浊积体油藏储量评价中的储层展布研究及意义

浊积体油藏储层空间展布特征的研究对于该类型油气藏的储量评价和高效开发有着重要意义.XX20-2北油田东二下段的浊积体油气藏仅为XX20-2N-2井钻遇,相邻1.9 km较低部位的XX20-2-13井未钻遇储层.由于该浊积体埋深超过2 000m,单靠地震资料难以达到定量研究储层空间展布的要求.区域沉积体系分析显示,该油气...     

渤海P油田河流相多层砂岩油藏储层连通性分析

为解决渤海P油田注水开发过程中逐渐暴露出的注水井吸水不均衡、注入水单层突进、储量动用不均衡等问题,以搞清剩余油分布及指导油田井网优化。通过对压力变化、水淹状况、生产干扰情况及储层沉积、储层展布等方面的分析,对河流相多层砂岩油藏储层连通性及控制因素进行了研究。认为不同沉积类型条件下,馆陶组辨状河沉积储层连通性优于明化镇组曲流河沉积,相同沉积类型中,沉积规模广、砂体呈垂向叠加,且夹层不发育的储层连通性好。可见,研究区储层连通性主要受沉积类型、沉积规模、砂体叠加模式及夹层展布的影响。     

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。     

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.     

马东油田沙一下亚段板2、板3油组高分辨率层序地层学研究

马东油田为北大港油田港东开发区深层油田,目前已处在产量下降阶段。根据研究区地震、测井和岩心资料,应用高分辨率层序地层学原理,对区内板2、板3油组地层进行了多级次基准面旋回的识别和对比,将其分为1个长期基准面旋回、2个中期基准面旋回和10个短期基准面旋回;分析了基准面旋回对沉积特征、储层物性的控制作用,基准面下降后期、上升早期容易发育良好储层;基准面下降早期、上升后期,储层物性差。     

渤海湾盆地垦利A油田石油地质特征及成藏模式

针对垦利A油田油气成藏条件和成藏模式认识不清的问题,结合研究区构造特征和沉积背景,综合运用钻井、测井、分析化验等资料,对垦利A油田油气成藏条件和富集规律进行深入剖析。结果表明：莱州湾凹陷北洼和南次洼沙河街组沙三中段、沙四段均发育优质烃源岩,油源供给充足;储集层储层物性好,盖层区域分布稳定,形成3套有利储盖组合;油源断层、渗透性砂体和不整合面构成良好的油气输导系统;油气富集层位具有“西浅东深”特征。基于上述认识,建立了3种油气成藏模式：构造东部为近源“侧向式”成藏模式,在古近系沙河街组和中生界潜山成藏;构造中部为远源“阶梯式”成藏模式,具复式成藏特征;构造西部为远源“网毯式”成藏模式,在新近系馆陶组成藏。     

储层预测技术在渤海W油田的综合应用

近几年,新近系砂岩油藏的开发已经成为渤海油田实现增储上产的重要保障.此类油田沉积类型主要属于河流相和浅水三角洲相,砂岩具有分布范围有限,单层厚度薄,纵向上泥岩隔夹层比较发育,横向上物性变化快,油水界面受构造和岩性边界双重因素控制等特点.为了规避这些因素给油田开发方案设计和井位优化尤其是水平井实施带来的风险,在W油田开发过程中综合应用层位精细标定、高频拓展处理、叠前多参数同步反演和属性约束储层参数预测技术,实现了储层精细描述,准确地认识了储层的响应特征、几何形态和隔夹层发育情况,对储层的物性和含油气性也有了较可靠的预测.这一技术体系的研究成果为W油田的科学高效开发提供了重要保障.     

渤海海域A油田沙二段低渗储层特征及控制因素

渐新统沙河街组二段为渤海海域A油田的主力低渗产油层,弄清储层的物性特征及其控制因素对该区有利区带的优选及后期调整方案的制定具有重要指导意义。利用6口取心井的岩矿分析、薄片鉴定、扫描电镜、粒度、常规物性等分析化验资料,在厘清沙二段储层特征的基础上,从沉积、成岩、构造3个方面对沙二段低渗储层物性的控制因素进行了系统研究。研究区沙二段储层以岩屑长石砂岩为主,具有中等成分成熟度、中等胶结物含量的特征,储集空间以混合孔隙为主,储层为中孔-低渗储集性能。原始沉积条件中储层粒径、分选、泥质含量等控制了沙二段储层物性的好坏;成岩作用中压实和碳酸盐胶结是沙二段储层低渗的主要原因,有机酸溶蚀对储层物性有一定的改善作用;构造活动对沙二段储层物性的改善作用较弱。该研究成果为该区沙二段相对高渗区块的优选及调整井的部署提供了依据。     

