羊二庄油田明化镇组曲流河储集层构型精细解析

针对羊二庄油田明化镇组曲流河储集层存在的砂体横向变化大、砂泥分界认识不清、沉积物内部和沉积物之间非均质性强、剩余油挖潜难度越来越大等难题,基于河流相砂体沉积规律,结合岩心、测井、生产等动静态资料,应用现代沉积学理论,对曲流河储集层进行七、八、九级构型划分,识别出单一河道、单一点坝、单一侧积体和侧积层等级次的构型单元,并计算出单一河道的宽度、单一点坝的长度和厚度、单一侧积体的宽度以及侧积层倾角等参数。根据储集层构型精细解析结果,最终分析认为,受侧积夹层的影响,羊二庄油田明化镇组曲流河储集层点坝上部剩余油饱和度高于中下部,且驱油效率较低,为羊二庄油田下步剩余油挖潜提供了更可靠的地质依据。     

羊二庄油田河流相储集层构型与剩余油分布规律

羊二庄油田目前处于特高含水开发阶段,原有储集层评价方法已不能满足现阶段油藏精细化开发和剩余油挖潜的需求。为此,通过对羊二庄油田曲流河、辫状河储集层构型特征、注水渗流特征、剩余油分布特征的对比研究,提出不同级别河流储集层构型特征对剩余油分布的控制模式。七级构型控制的河道叠置、河道边缘砂体尖灭都会形成局部的剩余油富集;八级构型单元内的砂体韵律特征、废弃河道遮挡注水等也会控制剩余油的分布;九级构型单元对剩余油分布的影响主要是点坝内部侧积界面和心滩内部落淤层的影响,形成三级构型控制下剩余油分布模式。不同类型砂体剩余油分布规律不同,应采取针对性措施进行剩余油挖潜。     

基于单砂体的特高含水期剩余油精细表征

以葡北油田葡I油组窄、薄砂体特高含水期注水开发油藏为例,提出了基于单砂体的剩余油分布规律、挖潜单元以及相对应的挖潜技术对策。所指单砂体是地质上具有成因联系、开发上相对独立的砂体单元,既是地质上的成因单元,也是与剩余油分布有关的渗流单元,既反映了砂体的沉积成因,也决定了剩余油分布特征和注水开发特征。单砂体成因类型可以划分为多期河道叠加型、分支河道型、单一河道型和席状砂型4个大类;结合注水开发特点,每种类型具有高注高采、高注低采、低注低采和低注高采4种注采方式。剩余油潜力评价的结果表明：多期河道叠加型单砂体潜力最大,剩余油主要为注水下窜型、顶部型、段塞式和欠注型4种类型,可以分别采用厚注薄采、油水井调剖堵水、井网调整和加密井网等措施进行剩余油挖潜;其次是席状砂型单砂体,剩余油表现为“蜂窝状”,建议利用注水井调剖和油层压裂来优化注水效果,进行剩余油挖潜。     

曲流河砂体三维构型地质建模及数值模拟研究

应用岩心、测井和动态生产资料,采用"模式预测,分级控制"的砂体内部构型研究方法,对高含水后期密井网条件下曲流河砂体沉积单元、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进行了分级描述,精细研究了曲流河砂体内部构型,建立了点坝砂体侧积夹层的规模、产状定量分布模式,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结合再处理的方法建立了小网格三维储层构型模型及参数模型,进行了实际区块的曲流河砂体内部构型三维地质模型油藏数值模拟。根据层内数值模拟的结果总结出高含水后期密井网条件下曲流河砂体内部4种剩余油分布模式,并提出相应的层内挖潜措施。研究结果表明,萨北油田主力油层曲流河砂体单一河道宽度为200～800m,点坝长度为120～500m,侧积夹层倾角为7°～10°,可延伸至河道砂体的2/3左右。采用完善单一河道内部注采关系及挖潜点坝之间剩余油的方式设计的北X-4-144井取得了较好挖潜效果,为油田开发后期层内剩余油精细挖潜提出了依据。     

