基于分频构形反演方法的河道砂精准预测——以华北冀中探区赵皇庄地区为例

河道砂体具有单层厚度薄、规模小、分布散、非均质强的特点,常规模型反演预测中存在模型化严重、横向分辨率低及容易破坏沉积体构造形态的问题,导致预测精度不高。本次研究利用分频构形反演方法进行河道砂的精准预测,充分考虑测井和地震的优势频带和波形变化特征,由低、中、高不同频带模型融合而成初始模型,然后在贝叶斯框架下,通过地震合成记录的约束,修正全频带的反演结果。在赵皇庄地区河道砂薄、小储层预测实践中,反演结果具有较高的纵、横向分辨率,砂体横向叠置关系和尖灭点合理、清晰,砂体平面分布规律符合曲流河沉积相砂体展布特征,预测分辨4 m以上厚度储层的符合率达到80%以上,较好支撑了该区的井位部署。所形成的基于分频构形反演的薄、小砂体精准预测方法,对类似地区或区带的地震储层预测具有一定指导意义。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部致密储层非均质性特征及对成藏的制约

致密砂岩气藏是我国非常规油气资源的重要组成,其储层非均质性严重影响了致密气成藏和甜点区优选,进而制约了气田高效开发。为进一步揭示储层非均质性成因及对致密气成藏的影响,选取鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部山1段和盒8段致密储层为例,通过岩芯观察、扫描电镜、薄片鉴定、生产和测井分析等技术手段,研究储层非均质特征,探讨沉积作用和微观孔隙演化对非均质性和成藏的影响。结果表明,储层非均质性多表现为层内粒度的垂向韵律性、夹层的不均匀分布、渗透率的平面分布差异等;储层非均质性受沉积作用和成岩作用共同影响,沉积作用控制了水动力条件、砂体展布、厚度和砂体构型,储层微观非均质性受岩矿组构和孔隙演化影响;不同厚度和构型的复合砂体,多样的矿物组分、孔隙结构,致密气的选择性充注,共同造成了苏里格地区致密储层的非均质性及含气性差异。复合砂体的高孔渗部位是致密气开采的甜点区,但是在优选有利区时不应只关注这些厚层的高孔渗砂体,也应关注规模小、非均质性稍强的透镜状砂体,需要充分考虑到储层非均质性对致密气成藏的影响。     

鄂尔多斯盆地渭北地区长3致密砂岩沉积微相与储层非均质性

在对岩心、测井、分析化验等资料综合分析的基础上,结合区域地质背景与地震砂体预测,对鄂尔多斯盆地渭北地区长3油组沉积微相特征及其与致密砂岩储层非均质性的关系进行了研究。研究表明:该区沉积微相以纵向多期叠加、平面快速变化的浅水辫状河三角洲前缘水下分流河道微相为主。叠加河道砂体厚度在8~23.5m之间,各单期河道砂体厚度差异较大;在工区东、西部河道规模差异大,顺河道方向河道宽窄快速变化。叠加河道砂体的物性、含油性非均质性强,受单期河道规模影响较大。单期厚度较大的河道砂体中下部物性、含油性整体较好,单期厚度较小的河道砂体受钙质胶结和泥砾影响,物性、含油性整体较差。平面上,水下分流河道展布控制了物性、含油性分布,水下分流河道越宽,砂体规模越大,单期河道砂体越发育,物性、含油性越好,平面非均质性越弱。     

高密度井网区动静结合储层精细描述——以南堡凹陷高76断块Es31Ⅱ(1)小层为例

单砂体研究是高含水开发区中后期层内剩余油挖潜、改善开发效果的重要基础工作。笔者通过岩心观察,结合电测曲线特征,总结出研究区等高程、叠置砂体、沉积相变3种砂体对比模式及水下分流河道、河口坝、远沙坝3种砂体成因类型。最后结合动态注采对应关系进行单砂体展布规律分析。研究结果为注采调控提供地质依据,为精细注水示范工程的开展奠定基础,对揭示储层非均质性和预测剩余油分布都具有重要意义。     

