渤海古近系中深层储层预测技术及其应用

渤海古近系中深层(埋深大于2 500 m的古近系地层)构造复杂,储集体埋藏深、相带变化大,储层预测困难,钻探失利井有一半以上因储层预测不准确而致。储层预测结果已成为制约渤海古近系中深层勘探成效的关键。基于工作实践,提出了适合渤海古近系中深层储层预测的技术思路与方法,包括陆相层序地层分析、古地貌分析、地震相组合与地震属性解释以及成岩动力学分析等。以辽东湾JZ-S地区沙一、二段储层预测为例,简要介绍了渤海古近系中深层储层预测技术的应用效果。     

渤海海域古近系碎屑岩储层展布定量研究

渤海海域古近系碎屑岩储层主要有2种发育模式,即多套砂泥岩薄互层和大套较厚砂岩。针对多套砂泥岩薄互层储层,以区域沉积体系研究为基础,结合井间储层对比分析,通过地震三维可视化技术重塑古地貌,寻找古沟谷和坡折带,利用"山-沟-坡-面"控砂原理和井约束,可以对储层的空间展布特征进行半定量化研究;针对大套较厚砂岩储层,基于岩石物理综合分析,寻找对储层敏感的弹性参数,利用地震资料,采用叠前同步反演,可以反演出纵波阻抗、横波阻抗、密度等基本弹性参数数据体,然后计算出敏感弹性参数的数据体,进而对储层的空间展布进行精细的定量刻画。这些方法和技术有效刻画了渤海古近系碎屑岩储层空间展布特征,有效避免了储层认识不清给油田储量评价带来的风险,为油田的高效开发生产奠定了基础。     

老爷庙油田古近系有效储层物性下限研究

综合运用分布函数曲线法、试油法和束缚水饱和度法,确定了老爷庙油田有效储层物性下限,并进行误差分析。结果表明,老爷庙油田古近系有效储层孔隙度下限与深度的自然对数呈线性关系、渗透率下限与深度呈指数函数关系,并对求得的有效储层物性下限进行检验,正确率为83.33%。     

渤海海域中部古近系湖相碳酸盐岩储层成岩演化特征

渤海海域中部石臼坨凸起沙河街组优质储层分布是决定油气藏分布的关键要素,而成岩作用是控制沙河街组湖相碳酸盐岩储层发育的关键因素,准确分析成岩作用是提高该地区沙河街组储层预测的重要保障。利用偏光显微镜、荧光显微镜、扫描电镜、阴极发光、电子探针等实验分析技术,确定储层特征和成岩演化序列;利用黏土矿物X-射线衍射确定成岩阶段;利用气液两相包裹体均一温度和氧同位素地质温度计分析碳酸盐自生矿物的形成时期。沙河街组碳酸盐岩储层的岩石类型主要是生屑云岩,其次为砂屑云岩;储集空间以残余粒间原生孔和生物体腔孔为主;成岩作用主要特征为发育不同产出形态、多期次的自生白云石;建立了成岩演化序列,最终成岩阶段为中成岩B期;对储集物性有利的成岩作用是早成岩阶段形成的衬垫状白云石和同生期形成的包壳状白云石,其早期形成减弱了随后的压实作用对储层孔隙的破坏强度。     

沾化凹陷古近系沙二上亚段储集层特征及评价

通过对沾化凹陷84口探井的钻井、测井、岩石薄片、铸体薄片等资料的系统分析,详细研究了沾化凹陷沙二上亚段砂岩储集层的展布及特征。储集层主要为三角洲、扇三角洲前缘亚相的水下分流河道微相砂体和滨浅湖亚相的滩坝微相砂体,储集层的岩性主要为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩,储集空间以原生孔隙为主,储集层孔隙度为8%～24%,渗透率为(1～100)×10^-3μm².以孔隙度、渗透率、孔隙结构参数、孔隙组合类型特征、岩石学结构特征等为主要依据,将储集层划分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类。Ⅰ类储集层储集性能最好,主要分布于凹陷东南部;Ⅱ类储集性能次之,主要分布于凹陷东部和北部;Ⅲ类储集层储集性能较差,主要分布于凹陷西北部、垦东凸起西侧和孤岛凸起的南侧。     