萨尔图油田河流相储集层高含水后期剩余油分布规律研究

萨尔图油田葡Ｉ组河流相储集层非均匀性复杂，在高含水后期仍有相当数量的剩余油。沉积微相的特征与组合是决定砂体非均质性质的主要因素，也是产生大量剩余油的根本原因。高弯曲河道剩余油分布与侧积体变化一致，呈侧积层和废弃河道遮挡的环形条带状。最外缘的废弃河道和点坝下游处剩余油富集；与注水砂体连通不好的点坝存在较多的剩余油；低弯曲河道与顺直河道水淹沿主流快速推进，河道边部形成继续分布的剩余油富集区。     

基于单成因砂体的三角洲前缘油水运动规律——以渤海湾盆地Z油田东营组二段下亚段为例

在油田开发后期,通过解剖单成因砂体构型,可用于指导油水运动规律分析以及后续的剩余油挖潜工作。以储层构型理论为指导,根据3种垂向分期识别标志（泥质夹层、含砾砂岩层和钙质夹层）和4种侧向划界识别标志（曲线形态差异、岩性差异、厚度差异和水淹特征差异）,将渤海湾盆地Z油田东营组二段下亚段Ⅰ和Ⅱ油组三角洲前缘沉积复合砂体划分为多个代表单一沉积微相（水下分流河道、河口坝等）的单成因砂体,并依据井间砂体厚度变化与砂体顶面角度二者之间较好的对数相关性,定量确定了单一砂坝砂体尖灭点。由此,重构了油田范围内复杂沉积中河口坝连片分布和水下分流河道交叉叠置的特征。以此为基础,综合分析油藏其他动静态资料,认为单成因砂体质量差异是影响油水运动和剩余油分布规律的主要因素。单个朵叶体形成相对独立的流体单元,不同类型单成因砂体由于其质量差异,表现出不同的渗流能力和水淹特征,优质单成因砂体易形成优势通道并造成剩余油的富集。开展基于单成因砂体的油水运动规律研究,可为油田后期加密挖潜和有效提高油田采收率奠定必要的地质基础。     

辫状河三角洲砂体内部构型表征及剩余油分布规律研究

为了进一步剖析辫状河三角洲前缘储集层内部构型,深入挖掘该类储集层内剩余油,以北大港地区唐家河油田东三段辫状河三角洲沉积为例,通过储集层内部构型解剖,开展唐家河油田东三段辫状河三角洲沉积构型界面级次划分,并对单一分流河道或河口坝及其内部增生体进行构型分析,建立了三维构型模型,精细刻画河道砂体及内部夹层展布规律,进而分析构型控制下的各单砂体剩余油分布规律。研究成果用于唐家河油田东三段高水淹和低动用区块的综合调整治理,取得了较好效果,对同类储集层的构型研究和油藏开发调整具有借鉴意义。     

砂质辫状河砂体构型及剩余油分布模式

针对砂质辫状河内部不同级次的砂体构型模式及其内部夹层、韵律特征影响油田开发中后期剩余油分布的问题,基于野外露头岩性、沉积构造等特征研究,对山西大同铁路桥剖面中侏罗统云岗组砂质辫状河砂体进行精细解剖和岩相分析。结果表明:研究区可识别出9个岩相类型,确定出河道砂体、心滩砂体和边滩砂体等3种成因砂体,通过精细解剖剖面砂体和详细研究现代河流沉积特征,将边滩砂归入辫状河河道主要成因砂体中;同时结合砂体4、5级构型界面特征及注采井网部署情况,建立了9种剩余油富集模式。研究结果可对云岗组砂质辫状河储层进一步挖潜剩余油及提高采收率提供可靠依据。     

港东开发区曲流河道砂体内部构型研究

以大港油田港东开发区港东二区四断块为例,针对储集层横向变化较大、砂体内部剩余油潜力不明的难题,综合运用测井、地震、沉积模式及动态信息,从单一河道入手,对二区四断块主力油藏进行单砂体刻画及内部构型研究,通过单井相分析,对点坝内水平井进行侧积泥岩夹层识别,分析侧积体的规模,勾画末期河道边界,重建地下地质模型,总结出末期(废弃)河道和侧积泥岩是影响该类油藏油气富集的主控因素并进行点坝内部构型分析,有助于开发井网部署的设计,提高产能建设。     

