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6Ω·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。     

利用动态资料确定碳酸盐岩油藏油水分布——以塔河6号油田为例

塔河油田奥陶系油田的储渗空间主要是洞缝,油水分布的确定对于油田开发和生产,都起着至关重要的作用.这里以三口井为例,利用产水特征,水离子比对分析,产液剖面,水驱曲线等多种研究方法,结合前人地质资料综合分析建立油水分布特征.经试验认为,6号油田的缝洞单元,油水分布特征为裂缝产出型,具有多层缝洞.动态资料全面、准确,且容易获取,综合分析可以准确地建立油水分布,直接指导生产,提高采收率.     

胡尖山油田元72区延9油藏油水识别及分布特征

胡尖山油田元72区延9段油藏属于低孔中渗岩性一构造油藏。研究区块处于开发后期,部分井出现含水上升快,域底水含水高等现象。通过常规测井响应识别油水特征,同时选取典型样品的测井参数,运用交会法、P1/2正态概率法和视地层水电阻率法等对油层组进行综合识别。然后,根据单井油水综合识别成果对各井的油水层进行纵、横向的连井分析,通过对各个方向油水连井剖面以及油水在平面上展布特征的分析,得出研究区目地层的油水特征及分布规律,为胡尖山油田元72区延9油藏的下一步开发方案的调整和优化提供基础。     

岩溶作用对任丘古潜山碳酸盐岩油藏赋存的控制作用

根据大量钻井及开发动态资料,研究了任丘古潜山雾迷山组白云岩岩溶发育牲特征对油藏赋存的控制作用。溶蚀孔洞是最重要的储集空间,岩溶不发育的泥质白云岩段的分隔作用,导致在全油田统一油水界面以下有残余油区赋存,古潜山面上的溶蚀残丘等局部高点是残余油赋存的有利地段。     

四性关系研究在储层解释及描述中的应用——以KBM油田西区白垩系储层为例

"四性关系"是指储层岩性、电性、物性、含油性间的关系。通过对KBM油田测井、录井、岩心和试油等资料的收集、整理、分析,建立西区白垩系储层孔隙度、渗透率及含油饱和度的解释模型。明确该区储层岩性、物性、电性和含油气性特征及相互关系。研究表明,密度测井孔隙度模型对KBM油田西区白垩系储层的孔隙度解释更精确;结合测井二次解释,在对试油资料详细统计分析的基础上,确定该区油水层电性识别标准和有效厚度下限标准,为KBM油田进一步开发评价提供有力依据。     

低渗透储层的径向电阻率特征及含油性 ——以鄂尔多斯盆地洛河油田延长组长61为例

鄂尔多斯盆地中部洛河油田长61低渗透油层由于含油饱和度变化大、油层非均质强,再加淡水钻井液侵入,造成油层电阻率径向分布不均且变化大。通过双感应-八侧向测井与阵列感应测井响应特征对比分析,认为水层的径向电阻率均为增阻侵入,油层、油水同层的径向电阻率普遍具有减阻侵入、低阻环带、高阻环带特征或相关趋势。其中,减阻侵入有助于识别高含油饱和度、高电阻率油层和油水同层,低阻环带和高阻环带有助于识别低电阻率油水同层。另外,部分油水同层的双感应-八侧向测井径向电阻率组合具有“增阻侵入”且深感应电阻率低的特征,推测可能是受双感应-八侧向测井探测范围限制,为低阻环带靠近井眼附近遭受淡水钻井液侵入影响的结果,深感应测井反映的是侵入带电阻率而不是油水同层的电阻率,容易被误解释为水层。因此,对于双感应-八侧向测井中具有“增阻侵入”特征且深感应电阻低值的储层,其流体性质有水层、油水同层这两种可能性,需要结合深探测测井资料或油藏地质特征进一步分析,以提高油层、水层的识别率。     

柴达木盆地七个泉油田E_3~1油藏储层参数测井精细解释

为解决柴达木盆地七个泉油田E_3~1储层参数测井解释难题,综合运用岩心、测井、分析化验以及生产动态等资料,建立了储层参数精细解释模型。首先开展岩心深度归位以及测井资料标准化处理,保证测井资料的可靠性;然后对储层主要岩性砾状砂岩、细砾岩、砾岩、细砂岩、泥质粉砂岩、泥岩进行了定量识别,建立了泥质含量、孔隙度、渗透率以及含油饱和度测井精细解释模型;最终确立了研究区油水层测井解释标准,为后续剩余油挖掘以及地质建模提供了准确的储层参数。     

