非均质综合指数法在海相辫状河三角洲储层非均质性研究中的应用

选取孔隙度、夹层密度、渗透率变异系数、渗透率突进系数、砂层厚度、泥质含量共6种参数来求取储层非均质综合指数,利用储层非均质综合指数较全面地表征了研究区C3储层的平面非均质性。     

浅水三角洲相沉积构成特征——以渤中25—1南油田为例

综合各种地质信息后分析认为，渤中25—1南油田新近系明化镇组主力油层为浅水三角洲相相沉积。在岩心观察和测井相分析的基础上，把浅水三角洲相划分为分支流河道、天然堤、决口和分支流河道间四种微相。各微相平面形态为分支流河道间夹分支流河道和天然堤，有时决口也发育在天然堤外侧。根据河道形态和沉积机理，分支流河道可分成两种类型：底负载型和混合负载型，阐述了这两种河道各自特征并做了比较。由于河道窄，明确分支流河道期次、类型和分布是预测有利储层及布置井网的关键。     

浅水三角洲相沉积构成特征--以渤中25-1南油田为例

综合各种地质信息后分析认为,渤中25-1南油田新近系明化镇组主力油层为浅水三角洲相相沉积.在岩心观察和测井相分析的基础上,把浅水三角洲相划分为分支流河道、天然堤、决口和分支流河道间四种微相.各微相平面形态为分支流河道间夹分支流河道和天然堤,有时决口也发育在天然堤外侧.根据河道形态和沉积机理,分支流河道可分成两种类型底负载型和混合负载型,阐述了这两种河道各自特征并做了比较.由于河道窄,明确分支流河道期次、类型和分布是预测有利储层及布置井网的关键.     

濮城油田东区沙二段下亚段沉积微相与储层非均质性及剩余油分布的关系

濮城油田东区沙二段下亚段储层沉积微相主要有河道、河道间、前缘席状砂及远砂坝等类型。探讨了沉积微相对储层微观、层内、层间及平面非均质性控制作用 ,并在此基础上 ,以油藏动态资料为依据 ,分析了油层水淹情况、吸水和产液状况以及剩余油的分布状况。沉积微相控制储层的非均质性和油水运动规律 ;前缘席状砂、河道间及远砂坝等沉积区剩余油相对富集 ,是今后调整挖潜的主要对象     

马岭油田北三区延10储层宏观非均质性研究

马岭油田北三区延10储层主要发育平行层理、交错层理、斜层理等层理类型,韵律特征为多期次正韵律叠加;从上到下沉积相属于从曲流河相到辫状河相的过渡,从上到下小层非均质性增强,推测由于辫状河比曲流河河道变化更加频繁,沉积更加复杂导致;研究区平面上的非均质程度较强,对油田的实际开发生产影响程度较大。     

大港段六拨油田网状河沉积及储层非均质性研究

大港段六拨油田孔一段枣0油组为网状河沉积。通过岩心和测井数据观察,分析了本区网状河沉积的特征,划分出网状河砂坝、网状河道、网状河叉道、河道间、天然堤和泛滥平原6种沉积微相,并分析了每种微相的沉积和平面展布特征。由于网状河沉积能量较小,岩性细,具有多旋回性,表现为较强的层内、层间非均质性。平面上储层非均质性主要受控于沉积微相。由于网状河相变快,所以本区储层平面非均质性较强。     

八面河油田北区沙三段储层沉积特征及非均质性研究

八面河油田北区沙三段储层主要为三角洲前缘水下分流河道、河口坝、远砂坝和席状砂微相细砂岩、粉砂岩砂体。储层微观孔隙结构中等,层内非均质性严重,层间非均质性较强,其中水下分流河道、河口坝微相砂体储层物性最好,分布较广,为研究区主要储集层。     

辽河冷家堡油田沙三段储层非均质性研究

冷家堡油田沙三段为一套陡坡近岸水下扇沉积。储层平面和层内非均质程度严重，具有４类２０种物性韵律模式。低渗细喉不均匀型和低渗透微细喉不均匀型为主要孔隙结构类型。泥质含量、粘土矿 物产状分布及沉积成岩后生作用是影响储层物性的重要因素。     

神木气田太原-山_2段致密砂岩储层宏观非均质性研究

鄂尔多斯盆地神木气田上古生界是典型的致密砂岩气藏,主力储集层太原组和山西组山2段具有低孔、低渗且非均质性强的特征。非均质性是储集体的基本属性,其严重影响和制约着油气储集层的渗透性能和开发效果。利用钻井岩心资料、测井资料和测试分析资料,对神木气田太原-山2段储层宏观非均质性从层内、层间和平面3个层面进行了深入分析。结果显示,太原-山2段层内非均质性总体比较严重,除过太22相对较弱之外,其它小层均属于强非均质性;山22及太21、太22段砂体最为发育,有效厚度系数高,层间非均质相对较弱;储层参数平面非均质性受砂体发育程度及沉积微相的控制,以分流河道为主的砂体厚度大,物性好;河口坝砂体厚度最大,物性也最好,但发育规模较小;分流间湾砂体厚度小,物性差。此外,低渗透储层非均质性较强的区域存在相对高渗段,储层性能较好。     

