河流相储层综合预测方法探索

本文以储层横向预测的研究内容为线索,从储层追踪、储层特征参数的提取与结构重建等方面入手,针对河流相储层薄、变化快且泥质干扰严重等特点,在立足于综合研究的基础上,特别注重波阻抗技术、地质统计学、多元统计等在河流相储层预测中的作用。目前,利用波阻抗剖面,采用钻井标定色标的办法,进行储层追踪是描述储层宏观特性的有利手段。虽测井信息与地震信息就其采样的储集空间来说处于两个极端,但应用统计学方法,如多元统计、地质统计学等,可以把这两种处于两个极端的信息综合起来。其具体实现是依据岩心、测井,参照井间地震建立储层变化模型,并借助于这一模型用合适的统计方法将这些不同分辨尺度的信息有机地融合在一起。     

珠江口盆地番禺隆起东南缘断裂坡折带及其对低位域构造-岩性油气藏的控制作用

番禺隆起是珠江口盆地中南部的一个重要含油气区.区内新近系沉积期主要发育NW向和近EW向的同沉积断裂,它们的发育和分布控制着沉积充填和总体的古构造地貌特征.古隆起的东南和东北缘发育的主要同沉积断裂形成明显的古地貌突变带或断裂坡折带.东南缘的主控断裂是由裂陷期发育的缓坡反向断裂所形成的,构成了番禺隆起与白云深凹带的分界.地震相、地震属性等分析和追踪其分布范围揭示出,珠海组、珠江组中下部层序的低位域三角洲砂体沿断裂坡折带下斜坡呈裙带状分布.研究指出断裂坡折带下斜坡低位域具有形成构造-岩性油气藏的良好条件,并为该区近期的勘探突破提供了重要依据.     

四川盆地东部黄龙组古岩溶地貌研究

作为川东地区最重要的天然气储集类型之一的石炭系黄龙组古岩溶型储层,业已引起众多油气地质工作者的重视。通过古岩溶作用标志识别和成因分析,采用残余地层厚度法、地貌法和印模法等技术手段对川东地区黄龙组古岩溶地貌进行恢复,从中划分出岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地三个岩溶地貌单元和峰丛、溶沟、落水洞、坡地、谷地、浅洼、残丘和槽地等微地貌单元,在平面上细分出七个典型的古岩溶地貌分区,并对分区内的岩溶地貌特征进行了研究,认为不同古岩溶地貌分区所处的地理位置及微地貌单元组成特征具有明显差异,从而直接影响到天然气藏的发育。在此基础上,对川东地区古岩溶及储层发育控制因素进行了分析,认为构造、气候、岩性、层位、古地形、古水文条件和不同的岩溶地貌形态影响和控制着古岩溶储层的发育与区域分布。上述研究成果将为川东石炭系古岩溶型储层评价与有利区带优选提供可靠依据。     

多分支井射孔程度和布设位置对倾斜泥质水合物储层开采产能的影响

南海天然气水合物（以下简称水合物）较多赋存于凹凸起伏的泥质地层中。针对实际倾斜水合物储层展开多分支井产能研究十分必要。以南海北部神狐海域X01站位实际地质参数和地形参数为依据,利用TOUGH+HYDRATE水合物产能预测软件和经过验证的建模新方法,建立了代表实际情况的倾斜泥质水合物储层模型,探讨了多分支井射孔程度对开采产能的影响,对比了位于储层不同构造位置（即构造低部位、倾斜部位和构造高部位）的多分支井的产能差异,确定了优势开采井型和最佳布井位置。结果表明,相比于仅水平分支射孔的多分支井,水平分支和垂直主井同时射孔的多分支井更利于水合物分解产气。但垂直主井的打开长度不宜过长,垂直主井与水平分支的打开长度比值介于0.5～1.0最利于提高气水产出比。泥质水合物储层的地层倾角影响多分支井的开采产能,将多分支井布设在储层构造低部位的水平位置更利于实现水合物长期高效开采。     

多点统计地质建模技术研究进展与应用*

多点统计地质建模技术自提出至今已有20余年的历史,已经成为储集层地质建模的国际前沿研究方向,在理论和应用研究方面都取得了长足进展。以多点统计地质建模技术的发展历程为主线,以多点统计地质建模技术的技术进展为核心,论述了多点统计地质建模技术的研究进展,对主要的多点统计地质建模方法进行了分类,系统讨论了具有发展潜力的多点统计地质建模方法的原理、特点以及存在的问题,并以扎格罗斯盆地孔隙型碳酸盐岩油藏S油藏为例进行了应用研究,对比了多点统计模拟与序贯指示模拟的优劣。研究表明,多点统计模拟在复杂的相模拟方面,较序贯指示模拟具有明显的优势;基于图型的Dispat方法采用图型替换数据事件的策略,使相的分布规律更符合地质学家的地质认识。这一认识为孔隙型碳酸盐岩油藏建模提供了一种新思路,对类似油藏的地质建模具有借鉴作用。     

