基于数字岩心技术的岩石孔渗特征研究: 以海外J油田孔隙型碳酸盐岩油藏为例

走向海外是解决我国能源安全问题的必由之路。但海外油气藏评价往往缺乏第一手岩心资料, 使得储层孔隙结构和渗流规律认识不清, 影响评价效果。以海外J油田孔隙型碳酸盐岩油藏为例, 应用数字岩心技术开展油气藏孔渗特征研究。①以不同流动单元的铸体薄片图像作为输入数据, 经过中值滤波和阈值分割预处理后, 基于马尔科夫链蒙特卡洛数值重构算法构建数字岩心; ②分析孔喉分布、孔喉连通性、孔隙度特征; ③基于格子玻尔兹曼模拟方法开展单相和油水两相流动模拟, 计算数字岩心的绝对渗透率和相对渗透率曲线。结果表明, 构建的三维数字岩心能够刻画不同流动单元孔隙型碳酸盐岩的孔喉半径分布及孔喉连通程度的差异化特征。数字岩心孔隙度与铸体薄片孔隙度吻合度高, 数字岩心渗透率与真实岩心渗透率存在较好的正相关关系, 且符合真实岩心所属的流动单元。油水两相稳态流动模拟计算的相对渗透率曲线体现了不同流动单元的两相渗流能力差异, 可作为数值模拟输入条件, 以及估算油藏采收率。数字岩心分析与物理实验结果吻合良好, 证明了该方法的可靠性。为岩心资料稀缺条件下油气藏表征和渗流特征分析提供新的思路, 对油气藏精细描述具有重要的参考价值。      

喀斯特山区先锋植物叶片解剖特征及其生态适应性评价--以贵州花江峡谷区为例

通过研究贵州西南部典型喀斯特植被退化区花江峡谷植被现状,选取具一定经济价值和推广价值的先锋植物,采用生物显微制片技术与数理统计方法相结合,报导了6科10种分属不同生活型的植物叶片的解剖结构特征,并进行了比较和解剖因子分析。结果表明研究区喀斯特先锋植物叶片在不同种类之间具有明显差异,这些差异除受遗传因子控制外,环境因子(主要为光照和水分)也有重要作用;生活型不同对先锋植物叶片特征有一定影响,但未表现出规律性。根据叶片适应特征的差异,10种先锋植物可分为3种类型,即旱生或阳生叶类型的构树(Broussonetia papyrifera)、火棘(pyracantha fortuneana)、刺槐(Robinia pseudoacacia)、白三叶(Trifolium repens);偏中生叶类型(香椿的Toona sirensis)、顶坛花椒(Zanthaxylum pinum var．dingtanensis)、黔滇木蓝(In-digofera esquirolii)、忍冬(Lomicera japonica)、紫云英(Astragalus sinicus);偏阴生叶类型的繁缕(Stellaria media)。     

冀北—辽西地区中—新元古界古油藏的油气来源及成藏特征

在全球诸多盆地发现的中—新元古界原生油气苗和商业性油气聚集,展示了这些古老沉积地层具有良好的勘探潜力和前景。基于冀北—辽西地区烃源岩与储层沥青中三环萜烷、四环萜烷、重排藿烷、13α(正烷基)-三环萜烷和甾烷等分子标志化合物对比研究,明确了双洞背斜铁岭组和兴隆1井雾迷山组沥青分别源自洪水庄组和高于庄组烃源岩;而韩1井骆驼岭组上、下段储层沥青表现出不同的烃类来源,分别源自高于庄组和洪水庄组烃源岩。冀北—辽西地区古老地层至少发生了3期油气充注,对应3类古油藏：第Ⅰ类古油藏源自高于庄组烃源岩,其成藏时间早,经历了长期深埋和次生改造,油藏的保存条件较差;第Ⅱ类古油藏为早期油藏破坏调整而形成的次生油藏,其成藏规模受到了较大制约;第Ⅲ类古油藏源自洪水庄组烃源岩,成藏时间晚,遭受构造破坏弱,有相对较好的成藏和保存条件,是研究区古老油气勘探的潜在目标。     

基于机器学习的孔隙型碳酸盐岩油藏相控建模研究——以中东H油田白垩系Mishrif组油藏为例

孔隙型碳酸盐岩储层的化学及机械沉积作用使得各沉积微相空间上不具备碎屑岩储层沉积微相明确的几何形态和外部结构,且不同成因储层的物性差异明显。依据常规的沉积微相建模方法难以如实地再现不同微相复杂的空间展布规律,进而也降低了相控属性建模的精度。本文以中东H油田白垩系Mishrif组生物碎屑灰岩为研究对象,通过开展波阻抗、孔隙度和渗透率的反演,利用机器学习的方法建立研究区的三维沉积微相模型。在此基础上,通过不同微相的变差函数分析,开展相控属性建模。结果表明,利用机器学习方法建立的沉积微相模型符合海相碳酸盐岩台地相序变化规律,充分体现了微相的空间形态和各微相间的接触关系,以沉积微相为约束条件建立的储层属性模型不仅满足了模拟结果与已知数据的概率一致性问题,又能分相带反映储层的空间变化特征。     

低渗透砂岩油藏沉积物粒度分布特征研究

利用MS 2000激光粒度仪,对胜利油区砂岩油藏中112口井的3000多块样品进行测试分析。实验发现低渗透砂岩油藏与中高渗透油藏不同,其沉积物粒度分布主要存在三种方式,每种方式都有其特定的粒度分布特征,并且与一定的沉积作用相联系。研究表明,沉积岩粒度中值分布、泥质含量、分选性等是影响油藏岩石渗透能力的重要因素,正态分布和混合正态分布能较好地描述低渗透砂岩油藏中沉积物的粒度分布特征。     

