克拉玛依风城油田二叠系夏子街组油藏储层表现特征

应用取芯资料、测井信息,结合油藏开发动态资料,对克拉玛依风城油田二叠系夏子街组油藏储层进行了精细的描述,在储层细分及细分沉积微相的基础上,细致地研究了储层砂体及其属性参数的空间分布,包括储层结构、连续性、连通性、非均质性.为该油藏的挖潜增产措施的实行提供了依据.     

储层油气产能的预测模型和方法

从达西渗流产量公式出发,通过以相对渗透率与含水饱和度的函数关系为纽带,导出油气储层产能与储层有效孔隙度、渗透率以及电阻率之间的理论模型.在此基础上,结合测井学的基本理论,探讨了利用测井资料进行储层产能预测的基本思想,采用人工神经网络技术建立了储层产能预测系统,该方法用于新疆克拉玛依油田八区克上组储层的油气产能预测,效果良好.     

复杂岩性油藏精细描述研究进展

复杂岩性油藏作为目前油田开发中十分重要的油藏类型之一,其精细描述一直受到研究者的关注和重视。为了给有效开发和调整部署提供依据,系统梳理了目前复杂岩性油藏精细描述中存在的主要问题、主要研究内容和技术发展方向,并总结复杂岩性油藏研究进展。从国内复杂岩性油藏精细描述研究现状入手,总结了该项研究存在的6项主要问题,主要包括岩性岩相识别与分类、储层地质成因分析难度大、地层精细划分与对比具有特殊性、裂缝表征难度很大、测井精细二次解释精度低、地质建模井间储层预测准确率低等。基于文献调研和综述,结合科研实践,认为复杂岩性油藏精细描述核心内容包括岩性岩相识别与分类、储层地质成因机制分析、储集空间识别和描述、储层物性精细测井解释和储层地质建模等5个方面。在此基础上,指出了该项研究的发展趋势,主要包括地层精细划分与对比、微观孔隙结构表征、储层裂缝表征、储层综合定量评价和流体识别等。     

塔里木盆地库车坳陷博孜区块超深层致密砂岩储层裂缝特征及其对油气产能的影响

天然裂缝是深层致密砂岩储层重要的油气运移通道和储集空间,对库车坳陷博孜区块油气产能具有重要意义。利用岩心、薄片、成像测井以及实际生产资料,在明确塔里木盆地库车坳陷博孜区块超深层致密砂岩储层天然裂缝发育特征的基础上,厘定了天然裂缝对油气产能的影响。研究结果表明：库车坳陷博孜区块超深层储层构造裂缝发育,其中主要发育未充填-半充填的高角度剪切缝,局部发育半充填-全充填张性缝,受多期构造运动影响,区内主要发育N-S向和NW-SE向天然裂缝,部分呈近EW向;裂缝是研究区重要的储集空间和渗流通道,通过成像测井资料和试油资料构建了裂缝发育系数和裂缝有效系数用以定量表征裂缝对油气产能的影响,并建立了这两项表征参数和油气产能的定量评价图版,通过验证说明裂缝发育系数和裂缝有效系数可以较好地评价研究区裂缝的有效性,实现了通过裂缝参数对裂缝性储层品质的分类预测。研究成果不仅为研究区油气高效勘探开发提供了地质依据,同时提供了一个致密砂岩储层裂缝对油气产能影响的实例。     

薄互层砂岩储层非均质性对油气分布的影响——以陆9井区K_1h_2~6油藏为例

在三角洲前缘沉积背景下,砂体呈薄互层特征,形成较强的储层非均质性,并对原始油气的充注产生重要控制作用。以陆梁油田陆9井区K1h26三角洲前缘油藏的宏观非均质及油气分布的关系为例,分析油藏岩心观察、测试和测井等资料,分别精细刻画沉积微相、隔夹层、砂体形态和韵律性等4个方面的非均质特征;利用储层非均质性综合指数,总体表征储层属性在空间上的差异性分布特征,建立综合指数和油气分布的关系。结果表明:油藏顶部稳定隔层和砂层良好的空间配置关系使油气发生优势充注和聚集;沉积微相成因的局部储层质量差异控制油气在砂层内的分布,在整体砂体发育好、物性特征好和夹层频数少的东部井区,非均质性综合指数较高,含油性普遍好。     

轮古西潜山岩溶储层发育特征与评价

为分析岩溶储层类型、发育特征及其与油气的关系,以塔里木盆地轮古西奥陶系潜山油藏为例,开展储层精细描述,从钻、录井显示、岩心、常规及成像测井、地震资料等方面描述岩溶储层特征,并运用生产动态测试资料进行评价.结果表明:该潜山岩溶储层主要发育洞穴型、裂缝孔洞型、孔洞型和裂缝型4类储层,其中洞穴型中的洞穴连通型储集空间组合地层能量供应充足,具有一定的上产稳产期,整体开发阶段产量递减缓慢,为最好的储层类型.岩溶储层的发育和油气富集程度与其距潜山面的距离密切相关,潜山面向下50m范围内储层最为发育,油气最为富集.     