塔南凹陷东部构造带南屯组储层宏观非均质性对油气分布的影响

塔南凹陷东部构造带南屯组地层主要发育近岸水下扇沉积,局部发育三角洲沉积。复杂的沉积充填样式塑造了本区复杂的岩性油藏。在细分地层单元内对储层岩性、物性、含油性统计分析的基础上,优选多种储层非均质性分类方案,结合砂体成因、叠置样式、平面展布特征以及渗透率韵律性等方面的分析,按照层间、平面、层内3个层次对储层宏观非均质性进行了解剖分析。结果表明：层序旋回对储层垂向岩性、物性的变化具有控制作用;凝灰质的发育对南屯组储层具有破坏作用,影响油气的运聚;水下分流沟道及河道砂是油气聚集的主要砂体类型;水下扇中扇是油气主要聚集区带。     

鄂尔多斯盆地油坊庄油田长2油层组储层宏观非均质性研究

油坊庄油田长2油层组发育水上分流河道、天然堤、决口扇、沼泽等沉积微相类型,储集砂体以水上分流河道砂体为主,天然堤等次之。顺着物源方向,砂体连通性较好,物性较好,非均质性弱;垂直于物源方向砂体连通性、物性较差,非均质性强。储层层内非均质性较强,储集砂体垂向韵律以正韵律为主,不利于水驱油。长2油层组单砂层数越多,层间非均质性越强。综合研究表明,储层非均质性受沉积环境控制。     

油砂储层非均质性的研究及对油气运移通道的预测 ——-以松辽盆地西部斜坡为例

以松辽盆地西部斜坡上白垩统油砂矿藏为例的研究表明,研究区主要发育三角洲前缘储集砂体,油砂储层存在严重的非均质性。与常规油气储层相比,层内非均质性要比平面和层间非均质性强,并且其控制因素也存在差异。在此基础上,以储层非均质性参数对油气运移通道进行预测,认为在断层不发育的构造简单斜坡油气运移的主要通道为水下分流河道下部和河口坝中的粗粒砂体,而远砂坝和席状砂砂体由于泥岩隔层、夹层、物性差和砂体层薄的原因不具备砂体连通或油气运移的条件。     

河流相砂泥岩薄互层预测方法研究与应用

由于河道变迁频繁,河流相储层单砂体厚度薄、横向变化快,利用井网预测砂体分布的方法无法满足老油田中后期剩余油挖潜的需要.针对大港港东油田河流相储层发育的特点,建立三维地质模型进行储层预测方法实验,探索预测单期河道砂体空间展布的方法,实验表明:通过离散合成地震记录的方式,分别分析每套砂体地震反射对地震记录能量的贡献,发现在其中一套砂体地震反射能量的零点提取的振幅切片能够反映另一套单砂体的空间展布形态,利用此方法可达到预测单砂体的目的.零值法提取振幅切片能够有效地刻画井间砂体的横向变化特征,为厘定港东油田的油水关系,调整井网部署提供有力的依据.     

基于地震波形指示反演的东方B气田海底扇砂体精细刻画

莺歌海盆地东方B气田黄流组为浅海重力流海底扇沉积,砂体分布及叠置关系复杂,导致储层非均质性强,气水分布规律难以掌握。在层序地层格架建立的基础上,采用高分辨率的相控地震波形指示反演,井-震结合进行砂体精细刻画。结果表明:黄流组一段低位域发育海底扇沉积,Ⅱb下含气砂组主要为侵蚀水道沉积,砂体厚度大,横向连续性较好;Ⅱb上含气砂组主要为朵体沉积,局部发育侵蚀水道,砂体沉积厚度薄,横向连续性差;Ⅰa含气砂组主要为分流水道沉积,砂体厚度薄,且受后期泥质水道侵蚀切割,砂体平面分割性强。实践证明:地震波形指示反演所反映的水道展布特征符合沉积规律,砂体边界刻画可以解决多口已钻井的气水分布存在的矛盾问题,与后期钻井结果吻合程度高。     