NNW 油田长3储层沉积微相研究

NNW 油田油藏主要受沉积微相控制,合理的划分微相类型及给定微相边界值是该区沉积微相研究的关键。在分析传统沉积微相研究方法基础之上,利用优势相分析及离散图方法来划分微相类型及确定微相边界,结果认为长3储层可以划分为分流河道与河道间两种沉积微相,0.5作为长31、长32与长33三个沉积单元的沉积微相边界值较为合理,最后编制了研究区沉积微相平面图。与实际生产对比,微相划分结果较好地印证了研究区生产状况,也验证了研究方法的可行性。     

储层宏观非均质性定量表征研究

针对当前储层宏观非均质性定量表征参数计算数值无界、表征角度各异、表征方法定量化程度不高等问题,提出了基于储层物性参数累积分布特征的宏观非均质定量表征新参数。通过对任意一组空间分布相对均匀的渗透率数据降序排列,计算出渗透率贡献百分数及其对应的序数百分数,并在直角坐标系中绘制出渗透率累积分布曲线。通过倒数坐标变换,将不同形态的渗透率累积分布曲线转换成斜率为0～1的直线,将直线斜率值定义为储层非均质程度系数。该值与储层非均质程度成反比。应用结果表明,非均质程度系数可应用于各种级次储层宏观非均质程度的定量评价。     

肇州油田北部扶杨油层沉积微相研究

肇州油田北部扶杨油层沉积属浅水湖泊-三角洲体系,发育有浅水湖泊三角洲相和湖泊相。通过精细岩心观察和单井相分析,识别出水下分流河道、水下天然堤、水下决口扇、水下分流间湾、河口坝、前缘薄层席状砂,滨湖泥滩、混合滩、砂滩,浅湖砂坝、浅湖泥等沉积微相类型。其中,河口坝相对不发育是该区沉积体系最为显著的特征。在对以上各种沉积微相特征进行精细研究基础上,通过详细的储层物性特征研究,根据录井油气显示、地层测试、试油资料及开发动态资料分析,确定了水下分流河道砂、水下决口扇砂体、前缘席状砂和滨浅湖滩坝砂等主要储集砂体类型,为扶杨油层的储层评价与预测提供了有力依据。     

大安油田红岗北区高台子油层沉积微相特征

通过对大量岩心、测井资料分析、各种相标志的识别,并结合区域地质背景,认为大安油田红岗北区高台子油层属于曲流河三角洲沉积体系,发育三角洲前缘亚相和前三角洲亚相;三角洲前缘亚相发育水下分流河道、分支间湾、河口坝、远砂坝、前缘席状砂5种微相。在此基础上,通过横向对比,编制了研究区内不同砂层组沉积时期沉积微相平面展布图,研究沉积微相在垂向上和平面上的变化规律,为寻找剩余油提供了重要的地质依据。     

渤中25-1油田储层敏感性试验研究

利用渤中25—1油田的油层取心岩样,按照我国石油天然气行业有关标准,试验研究了渤中25—1油田储层岩石的流速敏感性、水敏性、盐敏性、碱敏性和酸敏性。研究结果表明,渤中25—1油田储层岩样速敏损害指数为0．176-0．206,速敏损害程度弱;岩样的水敏损害指数为0．665～0．723,水敏损害程度中等偏强至强水敏,岩样的碱敏损害指数为0．248-0．263,碱敏损害程度弱,岩样的盐酸酸敏损害指数为0．250-0．293,具有弱酸敏。为油田的合理开采提供了依据。     

五号桩油田桩39井区沙三上段储层流动单元研究

以五号桩油田桩39井区沙三上段断块油藏为例,针对陆相辫状河三角洲沉积储层纵横向变化快、分布复杂、储层非均质性严重等地质特点,开展储层流动单元研究,探索出了一套适合辫状河三角洲储层流动单元的研究思路和研究方法,并进行应用研究。根据储层流动带指标将研究区沙三上段划分出四类流动单元,建立了储层流动单元的二维及三维分布模型,并对流动单元特征及其对油气分布和产能的控制作用进行了系统的分析。     

台兴油田阜三段薄层砂体沉积微相研究

针对苏北盆地溱潼凹陷台兴油田阜三段油藏储层非均质严重,高含水开发期水驱动用程度低的特点,综合应用岩心、测井及相关测试资料,对其储层沉积微相及展布特征进行了系统研究。结果表明：该区阜三段（Ef^3）为一套辫状三角洲沉积体系,主要发育水下分流河道、河口坝、远砂坝（席状砂）3个微相,其中水下分流河道和河口坝砂体为储集层骨架砂体。分析了研究区主要含油小层沉积微相的时空展布特征,讨论了不同沉积微相剩余油分布特点及挖潜对策,为该油田调整方案制定及动态分析提供了可靠的地质依据。     

蒙古林砾岩油藏储集层非均质性研究

二连盆地蒙古林油藏的储集层为块状砂砾岩，发育于辫状河三角洲推进式的沉积环境，总体为正复合韵律，非均质性严重。统计该油藏3个小层的沉积特征和储集层参数，砂砾岩体的分布和渗透性受沉积微相和泥质含量控制，辫状河道微相最好的有效储集层居多，水下河道微相以较好的储集层为主，水下河道侧翼微相以较差的储集层为主，水下漫堤微相为非储集层。致密砂砾岩夹层和泥岩隔夹层的发育程度和稳定程度从西北向东南逐渐增强，辫状河道微相和水下河道微相夹层少，稳定程度和连通程度低；水下漫堤微相夹层厚度较大，稳定程度较高；河道间微相和水下河道侧翼微相夹层发育程度和稳定程度居中。表3参7