辽河油田锦99块扇三角洲前缘储层隔夹层成因与分布

陆相储层隔夹层是形成油藏内流体流动非均质的主要原因之一,也是控制厚油层复杂水淹形式的主要地质因素。通过对辽河油田锦99块扇三角洲前缘储层隔夹层进行研究,认为在沉积作用、成岩作用的控制下,研究区内形成了泥质、物性、钙质三类隔夹层,其岩-电识别特征与分布规律均存在明显的差别。泥质夹层主要分布于厚层水下分流河道砂叠置区、水道侧缘区以及邻近砂岩尖灭区;物性夹层分布较杂乱,常分布于物性较差的区域;钙质夹层主要分布于砂厚较大、原生孔隙发育的岩相带以及Ⅱ级边界断层附近。隔夹层对油藏内剩余油分布具有重要影响,需要综合断裂构造、沉积相、成岩相等多种地质因素进行预测。     

辽河盆地大民屯凹陷沈95区块砂岩储层中钙质夹层研究

钙质夹层是控制剩余油形成与分布的主要因素之一.辽河盆地大民屯凹陷沈95区块钙质夹层十分发育,利用丰富的岩心、测井资料,识别并探讨了钙质夹层的分布规律及成因.研究表明:本区钙质夹层是早期无铁碳酸盐与晚期含铁碳酸盐胶结形成的两期夹层;早期钙质夹层主要分布于泛滥平原亚相、三角洲平原亚相;晚期钙质夹层主要发育于三角洲前缘亚相,且一般位于砂泥岩接触带,厚层砂岩顶底部碳酸盐胶结物较中部高.早期钙质夹层是沉积期、成岩早期,蒸发作用使富钙孔隙水中的钙质沉淀形成的;晚期钙质夹层是在有机酸作用下,Ca2+、Mg2+在烃源岩(泥岩)中溶解,再于储集岩(砂岩)中沉淀形成的.根据夹层的分布规律可以更有效地挖掘剩余油.     

东濮凹陷胡十二块剩余油分布特征及挖潜对策

剩余油分布特征是油田开发地质工作需要解决的主要问题之一，本文应用动态分析法半定量地描述了东濮凹陷西斜坡带主力区块胡十二块小层剩余区油分布状态，对该块剩余油在油藏平面，层间和层内的分布特征进行了详细研究，并针对4种剩余油分布类型提出相应挖潜技术对策，为高含水后期油田挖潜提供了必要依据。     

塔河油田9区下油组块状叠置厚油层渗流屏障研究

塔河油田9区三叠系阿克库勒组下油组储层为典型的块状叠置辫状河三角洲储层，夹层分布及连通性极其复杂，封闭断层和泥质屏障、钙质胶结帯等不同级次渗流屏障控制着油藏内部油水运动。为深化储层空间非均质表征，在储层构型分析基础上，笔者采用层次分析方法，动静态相结合，对渗流屏障类型及其级次进行划分，分析泥质屏障、钙质胶结帯形成机理及其受控因素，建立块状厚油层渗流屏障分布地质模型。研究表明：塔河油田9区下油组主要渗流屏障为封闭断层屏障和层间、层内发育的泥质及钙质隔夹层；依据渗流阻挡作用分为4个级次，东北向封闭性断层及复合河道顶部6级界面是1级渗流屏障，3～5级构型界面控制了2～4级泥质、钙质渗流屏障的发育，建立完全不遮挡型、部分遮挡型及完全遮挡型等3种渗流屏障模式。通过分级次定量表征渗流屏障的空间分布，深化储层空间非均质性研究，为基于流动单元的精细地质建模奠定基础。     

陆相湖盆古地形、可容空间的体积变化率与层序结构的关系

通过对东营凹陷和东濮凹陷的层序结构的差异进行了对比,并对东营凹陷和东濮凹陷的体积和地形进行了分析,认为陆相湖盆古地形、可容空间变化与总可容空间的比值(可容空间的体积变化率)与层序结构有密切关系。沙三段沉积期,东营凹陷三级湖平面变化引起的可容空间的体积变化率与东濮凹陷四级湖平面变化引起的可容空间的体积变化率相近。东营凹陷沙三段沉积时期盆地体积大、地形陡,层序的发育主要受三级湖平面变化的控制,因此层序厚度大,层序内部砂体厚度大,分布相对集中。而东濮凹陷沙三段沉积时期,盆地体积小,地形较缓,层序的发育主要受四级湖平面变化的控制,因此层序厚度小,层序内部砂体厚度小,分布广,不稳定。     