鄂尔多斯盆地罕台庙地区铀储层非均质性定量评价指标体系

铀储层非均质性在铀成矿作用过程中发挥着重要作用,但人们对鄂尔多斯盆地罕台庙地区铀储层非均质性研究未见深入.该地区铀储层通过平面编图和统计分析,结果表明铀储层的砂体厚度、含砂率、砂岩粒度、泥质隔挡层数量、累积厚度、原始有机碳含量等参数能定量表征铀储层砂体的非均质性,沿辫状分流河道砂体中心轴线地区,铀储层非均质性较弱;而位于砂体中心轴线两侧边缘和下游地区,铀储层非均质性增强.系统的定量非均质性参数与铀矿化信息的比较结果表明,可以将铀储层非均质性分为Ⅰ类(弱)、Ⅱ类(中等)和Ⅲ类(强),其中Ⅱ类铀储层的铀矿化最为活跃,以此为基础建立了由多参数综合评判的铀储层非均质性分级定量评价指标体系.以往定性的研究表明,铀储层非均质性既制约铀成矿过程也影响地浸采铀过程,如今定量分级评价指标体系的建立,将能够更准确地预测铀成矿靶区和优化地浸采铀工程部署,提高勘查和采铀效率.      

邛崃西部地区须家河组二段气藏储层预测技术研究

川西地区须家河组是四川盆地重要的油气勘探开发层系,是区内寻找大中型气田的重要目标.而须家河组储层纵横向变化很大,储层非均质性极强.通过对须家河组沉积相的研究,从区域上掌握地区沉积环境和砂体展布特点,重点解剖邛西构造须家河组二段储层的测井、地震响应特征,建立储层地球物理模型,开展以须家河组二段为主的储层预测技术攻关研究,进而预测储层有利区带,优选钻探目标,终于获得高产天然气流.     

GA地区上三叠统须家河组气藏勘探

四川盆地上三叠统须家河组是四川油气勘探的接替层位,具有巨大的勘探潜力,GA地区是川中勘探的重点区块,气藏类型为一构造岩性复合型气藏.利用高分辨率层序地层学技术与地球物理储层反演技术相结合的方法,研究GA地区上三叠统须家河组储层发育规律.结果发现:须四段气藏有利储层主要在GA区块的西部,须六段气藏主要发育在其主体构造部位.     

川西新场气田蓬莱镇组有利储集砂体展布研究

川西新场气田蓬莱镇组次生气藏为岩性气藏，在蓬莱镇组砂、泥岩中，砂岩为最主要储层。通过对该气藏进行沉积相、储层及气层地震响应等特征的详细研究后，认为控制储层储集性好坏的主要因素是沉积微相。气藏内有利储集砂岩多属三角洲前缘河口砂坝、三角洲平原分流河道砂坝及河流相河道砂坝微相。有利储集砂体展布即与这三种微相展布一致     

多井约束地震地层反演技术在川西致密砂岩气藏描述中的应用

四川盆地川西坳陷陆相致密碎屑岩油／气储层具有致密、低孔渗、薄层交互、多层叠置和强非均质性的特点。长期以来,这种油／气藏的勘探开发一直是世界性难题。近年来,。积极推广应用新技术、新方法,以新思路、新认识指导勘探开发,特别是２Ｄ／３Ｄ井间多井约束地震地层反演技术的开发和推广应用,配套和完善了川西致密非均质气藏描述技术。多井约束地震地层反演利用高精度三维地震资料,结合测井、地质、钻井、测试等资料,在研究     

蜀南Z工区茅口组顶岩溶古地貌、古水系特征与刻画

蜀南地区茅口组灰岩岩溶储层较为发育,是蜀南地区重要的产层之一。但是该套储层非均质性强、缝洞充填程度高,储层预测具有较大困难。恢复岩溶古地貌、刻画古水系,可以摸清岩溶储层的发育分布规律,对蜀南地区茅口组油气勘探具有重要的指导意义。本文利用印模-趋势面法,以茅口组顶至长兴组顶的沉积厚度为标识,恢复了蜀南Z工区的岩溶古地貌,根据微地貌组合形态,划分了4类三级地貌单元,并结合岩溶水文地质学理论在Z工区刻画出南北向地表水系。分析认为不同的地貌位置,水动力条件具有较大差异;河流两侧位于径流区,水动力条件最强,溶蚀孔缝最发育,是下一步储层勘探方向。      