基于储层质量主控因素分析的CZ因子构建及优质储层预测——以玛湖凹陷西斜坡区三叠系百口泉组为例

在明确泥质体积分数、粒度为准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡区三叠系百口泉组低孔低渗砂砾岩储层质量主控因素基础上,结合储层—测井资料,构建储层评价因子CZ,利用常规测井曲线判别砂砾岩储层质量(储集空间、渗流能力);根据储层—测井—地震资料,在波阻抗反演基础上,利用储层评价因子CZ进行地质统计学模拟储层反演,预测百口泉组优质储层的平面展布范围.结果表明,Ⅰ类储层CZ8,储层质量最优,主要分布于玛132-玛13井一线,平面上叠置连片;Ⅱ类储层8CZ5,储层质量较优,多围绕I类储层边缘展布,主要分布于玛15、玛16、玛133井一带;Ⅲ类储层5CZ2,储层质量较差,主要分布于玛154、玛17井一带.该预测结果在油田现场井位部署中应用效果良好,部署8口井,Ⅰ类、Ⅱ类储层符合率分别为82%、85%.该方法为无核磁共振等特殊测井地区的低孔低渗砂砾岩储层分类评价及预测提供新思路.     

准噶尔盆地克百断裂带石炭系内幕型火山岩储层特征及成藏规律

基于测井、实验、试油等资料,根据生油岩、储盖组合、输导体系、圈闭等油藏关键要素的配置,分析准噶尔盆地克百断裂带石炭系内幕型火山岩储层特征及油气成藏规律.结果表明:研究区石炭系内幕型火山岩储层发育于石炭系顶界800 m以下,内幕储层有利岩性主要为凝灰岩和安山岩,储集空间主要为裂缝型和裂缝—孔隙型;火山爆发间歇期沉降的粉砂...     

渤海湾盆地南堡35-2油田地质特征与开发潜力再认识

综合利用录井、测井、分析化验、地震及生产动态资料,重新对南堡35 2油田馆陶组沉积特征、油水层测井解释以及油藏模式进行了研究。研究表明:①馆陶组为辫状河沉积而非投产初期认为的曲流河沉积,储层沿沉积主水流线方向分布相对稳定;②结合生产动态研究表明,馆陶组存在一定潜力,储层电阻率在6 Ω·m左右解释为油层是合理的,储层沉积韵律的变化是储层底部电阻率下降的主要原因而非以前认为的流体性质变化。综合以上分析,馆陶组油藏模式为构造油藏,并不是投产初期由于油水界面不同而认为的岩性或岩性-构造油藏,增加地质储量近300×104 t,为油田增储上产奠定了基础。      

储层评价研究进展

储层研究的最终目的就是对储层作出符合地质实际的分类与评价。储层分类评价的结果可以直接指导油气勘探开发,因此一直是研究者关注的焦点。从国内外研究的现状入手,结合自身的科研实践,介绍了地质经验法、权重分析法、层次分析法、模糊数学法、人工神经网络法、分形几何法、变差函数法、聚类分析法、灰色关联法、各种测井方法和地震方法等11种储层评价研究的方法及其优缺点。研究认为资料的选择、评价参数的选择和评价结果的合理性验证是储层评价研究中尤其值得重视的问题。最后指出了储层评价研究中存在的问题及今后的发展趋势。      

四维地震驱动的深海浊积岩油藏地质模型更新方法及应用:以安哥拉PU油田为例

传统的油藏模型更新过程中, 油藏模型的最终优选主要以单井历史拟合结果为准, 井间剩余油分布预测是否合理往往无据可循, 存在较大不确定性。四维地震是现代油藏监测的重要手段之一, 对于指导井间剩余油分布预测具有较强优势。为进一步提升油藏地质模型更新的准确度, 提出在常规地质模型更新过程中融入四维地震监测信息的研究思路, 以四维地震反映的流体变化信息作为井间"硬数据", 形成一套四维地震-地质建模-油藏数模闭环式油藏模型迭代更新方法。研究结果表明: 四维地震信息可作为动态信息贯穿到从地质建模-油藏数模的大循环中, 建模数模一体化技术更加完善; 四维地震可作为井间模型参数调整的重要参考依据, 实现剩余油监测的定量化, 提升油藏模型预测的准确度。该方法对于深海浊积岩油藏应用效果较好, 对于建模数模一体化技术的发展具有实践意义。      

