三角洲外前缘亚相储层井间连通性定量评价——以大庆长垣萨尔图油田南二区东部为例

三角洲外前缘亚相储层井间连通性研究对于高含水期油田井网优化和剩余油挖潜具有重要意义。以大庆长垣萨尔图油田南二区东部为靶区,利用122个时间单元的密井网资料,首先构建出三角洲外前缘亚相储层井间连通性定量评价模型,进而开展不同砂地比和井距条件下的三角洲外前缘亚相储层井间连通性定量评价。结果表明:(1)砂地比为评价储层井间连通性的宏观评价参数,即存在一个"渗流阈值",当砂地比低于渗流阈值时,井间连通性不超过20%变为不连通,当砂地比达到渗流阈值后,井间连通性迅速增长至80%以上变为完全连通,整个过程反映的砂地比和井间连通性函数图像呈S形曲线;(2)通过对砂体最大横截面面积沿垂直于井钻进方向的投影和井距的空间耦合关系分析,建立了以井距为变量的三角洲外前缘亚相储层井间连通概率模型,同时提出各微相砂体所占比例影响储层井间连通性整体变化趋势;(3)储层井间连通性渗流阈值与井距呈正相关,随着井距变小,砂地比与井间连通性的S形曲线函数图像趋于"线性",当平均井距为70 m(1倍井距)条件下三角洲外前缘亚相储层井间连通性的渗流阈值为0.20,平均井距为140 m(2倍井距)和210 m(3倍井距)条件下储层井间连通性的渗流阈值分别为0.24和0.30。     

储层连通性：定义、实例与对策

储层连通性和储层分隔空间一样，都是石油工业研究和商业应用的关键领域。然而，在油田公司，二者显著的差异在于储层连通性怎样被定义、测量和模拟。一些人认为，在一个油藏中，储层连通性是相对的一个整体定义的，比如说一口井或孔隙组合。另外一些人更喜欢储层连通性指标，通常使用一套主观的定义标准来确定将如何开发一个存在问题的的油田。我们已经开发出一项叫做“储层连通性分析”（RCA）的技术，用以研究油田分隔空间和相关的连通空间（Vrolijk等，2005）。一个分隔空间被精确地定义为一个没有内部边界的圈闭，在超过一个标高时，该圈闭将允许流体达到平衡。分隔空间的边界包括封闭断层、通道边缘、页岩披盖的斜坡地形、古喀斯特裂缝以及其他的成岩边界。在一个油田或一个发现内部，这些边界能分隔烃类和含水层。分隔空间之间的联系包括断层交叉窗、通道之间侵蚀冲刷面、以及毛细管渗漏。分隔空间边界包括在顶部封闭和底部封闭图中确定的溢出点和转折点。我们也发现单独定义和研究“静态”、“动态”连通性很重要。静态连通性描述油田生产投产之前的天然状态。在非渗透分隔空间中，静态连通性的评价是最初油气储量正确评价和流体界面预测的基础。动态连通性描述的是一旦生产开始以后的流体变化。生产的启动实际上干扰了初始流体分布，因为压力和饱和度的变化在整个油田分隔空间中以非系统的方式进行。油田动态连通性分析是估计最终采收率所必需的。墨西哥湾“储层连通性分析”（RCA）应用的例子被用来说明“储层连通性分析”是怎样产生测试流体连通性方案和解释导致生产异常的原因的。     

涠西南凹陷F油田流一段储层沉积微相及砂体连通性研究

涠西南凹陷F油田处于开发中后期,主要含油层段为古近系流沙港组流一段,现今产量下降快,稳产难度大,急需进行注采优化调整。通过对沉积相和砂体叠置关系研究,分析了储层连通性,厘清储层分布和连通关系。通过岩心相和测井相分析,在扇三角洲前缘亚相背景下,细分出4种微相,采用连井剖面微相对比、储层地震反演及连通性分析刻画了沉积微相平面展布特征,并划分出切叠型、叠加型、接触型和孤立型等4种砂体叠置类型,不同砂体叠置关系具有不同的连通特征。依据沉积微相展布特征、砂体叠置关系和地震储层反演综合研究形成储层连通性地质初判,结合生产动态、监测资料和软件模拟结果对连通初判进行验证与完善,并创新采用注采对应率对储层连通性进行定量表征,最终得到油田各油层储层连通性评价成果。储层沉积微相和砂体连通性研究成果有效地指导油田的生产调整优化,解决了老油田稳产增产的迫切需要。     