渤海海域湖相碳酸盐岩储层研究方法——以XX油田深层生屑云岩为例

针对海上碳酸盐岩油田开发难点及面临的挑战,以XX油田深层碳酸盐岩油藏的ODP实施为例,提出了深层生屑云岩储层预测方法。通过古地貌及碳酸盐岩沉积模式综合研究,建立深层碳酸盐岩油藏、窄薄储层的配套研究技术,并在该技术的指导下成功完成对XX深层碳酸盐岩油田的储层预测。实践证明该研究方法可以很好地指导深层碳酸盐岩储层研究,对于类似油田的开发具有借鉴意义。     

渤海海域馆陶组低阻油层沉积特征及其控制作用——以QHD油田为例

根据渤海海域QHD油田地震、测井、录井及取心资料分析,结合室内实验观察数据,对低阻油层发育段-馆陶组二段2小层(馆细段)的储层岩石学和沉积学特征进行了综合研究.馆细段储层以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,磨圆度以次棱角—次圆状为主,分选较差.储层砂岩自下而上依次发育杂乱砾石沉积、中型交错层理、槽状交错层理、板状交错层理...     

双河油田438块构造油藏油水界面差异分布的主导因素

双河油田位于南襄盆地泌阳凹陷西南部,为一轴向为SE-NW的鼻状构造倾伏端,其中438块核三段Ⅲ11的A油区是砂岩储层的鼻状构造油藏。在油田开发过程中发现该油藏油水界面深度不一,因此,从油气成藏力学的角度,结合研究区的储层研究资料,对油水界面差异分布的成因机理进行了深入研究。研究结果表明,油气藏油水界面的差异分布主要受控于储层物性、地层倾角及原油密度等因素,而双河油田438块核三段Ⅲ11的A油区各区域由于地层倾角及油水密度差相同,油柱高度即油水界面差异性分布主要受物性因素控制。     

鄂尔多斯盆地伊盟隆起上古生界储层孔隙结构特征及评价

储层是油气赋存的载体,其孔渗性能决定着后期油气开采难度以及可采数量。在众多影响储层孔渗性能的因素当中,储集层的孔隙结构发挥了关键的作用。通过对鄂尔多斯盆地伊盟隆起上古生界储层岩性以及孔渗参数进行分析,结果表明：石盒子组孔喉连通性及渗流性能最好,其次是山西组,太原组最差;依据压汞资料和毛细管压力曲线形态,孔隙结构类型可以划分为4类;通过孔渗资料统计分析,上古生界砂岩划分4类,并以Ⅱ类和Ⅲ类储层为主;砂体主要为冲积扇辫状水道砂体,曲流河、辫状河河道砂坝砂体以及三角洲平原分流河道砂体。研究结果可以为伊盟隆起区上古生界的油气开发提供依据。     

北部湾盆地涠西南凹陷W区流沙港组储层非均质性研究及应用

基于沉积微相研究和测井精细解释数据统计分析,开展了涠西南凹陷W区古近系始新统流沙港组储层非均质性研究。W区储层为流一段和流三段,沉积微相研究表明,流沙港组主要为正常三角洲相和扇三角洲相沉积。储层夹层岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩,主要成因为分流水道间、水下分流河道与砂坝、砂坝与砂坝、辫流坝与辫状水道、辫状水道间的泥质沉积物。非均质性研究以沉积微相为基础进行,通过比较不同沉积微相的非均质性差别,分析储层的空间物性变化。非均质性研究表明,WA油田流一段夹层厚度>5 m的占51.4%,单层夹层层数>5个的占27.4%,变异系数平均值>1.2,整体上非均质性很强;WB油田流三段夹层分布均匀,东南部平面非均质性弱,西北部平面非均质强;WC和WD油田流三段整体上夹层多,但平面非均质性弱。依据非均质研究成果,对密井网的WA油田主力层进行了剩余油分布预测,并部署了2口调整井挖潜,实施后累增油4.2×104 t,采收率提高了2.3%。表明储层夹层分布和平面非均质性研究可以为油田剩余油挖潜提供依据,对油田高效开发具有重要意义。     

叠前地震属性在河流相储层预测中的应用——以新北油田为例

针对新北油田强反射是否为有效储层的问题,在基于新北油田河流相储层具备开展叠前地震属性研究的基础上,对叠前道集数据进行了精细的速度分析、保幅叠前时间偏移处理,使能量更集中,道集资料信噪比更高,远近道时差小且同相性更好。根据不同角度道集所反映的地层结构和流体信息不同的特点,利用远近道集振幅差预测储层的含油气性,在新北油田油田馆陶组上段4砂组的应用,取得了良好的应用效果。     