渤海J油田储量不确定性分析及优选

地质建模的最终目的是建立反映地质认识的地质模型,并对储量不确定性进行定量表征。储量是油田开发方案编制的基础,一个油田科学合理的开发往往需设计乐观、推荐、悲观三个方案,分别对应着乐观、推荐、悲观三个储量,即储量的P10,P50,P90。渤海J油田正处于开发的前期研究阶段,井点资料少,储层的纵横向变化快,储量不确定性强,而如何优选储量的P10,P50,P90成为决定油田开发方案编制的关键一环。该文通过构造、储层及油藏特征的分析首先确定了影响该油田储量的5个不确定性因素,即:构造幅度、油水界面深度、孔隙度下限、泥岩主变程、泥岩次变程,并分析了它们的分布范围,通过地质模型的建立对各个不确定性因素开展敏感性分析,确定油水界面深度、孔隙度下限、泥岩主变程是影响储量最大的3个因素,并以此为基础对J油田的储量进行了不确定性分析,优选了储量的P10,P50,P90。     

中国海相层系油气成藏过程与储层沥青耦合关系:以四川盆地为例

鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和四川盆地三大海相盆地在古生界均不程度地发育古油藏,古油藏中储层沥青是藉以恢复和重建油藏成藏过程的重要中间产物。在对四川盆地海相层系油气成藏分类的基础上,对四川盆地碳酸盐岩储层沥青特征开展了详细的产出形态分析,总结了储层沥青产出形态与油气成藏过程的关系。四川盆地海相天然气藏储层岩类页岩、致密砂岩、碳酸盐岩均有分布,多期生烃、多期构造调整导致天然气与古油藏耦合关系复杂。总体上讲,四川盆地海相天然气气藏构建了一个原生与次生兼备、原油裂解气藏占主导、页岩气藏和致密砂岩气藏为辅的复式成藏系统。储层沥青分布特征可揭示古油藏和气藏成藏调整过程。      

陆相页岩油勘探“进源找油”探索与思考——以渤海湾盆地歧口凹陷沙一段为例

基于源岩油气理论和“进源找油”思想,创建提出了陆相页岩油“六定”思路(定背景、定源岩、定储层、定区带、定资源、定甜点)勘探流程,剖析其地质特征及与常规勘探流程的显著差异,并以渤海湾盆地歧口凹陷沙一段为例进行了论述。按“六定”思路地质评价认为,歧口凹陷在古近纪湖盆扩张和咸化环境下,半深湖—深湖、滨浅湖—湖湾相区分布广泛,发育了多个斜坡构造带,页岩油形成和聚集背景有利。沙一下亚段暗色泥岩、油页岩、富有机质页岩发育,厚度大,分布广,主体处于成熟生油阶段,生烃条件好。受内、外物源共同控制,沙一下亚段形成大面积分布的多期重力流沉积粉—细砂岩和泥—微晶白云岩储层,平均厚度为12.7~70.0 m,叠置发育,连片分布,整体呈低孔、特低—超低渗。沙一下亚段源储一体,发育4类源储配置,源储叠合区主要分布在凹陷中心、宽缓斜坡的中—低斜坡区和中斜坡区,纵向上浊积席状砂岩油层与白云岩油层叠置分布,并与高斜坡及裂缝带砂岩常规油藏横向连片。两类页岩油地质资源量合计中值为5.86×108 t,剩余资源占比大于60%,埋深适中,勘探潜力较大。沙一下亚段已有多口探井钻获工业油流,页岩油富集受构造、微相、成岩共同控制,发育致密砂岩、白云岩2类甜点体和4个甜点段,歧北低斜坡、歧南斜坡、板桥斜坡、歧北中斜坡是歧口凹陷近期勘探的有利甜点区。基于“进源找油”思想提出:需高度重视碳酸盐岩烃源岩生烃贡献和分布研究;应开拓一些“非常规思维”,探源岩(区)挖潜力、究储层找甜点、常规非常规结合立体综合勘探;要持续探索和重点攻关页岩油甜点区(段)识别和评价方法技术,解决选区评价面临的技术难题。     

