非均质性砂砾岩稠油油藏三维地质建模研究——以风城油田重18井区侏罗系八道湾组油藏为例

风城油田重18井区八道湾组油藏为一典型非均质性较强的砂砾岩稠油油藏,目前,无论是基于单一沉积微相建模技术,还是基于单一岩石相建模技术,均无法在细致刻画储层内部各类岩石空间分布的同时,又保证其砂体展布符合地质规律认识,存在一定的局限性。笔者以风城油田重18井区八道湾组油藏为例,利用实际测井、岩心及物性分析资料,以单井沉积微相与岩石相划分为基础,建立能够表征沉积微相及岩石相分布的联合相类型,并以此为基础,通过对各相变差函数的调节,建立联合相地质模型。该相模型具有既符合沉积微相地质认识,又能表征岩石相空间变化的优势,对非均质性较强的储层刻画效果较好。在此基础上利用序贯高斯算法,建立储层的属性模型,最后进行地质储量拟合。通过模型的质量检验,验证模型可靠后,进而验证该方法能够用于非均质性砂砾岩特殊稠油油藏的三维地质建模,并且模型能够为水平井井轨迹设计提供依据,为后期油藏动态管理以及稠油注气扩散过程的数值模拟奠定基础。     

准噶尔盆地新光地区佳木河组致密砂岩气有利区资源潜力综合分析

准噶尔盆地中拐凸起新光地区二叠系佳木河组气藏属于致密砂岩气藏范畴,以目前钻井及地震获得的地质资料为基础,结合前人的地质认识,系统总结出该区致密砂岩气藏成藏地质特征:(1)气源充足,源储紧邻;(2)储层普遍致密,存在局部浊沸石溶蚀"甜点";(3)储层致密时间与成藏时间匹配并存在多期充注;(4)存在良好的封盖条件;(5)不整合—断裂—微裂缝空间匹配关系为气运聚提供良好疏导条件;(6)宽缓的斜坡背景下,储层普遍含气,局部富气,气水倒置;(7)气藏内部存在异常压力。基于以上地质特征,解剖确定气藏成藏的主要控制因素,获得关键评价参数,通过关键参数的多条件叠合确定致密砂岩气藏的有利勘探区域。并依据资料实际情况,优选资源丰度类比法、蒙特卡洛随机模拟法及致密砂岩气快速评价方法对有利区气资源量进行估算,该区致密砂岩气资源量约为1 468×10~8m~3。     

吉木萨尔凹陷致密油有利区预测及潜力分析

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组发育一套云质岩储集层,是致密油勘探的重点区域和层位。该区域致密油以源储一体及源储互层为特征,形成了良好的源储配置关系。根据钻井、测井、地震及样品实测数据,结合前人研究成果,在详细剖析吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油石油地质特征的基础上,考虑致密油储层的孔隙度、储层厚度以及烃源岩有机碳含量、成熟度等因素,确定了致密油资源评价参数分类标准,将芦草沟组上、下“甜点体”各划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类有利区。使用小面元容积法对吉木萨尔凹陷致密油有利区进行资源预测,芦草沟组上、下“甜点体”石油地质资源量分别为4.72×10⁸、7.49×10⁸t。研究表明,吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油具有较大的勘探潜力。     

准噶尔盆地陆东地区石炭系火成岩内幕油气资源潜力

近年来在准噶尔盆地陆东地区石炭系火成岩储集层中发现了大量的油气,显示了巨大的勘探潜力。然而已探明或已获得的工业性油气流主要分布在石炭系顶部的风化壳储集层中,而在火成岩内幕储集层中虽见到大量油气显示,但未获得工业性油气流,因此,分析该地区火成岩内幕油气的勘探潜力,对下一步的油气勘探具有重要的指导意义。通过对石炭系火成岩内幕和风化壳储集层特征及油气勘探潜力的对比研究表明,石炭系火成岩孔隙度随着距离石炭系顶部不整合面距离的增加出现两个波峰,分别对应两个次生溶蚀带,第一个波峰对应的为火成岩风化壳储集层,第二个波峰对应的为火成岩内幕储集层;内幕天然气资源量为1 750×108m3;斜坡带为陆东地区石炭系火成岩内幕气藏发育的有利区域。     

