储层反演精准度提高方法研究:以歧口凹陷南缘埕北低断阶沙二段为例

歧口凹陷南缘埕北低断阶沙二段为辫状河三角洲前缘沉积环境,储层厚度薄,井间砂体展布复杂。为了提高砂体刻画的准确性,采用确定性约束稀疏脉冲反演与随机性地质统计学反演相协同的方法,在有效刻画砂体平面展布趋势的基础上,利用高分辨率测井数据提高纵向砂体识别度。反演过程中对重要参数进行优化,利用岩石的物理特性进行分析,优选伽马和声波曲线进行拟声波曲线重构;根据地震反射特征及沉积环境差异,采用“多类子波提取,多重精细标定”方法进行子波提取与层位标定;明确不同层段砂泥岩结构,选取合适变差函数模型进行拟合获得砂体空间分布参数。反演结果表明,协同反演结合参数优化能降低储层预测多解性并提高反演精准度,是实现薄储层精细预测的有效手段。     

川东金珠坪构造飞仙关组储层预测方法研究

储层预测技术是提高钻井成功率和勘探效益的重要手段,而地震反演是储层预测的核心技术.对于像川东金珠坪构造这种钻井资料少的区块来讲,寻找一种合适的储层预测方法,提高储层预测的准确度,来指导该区块的勘探和开发具有极其重要的意义.结合该区的实际情况,介绍两种适合该区块的储层预测方法模型约束反演和递推反演.     

贵州织金地区八步向斜煤层气储层特征及有利勘探层段研究

为研究织金地区八步向斜煤层气勘探开发特点,基于钻探及实验测试资料,分析了煤层气储层特征,优选了有利勘探层段。结果表明：研究区地层厚度较大,发育多套煤层,热变质程度高,具有较强的生烃能力;煤层含气性好,理论含气饱和度较高,显示出良好的开采潜力;煤储层较致密,煤层割理较发育,有利于煤层气运移与渗流;多套可采煤层顶底板为致密岩石,有利于煤层气保存;采用综合因素分析法,认为16^#煤层为勘探的优质层段。     

蜀南M构造嘉陵江组碳酸盐岩储层地震预测研究

M构造嘉陵江组为一套浅海相碳酸盐岩台地相沉积,主要由海相碳酸盐岩、陆源碎屑岩和蒸发岩组成,储集岩为白云岩、灰岩,其中针孔白云岩、鲕状云岩构成了该区的有利储层,储层主要分布在嘉四1-嘉三3、嘉二3及嘉二1-嘉一段.从测井曲线分析,该套碳酸盐岩储层表现为相对高中子孔隙度、高补偿声波时差值等测井响应特征.根据速度反演结果确定储层的低速异常带,结合孔隙度反演、地震剖面反射异常以及构造特征,综合预测储层有利发育区.预测结果与钻井、测井解释结果符合程度较高.取得了较好的地质成果,对该地区的勘探开发具有较强的指导意义.     

低渗透砂岩储层裂缝分布的实验研究

通过对火烧山油田和吉林油田低渗透砂岩储层岩样进行破坏性和非破坏性实验，对不同岩性中裂缝的形成与分布进行了研究，对指导低渗透砂岩储层中裂缝发育规律的认识和预测具有重要的理论和实际意义。     

塔南凹陷南二段小层划分及沉积微相研究

对塔南油田地层进行精细等时对比及沉积微相精细刻画是当下油田急需解决的关键问题,依据野外露头、测井、岩心和三维高分辨率地震反射资料,针对塔南油田研究区A、B、C、D、E五断块南屯组二段地层扇三角洲沉积体系,建立小层级别的地层对比格架,对全区小层进行高分辨率层序地层对比,并进行单井、连井及平面沉积相分析。研究得出,该地区地质构造复杂,断层发育,南屯组二段地层微相类型包括水下分流河道、河口坝、席状砂、远砂坝等。建立了研究区南二段扇三角洲沉积体系由早期的水进到晚期的快速水退的沉积模式。并把沉积时间单元微相图与小层油水分布平面图、油层有效厚度、孔隙度、渗透率相结合来对研究区的油水分布进行精确认识。研究为下一步塔南油田勘探开发提供指导。     

旺隆—太和构造茅口组地震储层预测

旺隆-太和构造位于贵州省西北部,属赤水市,习水县所辖;区内茅口组可分为四段:茅四段地层大部被剥蚀;茅一为深灰-灰黑色灰岩;茅二为一套深灰-褐灰色灰岩、生物灰岩,缝洞发育,为区域性产层;茅三为溶孔、溶洞发育,岩性为浅灰褐色灰岩夹生物灰岩,为区域性产层.本次储层预测应用速度反演的低速异常,结合地震剖面反射异常和地层厚度异常以及构造特征,综合预测储层有利发育区.通过开展对旺隆,太和构造茅口组的储层预测的研究取得了较好的地质成果,对该区域的勘探开发具有重要的指导意义.     