差异构造演化控制倾斜油水界面之实例——伊朗雅达油田

针对中东地区油藏普遍存在油水界面倾斜的特征,以伊朗雅达(Yada)油田为例对其成因进行探讨。通过对层序界面三维地震资料精细解释,以及系统的构造演化分析,认为研究区油气成藏关键期集中于新生代扎格罗斯前陆盆地演化阶段,而该阶段经历了多期较强烈的南北向差异性构造活动,在扎格罗斯东西向持续挤压背景下,后期南北向构造反转形成的长轴背斜圈闭对早期古油藏短轴背斜圈闭进行改造,从而形成了油水界面倾斜、继承性构造高点含油幅度最大、构造反转越强油水过渡带跨度越大等特征的非稳态油气藏。结果表明,研究区南北向差异性构造演化控制了油气成藏模式和油藏形态。     

应用贝叶斯最佳二次型判别函数识别油气水层

准确地判断测井剖面中的油气水层,这是油田一项十分重要的工作。解释油气水层始终是对整个油田地质情况的不断认识过程。由于油田地质情况的复杂性,由于各种测井资料只能间接地反映岩层性质的某一个侧面,因此,至今没有一种测井方法能够单独地准确地指出地层内含有的流体性质:即孔隙内是含油,还是含水,或者油水同层以及干层。     

RFT资料在多井储层评价中的应用

本文以东濮凹陷马厂地区为研究工区着重论述重复式地层测试(RFT)资料在多井储层评价中的应用。利用压力资料可定性、定量判断储层的渗透性,估算渗透率值可用于油层有效厚度标准研究,压力随深度梯度变化转换为密度变化来了解流体性质、确定油水界面,从而验证测井多井解释结论。研究表明,应用效果明显,解释结论得到试油试采证实,解释符合率提高,研究成果有助于研究工区油藏综合评价,部分成果已用于油田生产。     

克拉玛依油田530井区下乌尔禾组储层物性及油水分布控制因素

克拉玛依油田530井区上二叠统下乌尔禾组为一厚层状的砂质砾状结构火山碎屑冲积扇沉积。油藏的储层物性变化大，油水分布关系复杂。通过岩石薄片、铸体、扫描电镜、物性等资料，分析了储层的成岩演化特征和孔隙成因类型，定量分析原生孔隙、次生孔隙与储层孔隙度、沉积相带之间的关系。在此基础上，根据试油和测井解释成果，综合分析油水分布控制因素。     

三水模型在腰英台油田储层测井解释中的应用

腰英台油田青山口组储层岩性致密, 低孔低渗, 孔隙结构复杂, 纵向和横向变化大。用传统测井解释模型往往造成解释级别较低, 与测试结果吻合率不高等情况。本文对三水模型进行改进, 并进行了数据处理和解释评价, 利用岩芯分析资料分区块、分层段分别确定模型的参数, 克服了三水模型参数多且不易确定的难点。在研究区致密含油层、低阻油层评价及油水界面划分上取得良好的应用效果, 提高了油气储层解释的可靠性。     

塔河油田十二区奥陶系油气分布规律及控制因素

塔河油田十二区奥陶系油藏为碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏,油气水分布规律复杂。对原油的物理性质、平面及纵向上的分布特征、油水界面等的分析表明,区内主要为高黏度、含蜡、高含硫的超重质原油。平面上密度分布呈西部和东部低、中部高的特点;纵向上原油密度与深度关系不大。高产油区多沿主断裂带分布。油水界面不统一,但从东向西随中奥陶统顶面的降低而降低。认为该区油气分布不受现今构造位置高低的控制,而是受区域构造背景、断裂带的分布、储集层的发育程度、成藏演化过程以及不整合面等因素综合控制。     

用油水相对渗透率确定镇泾油田长6储层的产液情况

油水相对渗透率可以精确刻划出油、水二相流体在孔喉中的流动情况,通过阿尔奇方程准确求取储层的含水饱和度,建立适合镇泾油田的束缚水饱和度计算模型,并运用"岩心刻度测井"的方法,通过回归法,用实测油、水相对渗透率曲线求取琼斯方程中的区域参数,最终建立适合本区的油水相对渗透率经验公式。结果表明,用测井数据可以进行油、水相对渗透率的计算,并且完全满足评价储集层的产液情况。由此建立的油水相对渗透率解释模型,可以进行镇泾油田长6储层的油、水层的划分,并对油、水分异不彻底的储层进行测井评价,有着重要的参考价值。     