准噶尔盆地中拐凸起佳木河组层序地层模式

准噶尔盆地西北缘中拐凸起佳木河组以碎屑岩为主,为夹部分火山岩、火山碎屑岩的混积地层,三级层序ＰＳＱ１、ＰＳＱ２、ＰＳＱ３ 与前期的中、下亚组有一定的对应关系,而上亚组在区内遭受剥蚀,分布局限。通过岩心观察与描述,充分利用录井、测井资料,在高分辨率层序地层学理论指导下,进行了佳木河组四级层序的划分对比,建立起中拐地区二叠系佳木河组层序地层模式并明确各层序的沉积特征,对下一步有利区的优选有重要的指导意义。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油藏特征与形成主控因素

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组发育典型的陆相咸化湖盆页岩油，综合利用地震、岩心、测井等资料，对油藏特征及形成主控因素进行了研究。芦草沟组大面积含油，以游离态和吸附态2种状态在多层“甜点”层的微—纳米孔喉、层理缝中聚集，被页岩隔层分隔，存在上、下2个“甜点”富集层段。页岩油藏地层压力、成熟度从凹陷区向斜坡区逐渐降低，原油密度逐渐增大。烃源岩品质及成熟度控制了页岩油的分布与原油性质，沉积微相控制了页岩油的分布层位，页岩的岩性与物性控制了页岩油的富集甜点，生烃增压是页岩油成藏的主要动力。      

河流沉积相类型及相模式

对河流类型进行沉积学分析,将河道体系分为单河道和多河道（或复合河道）体系,顺直河、曲流河和辫状河为单河道体系,而网状河和其他分支河归于多河道体系,单河道一般由细粒漫岸沉积所限定。在曲流河沉积相中,河道内除了河道深泓充填沉积和厚的点坝外,还可能出现反向点坝。在一个向上变细的曲流河层序中,主要由河槽充填沉积、沙坝沉积复合体和上部的漫岸细粒沉积组成。辫状河砂体结构非常复杂,各种大型底形纵横分布,河道内的砂体至少可以划分为河心坝和河心滩2个砂体微相和多个非骨架相。网状河可以由辫状河、曲流河和顺直河等交织在一起组成,或者说组成网状河的单河道可以是底负载河道、混合负载河道和悬移负载河道。末端扇、曲流河扇、辫状河扇乃至某些陆上三角洲体系等都可以纳入分支河体系,实际上在这种分支河体系中,河道性质也发生了变化,河道类型已经由限定性河道转化为非限定性河道。可见分支河这个概念太笼统太宽泛,跨越了不同的体系界限。由于不同河道砂体差别较大,河流沉积微相的精确表征还有较大的局限性。     

超稠油油藏小井距蒸汽吞吐转蒸汽驱先导试验

针对新疆超稠油蒸汽吞吐采出程度低,瞬时油汽比呈指数递减,经济效益较差的问题,在重３２ 井区筛选出９ 个先导试验井组,运用室内蒸汽驱替实验和数值模拟方法,对蒸汽吞吐后转蒸汽驱合理的井网井距、剩余油饱和度、热连通程度、蒸汽驱方式、蒸汽干度、原油黏度等指标进行了详细分析。研究结果表明,边井井距在５０～６０ ｍ 时,超稠油直井反九点井网转蒸汽驱是可行的。开展蒸汽驱先导试验,历时２. ５ ａ,蒸汽驱阶段采出程度为１７. １４％,阶段油汽比为０. １１,试验取得较好效果,为类似油藏开展蒸汽吞吐转蒸汽驱提供了借鉴。