深层储层预测技术在马东东地区的应用

马东东地区板2-滨I油组为深水重力流沉积环境,储层总体特点为埋藏深、变化快、非均质性强,常规地震资料无法对储层进行有效识别。针对以上问题,总结出一套适合本地区的深层储层预测技术,包括高频拓展处理、波阻抗反演、测井曲线分析等。通过储层预测,刻画出砂体展布形态,并结合动态资料识别出有利目标区。据此部署评价井1口,产能建设井6口。目前1口井已经完钻,取得良好效果,验证了储层预测结果的准确性,从而在该区形成增储上产的有利战场。     

姬塬油田长8段低渗透储层分类评价研究

基于低渗透储层评价和油藏开发经验,从低渗储层孔隙结构和渗流能力方面出发,引进主流喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度、黏土含量和原油黏度作为评价参数,建立了姬塬油田延长组长8段储层评价体系,采用模糊数学理论分析方法,对研究区储层进行综合分类评价,并研究了储层的平面分布特征。     

煤层气地震精细解释及储层预测技术探讨

煤层气作为非常规气藏勘探领域,储层性质及成藏条件具有其特殊性。沁水盆地郑庄区块煤层气的生产实践进一步证明,利用地震资料是高效开发煤层气的重要保障。本文通过对郑庄区块地震资料开展精细解释,落实、分析小断层和陷落柱的分布规律,研究3#煤储层性质,利用新技术,精细预测3#煤的分布范围及高含气量的分布区,为煤层气的勘探开发提供了重要的地质依据。     

博兴洼陷南斜坡沙二—沙四段沉积特征 研究及有利区预测

博兴洼陷南斜坡带油藏类型主要受构造、构造—岩性、地层控制,为多含油气层系、多油藏类型的复式油气区。目前沙河街组地层受剥蚀影响,地层接触关系复杂、沉积特征研究有待进一步细化、多期砂体纵横叠置,勘探程度较低。以沙河街组地层为研究对象,从地层、沉积相、地球物理分析等研究分析出发,开展沉积规律及储层预测研究。研究结果表明,工区内地层厚度由北向南减小,沙一段在南部遭受严重剥蚀;沙河街组物源主要来自南部的鲁西隆起,其中沙三上段水下分流河道发育,砂体沉积厚度大,为主要的有利相带。结合储层预测分析,确定3个有利目标区,其中2个有利区目标层位为沉积及岩性控制的沙三上段,1个有利区为受构造控制的沙二段地层,为下一步勘探目标的部署起到积极的作用。     

一种储层裂缝定量预测模型的研究

针对致密性储层裂缝中油气井产能预测准确度较低、难以满足实际工程需求的问题,基于对储层裂缝流体渗流过程的分析,提出一种储层裂缝定量预测模型。该模型针对无限水平储层和有限水平储层不同地质特点分别推导出水平井产能计算预测公式,并在预测公式中有机结合了储层径向流、裂缝线性流和裂缝径向流的流量计算。经过试验验证,储层裂缝定量预测模型的预测产量误差为13%,符合产能预测的要求。     

南堡凹陷下古生界表生岩溶和埋藏岩溶储层识别标志

南堡凹陷碳酸盐岩潜山是重要的深层油田勘探领域,具有埋藏深、时代老、构造运动复杂、多期岩溶作用的特点。通过研究南堡凹陷下古生界岩溶储层的岩心、钻井、测井、地震响应特征和地球化学特征,分析表生岩溶储层和埋藏岩溶储层的识别标志,确立识别方案。结果表明,表生岩溶储层主要分布在寒武系—奥陶系潜山顶部的马家沟组石灰岩中,表生岩溶影响范围可达不整合面之下170 m,储层段有漏失无放空无明显的空洞;具有岩心发育角砾、淡水方解石;测井响应高自然伽马、高声波时差、高中子孔隙度、低电阻率、低岩石密度;地震反射呈不连续或杂乱反射的特征。埋藏岩溶储层主要分布在寒武系毛庄组的内幕白云岩中,储层段缝合线发生扩溶,并伴生粗大方解石充填其中;见成藏期流体淬灭方解石;测井响应具有低伽马、高密度、高电阻率特征。受岩性和断裂控制,埋藏岩溶多沿断裂、缝洞发育。以钻井、测井响应特征为首要识别标志,岩心和地震反射特征为次要识别标志,地球化学特征为辅助识别标志,实现岩溶储层精准识别预测。     

地震波衰减属性在储层含油气预测中的应用

杏南开发区高8-59、杏13-丁2-125区块扶余油层地层较厚、底部标志不明显、断层两盘厚度有差异、多个断堑打乱了地层厚度的分布规律,导致进行储层含油气预测比较困难。为了较为精确地预测出研究区储层的含油气有利区,首先对已钻井进行地震衰减属性分析然后结合正演模拟得出,频率衰减斜率属性对储层含油气性有较好的指示,从而将其应用到研究区储层含油气预测的工作中。同时引入岩性约束,得出研究区有利区带主要沿着北西向、呈条带状展布,并划分出了3类有利区。本研究提高了油气预测的精度,为流体检测及储层含油气预测提供了新的思路和方法     