基于不同地质模式下稠油油藏变速驱波及规律实验研究

南海东部海相砂岩稠油油藏普遍具有胶结疏松、强底水、隔夹层分布复杂、采出程度低等特点,现有的常规水驱油实验无法准确描述稠油单井波及规律。基于PY油田稠油地质油藏特征,设计了改进的底水平板水驱物理模拟实验,考虑储层韵律、隔夹层发育规模以及提液时机,综合研究单井的波及规律和稠油采出程度。实验结果表明:①均质韵律和正韵律储层发育隔夹层,将原来的底水驱动变为次生边水驱动,发育隔夹层井距越长,对底水锥进抑制作用越强,同时,受重力分异作用,多次控幅提液后,可将下部过渡带、中上部中、小孔喉内以及隔夹层附近的剩余油受效驱替出来,能提高单井波及系数。其中,特高含水期采取4级变速控幅提液后波及系数总体可提高34.1%~54.9%;Z1680均质韵律储层和Z1610正韵律储层通过多次控幅提液,实际日产油提高至提液前2~3倍,生产效果良好。②对于极差为5~10的反韵律储层,顶底部渗透性差异大,易在顶部形成高渗通道,层内隔夹层发育长度和提液方式变化,对波及范围影响不大,Z1640反韵律储层通过多次控幅提液,生产效果变化不明显。研究成果可为不同地质模式稠油油藏产液结构优化以及提液方式制定提供解决方案。      

渝东南地区龙马溪组构造应力场数值模拟及裂缝有利区预测

渝东南地区页岩储层发育,以下志留统龙马溪组为主力储层。此类页岩储层以构造裂缝发育为主要特征,是控制研究区油气运移与富集的主要因素。对渝东南地区龙马溪组的裂缝进行预测,可为研究区下一步勘探开发提供重要依据。以野外地质踏勘为基本方法,选取区内典型剖面,对渝东南地区的构造特征进行系统分析;在此基础上,针对研究区龙马溪组页岩储层建立地质模型,利用有限元分析软件ANSYS15.0进行构造应力场数值模拟。以构造应力场数值模拟结果为依据,进一步综合页岩储层的多个影响因素,引入"裂缝综合发育系数I_F",定量表征与预测页岩储层的裂缝分布与发育程度。结果表明,裂缝综合发育系数I_F越大,页岩储层裂缝越发育。依此将渝东南地区龙马溪组页岩储层划分为Ⅰ类裂缝有利区带（I_F ≥ 3.0,裂缝发育）、Ⅱ类裂缝有利区带（（3.0,2.0],裂缝较发育）和Ⅲ类裂缝有利区带（2.0,1.0]。构造应力场数值模拟结果恢复再现了喜马拉雅时期的构造应力场,与实际地质构造取得了较高的吻合度。      

海塔盆地中部断陷带反转构造特征及其对油气的控制

为研究海塔盆地中部断陷带反转构造的类型、分布、形成机制、与油气藏的关系及成藏模式和控藏特征,分析地震、油气藏开发及地球化学等资料.结果表明:伊敏组晚期,海塔盆地中部断陷带在近东西向压扭应力场作用下发生大规模反转,形成断层型、褶皱型和混合型3类5个亚类反转构造,并与上部含油气系统的大二段次生油气藏具有良好耦合关系.大二段次生油气藏为反转期原生油气藏沿主干反转断裂向上调整形成,以南一中段及下段烃源岩形成的原生油气藏为源,以大二段砂岩为储层,以伊敏组泥岩为盖层,以主反转断层为疏导为成藏模式;该次生油气藏的形成与反转程度密切相关,主要形成于反转程度较弱的塔南凹陷隐伏断展型反转构造发育的区域,北北东向的隐伏断展型反转构造圈闭是寻找该类次生油气藏的首选目标.     

Oil and Gas Distribution in Hailar Basin,Northeast China

Through petroleum exploration of 20 years, a new petroleum production area has been constructed in Hailar Basin. Their petroleum geological characteristics and hydrocarbon distribution has been known in detail. The Hailar Basin is a basin group consisted of many scattered sub-basins with similar structural developed history. Each sub-basin has unique hydrocarbon distributing rules, including (1) oil/gas reservoir distribution is controlled by the oil/gas sag, and the oil/gas bearing in big sag is rich; (2) underwater fan and turbidity fan are the most favorable reservoirs; structure zone controlled by main fault is favorable zone of forming composite oil/gas accumulation; (3) lower fault-block in higher rise and higher fault-block in lower rise are favorable to oil/gas accumulation; (4) deep fault and granite body are closely related to oil/gas reservoir, its distributing area is favorable area of oil and mantle source non-hydrocarbon gas formation;(5) higher geothermal area is favorable oil/gas bearing area.     

Oil and Gas Distribution in Hailar Basin,Northeast China

1IntroductionHailar Basin is located in the eastern part of In-ner Mongolia Autonomous Region, China, with the area of 44 210 km2 (Fig.1).Fig.1SketchmapshowingthelocationofHailarBasinThe Hailar Basin is neither different from the foreland basin of west pa…