渤中25-1南油田明下段储层宏观非均质性研究

为了提高油田的开发效果,通过对研究区明下段浅水三角洲沉积体系内微相类型、层内韵律特征、隔层分布特征、砂体的几何形态、钻遇率、孔渗特征等研究,定量或半定量表征了该区储层的宏观非均质性,揭示了研究区主力含油层段受沉积微相所控制,具有较强的层内、层间及平面非均质性。根据研究成果,提出了针对油田切实可行的综合治理建议。     

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。     

油藏储层非均质性研究综述

储层非均质性研究是精细油藏描述的核心内容,自产生以来已经取得了显著发展.阐述了储层非均质性研究的发展过程,概述了储层非均质性的分类及描述,并系统总结了目前研究储层物性特征和储层非均质性的方法,包括有储层野外露头分析、沉积体系分析、层次界面分析、结构单元和流动单元分析、高分辨率层序学研究、统计学方法以及现在比较推崇的劳伦...     

蓬莱A油田馆上段Ⅰ油组储层非均质性及其对注水开发的影响

蓬莱A油田目前面临产量递减速度快、层间干扰突出、主力层水淹严重等一系列生产问题,为改善蓬莱A油田馆陶组上段（馆上段）Ⅰ油组的开发效果,明确剩余油的分布特征,开展了蓬莱A油田馆上段Ⅰ油组储层非均质性及其对注水开发的影响研究。结果表明：渗透率非均质性以及分层系数综合反映了Ⅰ油组强层间非均质性,强烈的层间差异导致I油组主力层形成高渗通道,导致综合含水快速上升,非主力层动用程度差;平面非均质性研究发现,平面高渗透率区与渗透率突进系数、渗透率级差高值区以及剩余油饱和度低值区有明显的对应关系,舌进现象严重,方向性强,平面矛盾明显;层内韵律性表明,馆上段Ⅰ油组以正韵律为主,其次是均质韵律,反韵律发育较少,正韵律易形成底部水淹,均质韵律的驱油效果较好。储层非均质性是影响油田开发效果最关键的地质因素,该研究成果为油田分层系开发和井网调整提供了直接的地质依据。     

喇嘛甸油田北块萨零组储层沉积微相

喇嘛甸油田位于大庆长垣的最北端,是受构造控制的不对称的短轴背斜气顶油藏,萨零组位于萨尔图油层的顶部,属于下白垩统的嫩一段。根据取心井岩心描述、粒度分析、测井曲线特征,结合喇嘛甸油田沉积背景,对萨零组北块储层的沉积微相进行精细划分,进一步划分为水下分流河道、席状砂、表外储层微相,认为主要储层砂体为水下分流河道砂和席状砂。详细分析了沉积微相的平面展布特征,绘制沉积相带图。揭示了喇嘛甸油田的构造特征、沉积环境特征,确定了萨零组为三角洲外前缘沉积,为指导萨零组油气层的开发提供精细地质描述。     

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。     

黑46断块低渗油藏非均质性研究及其对剩余油分布的影响

低渗油藏是油田勘探开发过程中难度最大的油藏类型之一,黑46断块为低孔特低渗碎屑岩储层,储层物性差、采出程度低、综合含水高、非均质性强,因此开发难度较大。针对黑46地区复杂油藏特征,以岩心观察、室内分析实验结果和测井解释资料为基础,对青一段储层层内、层间和平面非均质性进行研究,并对不同沉积相带的非均质性进行分析,明确其对研究区剩余油分布规律的影响。黑46断块青一段严重非均质性储层因注入水推进不均匀,易导致剩余油富集;单一反韵律砂体油层中上部岩性粒度粗,渗透率高,吸水指数大,动用程度高;通过数值模拟结果验证,注入水沿高渗透率突进,致使渗透率较差的区域成为剩余油分布集中地带。该研究结果与油田试油结果对比吻合较好,对下一步油气勘探与后期注水开发具有重要的指导意义。     

桩74块Es_3下Ⅱ油组低渗透油藏储层非均质性研究

从储层岩性、成岩作用、隔夹层研究等方面入手,利用渗透率变异系数、突进系数、级差、隔夹层参数以及孔隙度、渗透率的变化对桩74块低渗油藏进行了储层非均质性研究。Es_3下Ⅱ油组储层为中孔、特低渗的湖底扇碎屑岩,渗透率与主流孔喉半径具有良好的相关性,成岩作用的差异是造成储层非均质性差异的一个因素。自下而上层内非均质性逐渐加强。夹层不甚发育,对储层非均质性影响不大。层间非均质较强,隔层发育,对储层非均质性影响较大。     