烷基糖苷对润湿性的改变及与界面张力的关系

降低界面张力、改变润湿性是表面活性剂应用于油田开发的重要特性。通过测量表面活性剂烷基糖苷溶液的表面张力及其与亲水(亲油)载玻片、原油间的接触角,研究了表面活性剂对油藏润湿性的改变行为。结果表明,表面活性剂分子在水固界面和油水界面的吸附使润湿性发生变化,且其在水固界面的吸附模式是决定润湿性改变的关键。同时,在测定油水界面张力,计算水固、油固界面张力的基础上,利用灰色关联分析确定了各界面张力对润湿性的影响程度:水固界面张力>油水界面张力>油固界面张力。可见,在利用表面活性剂改变润湿性的过程中,尤其应注意水固界面状态的变化。     

近岸水下扇扇中厚砂体储层构型及对剩余油控制——以南襄盆地泌阳凹陷古近系核桃园组三段四砂组2小层为例

南襄盆地泌阳凹陷赵凹油田安棚主体区古近系核桃园组三段四砂组2小层(H3_IV2)为厚层近岸水下扇扇中砂体沉积,不同期次沟道砂体相互切割叠置,形成复杂的空间结构样式,极大影响了油田开发。亟需开展厚层砂体内部结构解剖,揭示不同期次沟道砂体分布,明确其结构样式对油水运动影响及剩余油分布控制。本文以储层构型要素分析法为指导,综合利用岩芯、测井、生产动态资料,对近岸水下扇扇中厚砂体构型进行了精细刻画。通过研究明确了研究层段构型界面6级级次划分方案,建立了复合辫状沟道内部单砂体边界的垂向和侧向识别标志,其中垂向边界识别标志有泥质类岩性界面和底冲刷界面2种,侧向边界的识别标志包括不同单砂体的顶面高程差异、厚度差异、测井曲线形态差异等5种;在单砂体识别的基础上开展了目的层厚砂体井间构型分布规律研究,将复合辫状沟道砂体解剖为单一期次辫状沟道砂体,明确了各单期辫状沟道砂体的展布特征,并统计分析了辫状沟道单砂体构型单元的特征参数;通过上述研究总结了研究区单砂体构型单元接触样式,主要包括孤立式、叠加式、叠切式3种垂向接触样式和分离式、对接式、侧切式3种平面接触样式;分析了单砂体对剩余油的控制作用,研究发现4级构型单元内部韵律性以及构型单元之间接触样式对油水运动有重要影响,是造成剩余油富集的两个重要因素。     

环江油田侏罗系油层低阻成因及识别技术研究

为解决环江油田侏罗系低阻油层测井解释难度大,油水层判别困难等问题,通过对地质、测井、钻井资料以及岩石微观等方面研究分析了油层低阻成因,研究认为该地区油层低阻主要是受空隙结构差异大、地层水矿化度偏高、束缚水含量高、储层岩石亲水和泥浆侵入五方面原因影响结果,并总结出电阻率-声波时差交汇图版法和视地层水电阻率-自然伽马交层图版法两种油水油识别方法。总结出了两种油水层识别技术:(1)电阻率-声波时差交汇图版法;(2)视地层水电阻率-自然伽马交会图版法。     

碳酸盐岩油藏测井评价新方法

本文论述碳酸盐岩油藏测井评价新方法,用于评价我国碳酸盐岩油藏储层性质、油水界面、裂缝方位、石油储量和油井产能,获得了较好的效果.     

黄金带油田非均质储层特征及有利目标预测

为了加深对黄金带复杂断块油田进一步开发，针对该区断层复杂、储层变化大、油水关系复杂等特征，笔者综合运用岩心、分析化验及录井、测井资料，对其沉积特征、储层岩性、物性和非均质性进行详细研究。以JASON软件为平台，对含油砂体进行了追踪和预测，并在有利区提出井位部署，为该区的进一步开发提供了地质依据。     

测井多尺度分析方法用于层序地层划分研究

测井数据包含了丰富的地质信息,是研究地层多尺度沉积旋回的主要资料.本文阐述了小波变换及多尺度分析方法,探讨了测井多尺度分析方法在层序地层划分中的应用.以东营凹陷某井为例,选取Morlet小波基函数对GR测井曲线进行连续小波变换,将测井信号与深度的关系转换为与深度和尺度域的变化关系.通过研究多种伸缩尺度下小波系数曲线表现出的周期性振荡特征,并结合不同测井曲线多尺度分解后的高频信号特征,划分出各级层序界面,与传统方法所划分的界面基本一致.