基于岩性定量判别的潜山演化模式与储层发育机理

PL油田为国内第1个大型花岗岩潜山油田,发育孔隙裂缝型储层,潜山岩性多样,平面分布规律及其对储层的控制作用复杂,研究难度大。利用PL油田的岩矿和测井资料识别了岩浆岩和变质岩双重潜山结构;利用岩心岩屑的元素数据和QAPF岩性分类法,判别二长花岗岩和花岗闪长岩2种岩性,结合常规测井资料,首次建立了基于自然伽马的可细分酸性岩浆岩的判别标准;在此基础上,明确了岩性变化规律,探讨了潜山演化及岩性变化模式,并对岩性的平面变化对潜山储层发育的影响进行了机理分析。该研究为后期开发寻找优质储层奠定了基础,以期对同类型潜山油藏储层研究具有指导意义。     

复杂岩性油田油气层综合评价——以XX29-2油田为例

XX29-2油田为复杂岩性油田,在近物源快速沉积背景下,储层岩性、物性变化快,纵向上为多期砂体叠置,平面上砂体相变快,非均质严重。根据岩心观察、岩石薄片鉴定、扫描电镜等资料,首先对XX29-2油田基础资料丰富的层段进行岩性识别,再利用岩矿与测井的结合,识别出无岩心、壁心等资料的层段,最终识别出研究区的岩性。又因XX29-2油田储层岩电特征复杂,电阻率测井受岩性影响较大,单纯依靠测井曲线识别油层和储层亦较困难,首先通过压汞、孔渗等资料结合岩性和沉积相对储层分类,再参考岩性、测井资料确定界限层,接着合理选择界限层进行测试,最后结合核磁共振等资料,综合识别该区的油层和储层。这种识别储层和油层的方法为渤海油田在复杂岩性中识别储层和油层提供了技术借鉴。     

地震反演技术在西江油田中的应用

地震反演综合应用了测井资料在垂向上的分辨力和地震资料在横向上的连续性以及所包含的丰富的岩性和物性信息,把界面性的地震数据转换成岩层性的测井数据,使其能与钻井、测井直接对比,并以岩层为单元进行地质解释,研究储层特征的空间变化,描述储层的分布特征,为勘探开发提供重要依据。在西江24-3油田的应用中对比各种反演方法的适用性,举例介绍了针对复杂地质情况时反演应用的关键技术环节。根据工区的已知钻井等地质资料,利用反演波阻抗数据体对工区进行了研究,并对储层进行预测。     

埕岛地区中生界储层特征及控制因素

中生界是埕岛地区下一步勘探的重要层系,而有利储层预测是制约勘探的关键。为了明确中生界储层发育的控制因素,综合利用岩心描述、薄片分析、测井解释、物性测试等资料,对储层类型及物性特征进行了分析,并通过与相关地质因素对比,揭示了有利储层发育的影响因素。结果发现,埕岛地区中生界主要发育碎屑岩和火成岩两类储层,储集空间以次生孔隙为主,储层物性在空间上的分布具有很强的非均质性;储层物性受岩性、不整合面、断裂及成岩作用的控制,岩性上含砾砂岩、砂岩、粉砂岩、砾岩、火成岩物性依次变差;不整合面对储层物性的影响距离大约为100 m,纵向上100 m范围内离不整合越近物性越好,横向上距主干断层越近物性越高;溶蚀、溶解性成岩作用是次生孔隙发育的重要原因。     

渤海海域XX21-3油田储层特征及储量评价的风险潜力

基于壁心、分析化验、测井曲线等资料,对XX21-3油田馆陶组储层岩性特征、孔隙特征和物性特征等储层特征进行分析,结合区域沉积背景认为馆陶组储层为辫状河心滩沉积,水动力条件的不同是导致N1gⅢ上和N1gⅢ下2个亚油组具有不同物性特征的原因,为后期优选开发层位提供依据。M油田与XX21-3油田相邻,是已开发经验较为成熟的油田,且与XX21-3油田在构造、沉积、储层和原油性质等方面具有相似性。为了规避XX21-3油田在储量评价过程中的风险,挖掘潜力,通过类比和借鉴邻近M油田,认为:①XX21-3油田馆陶组块状底水稠油油藏在不考虑油水界面起伏的理想模式下确定的含油面积存在风险;②N1gⅢ上油组探明油底下推到最大圈闭线计算的控制储量潜力很大。     

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。     

渤海海域A油田河流相储层表征技术

以渤海海域A油田为例,探讨了海上油田中高含水期河流相油田储层表征的内容及特点。以精细地层格架为基础,在平均井网密度350 m的情况下,形成了河流相储层沉积相研究的方法与流程,确定了三维定量表征储层物性的原则,建立了主力油组地质模型。在此基础上提出了4种剩余油分布模式,为A油田中高含水期的综合调整提供了地质依据。     