黑46断块低渗油藏非均质性研究及其对剩余油分布的影响北大核心CSCD

低渗油藏是油田勘探开发过程中难度最大的油藏类型之一,黑46断块为低孔特低渗碎屑岩储层,储层物性差、采出程度低、综合含水高、非均质性强,因此开发难度较大。针对黑46地区复杂油藏特征,以岩心观察、室内分析实验结果和测井解释资料为基础,对青一段储层层内、层间和平面非均质性进行研究,并对不同沉积相带的非均质性进行分析,明确其对研究区剩余油分布规律的影响。黑46断块青一段严重非均质性储层因注入水推进不均匀,易导致剩余油富集;单一反韵律砂体油层中上部岩性粒度粗,渗透率高,吸水指数大,动用程度高;通过数值模拟结果验证,注入水沿高渗透率突进,致使渗透率较差的区域成为剩余油分布集中地带。该研究结果与油田试油结果对比吻合较好,对下一步油气勘探与后期注水开发具有重要的指导意义。     

东营凹陷低渗透岩性油藏储层非均质性特征及水驱剩余油分布规律

中国低渗油藏潜力巨大,受控于地下储层特性及开发技术水平,目前采出程度偏低。以东营凹陷H67块沙二段的低渗透岩性油藏为例,运用地震、测井、岩芯、分析化验及生产动态资料,分析了低渗透岩性油藏的储层非均质性特征,描述了其对注水开发的影响,阐明了剩余油的分布规律。研究表明,低渗透油藏储层孔喉半径小,平面与层内非均质性强,主要体现在稳定展布的夹层及韵律砂层渗透性相差大,平面上砂体及物性展布有明显的方向性;受控于储层非均质性,低渗透岩性油藏注水开发中存在地层能量不足、单井日液量低及平面水驱不均衡等特点,水驱后剩余油储量丰度依然较大,剩余油主要富集在层内及平面储层厚度大、物性差的区域。以上成果及认识对低渗透岩性油藏的开发具有重要的指导意义。     

商河油田古近系碎屑岩储层及同沉积断层对其控制作用

商河地区为自北向南成明显阶梯状分布的多级构造调节带及多级坡折带,受其构造特征影响,储层特征也表现出明显的规律性。通过对商河地区大量储层物性数据的统计,结合镜下薄片观察发现商河油田具有同一层位,自北向南,商一区、商二区、商三区、商四区储层物性依次变差的特点;而对于同一地区,整体上自上向下随深度增加储层物性逐渐变差;同一层位不同沉积微相的储层具有不同的物性特征,三角洲前缘河口坝砂体储层物性最好,水下分支河道较好,而远砂坝、席状砂砂体储层物性相对较差。经综合研究分析认为储层特征主要受沉积相及成岩作用共同影响,储层成岩作用主要受地层埋深的影响,而由于商河地区的分界大断层主要为同沉积断层,地层厚度和沉积相分布主要受同生断层活动的影响,因此构造作用的同沉积断层是商河地区储层物性的主要控制因素。     

鄂尔多斯盆地王窑地区上三叠统长6油层成岩作用研究

通过多项测试方法，对安塞油田王窑地区长6油层含油砂体的岩石学、成岩作用、储集物性和孔隙发育特征进行分析和研究。结果表明，该区储集砂体为成分成熟度较低的长石砂岩；主要自生矿物为绿泥石、浊沸石、方解石、石英、钾长石、伊利石和钠长石等；储层次生孔隙发育，主要孔隙类型为粒间孔隙、骨架颗粒溶孔和浊沸石溶孔。孔隙结构具有小孔、细喉的特点；储层成岩演化阶段处于晚成岩A亚期；储层性质明显地受到沉积微相和成岩作用的影响。沉积物粒度较粗、厚度较大的河道砂和河口砂坝砂的储集物性明显优于各种粒度较细、厚度较薄的席状砂体。     

文卫濮结合部沙二下亚段滚动勘探目标评价

针对文卫濮结合部沙二下亚段潜在油气资源量大,而探明程度相对较低的地质特点,对目标区进行了整体构造格局、局部构造特征、砂体和储层物性展布状况,以及油气聚集成藏条件的研究.认为研究区为反向屋脊式半背斜断块圈闭,是非常有利的油气成藏单元;沙二下亚段储层在构造高部位十分发育且物性较好;柳屯凹陷和马寨次洼沙三、沙四段生成的油气沿文西断层向上运移到沙二下亚段储集层,沙一段及沙二上亚段稳定发育的大套泥岩是封盖能力很强的盖层,从而形成了下生、中储、上盖的成藏组合.根据研究成果指出了多个有利勘探目标,为下一步沙二下亚段滚动勘探提供了建议.     

复杂小断块储层精细模型研究

高集油田位于金湖凹陷西斜坡中段,被断层切割成许多小断块,研究区就是其中主力区块之一。在各种基础数据校正、整理和分析的基础上,对研究区断层分布特征及储层特征进行了详细研究,应用地质统计学、储层沉积学、构造地质学的基本原理,建立了三维构造精细模型;并结合平面相及剖面相分布特征研究,应用截断高斯和序贯指示两种模拟方法对沉积微相建模进行了对比分析,建立了研究区沉积微相模型。最后,利用相控建模技术,建立了研究区相控属性模型(孔隙度模型和渗透率模型),使孔渗参数的平面及纵向分布在微相内部插值计算,更符合实际地质情况。     

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。     

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.