基于河型演变模式的单一成因砂体对比研究

通常对河流相河型和单一成因砂体的研究,主要依据粒度分布、砂体形态和沉积构造等特征要素,但通过研究观测现代河流沉积,发现在河流层序演化的过渡阶段,不仅河道形式会呈现不同变化,而且也影响不同成因砂体交互出现。为此,在孤岛油田中一区油井井间距和水井井间距为75 m、注采井距为150 m的密井网条件下,开展了利用河型演变模式指导曲流河、辫状河单一成因砂体对比和拼接的研究。通过建立辫状河—曲流河、曲流河—辫状河、辫状河—网状河、网状河—辫状河、网状河—曲流河和曲流河—网状河6种河型纵向叠置演变模式,确认Ng1+2砂层组为网状河沉积;通过建立标志层附近等高程对比、河道叠置砂体细分对比、河道砂体下切对比和侧向相变对比4种地层对比模式,开展单一成因砂体识别;结合矿场注采对应关系,建立了单一河道内部、河道—河道、河道—废弃河道—河道和河道—溢岸—河道4种成因砂体拼接类型,注采连通性因成因砂体拼接关系不同而存在差异,这种连通性差异主要控制特高含水期层内剩余油差异富集,据此通过指导井网调整流场转向,从而进一步提高水驱、化学驱采收率。     

多维非均质砂岩油藏聚合物驱后剩余油分布规律

应用大庆油田开发的相控建模软件（ISGR）建立了四种河流相非均质砂岩油藏概念模型：辫状河、曲流河、低弯曲分流河、顺直分流河。应用全隐式聚驱油藏数值模拟软件对这四种模型进行了从水驱到聚驱的整个驱油过程的模拟，使用ECLIPSE的FLOVIZE插件对驱油过程进行了三维显示。并对水驱后聚合物驱对剩余油分布的影响进行了初步的分析，研究了模型中的沉积微相、废弃河道、水平夹层、侧积夹层、韵律等因素对剩余油分布规律的影响。     

莱州湾凹陷河流沉积地貌形态对储层物性的影响

渤海莱州湾凹陷高精度三维地震数据体为其地震地貌学研究提供了可靠数据基础。通过对该区明化镇组下段的地震地貌学迭代研究,不但能在地震切片上识别出河流沉积单元形态,还可预测其储层物性分布。共识别出四个期次河道形态,测量了75处河道宽度。河道宽度的概率累积分布为储层规模评估和井距设计提供了尺度约束。采用地震相约束的多属性分析方法预测出明化镇组下段的砂体厚度、孔隙度、渗透率和含油饱和度等四个主要储层物性参数;再将此四个储层物性参数与河道形态做叠合分析,发现砂体厚度显著受单-河道形态和规模的影响,孔隙度、渗透率和含油饱和度等三参数也与各期次河道形态的分布相关联。从综合评价看,-定规模的河道分布区域,其四个储层物性参数值均优,将是明化镇组下段优先开发区域。     

大牛地气田致密砂岩储层测井相类型研究

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部,主要含气层位为上古生界石炭系太原组、二叠系山西组和下石盒子组,为致密砂岩储层。该区主要经历了晚石炭世海侵、早二叠世山西期海退形成的三角洲、下石盒子期河流发育的海–陆过渡沉积,形成的测井相类型多样,利用自然伽马曲线将该区储层划分为8种岩石相类型,明确了不同沉积体系储层及有利沉积相带;其中下石盒子组盒3、盒2、盒1段主要为辫状河流相沉积,有利相带为辫状河主河道,山西组山2、山1段为三角洲平原沉积,有利相带为分流河道,太原组太2段主要为障壁岛–泻湖沉积,有利微相为障壁砂坝。     

济阳坳陷二叠系储集层特征及其控制因素

通过对济阳坳陷二叠系砂岩储集层岩石的压汞实验分析,结合薄片分析与扫描电镜观察,利用能反映储集层孔隙结构特征及渗流性能的参数,分析该区二叠系储集层岩石的储集特征.结果表明,该区二叠系碎屑岩储集层以成分成熟度和结构成熟度均较高的中粗粒及含砾中粗粒石英砂岩为主,属于典型的低孔低渗-特低孔特低渗型储集层;主要储集空间为次生孔隙和裂缝,具有孔喉半径小、分选性和连通性较差、渗流能力较差的孔喉特征;最大孔喉半径是决定其渗流能力的主要因素,反映了次生孔隙的发育对其储集性能的重要性.研究结果还表明.控制该区二叠系碎屑岩储集层发育的主要地质因素是沉积主水道(高能河道或分流河道)的分布型式、酸性水介质溶蚀相的发育程度及构造条件.     