四川盆地海相页岩储层微裂缝类型及其对储层物性影响

为厘清地下页岩储层中微裂缝对页岩储层物性的影响，基于四川盆地涪陵页岩气田龙马溪组页岩岩心样品，以氩离子抛光-场发射扫描电镜观测、覆压孔、渗实验与CT扫描重构结合等手段为基础，利用图像拼接、图像灰度识别和阈值二值化分割技术，探讨裂缝类型及其对储渗的影响。结果显示：龙马溪组页岩样品中发育层理缝、贴粒缝、溶蚀缝、成岩收缩缝、异常压力缝及构造缝6种类型。在页岩储层中，微裂缝可以增加储层孔隙度，主要起增加储层导流能力的作用。微裂缝可以形成裂缝网络，连通页岩储层各个储集空间；贴粒缝是最主要纵向连通通道，页理缝是最主要横向连通通道，两者在空间上可以组合出最好的裂缝网络通道；贴粒缝本身可以组成以贴粒缝为主的微裂缝裂缝网络通道，溶蚀缝能在局部范围内组成裂缝网络，增加页岩储层连通性。有微裂缝样品渗透率均值是无微裂缝页岩样品渗透率均值的62.9倍，微裂缝对页岩储层渗透率具有很大影响。在地层条件下，页岩储层微裂缝在地下3 500 m以浅深度时，应为开启状态。考虑到页岩储层流体异常高压、沉积作用、构造作作用及其他岩石矿物特征，页岩微裂缝开启状态的深度可以适当增大。     

碳酸盐岩缝洞型储层连通性定量表征方法研究

塔河碳酸盐岩缝洞型储层非均质性强,裂缝为储层主要渗流通道,裂缝发育状况直接影响储层连通程度,制约老区剩余油挖潜。以塔河4区TK409单元为例,利用地球物理方法,优选合理地震属性,其中蚂蚁体与AFE属性能较好地表征单元裂缝分布状况;同时,在缝洞空间刻画基础上,对裂缝进行分类评价,建立储层连通性定量表征方法,评价结果与动态连通特征相符。运用储层连通性评价方法,单元实施综合调整取得了较好地效果,对同类型油藏开发具有借鉴意义。     

油气层润湿特性对电阻率的影响规律研究

为了进一步理解目前在储层润湿性对电阻率影响研究中的两种不同结果，根据润湿性对电性影响的微观机理以及储层特性的差异，首先提出了水湿储层中润湿水膜存在连续状和分散状这两种形式；接着利用逾渗理论研究了在具有不同连通性和均质性的储层中，润湿性对电阻率的影响规律；最后从阿尔奇公式出发，进一步分析了润湿性对电性影响的特征。根据阿尔奇公式的分析结果同逾渗理论结果一致。研究结果表明，在整个含水饱和度范围内，水湿储层的电阻率均比油湿储层低；在低含水饱和度下，润湿性对电性影响的差异可归因于储层连通性和均质性的不同。连通性好、非均质性不显著的水湿储层，其I-S_ｗ曲线呈现凸型；连通性差、非均质性显著的水湿储层，其I-S_ｗ曲线呈现凹型。在确定饱和度指数时，除考虑储层的润湿特性以外，还需要考虑储层孔隙的连通状况和均质性等因素。     

