复杂断块油藏高含水期精细描述技术及剩余油分布规律

本文介绍了江汉油区钟市油田油藏精细描述的主要技术 ,它包括构造精细解释、储层沉积微相、储层预测、储层物性参数解释模型及储层三维地质模型等具体研究方法 ,并结合油藏数值模拟技术研究油藏剩余油分布规律。依据研究成果 ,部署12口调整井 ,取得了显著的开发效果     

萨南西部萨、葡非主力油层剩余油的分布

研究了萨南西部SⅠ ,SⅡ ,SⅢ ,PⅡ 4个非主力油层组 6 9个沉积单元微相及砂体的分布 ,优选一次加密井 ,分析了该区非主力油层的动用状况 ,剩余油的成因及分布 ;油田进入高含水阶段 ,剩余油分布主要受储层非均质的影响 ,表现在不同沉积微相引起了油层非均质 ,造成剩余油在平面上、纵向上的分布差异 ;注采系统不完善是剩余油形成的主要原因 ,此成果为油层挖潜、井网调整提供了地质依据 .     

相控随机建模在油藏精细描述中的应用研究

针对辽河油田曙四区杜家台油藏开发现状及地质研究的难点,根据沉积学原理和测井相定量分析方法开展了微相研究,利用沉积微相研究成果约束储层参数的空间分布,建立起精细储层地质模型,解决了建模过程中沉积相研究成果与储层参数分布无法有效结合的缺陷,成功地实现了辽河油田曙四区杜家台油藏精细描述,实践证明该方法切实可行.相控随机建模不仅可以提供较准确的储层属性模型,而且为剩余油研究和油气开发调整提供了地质依据.     

应用序贯指示模拟方法模拟沉积微相

沉积微相的正确划分对储层非均质性研究以及储层参数场的分布有重要的指导意义。在以往的沉积微相研究中，微相边界的确定大多是由地质人员根据专家知识推断，具有主观性，难以适应高精度地质模型的要求。引入地质统计学中的序贯指示模拟方法，对沉积微相的平面分布特征进行随机模拟。通过在X油田S2－2小层的沉积微相研究中的应用，可产生多个反映现有微相平面分布的等概率模型，克服了因资料不全等原因而引起的模型的不确定性，结合地质人员的经验，可确定出满意的模型，应用效果良好。     

濮城油田东区非均质地质的开发与调整措施

以濮城油田东区沙二下储层的沉积相、沉积微相和储层物性解释模型为基础，从微观、层内、层间、平面非均质四 方面建立了储层分布与储层非均质性三维地质模型，并对开发生产调整措施的有效实施地提出了建议。由于以下四方面的非均质性总体中等偏强，沉积微相的垂向分布平面展布大小及砂体储油物性的平面变化对非均质性的控制极为明显，所以对于不同的沉积微相所对应剩余油量情况采用不同开采方式。对于层间非均质性大的层系，可采用有效封堵技术,或 调整注采压力系统。对平面非均质性大的层系，在采用周期性注水或转向注水时对砂体的连续性考虑十分重要。     

相控储层建模技术在克拉玛依油田八区克下组油藏描述中的应用

针对克拉玛依油田砾岩油藏开发后期调整难度大,储层非均质性严重等特点,以八区克下组油藏为例,综合运用地震、地质、测井资料,依次建立三维构造模型、沉积微相模型,结合油藏实际地质情况,利用沉积相和趋势面的控制建立物性参数模型,为油藏数值模拟提供了精确的数据体,为油藏的开发调整、挖潜剩余油提供了依据。     

曲流河砂体三维构型地质建模及应用

针对高含水后期密井网条件下曲流河砂体,应用岩芯、测井和生产资料,采用"模式预测,分级控制"的砂体内部构型研究方法,由沉积单元、沉积微相、单一河道砂体、单一河道内部点坝砂体以及点坝内部构型5个层次分级描述,精细研究曲流河砂体内部构型,建立了点坝砂体侧积夹层的规模、产状等内部构型定量分布模式,利用国内外现代沉积和野外露头资料总结了砂体宽厚比与侧积夹层倾角的关系,确定了描述侧积夹层产状的倾向、倾角、延伸和水平间距4个参数;在此基础上采用序贯指示模拟与人机交互再处理的方法建立了小网格三维储层构型模型,提高了三维储层构型地质建模的效率.根据研究区内部构型与注采井之间的关系,采取不同的挖潜对策,有针对性地提出了3种不同开采措施挖潜曲流河砂体点坝内部剩余油,取得了较好的挖潜效果.     