辽河油田曙一区块厚油层内隔夹层识别及其三维地质建模研究

针对辽河油田曙一区块厚层储层, 综合岩心、测井资料, 将其内部隔夹层划分为泥质夹层、泥质隔层、物性Ⅰ夹层、物性Ⅱ夹层、物性Ⅲ夹层5类, 建立5类隔夹层定量划分标准, 并根据该区的沉积环境, 分析了各类隔夹层的分布特征和规律。在密井网条件下, 对隔夹层的展布进行随机模拟, 建立了隔夹层的三维岩相模型, 定性定量地揭示了其在平面和剖面上的空间分布规律, 对后期剩余油分布的研究、油田开发方案的调整具有重要的意义。      

海相砂岩油田高含水期精细油藏描述及剩余油分布研究

海上油田高含水期剩余油分布复杂,优势渗流通道砂体与隔夹层分布特征决定了剩余油分布,是剩余油主控地质因素。如何准确刻画与表征储层内部的优势渗流通道砂体及隔夹层,明确剩余油分布特征,认清油田调整挖潜的剩余潜力,是油藏描述面临的主要问题。针对南海珠江口盆地西江油田（XJ油田）高含水期面临的优势渗流通道砂体认识不清以及隔夹层分布难以刻画的地质问题,探讨形成海相砂岩油田高含水期精细油藏描述的关键技术。基于“差异放大”理念的精细地层细分与对比技术,解决了精细地层格架建立困难的问题;“波形与属性结合”的优势砂体刻画技术明确了储层砂体的分布范围与空间叠置关系,为识别优势渗流通道砂体与认识渗流特征提供依据;“非均质性分级表征”的三维地质建模技术将储层内部控制剩余油分布的优势渗流通道砂体、隔夹层、储层渗流差异表征在地质模型中。在精细地质模型及数值模拟的基础上定量表征剩余油空间分布特征,为剩余油挖潜和调整方案的实施提供地质依据。     

“三端员定型”法识别滨岸相砂岩储层隔夹层:以塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩为例

滨岸相砂岩储层发育薄层隔夹层,由于测井垂向分辨率和薄层效应的影响,用于识别不同类型隔夹层的关键测井参数的数值范围部分重合,使常用测井识别方法面临困难。针对这一问题,本研究在多口井岩心观察描述的基础上,基于常规测井资料、岩心实验分析资料,创新性采用"三端员定型"法识别三类隔夹层:钙质隔夹层、泥灰质隔夹层和泥质隔夹层。不同类型隔夹层在图版上不仅能有效区分,同时还能反映出钙质含量、泥质含量变化对隔夹层物性的影响。依据隔夹层识别结果,将研究区隔夹层垂向上分为4种接触关系:单一型、渐变型、突变型和多峰型;平面上分为4种分布模式:片状大面积分布型、突变接触型、渐变接触型和随机分布型,明确了隔夹层的发育特征。研究认为,垂直渗透率与钙质含量具有正相关性,与泥质含量相关性差;应用产量控制系数C(与隔夹层厚度和垂直渗透率相关)论证了具有一定厚度的隔夹层对产量的控制能力按泥质隔夹层、泥灰质隔夹层、钙质隔夹层顺序依次增强,因此钙质隔夹层在研究区对油水垂向运动的影响最大。研究成果对滨岸相砂岩储层油田开发后期剩余油挖潜及制订开发调整方案具有重要意义。     