渤海油田中深层扇三角洲储层研究新方法——以金县油田为例

扇三角洲储层精细表征方法一直是国内外学者研究的难点和热点,中深层储层由于地震资料品质差对沉积储层刻画难度大,海上油田受困于作业成本限制,难以通过密井网实现储层精细研究。结合层序地层学研究、通过物源定量模拟实验以及原油色谱指纹技术综合研究明确了储层展布规律和连通关系,并确立了对于中深层扇三角洲储层研究的新方法。首先针对3种不同地层倾角、不同物源类型的供给模式进行模拟,结合重矿物资料、成熟系数以及井资料确立了2种物源发育模式,即同源同支和同源不同支。结合原油色谱指纹、岩心、录井、测井和地球物理等资料,在沉积模式的约束下进一步明确了储层连通关系,确立了储层发育特征。综合储层精细表征、地质建模及数值模拟技术,明确了储层连通关系,同一河道范围内储层连通性好,不同河道之间连通关系为弱连通或不连通。地质建模过程中综合重矿物、成熟系数以及砂岩展布特征分析的结果,将物源方向细化为为87～131度,对应为主变程这一变量;在此基础上的相控地质建模更能反映储层发育特征,为全区河道砂体的解剖提供了定量、可靠的地质模式,且基于该地质模型的数值模拟结果与生产实际吻合度高,产液结构调整措施取得了良好效果。该研究思路有助于提高地质建模的准确度,对解决实际生产问题也具有指导意义。     

缝洞型凝析气藏衰竭开采动态实验研究

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏作为目前的非常规气藏之一,具有储集空间类型多样化、埋藏深、构造复杂、储层非均质性极强、连通性差、各储集体间天然能量差异大的特点,其储层的双重介质属性决定了油气在储层中渗流的特殊性,而凝析气在多孔介质中的复杂相态特征也进一步增加了该类气藏高效开发的难度。从研究衰竭开发动态的角度出发,采用人工造洞造缝制成的缝洞型碳酸盐岩全直径岩心对富含凝析油的凝析气进行了不同介质、不同倍水体、不同开采速度及缝洞不同连通方式多种情况下的衰竭实验研究。研究结果表明:多孔介质存在有助于凝析油采出,缝洞不同连通方式时,凝析油采出程度为顶部连通小于水平连通,水平连通小于底部连通;水体存在有助于凝析油采出,水体越大凝析油采出程度越大,不同衰竭速度对凝析油采出程度的影响不大;岩心填砂后,由于砂砾产生的多孔介质界面影响及阻挡作用,凝析油采出程度高于未填砂时。该研究成果对指导缝洞型凝析气具有一定的指导意义。     

含不连通孔隙的致密砂岩储层岩石弹性模量预测方法

致密砂岩储层与常规储层相比具有低孔、低渗、连通性差等特性。针对致密砂岩储层中不连通孔隙的影响,提出了一种适用于致密砂岩储层的岩石物理模型建立方法,重点是利用Raymer公式引入不连通孔隙度的影响来修正基质模量的方法,阐述了依照连通孔隙度Gassmann方程在干岩石骨架的孔隙空间进行流体充填,分析讨论了不连通孔隙的引入对于岩石弹性模量及流体响应特征的影响。应用该方法对实验测量数据及某实际工区井资料进行试算发现,与常规有效介质模型预测结果相比,基于含不连通孔隙致密砂岩岩石物理模型估算的纵、横波速度值与测井结果吻合更好,验证了方法的合理性。     

页岩裂缝网络的几何特征二维表征及连通性分析

节理、裂缝等弱结构面非常发育是页岩地层的基本结构特征,裂缝网络的有效沟通可以增大压裂改造体积,正确认识和描述裂缝网络形态及连通性对合理有效开发页岩油气藏具有十分重要的意义。为准确描述页岩天然裂缝网络几何特征二维表征及其连通性,以分形几何和拓扑几何为理论依据,建立了页岩裂缝组裂缝尺寸、裂缝数量的分形描述模型,给出了裂缝网络连通节点类型、分支数、裂缝平均连通点数和分支平均连通点数等的计算模型,并对裂缝网络连通性进行了二维模拟,分析了分形维数、裂缝组数和裂缝组交角对裂缝网络连通性的影响。研究发现:天然裂缝分布的数量与发育程度受分形维数、组数和初始数量控制,随分形维数增大而增大;在其他参数不变的条件下,裂缝平均连通性和分支平均连通性对分形维数、裂缝组数、裂缝组交角等参数敏感,随分形维数的增大呈现降低趋势,随裂缝组数增加而升高,随裂缝组交角增大而升高。该研究结果可为合理制定页岩储层开发方案提供理论支撑。      