西湖凹陷玉泉构造油气成藏时空匹配关系研究

以地质录井资料为基础,结合流体包裹体、自生伊利石同位素等地球化学资料,运用平衡剖面、盆地模拟技术,研究玉泉构造断裂演化史、圈闭发育史、埋藏史、成岩史、生烃史、油气成藏史及其时空匹配关系。研究表明：玉泉构造经历了前挤压反转期、挤压反转早期和挤压反转晚期3个阶段,其中挤压反转早期和晚期为NWW向调节断层和圈闭发育、定型的关键阶段;花港组下段H6—H7自13.0 Ma以来油气持续充注成藏至今,储层物性较差,花港组上段为13.0～11.4 Ma和4.2 Ma至今两期油气充注成藏,且第二期为主要油气成藏期,储层物性较好,龙井组为3.4 Ma至今一期充注成藏,储层物性好。总结出玉泉构造寻找有利勘探目标的关键条件为：以花港组上段为勘探主要目的层,靠近早期发育的NNE油源断层,避开晚期NWW向调节断层,指出玉泉3井区北部、玉泉1井区北部花港组上段以及玉泉3井区NWW向断层上盘龙井组、玉泉1井区龙井组上段为有利勘探区。     

秦皇岛A油田河流相储层展布特征

秦皇岛A油田位于渤海中部海域,区内油气藏主要发育在新近系的明化镇组。明化镇组下段为曲流河沉积地层,具有很强的非均质性,使得注水开发收效不均匀,平面矛盾突出。选取Ⅲ2砂体为研究对象,利用40余口钻井资料和覆盖油田的三维地震资料对储层内部结构和平面展布特征进行了系统的分析。研究认为,Ⅲ2砂体是由两期点坝砂体叠置而成,每一期砂体在平面上由4~5个单一点坝顺向组合而成,点坝之间的溢岸沉积是导致储层非均质性强的主要因素,控制了剩余油的分布。油田的生产动态证实,注入水流动规律与点坝砂体的平面展布具有良好的对应关系,部分井区水驱效果不均衡,个别单井产能低下都能从中找到原因。     

乌石A砂砾岩油藏储层特征及综合评价

南海西部海域低渗原油地质储量大,有效动用率低,其中乌石A油田主要是砂砾岩储层,目前针对此类油藏的储层特征及综合评价研究较少,需要对乌石A油田的储层微观孔隙结构特征进行研究,明确其开发难易程度和开发潜力。选取乌石A油田具有代表性的岩样,开展了包括恒速压汞、核磁共振、非线性测试、黏土矿物分析、润湿性等多种物理模拟实验,系统地研究了乌石A油田的微观孔喉结构特征,建立了六元参数储层评价方法,对该油藏进行了综合评价。研究表明：乌石A低渗砂砾岩油田渗透率<1×10−3 μm2的储层综合分类系数<5,属于三类储层,开发难度大;渗透在（1～30）×10−3 μm2的储层综合分类系数<8,属于二类储层,开发难度较大;渗透率>30×10−3 μm2的储层综合分类系数>8,属于一类储层,开发难度小。     

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。     

原油指纹色谱技术在储层连通性研究中的应用

JZ油田沙三中段属近岸水下扇沉积,表现为多期次砂体沉积。各期砂体纵横叠置,发育多套流体系统,储层连通关系复杂。利用开发井获取的原油样品,使用气相色谱质谱仪分析其生物标志物,获取原油指纹色谱,制作指纹星状图图版。对比各原油样品的指纹色谱的异同点,确定了各开发井相应储层间的连通关系,研究成果得到了油田开发动态的验证。     

上扬子盆地西南缘上组合气藏成藏过程分析

通过对代表上扬子盆地西南缘上组合气藏特征的平落坝、白马庙和观音寺3个典型气藏进行解剖,明确了中侏罗统沙溪庙组天然气分布特征。结合输导体系、流体包裹体成藏期次和构造演化研究成果,分析了气藏成藏过程,总结其成藏模式,以期为有利勘探目标区的选择及评价提供地质依据。上扬子盆地西南缘沙溪庙组气藏以构造-岩性和岩性气藏为主,天然气主要分布在沙溪庙组Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段,主要聚集于构造高点。油气成藏时间集中在93～72 Ma,发生过至少2幕油气充注。燕山运动是气藏形成的主要时期,其形成的断层是沟通气源的主要通道;喜山运动是气藏天然气调整的主要时期,喜山期逆冲断层的活动及构造高点的迁移是天然气调整的主要原因。不同构造区域成藏具有差异性：西部褶皱带断-砂匹配、构造、砂体物性是主要控藏因素,构造高点、断层封闭性控制其含气丰度;东部斜坡带断-砂匹配、构造、封闭断层是主要控藏因素,构造高点、砂体物性控制其含气丰度。