自然电位、自然伽马测井曲线在文15块的应用

自然电位(SP)、自然伽马(GR)测井曲线形态和特征与沉积相带及其储集砂体关系密切,它们对不同水动力条件造成的不同环境下的沉积层序在粒度、分选、泥质含量等方面特征响应十分敏感.利用自然电位、自然伽马同步减小的较大幅度评价识别渗砂层,划分有利的骨架砂体沉积微相带;利用自然电位、自然伽马减小的幅度差评价识别低渗砂、致密砂层...     

河流相储层沉积模式及对剩余油分布的控制

研究了济阳坳陷沾化凹陷东部的孤岛、孤东油田的馆陶组河流相储集层的沉积模式,探讨了河流相储集层的剩余油分布规律及其对剩余油形成、分布的控制.河流相储层发育了沉积和油藏规模两种非均质性,两种非均质结合是控制该区剩余油宏观、微观分布的主因.宏观上,剩余油分布在主力油层、储层正韵律中、上部及低孔渗流沉积单元内和注采不完善地区.微观上,在水淹较低部位仍有网络状、斑状剩余油,在储层物性好的局部死区有孤立的剩余油.沉积模式是控制剩余油形成及分布的最重要因素.     

正韵律厚油层优势渗流通道的形成条件和时机

正韵律厚油层在长期注水开发过程中易形成优势渗流通道,导致水驱波及系数降低,并影响剩余油的分布.以胜利油区馆陶组河流相正韵律厚油层地质特征及开发特点为原型,综合考虑了影响优势渗流通道形成的主要因素并建立了油藏地质概念模型.在确定优势渗流通道界定标准的基础上,利用数值模拟方法,研究了优势渗流通道的形成条件及时机,并建立了优势渗流通道形成时机的预测模型.当实际油藏的渗透率级差、地下原油粘度、垂直与水平渗透率比值和注采强度满足各自的取值范围时,可以利用预测模型计算注水体积倍数.如果计算的注水体积倍数小于实际注水体积倍数,说明油藏已形成优势渗流通道.     

鄂尔多斯盆地马岭油田长8油层组储层特征与油藏分布研究

马岭油田延长组长8油层组是鄂尔多斯盆地老区未来油气勘探和开发的重要补充层系之一。研究资料表明,马岭油田长8油层组油藏的储层属于砂岩型储层,总体上物性较差,属低渗—超低渗储层;储层的分布范围较广,主要位于水下分流河道主干河道部位;成岩作用过程中溶蚀作用对于储层储集性能的改善作用明显。长8油层组上部油藏主要分布于水下分流河道的主河道位置或主河道侧翼位置,具有河道砂岩比较发育、相对较好的物性特征。同时,油藏饱和度与次生溶蚀孔隙的发育具有正相关性。说明马岭地区长8油层组油藏的形成与储层分布和储层发育特征关系密切。同时,三角洲前缘水下分流河道砂体距离油源近,两侧泥岩比较发育,具有形成油藏的有利圈闭等特征,是油气聚集的最有利相带。     

陆相储集层微型构造研究

埕岛油田馆上段储集层属河流相沉积砂岩 ,砂体分布零散 ,连续性差 ,不存在大面积连通的活跃边底水。投入开发 3年来 ,已暴露出天然能量明显不足 ,饱和压力高 ,地饱压差小的矛盾 ,依靠注水补充能量开发势在必行。从埕岛油田整体构造入手 ,开展了陆相储层微型构造精细分类、微型构造与油气分布关系、油层顶面构造幅度与累油和含水关系研究 ,得出了规律性认识。为其它油田精细油藏描述、开发方案调整、剩余油分布研究提供了借鉴依据。图 2表 1参 4(王世艳摘 )