元坝气田长兴组超深层缓坡型礁滩相储层精细刻画

四川盆地元坝气田长兴组气藏埋深达7 000 m左右,生物礁滩规模小、分布分散,储层薄、物性和连通性差,加之气藏具有复杂的气-水关系和高含硫化氢、二氧化碳,其开发属世界级难题。为实现该气藏规模、有效开发,作者创新和集成一系列技术,对生物礁滩储层及其内部结构进行了精细刻画。首先,在该区层序划分、沉积微相研究和现代礁滩相研究、成岩作用研究成果基础上,总结了有利储层发育的主控因素,建立了礁滩储层发育模式。第二,以此发育模型为指导,开展测井储层识别与物性评价,进而井-震结合建立正演地质模型,利用地震敏感属性提取及反演方法,预测了储层平面展布。第三,采用地质约束、地震技术相结合的方法,通过剖面识别、平面约束、三维边界雕刻、礁滩体连通性检测和三维精细雕刻,精细刻画了生物礁滩储层空间展布。最后,分析了生物礁体之间的连通性以及优势储层空间分布情况,总结建立了该区长兴组生物礁储层3种主要结构模型,为元坝长兴组气藏开方案编制与开发井部署提供了技术支持。     

波形驱动下多参数约束高分辨率反演方法——以四川盆地渝西地区龙马溪组页岩气为例

基于叠后地震波形指示反演在薄储层预测方面的优势，以及叠前弹性参数较叠后弹性参数信息更丰富、对储层的敏感性更高的特点，根据岩石物理资料，应用地震驱动+储层构型约束的高精度叠前随机反演方法，探寻定量表征优质薄页岩的技术，以期为深层页岩气地质甜点预测提供技术支撑。首先，基于道集波形相似性、AVO特征和空间距离的三变量优选方法提取结构相似的井数据作为空间估值样本，然后建立待判别道集初始模型；其次，以统计的弹性阻抗作为先验信息，应用“基于叠前道集特征指示的马尔科夫链-蒙特卡洛随机模拟算法”进行叠前地震波形指示反演，最终得到高精度的叠前弹性参数反演成果。实际应用表明，应用所提方法有效预测了龙一段一亚段1-2小层优质页岩厚度，基于特征参数的井震高频模拟精确模拟了龙一段一亚段1-2小层地质甜点参数，为页岩气勘探提供了技术支撑。     

结合模糊综合评判与随机建模识别夹层空间分布——以孤岛油田中一区馆6段为例

识别夹层在储层空间上的三维分布，可以更好地指导油田剩余油预测和挖潜，提高油田采收率。使用模糊综合评判法识别夹层，以此为约束条件，结合储层随机模拟建立夹层空间分布模型，为夹层空间分布的研究提供了新思路。模型分析结果表明，孤岛油田中一区馆6段夹层分布范围广，其形态、分布规律复杂，厚度变化大，平均厚度为0．61m，延伸距离为50～180m，分布面积一般为0．01～0．1km^2，分布密度为0．11～0．63m／m，分布频率为0．52～1．24个／m，单夹层厚度为0．4～5．5m，储层非均质性较强。     

油藏模型网格粗化的理论与方法

近20 年来, 由于油藏描述与油藏模拟的需要, 人们提出了许多油藏模型网格粗化(Reservoir Upscaling) 的理论与方法。这些方法大致可归纳为5 类: 指数律平均法、重正规化技术、解压力方程法、矢量法和拟函数法。传统方法的共同点是它们倾向于抹平一些在空间分布的渗透率极值条带, 例如, 泥岩夹层和裂缝。然而, 非均质油藏的生产实践和模拟实验都表明, 这些渗透率极值条带对原油采收率, 尤其是无水采收率影响极大。因此, 在网格粗化过程中怎样处理渗透率极值条带, 怎样对天然裂缝油藏以及石灰岩油藏进行网格粗化, 是这一研究领域有待解决的挑战性问题。     

苏里格气田东区气层产能贡献差异微观因素分析

苏里格气田是一个低丰度、低压、低渗、非均质性严重的气田,储层条件复杂。砂岩呈大面积连片分布,连续性、连通性较好,有效砂岩为其中相对高渗的Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类储层。盒8、山1段储层的Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类气层产能贡献差异现象极其明显,采用统计分析方法,通过薄片鉴定和样品压汞分析资料对气层微观孔隙结构进行分析对比,以室内产能模拟实验明确苏里格东区盒8、山1多层系产层的不同类型储层产能大小以及产能贡献率。结果表明,Ⅰ类储层对渗透率／产能贡献率高达55％-65％,Ⅱ类储层的贡献率23％～27％,11I类储层的贡献率8％-15％;储层渗透率、孔隙结构特征的差异是造成Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类气层产能贡献差异的主要原因,合理的开发方式对多层合采低渗油气层的开发具有重要意义。     