准噶尔盆地车排子凸起新近系沙湾组油藏特征及成藏主控因素

对准噶尔盆地车排子凸起新近系沙湾组已发现油藏从层位、规模、油性、物性、物源、类型等方面进行了梳理和总结。沙湾组共发育岩性、断层-岩性、断鼻三类圈闭,储层特征与油藏规模存在差异,油性分布较复杂。在明确沙湾组复杂油藏特征的基础上,结合典型油藏解剖,认为长期继承性的古隆起、高效的毯状砂体输导层、断层纵横向的封闭性、储集层物性的差异、多源多期成藏过程及不同的保存条件是沙湾组油气藏类型多样、油性复杂的主要控制因素。根据上述认识,预测毯状砂体侧向尖灭带为有利的油气聚集区,从实钻效果看,该区带内油气显示丰富,展现出较好的勘探前景。     

牛角塘伴生型镉矿床特殊的成矿环境

牛角塘伴生型镉矿床镉的富集程度高,比克拉克值高4~5个数量级,比工业品位高十几倍至上百倍。早寒武世清虚洞期牛角塘地区处于台缘滩丘环境,在清虚洞组中上部形成了藻丘建造,发育了含藻类、藻球粒、藻鲕粒、核形石和生物碎屑的白云岩,是该矿床最主要的容矿岩性单元。矿体普遍呈似层状、透镜状和脉状产出,矿体产状与容矿围岩的产状基本一致,矿体的分布受清虚洞组藻丘建造以及有利岩性组合的联合控制,具明显的层控、相控、岩控的特点。藻丘建造还可能提供了部分矿源。镉的超常富集、成矿与麻江古油藏的成藏演化具有一定的关系:一是牛角塘矿床成矿年龄为433~510 Ma,即加里东运动的中晚期,而加里东运动中晚期是麻江古油藏的油气活动时期,麻江古油藏的早期演化阶段与牛角塘镉矿的成矿期大体是重合的,成藏应略早于成矿,成矿是在古油藏液态烃仍然存在的情况下进行的,且成矿期有可能一直延伸至油藏被破坏以后;二是油藏流体为成矿提供具还原性质的成矿流体和部分硫源。特殊的岩相古地理环境和古油藏为牛角塘矿床镉的富集和成矿提供了有利条件。     

济阳坳陷特低渗透油藏地质多因素综合定量分类评价

在定量表征特低渗透油藏开发效果及地质特征的基础上,探讨特低渗透油藏开发效果主控地质因素。应用灰色关联分析法对济阳坳陷特低渗透油藏开展地质多因素综合定量分类评价,形成了一套以开发效果表征特低渗透油藏综合特征、从单井到区块基于灰色关联分析的特低渗透油藏地质多因素综合定量分类评价方法。研究结果表明,济阳坳陷特低渗透油藏主要为滩坝砂、浊积岩、砂砾岩沉积,具有埋藏深度大、粒度细、分选较好、孔喉微细、单层厚度薄、分布零散、比储量丰度低、流动性差的地质特点。定义累积产油差表征开发效果以反映特低渗透油藏综合特征,其主控地质因素为油层厚度层数比、砂岩厚度层数比、平均粒径、采油段中深、渗透率、孔隙度、比储量丰度。通过地质多因素综合定量分类评价,将济阳坳陷特低渗透油藏分为3类：Ⅰ类综合评价分数大于0.6,累积产油差大于4 500,开发效果最好;Ⅱ类综合评价分数0.4~0.6,累积产油差-2 500到4 500,开发效果中等;Ⅲ类综合评价分数小于0.4,累积产油差小于-2 500,开发效果差。利用不同区块已有开发数据检验,分类评价结果与实际生产情况一致性良好。Ⅰ类、Ⅱ类特低渗透油藏应该作为现阶段特低渗透油藏直井、水平井优先开发的对象。     

低渗透油藏CO2驱油开发方式与应用

CO₂驱是一种能大幅度提高原油采收率的三次采油技术,国内该项技术的研究和应用起步较晚,多以先导试验为主。苏北盆地溱潼凹陷经过10余年的探索,已经在5个低渗油田开展了CO₂驱先导试验和推广应用,针对这5个油藏利用一维细管模拟和油藏数值模拟方法开展了注气时机、段塞尺寸和注气部位的研究,并应用典型实例进行了分析,认为先期注入提高混相压力,可更有效地缩短两相区过渡带,增加油相中溶解的CO₂含量,降低油相粘度和油气界面张力,进而提高混相程度,更有利于驱油;采用大尺寸段塞可加大CO₂波及区域,较好地保持地层能量,从而提高油井见效率,增强驱替效果;高部位注气可有效地抑制重力超覆,减少CO₂气体过早地产出和突破的机会。就苏北盆地低渗油藏而言,采用先期注入、大尺寸段塞和高部位注气不失为一种成熟有效的提高采收率方法。     

正确认识低和特低渗透油藏启动压力梯度

分析了20世纪50年代到目前有关低和特低渗透油田储集层非达西渗流理论及非达西渗流数值模拟的大量文献后指出:目前的非达西渗流方程存在一个负流量,不符合逻辑,不能作为渗流的基本方程,只能作为达西渗流和非达西渗流的判别式使用.对诸多低和特低渗透储集层的启动压力梯度的实验结果分析后发现,其数值过高,不符合实际情况.研究认为,1500 m深的低和特低渗透储集层油井中,合理的启动压力梯度值在0.006~0.04 MPa/m(储集层内泄油距离在500 m).同时,研究指出:当压力梯度达到一定值后,非达西渗流现象随之消失,启动压力梯度或非达西渗流等问题在产能预测和数值模拟过程中不用考虑,目前采用黑油模型(或双重介质模型)进行低和特低渗透油藏数值模拟是合适的.