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。     

渤海MN油田南区相控地质建模

在精细地层对比、沉积相分析和隔夹层分布等研究基础上,笔者采用相控方法进行渤海MN油田南区储层三维地质建模。在沉积相模拟中,以沉积模式为蓝本,将沉积亚相展布、井震结合预测的泥岩夹层分布等确定性认识和随机模拟技术相结合,同时依据各沉积亚相内储层发育的特征和差异,选择不同的“砂包泥”和“泥包砂”模拟思路,实现逐级相控、定量表征储层的空间分布。研究结果表明,以精细油田地质特征认识为基础,采用多条件地质约束的相控建模方法,可以更好地反映沉积认识,提高储层建模的精确度。     

流动单元研究在乌石A油田扇三角洲沉积体系复杂储层的应用

乌石A油田为近年来在南海西部盆地新发现的油田之一,主要发育近源扇三角洲沉积体系,通过评价井产能测试和测压取资料表现出研究区储层渗流特征复杂,产能与测井解释储层物性相关性差,常规方法无法准确表征储层渗流特征。针对海上油田资料较匮乏的特点,应用流动单元研究思路,以微观孔隙结构特征分类为基础划分流动单元,总结归纳各类流动单元的微观与宏观特点,提出以分选性、电性、孔隙度3参数在全区范围内划分流动单元以及评价其产能,评价结果与实测结果吻合度较高,目前来看此方法能准确评价此类复杂储层,有效指导该油田后期开发部署。     

渤海PL油田花岗岩潜山储层发育特征及控制因素

PL油田为渤海最大潜山油田,发育孔缝型花岗岩储层,储层特征、分布规律及其控制因素复杂。综合岩矿和测井资料,分析了花岗岩储层的岩性特征、储集空间类型及物性特征。据孔缝发育程度和风化强弱,将花岗岩潜山纵向上分为极强风化带、强风化带、次风化带和弱风化带。对比研究多种地震属性与实钻储层发现,最大波谷振幅属性与储层之间具有良好的线性相关关系,据此预测了储层的平面展布。在此基础上,对岩性、构造应力、古地貌等因素对于该油田潜山储层发育的控制作用进行了机理分析。该研究为后期开发寻找优质储层奠定了基础,对同类型潜山油藏的勘探开发具有指导意义。     

江苏油田真12断块E2s16储层特征及剩余油分布

真12断块E2s1^6是真武油田主力开发层系，以岩心、测井、生产动态资料为基础，通过流动单元、隔夹层、渗透率韵律类型等，研究与渗透率变化有关的储层非均质性，建立储层物性参数模型，通过油藏数模模拟两类剖面和建立不同含水期集层渗透率模型，研究油藏纵向油水运动规律，研究剩余油分布，为E2s1^6油藏最终提高采收率、改善开发效果提供依据。     

琼东南盆地松涛凸起低阻油藏特征及储层下限

综合利用常规测井、核磁共振测井、电阻率成像测井及地层测试数据,并结合岩芯实验分析结果对琼东南盆地松涛凸起区低阻油藏的储层特征进行精细表征,从宏观及微观等多方面深入分析了低阻油藏的成因及主控因素并定量确定低阻油藏的储层下限。结果表明,低阻油藏岩性以细砂岩为主,含少量粉砂岩、泥质粉砂岩及生屑砂岩,孔隙度及渗透率值变化较大,电阻率增大系数<1.5。研究区沉积环境主要为滨岸相环境,细粒物质含量偏高,较小的粒间孔隙及较差的孔隙结构造成地层中束缚水含量偏高,是造成研究区储层电阻率偏低的重要因素,泥浆侵入、导电矿物及黏土矿物附加导电性等对储层电阻率影响较小。在此基础上对低阻油藏储层下限进行了定量分析,确定了研究区低阻油藏储层孔喉半径、孔隙度、渗透率、电阻率、含油饱和度及泥质含量的下限值。此研究为琼东南盆地松涛凸起区低阻油藏的识别及勘探评价提供了理论基础,加速了研究区低阻油藏的开发进程。     

北黄海盆地东部坳陷储层特征及影响因素

北黄海盆地东部坳陷发育厚层中、新生代地层,其中侏罗系和白垩系是目前研究的主要目的层段。依据最新油气资源调查获得的原始资料并结合区域地质资料,对该区中生代的储层特征进行了较为深入的分析,认为研究区储层物性总体较差,多为以次生孔隙为主的低孔、低渗和特低孔、特低渗储层;储层的储集空间类型多为以粒内孔隙为主的孔隙型和裂缝型;主要成岩作用类型包括压实压溶作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用等。影响储层物性的因素主要包括:对储层起破坏作用的压实作用、胶结作用都比较强,而对储层起建设性的溶蚀作用总体上较弱,构造破裂对储层物性仅有一定的改善作用。     

渤海古近系东营组三角洲相油田地质特征研究

渤海古近系东营组三角洲相油田是渤海油田的主力含油层系.从构造、储层与沉积、流体和油藏等方面对渤海海域东营组三角洲相油田地质特征进行了研究,按河流三角洲和辫状河三角洲相砂岩油藏两种沉积相类型分别对储层分布特征进行了描述.在此基础上探讨了此类油田的流体分布特点和油藏模式,并认为渤海东营组三角洲相油田以中到大型为主,储层岩性大都属于高孔高渗的疏松砂岩,储层具有分布较稳定、油层厚和物性好等特点,原油以普通稠油为主,其次是中、低黏油.     