远源砂质辫状河储集层内部隔夹层研究与地质建模——以沾化凹陷孤东油田六区馆上段为例

河流相储层内部隔夹层研究对其储层内部构型表征及剩余油挖潜具有重要指导作用。本文以沾化凹陷孤东油田六区为例，基于岩心、测井资料，对远源砂质辫状河的单井、连井以及平面发育特征进行了分析；基于沉积微相控制和岩心、测井标定，对不同层次的隔夹层进行了识别以及特征描述；基于密井网的约束对心滩内部夹层的规模与产状进行了表征。结果表明：单层间夹层多是物性夹层，单砂体之间夹层包括泥质夹层与泥砾夹层，增生体之间的夹层为落淤层，落淤层宽度为80~400 m，长度为350~1 630 m，落淤层在滩头倾角约为2.03°，在滩尾倾角为1.28°，在两翼倾角为1.58°。利用界面约束方法，对储层内部夹层进行了构型建模，建立了一套能够进一步深度表征辫状河内部非均质性的构型模型。     

辽河西部凹陷沙三段浊积岩储层中钙质夹层研究

本文阐明了辽河西部凹陷高升、兴隆台、曙光和冷东四个地区沙三段浊积岩油气储层内的钙质夹层识别标志，定性、定量地揭示了它在剖面和平面上空间分布规律，探讨了它的成因机制，指出了钙质胶结作用和钙质夹层对储层性质与油气分布的重要影响。     

大港油田滩海区域ZH5断块厚砂体夹层研究

大港油田滩海区域ZH5断块发育单层厚砂体,目前开发效果差,急需开展夹层研究,寻找注水未波及区,挖掘剩余油.通过采用孔隙度-渗透率交会法与测井识别法有效识别,研究区夹层主要为泥质夹层和物性夹层.夹层纵向对应关系差,平面分布受沉积微相展布特征控制,主要发育于滩坝沉积的侧部.泥质夹层主要分布于断块的中南部,呈条带状分布,物性夹层呈片状不稳定分布.通过对ZH29-29井封堵水淹层,控水效果良好.     

致密砂岩储层中钙质夹层特征及与天然裂缝分布的关系

鄂尔多斯盆地镇泾区块长8致密砂岩储层普遍发育钙质夹层,本文利用露头、岩芯、薄片及测井等资料,对钙质夹层的岩性特征、电性特征、分布规律以及与天然裂缝分布的关系进行了研究。研究表明,钙质夹层具有明显的低伽马、低声波时差、高密度、高感应的特点,电成像测井表现为明显的亮色条带。钙质夹层主要分布在部分水下分流河道砂体的中部或下部及河口坝砂体的中部或上部,同时也发育在一些分选较好、颗粒支撑的薄层细砂岩中以及砂泥岩的接触地带。钙质夹层内主要发育高角度构造裂缝,不发育近水平成岩裂缝;与非钙质胶结致密砂岩储层相比,钙质夹层脆性较大,天然裂缝更为发育,且大部分裂缝被方解石充填,为无效裂缝;钙质夹层层厚及岩性界面控制着裂缝纵向延伸高度。论文成果对进一步研究致密储层天然裂缝的分布模式,弄清裂缝对注水开发的影响具有重要意义。     

辫状河心滩内部夹层控制的剩余油分布物理模拟实验

针对砂质辫状河,采用水驱油物理模拟的手段,旨在总结心滩内部泥质夹层(落淤层与沟道)控制的剩余油分布模式。模拟结果显示,夹层延伸长度、注采井与夹层的匹配关系、射孔位置等因素均对剩余油分布有控制作用。夹层水平延伸长度越大,夹层顶部和底部剩余油富集范围越大;如果两组模拟试验注采井射孔层位相同,采油井钻遇夹层的情况下剩余油更为富集;在注水井全井段射孔的条件下,与采油井全井段射孔相比,采油井上部射孔夹层附近剩余油富集范围较大,采出程度较小。     

杏北油田低弯度分流河道储层构型及其控制的剩余油分布模式

低弯度分流河道储层是杏北油田的重要储层类型,深入研究其储层构型特征对于油田调整挖潜意义重大。综合密井网岩心、测井和生产动态等资料,采用“层次分析和模式指导”的方法,分“复合河道和溢岸砂体、单期河道及其相互接触关系”两个主要层次开展储层构型精细解剖,构建了三维储层构型模型。基于密闭取心井、水淹层测井解释资料和生产动态数据分析了不同时期的水淹特征和剩余油分布,并通过基于三维构型模型的油藏数值模拟对剩余油分布模式进行验证,最终总结出不同储层构型控制下的剩余油富集模式。结果表明,在河道内,剩余油在顶部、边部、河道间夹层控制部位以下以及仅与低渗溢岸砂连通造成注采不完善的河道内部富集;在河道外,剩余油在河间物性较差的溢岸砂内、注采不完善的溢岸砂末端和孤立砂体内富集。     