渤海Z油田开发阶段储层预测研究

渤海油田某区块以新近系明化镇组河流相储层为主要目的层的构造-岩性油气藏占了很大比例,针对其储层厚度薄、连续性差及横向变化快,从而造成储层预测困难大的情况,以该区Z油田为例,在总结储层地球物理响应特征的基础上,对储层预测地球物理方法进行了总结分析,形成了适合该油田乃至该区河流相开发阶段储层预测研究的技术组合.这些技术的应...     

BZ油田古近系储层沉积过程数值模拟

BZ油田古近系储层埋藏深,地震资料分辨率低,储层沉积模式认识不清,使得开发方案编制面临挑战。综合应用地震、测井和岩心分析资料,通过量化沉积体系发育的主控因素,开展三维沉积过程数值模拟。结果表明:古近系沉积时,共有南西和北东2个方向沉积物源向湖盆中心共同汇聚,其中南西方向物源供给速率大,砂体分布范围广;湖盆充填演化过程中,纵向上发育4期砂体,晚期形成的2期砂体分布面积大,且两侧物源在湖盆中心交汇。以沉积模型作为约束条件,运用三维地质建模技术建立储层岩相分布预测模型,并用新钻的2口评价井对模型进行可靠性评价。钻后结果表明,储层砂体预测符合率达到90%以上。     

准噶尔盆地南缘古近系—新近系储层测井解释模型及规模储层分布

准噶尔盆地南缘古近系—新近系沉积储层缺少系统性研究,其有利储层及规模分布不甚清楚。为此,应用测井资料、岩心资料分别进行标准化和岩心归位,分析岩心孔隙度与各种测井响应的关系及岩心孔隙度与渗透率的关系,通过回归分析建立孔隙度及渗透率测井解释模型。最后,根据试油资料,给出有效储层的物性下限为孔隙度大于8%、渗透率大于1mD,并结合沉积相带、岩性等控制因素,指出准噶尔盆地南缘古近系—新近系有效储层纵向上发育较好的层位主要是沙湾组二段、一段和紫泥泉子组三段,平面上则主要分布在车排子—卡因迪克地区、西湖—独山子—安集海背斜区及霍尔果斯—玛纳斯—吐谷鲁—呼图壁背斜区,为下步勘探部署提供了重要的参考依据。     

东营凹陷现河油田河道型储层研究方法

根据岩心、录井和测井资料,对东营凹陷现河油田王家岗地区沙二段上部河道砂体沉积相类型及其特征进行了研究。结合沉积的古地理格局和物源方向的继承性,运用趋势面分析和泥岩颜色分区法,对物源方向进行的综合分析表明,王3区块沙二段第1~第4砂组的物源主要来自南方。在储层研究方面,利用砂体钻遇率及砂体平均厚度变化曲线分析方法,从另一个角度阐明了储层的发育特征;同时,应用储层随机建模、神经网络预测法和地震相干分析法,对王3区块沙二段第1~第4砂组的储层厚度、孔隙度、各层段砂体的分布特征和典型单砂体进行了预测,为油气滚动勘探开发部署提供了依据。     

渤海湾盆地东濮凹陷古近系沙河街组层序地层

通过对研究区300多口钻井的地层对比和3000多米岩心的详细观察及区域构造-沉积演化分析,综合运用构造、古生物、岩性、地质年代以及测井和地震反射等6个方面的特征,将东濮凹陷古近系划分为3个超长期层序,分别对应于沙河街组四段下亚段、沙河街组四段上亚段-沙河街组三段、沙河街组二段-东营组;并将沙河街组四段上亚段-沙河街组一段划分为4个长期层序,分别对应于沙河街组四段上亚段-沙河街组三段四亚段、沙河街组三段三亚段、沙河街组三段二亚段-沙河街组三段一亚段、沙河街组二段-沙河街组一段。提出同一套连续沉积的盐岩在长期及超长期层序划分中具不可分割性,并结合东濮凹陷及渤海湾盆地层序划分的实例,指出目前普遍存在的层序地层划分方案与岩石地层划分方案相一致的现象值得商榷。     