地质统计学反演在储层预测中的应用

为了在油气田开发后期得到更加精确的储层预测结果,以大庆油田长垣背斜北部过渡带萨尔图油层为目的层,采用地质统计学反演方法研究地下储层空间发育规律。地质统计学反演结合地震数据横向分辨率与测井资料垂向分辨率,在约束稀疏脉冲反演的基础上,通过马尔科夫链蒙特卡洛模拟和非线性最优化求解的方法开展反演计算。结果表明:针对4~5 m储层,反演预测结果符合率达到95%;针对3~4 m储层,反演预测结果符合率达到90%,反演结果与地下储层发育情况基本一致。地质统计学反演运用地震数据、测井资料以及已有地质认识,能够精确预测厚度5 m以下的储层,为油气田开发后期稳产措施实施、开发方案调整、剩余油储量计算奠定了基础。     

低渗透油藏注CO2驱提高采收率预测方法

CO2驱油技术在低渗透油田中的研究已经越来越深入,无论室内实验还是现场试验证明都是可行的,不论是在高含水油藏还是低渗、特低渗油藏,注CO2能够降黏膨胀,降低界面张力,改善地层渗透率,从而提高原油采收率。该技术能够有效解决低渗油藏注水开发难的问题。国内在该技术领域的研究也越来越多,研究还发现,工程上常利用水驱特征曲线方法预测CO2驱动态指标,但水驱和CO2驱在驱油机理、开发动态特征等方面存在明显差异,导致预测结果不准确。为了增加低渗透油藏注CO2方案可靠性,根据油藏工程基本原理建立气驱采收率计算公式,并利用采出程度、采油速度和递减率的相互关系提出了气驱增产比概念,建立气驱提高采收率增幅图版,形成了低渗透油藏注CO2驱提高采收率指标预测方法。通过该油藏工程方法预测白豹油区吴26-75井区,注CO2驱油20年可提高采收率8.12%。同时,对目标区块进行三维地质建模及数值模拟研究,通过数值模拟软件计算,预测区块CO2注气速度20、30、40 t/d的情况下,20年可累计增油20.56万、22.48万、24.13万m3,可分别提高采收率7.82%、8.55%、9.18%。该油藏工程方法预测结果和数值模拟方法预测结果误差较小,可用于低渗透油藏CO2驱油产量预测和开发方案优化设计。该方法可以简单快捷计算CO2提高驱采收率指标,对区块下一步的开发及评价具有指导意义。     

义北油田大43区块沙二段沉积微相对储层物性的控制作用

义北油田大43区块沙二段是区内重要的含油层,沉积微相控制着砂岩的展布及物性的变化,同时又控制着区块油藏的分布,因而对该区沙二段沉积微相的综合研究具有重要的意义。通过对大43地区岩心和测井资料的分析,建立了沙二段地层格架和单井相模式。研究表明,该区沙二段沉积相主要为滨浅湖滩坝沉积体系,包括滩亚相和坝亚相2种亚相,进一步可分为坝主体、坝侧缘、滩席、碳酸盐岩滩和滨浅湖泥5种重要沉积微相。该区优势相为坝主体和碳酸盐岩滩沉积微相,其控制了优质储层的形成与展布。并在前述研究基础上优选出3个有利区:D43-324至D43-332井区域、D43-393井区域、D43-357井区域。     

低渗透油藏油水赋存状态研究

为了得到低渗透油藏岩心水驱油以及油驱水过程中可动流体的分布情况,通过核磁共振技术实验,对不同渗透率水平的储层进行核磁共振T2波谱特征形态分析,观察T2波谱形特征与渗透率之间的关系,得到岩心的可动流体饱和度;通过对剩余油分布情况的统计分析,得出岩心中的剩余油主要分布在0.1～10.0μm的孔隙中,占总分布量的85％以上,...     

致密砂岩气藏低产低效井治理对策及展望

针对致密砂岩气田开发至中后期,单井产量、压力下降快,产水严重,低产低效井数量逐年增加问题,基于致密砂岩气藏地质特征,分析了低产低效井成因并进行归类,总结了各类低产低效井的治理对策,提出了低产低效井治理建议。研究认为,致密砂岩气藏普遍物性差,连片性差,气井易见水;致密砂岩气藏低产低效井按成因可进一步归类为排水措施井和老井挖潜井;排水采气是治理见水型低产低效井的主体工艺,查层补孔、侧钻水平井、重复压裂等老井挖潜工艺是实现低产低效井提质增效的主要途径;致密砂岩气藏低产低效井治理应集中于完善与升级排水采气工艺;结合数字化管理与自动化设备开展主动性排水采气;完善出水气井治理方式,加强控水根治出水问题;攻关形成更有效的低成本老井挖潜工艺;利用数字化气田开展多维矩阵式气井管理。     

非常规气藏储层改造体积评价方法研究

为精确描述非常规气藏压裂后的复杂流动特征及定量评价储层改造体积(S RV),利用自主研发的缝网重构算法"破裂树生长法"建立压后缝网模型,并以此为基础提出了使用拟稳态流动时特定的压力等值线来确定SRV范围的定量评价方法,最后以长宁201井区为例进行了矿场实例分析.该方法根据微地震监测点的位置,重构出微裂缝网的连通关系.在...