致密油源储配置特征及油气勘探意义——以四川盆地川中地区侏罗系大安寨段为例

为查明源储配置对致密油富集的影响,优选下一步致密油潜在有利区,在岩心和薄片观察的基础上,开展地球化学分析和扫描电镜、微米CT等测试,对川中地区大安寨段烃源岩和致密储层特征进行分析,并通过已知油藏解剖,对大安寨段致密油源储配置类型和平面展布进行了研究,发现源储互层式和上源下储式配置关系最有利于致密油富集。研究结果表明:川中地区大安寨段发育旁生侧旁生侧储储式、源储互层式和上源下储式等3种源储配置,烃源岩为最大湖泛期泥页岩,有机质含量0.54%~2.32%,干酪根类型以腐泥型为主,处于成熟—高成熟阶段;储集空间类型包括溶蚀孔洞和基质孔隙,分别发育于厚层介壳灰岩和中—薄层泥质介壳灰岩中,孔隙度0.38%~6.82%,平均1.67%,渗透率多低于0.1×10-3 μm2,为特低孔致密储层。现有勘探实践证明油田源储配置关系以源储互层式和上源下储式为主,秋林、仪陇、渠县、李渡和广安地区以该类源储配置关系为主,为下一步致密油潜在有利区。     

松辽盆地南部深层致密砂岩气储层形成机制及成藏主控因素

为了加快松辽盆地南部（简称松南）深层致密砂岩气勘探开发进程,开展致密砂岩储层形成机制及成藏主控因素研究。通过对松南深层致密砂岩的分析,根据致密砂岩岩性组合特征将已发现的深层致密气类型划分为稳定厚层砂型、砂泥互层型、泥包砂型3种类型,储层物性普遍差,孔隙度多小于6%,渗透率主体<0.10×10^-3 μm²,属于特低孔、特低渗储层。通过对松南典型致密储层矿物成分与微观特征的分析发现,致密砂岩有效储层形成主要受3个方面因素控制：一是早成岩期发育绿泥石包壳,有效抑制成岩中后期粒间钙质胶结、硅质胶结的发生,保护原生残余粒间孔隙;二是富火山岩岩屑溶蚀形成次生孔隙;三是生烃增压产生大量微裂缝,改善储层渗流特征。在此基础上总结出松南致密砂岩气成藏控制因素,即充足气源提供物质基础、斜坡古沟谷与断裂控砂、次生溶蚀与微裂缝控储、断裂活动与稳定盖层控富。     

河道单砂体“建筑结构控三维非均质模式”研究

单砂体平面、层内(小层韵律性)非均质性已不能满足高含水期、三次采油阶段的需求,其既不能揭示单砂体内部物性空间变化及分布,更忽略了单砂体内非渗透薄夹层(多<30cm)对储层非均质性的影响。文中提出按反映单砂体成因、形成微过程及内部结构的储层建筑结构(architecture)研究单砂体内部三维非均质性的思想,并结合曲流点坝单一侧积体沉积模式及其侧叠模式,建立了"渗透率向凸岸、向上减小的新月形楔状侧积体,逐一斜列侧叠,其间被非渗透侧积薄夹层隔开"的曲流河道砂体"建筑结构控三维非均质模式",揭示了以往忽视的、但对单砂体内部三维非均质性至关重要的不渗透薄夹层及其遮挡-阻流格架;也由此客观地揭示了单砂体内部物性基本单元(侧积砂体)及其三维分布规律,从而真正反映了单砂体内部三维非均质性的本质,并由此对单砂体内部渗流场、注入剂驱油和剩余油形成与分布产生重要影响,这将对高含水期、三次采油阶段及其以后的剩余油研究、预测具有重要意义。