达县-宣汉地区长兴组-飞仙关组礁滩相特征及其对储层的制约

通过对普光2井、普光6井和毛坝3井等钻井资料以及地震剖面的详细研究,可知长兴组—飞仙关组生物礁相在地震剖面上,形态为透镜状,具有透镜体、中强变振幅、杂乱影像特征。岩性为灰色障积海绵礁灰岩、灰色障积海绵礁白云岩、灰色骨架海绵礁灰岩、灰色骨架海绵礁白云岩等组成。滩相在地震剖面上表现为透镜体、中强变振幅、不连续影像特征,其岩性主要为浅灰色厚块状亮晶鲕粒白云岩、亮晶含砾鲕粒白云岩、亮晶含豆粒鲕粒白云岩、亮晶生屑白云岩及亮晶砂屑白云岩等。两者在空间上相伴生,沿着台地边缘分布,形成台地边缘礁滩相带,该相带控制了达县—宣汉地区储层的岩性、储集性及其空间分布。     

大民屯凹陷元古宇储集层特征及控制因素

大民屯凹陷元古宇为主要的油气产层,主要分布于凹陷的西部和北部,呈北东走向、由西南向北东呈阶梯状分布的格局,目前已建成了静安堡北、平安堡、安福屯油田。综合研究认为,中上元古界长城系的大红峪组和高于庄组储集层主要为碳酸盐岩和石英岩类,并将两组地层分7个沉积旋回18个小层。总结了不同岩性、不同小层的储集层特征,认为储集空间主要有裂缝、孔隙和洞3类,并以高角度裂缝为主。白云岩多为裂缝型储层;石英砂岩以裂缝为主,晶孔、晶洞、晶缝为辅型储层。结合测井资料,对含油气储层进行了识别和综合评价。对影响储集性能的因素进行了分析,认为受岩性、断裂、古风化、岩溶等条件综合控制,储集空间复杂,非均质性较强。     

物理调整油气藏的类型与成藏机制研究——运用三维荧光定量研究塔里木盆地轮南三叠系油气藏调整机制

轮南隆起是塔里木盆地海相油气最为富集的复式含油气区,从奥陶系到白垩系均发现工业油气流,均来源于中-上奥陶统海相烃源岩。中生界砂岩是海相油气成藏系统的"末端",目前发现的油气均来自奥陶系油气藏的调整。其中,轮南地区三叠系油气藏油气性质复杂、相态多样,不同地区的油气调整期次和成藏过程均不一致。激光诱导三维荧光定量分析技术也可以分析古油水界面变化,在确定古油柱高度,反映油气水变迁等方面发挥重要作用。根据三维荧光定量研究,划分出垂向调整、侧向运移和油气混合三种调整类型:轮南断垒带三叠系仅发生一期油气充注,奥陶系油气发生垂向调整聚集成藏;中部平台区喜马拉雅山期三叠系地层发生翘倾,油气主要通过不整合发生侧向运移调整;晚期的构造运动不仅是油气调整的动力机制,而且构造高部位是早期油气调整和后期油气汇聚的有利区域。根据三种油气调整成藏模式的油气地质特征分析认为,垂向调整油气藏分布范围受断层断开层位和组合形式限制;侧向运移的油气沿不整合面和层状砂体调整距离较远,分布范围较广,在局部岩性或构造圈闭聚集成藏,但油气丰度较低;油气混合型调整油气藏形成于多期构造作用的叠加区,现今构造高部位有利于多期油气汇聚,形成油气性质复杂、相态多样的油气藏。     

江汉盆地潜江凹陷潜三段古地貌与砂体成因分析

蚌湖洼陷是潜江凹陷潜江组的沉积、沉降中心,其两侧砂体的成因与分布是一个有争议的问题。通过岩心观察、水动力条件及碎屑锆石定年分析,明确了蚌湖洼陷两侧砂体的成因联系;进一步通过连续地层单元内的沉积古地貌恢复,明确了古地貌与砂体分布的关系。研究认为潜江凹陷潜三段沉积时期北部发育荆门地堑与汉水地堑两大物源体系,中部发育蚌湖-王场洼陷,西部发育丫角-新沟低凸起及斜坡带,东部为斜坡带,南部则为缓坡带。潜三段沉积时期,蚌湖洼陷南部的砂体既不是前人认为的“盐湖密度流”越过蚌湖洼陷的沉积产物,也不是牵引流横穿蚌湖洼陷搬运而来,而是牵引流经西部斜坡上的古沟谷搬运沉积下来的。     

Numerical modelling of regional faults in land subsidence prediction above gas/oil reservoirs

The stress variation induced by gas/oil production may activate pre‐existing regional faults. This may enhance the expected land subsidence due to the generation of mechanically weak points close to the producing field. A class of elasto‐plastic interface elements (IE), specifically designed to address the mechanical behaviour of faults over a regional scale, is integrated into a finite element (FE) geomechanical model and used to investigate the role exerted by active faults in anthropogenic land subsidence. The importance of regional faults depends on a variety of factors including depth of the depleted reservoir, fault number, orientation and size, geomechanical properties of porous medium, pore pressure drawdown induced by fluid production, etc. With the aid of some representative examples, a useful indication is provided as to where and how fault activation may influence both magnitude and extent of the land subsidence bowl above producing gas/oil reservoirs, pointing to a generally limited impact on the ground surface. The simulation of a real faulted gas reservoir in a complex 3‐D setting shows that the proposed IE can be simply and efficiently incorporated into a FE geomechanical model, thus improving the quality of the stress and displacement prediction. Copyright © 2007 John Wiley & Sons, Ltd.