大面积高丰度海相页岩气富集理论及地质评价技术进展与应用

海相页岩气富集特征及主控因素、地质评价及综合选区是四川盆地及周缘页岩气勘探开发研究的核心内容与突破的关键.基于勘探开发地质与地球物理多学科联合研究、现场调研、重点露头野外踏勘与取样分析、关键探井岩心观察与精细描述等方面的深入研究,阐述了大面积高丰度页岩气富集理论和地质评价技术内涵,及其在川南地区五峰–龙马溪组的最新进展...     

EEI反演技术在南海A区开发气田中的应用

南海A区某开发气田为岩性一断圈气藏,受断层影响,为多个小型断块气藏的集合,每块气水界面不统一,气藏情况复杂。常规的AVO反演技术往往只能定性地识别含气性,无法定量地识别储层的含水饱和度。为了满足气田合理高效开发的需求,查清每块气藏的气水充注程度,在高分辨率三维地震资料中,采用了EEI反演技术来预测储层的含水饱和程度。研究结果表明,在该区运用EEI反演技术得到的EEI属性,能有效地识别出含水饱和度低于60％的气层,研究成果对气田进入开发后期调整井布署、提高采收率具有不可替代的作用。     

川西洛带气田蓬莱镇组中上部的储层特征

洛带气田蓬莱镇组中上部天然气藏的储层主要为三角洲前缘的水下分流河道、河口砂坝、水下决口河道和远砂坝微相砂体。储集空间以粒间孔和粒内溶孔为主。储集岩的孔隙度一般为8%～ 16%,渗透率均值为1.970×10^-3μ m²,属低中孔隙度、低渗透率储层。储渗性主要受方解石、硬石膏、长石含量和粘土矿物的影响。沉积微相控制了储层砂体的类型和展布特征。根据区内储集岩的岩石学特征、物性参数和孔喉结构特征,将其划分为四种类型。     

沉积微相控制下储层分类评价及预测

鄂尔多斯盆地环西—彭阳南段地区长8段沉积以辫状河三角洲平原为主,其储层品质明显受沉积微相控制。基于岩芯观察、薄片观察、压汞及常规测井等资料分析,将研究区长8段划分为5个小层,并对其辫状河三角洲平原沉积储层特征进行了精细研究。结果表明,研究区主要发育分流河道、越岸、分流间湾三种微相,其中分流河道构成了主要的砂体骨架,呈南西—北东向分布。分流河道砂体物性最好,越岸沉积物性次之,分流间湾物性最差。与之相对应,研究区储层可划分为I、II、III、IV四种类型,其中储层质量最好的I型主要位于河道中部,质量最差的IV型对应分流间湾。试油资料也进一步证实沉积微相控制研究区储层质量的差异,基于沉积微相的平面展布可实现储层平面分布规律预测。研究成果可为后续沉积储层精细评价乃至油气勘探开发综合研究奠定基础。     

适用于注气储层描述的单砂体解剖技术

国内外实践已经证明二氧化碳驱油是一种成功的提高油藏采收率的技术。由于气体的易流动性,注气过程中往往存在气窜的问题。单砂体精细解剖技术是研究储层非均质性的一种重要方法。在密井网资料基础上,以高分辨率层序地层学原理为指导,采用层次界面分析技术,分析隔夹层分布模式及砂体叠置模式,刻画单砂体在三维空间的展布规模及形态。 依据能量单元研究方法,建立高渗条带划分标准,刻画高渗条带分布范围,预测注气井组气窜方向和规模,为注气调剖提供依据。另外,基于单砂体精细解剖和气窜优势通道评价方法,建立了适用于注 气储层单砂体精细解剖的技术流程,该技术能够科学地解决注气过程中气窜问题,同时为精细表征储层非均质性研究方法提供借鉴。