少井条件下的复杂岩性储层地质建模技术——以渤海湾盆地石臼坨凸起A油田为例

钻井揭示渤海湾盆地石臼坨地区沙河街组一段、二段储层垂向岩性为复杂的碎屑岩和碳酸盐岩混杂堆积,总体物性为低孔、特低渗,储层厚度大但隔夹层不发育,且横向变化快,内部非均质性严重。勘探评价阶段由于海上油气田评价井数量有限,储层认识难度大。针对此类储层的精细表征,单井上通过元素俘获谱测井技术识别储层复杂岩性,并结合核磁共振测井技术完成不同岩性储层的渗透率优化解释,在此基础上根据岩性和物性特征划分储层岩相。同时结合地层切片演绎技术和井点岩性分布进行扇三角洲沉积期次划分,从而搭建精细地层格架。以地层格架为单元,利用地震多属性分析技术预测扇体的空间展布范围,并通过确定性建模和随机模拟相结合的方法多级约束建立储层岩相模型,最终通过相控随机模拟的方法得到定量的储层物性空间分布。该套建模技术合理表征了石臼坨地区古近系复杂岩性储层的空间分布特征。所建立的地质模型在确保等时性的同时,细化了储层层系,明确了优质储层的分布特征,提高了勘探评价阶段古近系中深层复杂岩性储层预测的精度。     

顺北地区超深层断溶体储层空间雕刻及量化描述技术

塔里木盆地顺北地区碳酸盐岩发育断溶体储层。断溶体纵向深度大、内部非均质性极强,其展布主要受深大走滑断裂带控制。断溶体的储集空间主要为洞穴、孔洞和裂缝。断溶体储层在不同级别断裂带、同一断裂带不同分段内的发育程度有明显差异。如何准确刻画断溶体的空间位置、体积和连通性已成为断溶体油藏勘探开发的主要难点。基于正演模拟和井震结合的储层地震反射特征所分析的断溶体储层地震识别模式,结合结构梯度张量分析、增强相干处理的自动断层提取技术、相控波阻抗反演技术可对断溶体储层的边界及内部特征进行描述,并对断溶体储层进行空间雕刻及储量计算。利用单井产量、动态储量可对结果进行验证。     

低渗透油藏注采动态连通性评价方法

井间动态连通性是油藏动态分析的重要内容之一。以多元线性回归法建立的井间动态连通性模型适用对象主要为中高渗透油藏,目前对低渗透油藏井间动态连通性的研究甚少。低渗透油藏孔喉细微,孔隙结构和流体分布复杂,渗流存在启动压力梯度,渗流规律与中高渗透油藏有很大差异。文中以油藏地质参数和油水井生产动态数据为基础,将启动压力梯度引入低渗透油藏油井产量计算,同时利用非线性扩散系数对注水信号在低渗透油藏传播存在的时滞性和衰减性作了降噪处理,从而使模型反演的连通系数更符合于低渗透油藏特征。实例计算所得连通系数反映的井间动态连通性与生产动态特征吻合较好。     

井间示踪剂测试在缝洞型油藏的应用

对于缝洞型碳酸盐岩油藏,缝洞组合方式多样且缝洞连通关系复杂,很难通过测井、试井以及地质建模等方法进行井间的储层预测。为此提出了井间示踪剂测试与油藏数值模拟相结合的评价方法。该方法通过对示踪剂测试曲线进行分析和数值模拟拟合可以实现对油藏油水井间连通关系的认识。在分析井间示踪剂测试的基本理论和数值模拟方法的基础上,进行了实例分析。结果表明:运用该方法能较为准确地评价流体的波及状况、注水受效情况;认识注入流体流向、流速信息;确定裂缝的发育状况以及区块的剩余油分布。对于进一步认识缝洞型油藏的非均质性特征以及地层缝洞连通关系起到了积极的指导作用。