济阳坳陷古近系沙河街组震积岩特征及其储集性能

通过大量岩心、薄片和成像测井资料分析,在济阳坳陷古近系沙河街组沙四段上部和沙三段地层中识别出震积岩。震积岩的主要标志是发育各种类型的软沉积变形构造,包括液化砂、泥岩脉、液化卷曲变形构造、阶梯状微断层、震积砂枕构造及震积砂球构造、串珠状构造、碳酸盐泥晶脉、自碎角砾状构造及假结核等。震积岩主要发育在古近系沙三段和沙四段上部,表明沙四段-沙三段沉积时期是控盆边界断裂强烈活动的时期。尽管地震作用没有使储集层孔隙度大幅度增加,但能够极大地改善储集层渗透性。震积岩特别是震裂岩和震碎角砾岩是一种潜在的油气储集层。     

砂岩储层微观结构分形特征研究——以胜坨油田古近系沙河街组储层为例

岩石微观结构研究是当今储层研究的难点问题,储层微观结构影响和控制了储层微观性质和宏观特征。运用胜坨地区3口井的40个不同沉积类型储层的岩心薄片分析资料及压汞资料求取了其分形维数,利用分形几何的基本理论研究了储层微观结构参数特征,结果表明储层微观孔隙结构在一定的尺度范围内具有分形特征,进一步研究了储层物性、储层微观结构参数与分形维数的定量关系。研究发现,无论从单井数据还是多井数据的分析结果均表明,分形维数与储层物性参数、孔隙结构参数具有较好的相关性,[JP3]且与三角洲平原储层相比,三角洲前缘储层的分形维数与物性参数、储层微观结构参数的相关性更好。可见,分形维数可以综合反映孔隙空间复杂程度,可以用于储层微观结构分析。     

储层预测技术在渤海W油田的综合应用

近几年,新近系砂岩油藏的开发已经成为渤海油田实现增储上产的重要保障.此类油田沉积类型主要属于河流相和浅水三角洲相,砂岩具有分布范围有限,单层厚度薄,纵向上泥岩隔夹层比较发育,横向上物性变化快,油水界面受构造和岩性边界双重因素控制等特点.为了规避这些因素给油田开发方案设计和井位优化尤其是水平井实施带来的风险,在W油田开发过程中综合应用层位精细标定、高频拓展处理、叠前多参数同步反演和属性约束储层参数预测技术,实现了储层精细描述,准确地认识了储层的响应特征、几何形态和隔夹层发育情况,对储层的物性和含油气性也有了较可靠的预测.这一技术体系的研究成果为W油田的科学高效开发提供了重要保障.     

反演技术在喇嘛旬油田储层预测中的应用

地震反演技术在岩性油气藏勘探开发中发挥着越来越重要的作用.以叠后地质统计学反演方法为依托,重点论述了构造建模、测井曲线一致性校正、井震标定及子波提取和变差函数等关键技术；并以喇嘛甸油田A区为研究对象,对最终反演结果——砂岩概率体进行分析.结果显示:反演结果具有较高的分辨能力,而且与测井解释结果符合程度也很高,尤其是在对...     

