite cement, and first stage of oil emplacement, blocky calcite cement, coarse crystalline calcite cement, calcitized dolomite, calcite veins, saddle dolomite and stylolites filled by the second phase of oil entrance. Together with the above mentioned diagenetic alterations, the arenites are affected by early kaolinitization of feldspars and the scarce formation of clay rim and epimatrix of illite. All sandstones and dolomitized carbonate rocks show high intercrystalline and intergranular porosity which is full by biodegraded hydrocarbons (solid bitumen). The biodegradation affects alkanes, isoprenoids and partially hopanes and steranes saturated hydrocarbons. Aromatics hydrocarbons, like naphthalenes, phenanthrenes, dibenzothiophenes and triaromatics are also affected by biodegradation. Results indicate that the first HC emplacement corresponds to early stage of calcite and dolomite cementation, and the second and more important emplacement is related to fracturation processes resulting in the formation of excellent reservoirs.     

Gravels in the Daxing conglomerate and their effect on reservoirs in the Oligocene Langgu Depression of the Bohai Bay Basin,North China

The Daxing conglomerate reservoir has become an important exploration target in the Langgu Depression of the Bohai Bay Basin. In this paper, gravel composition, void space, poroperm characteristics and hydrocarbon productivity of the Daxing conglomerate in the third member of the Oligocene Shahejie Formation (Es3) are studied in detail to understand the impact of gravel type on reservoir quality based on cores, petrographic thin-sections, scanning electron microscope (SEM) photos, porosity, permeability and well test data. The Daxing conglomerate is composed of limestone and dolomite gravels. The void space of the Daxing conglomerate includes intragravel and intergravel pores as well as fissures. Intragravel pores are dominated by gravel type. They develop as intergranular pores, intergranular dissolved pores, intragranular dissolved pores and few intercrystalline pores in limestone gravels, whereas in dolomite gravels they develop as intercrystalline pores, intercrystalline dissolved pores, dissolved pores and cavities, few intergranular pores and intergranular dissolved pores. The analysis shows that dolomite conglomerates provide better reservoir quality than limestone conglomerates. Microscopically, areal porosity in dolomite gravels is higher than that in limestone gravels. Macroscopically, porosity and permeability of conglomerates that are dominated by dolomite gravels (dolomite conglomerates) are better than those of conglomerates dominated by limestone gravels (limestone conglomerates). The dolomite conglomerates are superior to the limestone conglomerate with regard to hydrocarbon productivity at the level of parent rock and gravel properties. Poroperm characteristics and hydrocarbon productivity of dolomite reservoirs in the middle Proterozoic Changcheng and Jixian Systems (parent rocks of dolomite gravels) are better than those of the limestone reservoirs in the lower Paleozoic, Cambrian and Ordovician (parent rocks of limestone gravels). Gravel properties, including grain structure, physical nature and dissolution velocity cause the dolomite conglomerates to have more intercrystalline pores, fissures and secondary dissolved pores than limestone conglomerates.     

川东北宣汉盘龙洞长兴组生物礁剖面沉积相分析

结合区域构造、地层概况、岩相古地理等方面的背景资料,对宣汉盘龙洞上二叠统长兴组生物礁地层剖面进行了观测描述。通过室内镜下岩石薄片鉴定分析,识别出主要岩石类型为礁灰岩、礁云岩、生屑灰岩、颗粒灰岩及晶粒白云岩。根据露头观察和室内镜下岩石薄片鉴定分析,结合岩石学、古生物等沉积相标志的研究,认为该剖面发育开阔台地、台地边缘生物礁和台地边缘浅滩三种沉积相类型,其中台地边缘生物礁发育,可进一步识别出礁基、礁核和礁前亚相,礁核以骨架礁和障积礁为主;台地边缘浅滩进一步划分为粒屑滩、鲕粒滩等亚相。初步总结出了该剖面的沉积相模式,并对该剖面的沉积演化序列和识别标志进行了讨论。     

天然气水合物钻井中的地质灾害分析

As a clean and rich energy source,natural gas hydrate has become a focus of study in the world.In this paper,the geologic condition of hydrate reservoir is analyzed. Combining with the natural gas hydrate drilling characteristics and drilling accidents,prevention and response methods are discussed.It is proposed that to restrain and control natural gas hydrate decomposition is the key to safety drilling,in which a reasonable choice of drilling fluid system is important.Some performance parameters should be taken into account in the selection of drilling fluid.The basic parameters requirements of natural gas hydrate drilling are also analyzed.     

谱分解技术在文昌A油田油气储层预测中的应用

文昌A油田主力油组ZH1-2L油组储层以临滨滩、坝沉积为主,砂岩与泥岩多呈薄互层,砂岩中泥质杂基含量较高,常规方法无法对储层进行有效识别。利用连续小波的时频分解技术,在该区较为准确的圈定了有利储层的发育范围,与已钻井有很好的吻合度,为下一步的勘探开发提供了有利的技术支持。     

珠江口盆地白云深水区含气储层AVO模板的建立及应用

白云深水区多口油气钻探揭示砂质储层含气和含水都有可能表现为Ⅲ类或Ⅳ类的AVO及亮点异常，单纯依靠亮点+Ⅲ类AVO异常进行烃类气体预测具有多解性，是钻前储层的流体预测面临的新挑战和难点。本文利用珠江口盆地白云深水区测井数据，根据储层特征与含气性差异性优选了多口测井数据齐全井，利用测井数据对不同井位储层段的AVO特征进行分析。通过Aki-Richards公式计算了不同井的截距和梯度属性，建立了白云深水区P和G属性图版。对比分析发现不同含气储层，随着岩性、含气性差异及其岩性组合不同，呈现不同AVO异常特征，岩心分析表明该异常不仅与储层含气性有关，也与盖层岩性密切相关，尤其是当盖层或者储层含有灰岩时，对AVO异常影响较大。利用M矿区目标储层的叠前反演弹性参数，再结合本文建立的P和G属性图版和流体识别因子方法，对目标储层含气性进行了预测，发现了该储层在横向上含气性不同，钻探结果证实预测结果有效与可靠，表明该AVO模板具有较好的实用性。