樊家川油田河流相储层砂体非均质模型与剩余油分布

河道砂体内部沉积结构韵律性变化和夹层的发育导致垂向上储导形成严惩的非均质性，从而控制了注入水垂向上的波及体积和剩余油的分布。根据多口取心井及检查井资料，建立了各类河道砂体非均质模型，并采用检查井水洗剖面详细描述和数值模拟方法，研究了砂层内不同夹层分布及其韵律性变化所产生的非均质模型中剩余油分布规律，为该油田高含水开发后期进行井网综合调整及其剩余油挖潜提供基础。     

水平井开发浅水三角洲相储层剩余油分布研究 ——以渤海A油田为例

对于海上水平井开发油田,剩余油的研究应建立在明确主控因素基础之上。采用数值模拟方法开展主控因素下的剩余油分布研究。研究表明,对于浅水三角洲沉积类型油田,剩余油主要由储层韵律、沉积微相、夹层发育状况、开发方式共同控制。总结了各主控因素剩余油富集位置及合理的开发方式。其中,层内夹层及多期河道叠置控制下的剩余油占比最重,是未来调整和挖潜的主要对象。     

储层沉积微相的随机模拟及其对比研究

为了对储层沉积微相不同随机模拟方法的适应性及其优劣进行量化分析,以低渗透储层为例,采用普遍使用的截断高斯模拟和序贯指示模拟技术,进行了沉积微相定量描述的对比研究。结果表明：（１）不同模拟方法建立的微相分布模型的可靠程度不同;（２）截断高斯模拟不能真实真相序关系复杂的微相分布,结果出现局部失真现象;（３）序贯指示模拟适用于非均质性复杂的低渗储层微相展布的描述,结果具有可信性和预测性。     

断块区岩性油藏剩余油分布特征及挖潜方法——以松辽盆地葡北油田葡萄花油层为例

受断层遮挡和断砂配置关系影响,断块区岩性油藏剩余油分布十分复杂.分析葡北油田葡萄花油层正向构造识别、沉积微相解剖、断层侧向封闭性和‘断—砂’匹配样式,认为断块区岩性油藏剩余油主要受"势—断—相"及其匹配关系控制,即断块边部正向断圈和内部微幅度构造高点控制剩余油富集部位;断层侧向封闭性影响剩余油富集程度;浅水三角洲水下分流河道及主体席状砂构成剩余油富集优质储层;断层与砂体匹配样式决定剩余油富集层位.建立4种剩余油类型,提出断块边部遮挡型剩余油钻大斜井,微幅度构造型剩余油钻高效加密直井,河道注采不完善型剩余油钻水平井,席状砂非均质性型剩余油采用油井压裂等挖潜方法.该研究结果对高含水期断块油田高效开发具有指导意义.     

苏里格气田东区XX区块储层地质建模

苏里格气田东区XX区块储层辫状河沉积相发育较好,砂体横向展布非均质性强,储层预测有难度。为此,运用RMS7.4建模软件,用钻井数据进行约束,按照"点—面—体"的思路建立构造模型,采用序贯指示模拟方法构建基于测井解释单井相的沉积微相模型,采用序贯高斯模拟方法构建储层属性模型。     

影响剩余油分布的地质因素探析

卞东油田E1f32储层属于中孔、低渗裂缝-孔隙型储层,目前已进入高含水开发阶段,搞清剩余油分布模式是当前的主要任务.影响剩余油分布的因素有很多,主要对地质影响因素进行研究,包括裂缝发育规律、隔夹层分布、断层与微构造发育情况和储层非均质性4个因素.研究表明,卞东油田剩余油分布在平面上主要与裂缝、断层及微构造分布情况有关,剩余油主要分布在裂缝系统不发育、井网没有控制的断鼻构造断层边缘区域或微型正构造分布的区域；纵向上与隔夹层的发育程度相关,剩余油主要分布在被隔夹层包围的砂体边缘或透镜状砂体中；同时,储层非均质性无论在平面还是纵向对卞1、卞13断块剩余油的分布也有不可忽视的影响.     

河流相储层建模中测井和地震资料整合研究

对于储层非均质性非常严重的河流相储层来说，如何更好的利用三维地震资料一直是一个难点，本文探讨了一种综合地震、测井、地质资料的方法，并以大港油田某区块为例建立了基于地质统计和地震反演的定量储层地质模型．首先通过对测井约束地震反演得到的波阻抗数据体分析，提取三维空间变异函数，利用具外部漂移的泛克里金模拟方法建立出砂体的分布模型；然后以此砂体模型为相控制条件，建立储层物性参数模型．经过验证表明，本方法可以避免常规建模方法中存在的物性分布与岩相分布不匹配的现象，从而获得与地质认识一致的结论．     

基于高分辨率层序地层学的河流—三角洲相储层沉积微相识别技术

针对喇嘛甸油田特高含水期水驱精细调整需求,采用了高分辨率层序地层学原理与层次界面分析原理的储层沉积界面划分方法,研究河流—三角洲沉积背景下的单期河道单元沉积界面识别、划分与对比方法.提出井点砂体沉积微相以测井相图版为识别标准,依据沉积模式基本规律及演化规律研究各类砂体的平面分布特征.大大提高了井间各类砂体的识别精度,形成了高分辨率层序地层学原理指导下的河流—三角洲相储层沉积微相识别技术,有效指导特高含水期水驱精细调整,确保该区块在特高含水期含水不升、产量不降的高效开发效果.     