水淹层测井识别方法研究及效果验证

油田在长期注水开发过程中,不仅储层孔隙空间结构发生变化,而且储层含油饱和度也发生了变化,形成了水淹层。水淹层的测井解释是油田开发的一个难题,经研究分析表明,油层水淹前后的测井响应特征不同,且从宏观沉积特征看,不同的沉积微相类型,其储层物性在水淹前后变化量也不同。据此,可以通过单井常规测井资料解释,或通过一些特殊测井资料与常规测井资料的综合分析来解释和识别水淹层,并依据对子井测井曲线特征研究、生产动态资料研究、密闭取心资料分析、沉积微相划分及多井综合评价等一系列技术对解释结果进行有效性验证,从而找到水淹层电性特征与含油饱和度及沉积特征的关系,达到准确解释水淹层的目的。     

垦东滩海地区浅部储层精细描述

我国东部滩海地区浅部具有地震采集条件差、资料品质低、储层岩性变化大、砂泥和泥岩难以区分等缺点,导致储层描述较为困难。为了解决这一问题,以垦东滩海地区为例,通过井震结合,形成了"合成地震记录标定、地震反演追踪、属性提取查明"的储层精细描述方法。在具体描述时,先将环境校正后的合成地震记录与井旁地震道相位、能量准确对比,从而标定储层;同时进行测井约束下的地震反演,从而实现砂岩储层的横向追踪;并通过均方根振幅属性提取,明确储层的平面分布。储层描述发现,垦东滩海地区馆陶组IV砂组储层呈SN向条带状分布,显示曲流河沉积特征。     

高分辨率层序地层格架内储层的综合预测方法

以苏丹L盆地G油田辫状河三角洲储层为例,结合地震、测井和地质资料,总结出综合预测砂岩储层的方法。在井震结合划分和建立五级高分辨率层序地层格架的基础上,首先,利用岩心、录井、测井相分析井点沉积微相,并根据三维地震反演数据体和地震属性,从剖面和平面上分析井间砂体分布特征;其次,综合井点信息和平面砂体分布认识,分析各砂组的沉积微相平面展布,编制沉积微相平面展布图;最后,通过测井相、地震反演成果和地震属性相结合,对砂岩储层进行定量预测,编制砂体平面展布图,为油田开发方案编制提供地质依据。     

渤海湾盆地黄河口凹陷A油田火成岩发育区储层特征及三维地质建模

渤海湾盆地A油田是与火成岩相关的大型油田,目的层碎屑岩储层与火成岩交织分布。为明确研究区火成岩的发育特征及其成因机理,综合应用岩芯、井壁取芯、测录井及三维地震等资料,通过岩矿分析、薄片观察、地震相分析等手段对火成岩类型、发育模式、分布范围以及火成岩对储层物性的影响进行研究。结果表明：①研究区发育爆发相、火山通道相、溢流相、次火山岩相和火山沉积相5种火山岩相,以中心式和裂隙式2种喷发模式为主;②受断层根部低洼区溢流相及火山通道周边侵入相影响,研究区断裂系统复杂带、火山通道发育区储层物性变差。基于上述认识,利用火山岩体精细识别追踪结果,将火山岩体嵌套进地质模型中,实现了火成岩的形态建模。该研究成果较好指导了油田开发井的实施,规避了储层风险。为油田下一步综合调整及高效开发提供指导作用。     

利用压汞资料进行低渗储层孔隙结构特征分析——以Wll-7油田流沙港组三段储层为例

储层孔隙结构是影响低渗储层微观孔隙内流体运移与聚集的主要因素,决定了储层的优劣。以w11－7油田流沙港组三段储层为例,应用压汞资料定性与定量研究储层孔隙结构特征。研究结果表明,孔隙结构分为三类,总体上具有“喉道细、分选差、连通性差”的特点,这种较差的孔隙结构发育特征是造成储层呈低渗一特低渗的核心因素。在此基础上应用多元判别方法优选出排驱压力、中值压力、最大孔喉半径、孔喉半径均值、分选系数五类孔隙结构分类评价参数,并结合常规物性将储层分为三类,其中Ⅱ、Ⅲ类是广为发育的储层。