濮城油田沙河街组辫状河三角洲储层隔夹层研究

为建立准确的开发地质模型,利用岩心、测井及化验分析资料,详细研究了濮城油田沙河街组辫状河三角洲储层隔夹层的成因类型及分布状况。研究表明,辫状河三角洲储层隔夹层的主要沉积成因类型包括:湖泛垂积成因、河漫成因、滞流成因、废弃河道成因、前积及堤岸成因。隔夹层是控制水淹层中油水运动的主要地质因素。     

埕海沙河街组高收缩原油特征及开发对策

为了高效开发埕海地区沙河街组油气藏,以化验、测井、测试、试采资料为基础,分析油藏相态特征,开展高收缩原油的开发方式、井距、井型、注采井网等论证,采取同步注水而非后期注水,选择300 m井距、600 m水平段长度、北东向注采井排,可以有效提高油藏开发效益;在不同井网优化论证基础上,优选水平井采油,定向井同期注水适合油藏的特点,开发指标预测较优;经实施该区新井初期产量超过了方案设计,区块开发取得了较好的效果。     

孔南地区沙河街组多参数地震属性分析与砂体分布预测

孔南地区沙河街组油藏受构造和沉积储层双重因素控制。为了进一步挖掘沙河街组油气资源潜力,应用地震资料分频处理、波形聚类分析和多参数属性提取等方法开展了储层预测研究。认为孔南地区砂体平面分布呈现出以下3个特征：隆凹相间的区域背景控制砂岩沉积体系的宏观分布;断裂活动和断裂组合控制砂体的走向;构造带控制砂岩的分散体系。     

渤海湾盆地东濮凹陷古近系沙河街组盐岩成因——来自沉积学和地球化学的证据

东濮凹陷是渤海湾盆地盐岩最发育的凹陷,其古近系沙河街组主要发育有4套累计超过1 000 m厚的盐岩,其成因颇受争议.通过沉积学和地球化学方法对其进行了研究.盐岩与具纹层状沉积构造的泥页岩相间发育,泥页岩的V/(V+Ni)平均比值为0.736(基本分布在0.64~0.81),其中发育有石盐漏斗晶体并夹有砂质碎屑流块状砂岩等特征,表明具纹层状沉积构造的泥页岩形成于半深湖-深湖的强还原环境.盐岩与泥页岩之间没有侵蚀暴露面,泥页岩层面上也没有干裂沉积构造,盐岩厚度大且较纯净,从而推断盐岩和与其相邻的泥页岩的沉积环境一样,都是半深湖-深湖的强还原环境.纵向上,盐岩发育于层序的湖侵体系域和高位体系域,盐岩发育期也是东濮凹陷的主要裂陷期和扩张期;横向上,盐岩分布于凹陷中央,与凹陷边缘沉积的砂岩呈彼消此长的关系,泥页岩则主要分布于砂岩和盐岩之间的较广阔地区.即盐岩的沉积中心、凹陷的沉积中心及凹陷的沉降中心三者基本一致,盐岩发育期也是湖盆发育的鼎盛期.沉积学的证据支持东濮凹陷盐岩"深水成盐"的观点.在连续沉积的盐岩段,从老地层到新地层,δ³⁷Cl值没有出现逐渐减小的特征,而是呈不规律的变化,说明东濮凹陷沙河街组盐岩应是在温暖潮湿气候条件下一定水深环境中形成的,即"深水成盐".通过与现代峡谷型湖泊和人工河道水库的对比,说明在盐岩发育期东濮凹陷应具较明显的湖水分层特征--"深水成盐"的基础和基本形式,从理论上也支持东濮凹陷盐岩"深水成盐"观点.     

胜利油田复杂潜山油藏钻井难点及技术措施

胜利油田的复杂潜山油藏地层埋藏深、地质年代跨度大,裂缝孔洞发育,压力体系复杂,可钻性差,导致机械钻速低,复杂情况多,油气层伤害严重等问题。通过优化井身结构、使用高效能钻头和应用防斜打快技术等,有效地提高了钻井速度和井身质量。采用无固相聚合醇钻井液,泡沫、充气技术,微裂缝复合暂堵以及欠平衡技术等,能够有效保护和准确评价复杂潜山储层。通过改变水泥浆性能和水泥浆胀封管外封隔器等工艺,有效克服了固井过程中的水泥浆漏失,满足了分层开采及酸化压裂的需要。提出利用欠平衡水平井和分支井技术提高钻探效果的建议。