萨尔图油田中区西部PI油层组精细地质与剩余油分布

研究了萨尔图油田中区西部PI油层组的构造特征，沉积特征和储层特征，分析了该区水淹状况，指出本区存在8种类型剩余油，分别是注采不完善型，沉积微相控制器，微构造控制型，半连通体控制型，砂岩尖灭控制型，厚层分流河道砂顶部控制型，断层控制型和表外储层控制型。纵向上剩余油主要分布在PI1，PI4和PI7小层之中，平面上主要分布在天然堤砂体分布区，决口扇砂体分布区，表外储分布区以及分流河道砂体的半连通体上倾尖灭区部位。     

塔河油气田AT1区块凝析气藏三维地质建模研究

以随机函数理论为基础,采用相控-多参数协同的随机建模方法,建立塔河油气田AT1区块凝析气藏三维地质模型,实现气藏精细三维表征。首先,以钻井和岩芯资料为基础构建储层构造模型;然后,以小层界面为控制条件建立储层结构模型;接着,在沉积相、地质条件的约束下,采用序贯指示模拟法来建立砂体骨架模型;随后,在砂体骨架模型内进行优势相计算,形成最终有效砂体骨架模型;最后,以有效砂体骨架模型为约束,采用序贯高斯模拟法建立储层物性参数模型。结果表明:将物性参数变量与微相分布结合的序贯高斯模拟法建立孔隙度等物性参数的分布模型,以及采用地质分析类比、地质统计分析等方法优选最佳模型是有效的地质建模方法;所建地质模型精确细致地表征了塔河油气田AT1区块凝析气藏构造格架及储层、流体三维分布,反映了辫状水道复合连片,东北向展布,储层物性受相控较明显,非均质性较强。     

沉积微相随机模拟方法对比研究及应用

沉积微相是决定储层物性好坏的重要因素之一,并是油气分布主要控制因素,因此沉积微相模拟结果的准确性和可靠性研究在精细油藏描述中起着举足轻重的作用。为了对沉积微相不同的随机模拟方法的适应性及其优劣进行量化分析和模拟结果真实性研究,本文以低井控、低渗透的吉林油田高台子油藏为例,采用多点地质统计学算法与普遍使用的序贯指示模拟两种算法对沉积微相进行模拟。其对比结果表明：在辨状河三角洲沉积相带下,运用多点地质统计学方法在低井控条件下模拟结果明显优于序贯指示模拟结果且具有较强的预测性,对油田中后期开发具有较强的指导意义,特别是在井间预测中有较强的指导意义。     

油藏精细描述与剩余油挖潜技术在断块油藏开发中的应用

运用油藏精细描述技术细分流动单元,研究储层微构造、沉积微相和储层物性,采用三维可视化建模技术建立油藏三维地质模型;应用密网格大规模油藏精细数值模拟技术,结合生产动态监测资料综合分析和定量评价剩余油分布;采取剩余油挖潜技术结合配套的注采工艺技术充分挖掘剩余油潜力,油藏开发效果得到明显改善.     

低渗透油藏储层特征描述及三维地质建模研究

近年来，我国石油新增储量中低渗透油藏储量占比达70%，其中鄂尔多斯盆地占一半以上，开发潜力可观。因此，低渗透油藏的高效开发是当务之急。为了在开发前充分了解低渗透层位的储层特征，以岩心观察、岩石薄片为基础，对鄂尔多斯盆地吴起低渗透油田延长组长4+522储层的岩石学特征、储层沉积微相及砂体展布、储层物性特征、非均质性等进行了详细研究。在此基础上，利用测井数据建立了研究区的储层三维地质模型。结果表明，吴起油田长4+522油层组岩石类型主要为细粒长石砂岩，主要发育水下分流河道沉积微相，砂体厚度较大，分布面积较广且连续性较好，属低孔特低渗的非均质性储层；在综合地质研究基础上建立的长4+522层的构造模型、相模型、孔隙度、渗透率模型准确可靠，前期的研究结果在建模过程中起到了很好的约束作用，所建立的储层三维静态模型为油藏数值模拟及下一步开发部署提供了良好的基础，研究思路也可以为后续低渗透油藏开发的前期研究提供借鉴。