辫状河三角洲砂体沉积模拟实验研究——以沙湾凹陷三工河组为例

前人通过大量研究认为沙湾凹陷三工河组为辫状河三角洲沉积体系,以缓坡、砂体分布广且延伸距离远为其主要特征而有别于传统的辫状河三角洲沉积体系。为了精细研究沙湾凹陷三工河组的沉积砂体,揭示砂体沉积规律和控制因素,利用沉积模拟实验平台开展沉积模拟实验。模拟结果表明:沙湾凹陷三工河组辫状河三角洲砂体主要存在纵向伸长、纵横向平衡及横向展宽三个阶段,沉积砂体发育存在平衡点;砂体内部垂向联通性及侧向连续性与物源距离关系密切,并将砂体叠置连通性关系划分为9类;在特定时期和条件下会形成无侵蚀面的暂时性新型河道;砂体发育主要受控于地形坡度、水动力条件、物源供给、湖平面变化及构造强度5种因素,各因素之间存在相互制约关系。

游荡型辫状河沉积特征及沉积相模式

针对冀东油田高104 5区块馆陶组辫状河模式认识不清、砂体预测不准的问题,开展砂质辫状河河型分类研究。首先,根据区域地质背景、古气候、岩石粒度、层理构造、相序、溢岸、落淤层发育情况以及砂体形态等指标确定研究区为游荡型辫状河。随后,以Miall构型要素分析理论为指导,建立了辫流带、单一辫流带内河道和心滩边界识别标志,实现了研究区游荡型辫状河结构解剖,确定研究区单一辫流带宽度平均1 400.00 m,单一辫流带内心滩平均长度为414.47 m,宽度平均为158.86 m,河道宽度平均53.18 m。心滩长宽比集中在2.0~4.0,心滩宽度与辫状河道宽度比为2.2,为宽坝窄河道辫状河沉积模式。最后采用沉积数值模拟的方法,建立了研究区游荡型辫状河沉积相模式,可为油田开发提供指导。

准噶尔盆地二叠系上乌尔禾组退覆式扇(辫状河)三角洲前缘-滩坝复合砂砾岩沉积特征及控制因素

近年来准噶尔盆地的油气勘探从源外常规圈闭逐渐走向源内岩性圈闭,二叠系上乌尔禾组是该盆地增储上产的主力层系,沉积体系展布对上乌尔禾组岩性油气藏分布具有控制作用。利用岩心数据、薄片资料等,并结合地震数据和钻测井资料,对准噶尔盆地二叠系上乌尔禾组的沉积相类型及沉积体系分布特征进行了识别和刻画,总结了大型退覆式扇(辫状河)三角洲-滩坝复合砂砾岩体的沉积模式,并分析了其控制因素。研究表明:(1)研究区发育扇三角洲、辫状河三角洲、滨浅湖滩坝等沉积相类型,扇三角洲平原亚相和扇三角洲前缘亚相主要发育在盆地西部,辫状河三角洲平原亚相和辫状河三角洲前缘亚相主要发育在盆地东部和北部,滩坝相叠置在扇三角洲和辫状河三角洲前缘之上或在其前端独立分布;(2)准噶尔盆地上乌尔禾组各段沉积体系是在整体湖侵的背景下发育的,乌一段沉积时期湖盆面积较小,沉积的砂体较厚,延伸距离近,靠近凹陷的中央;乌二段沉积时期物源持续供应,湖盆水体加深,湖盆面积增加,沉积砂体厚度薄,分布广;乌三段沉积时期湖侵作用增强,湖盆面积进一步扩大,湖盆内广泛发育湖泛泥岩;(3)扇三角洲与辫状河三角洲前缘在湖平面不断变化与湖浪的改造下,形成了扇(辫状河)三角洲前缘-滩坝复合砂砾岩体;(4)准噶尔盆地上乌尔禾组沉积时期,沉积体系的主要控制因素为气候、物源供给、湖平面变化和沉积时的古地形坡度和古地貌。该研究为上乌尔禾组油气勘探提供了地质依据。

白狼城地区长2辫状河砂体叠置样式与沉积特征

为研究白狼城地区延长组长2砂体叠置样式及沉积特征,利用野外露头、岩芯和测井相分析辫状河沉积相、砂体连通模式、砂体叠置和沉积模式等。结果表明:白狼城地区长2辫状河主要为河道、泛滥平原亚相,河道亚相可细分为心滩、水道2种沉积微相,发育槽状交错层理、板状交错层理、平行层理、块状层理等;辫状河砂体为叠覆泛砂体,分布范围广、厚度大、连续性强、物性好、非均质性强,心滩与水道相间分布,具有“滩道相间、宽滩窄道”的特征;辫状河河道亚相是辫状河沉积砂体主要区域,水道砂体与心滩砂体相互叠置,两侧泛滥平原亚相为良好的隔夹层,为油气成藏提供良好的盖层。研究结果对白狼城地区辫状河沉积特征及砂体构型具有指导意义,对不同盆地的辫状河沉积研究具有借鉴意义。

板桥地区中浅层辫状河沉积储层预测研究

板南中浅层馆陶组油藏具有油层单一、底水发育的特点,准确刻画油层的位置、油层上下隔夹层的分布是有效开发的关键。通过开展沉积储层研究,认为板南馆陶组为辫状河沉积体系,主要发育心滩、辫状水道、水道间、泛滥平原泥4个微相。储层属高孔高渗储层,非均质性较强,油层分布比较稳定。分析认为常规反演方法分辨率较低,无法有效识别单砂体;而地震波形指示反演在单砂体的识别能力上具有明显的优势,可以满足水平井部署的需要。以储层反演成果为基础,完成油藏工程方案及实钻动态跟踪,并取得良好效果,证明了储层反演方法的可靠性。

辫状河—曲流河河型转换前后砂体差异性研究——以东营凹陷东辛地区东二段为例

不同河流相砂体形态特征和分布规律差异较大,河型的转换主控了不同时期砂体平面分布特征、几何参数及纵向叠置关系,进而决定了不同河流相类型储层的油气勘探与开发策略。基于东营凹陷东辛地区东二段岩心、测井曲线、三维地震等资料,借助定量岩心沉积构造、定量地震地貌等方法,得出以下结论:1)东二段4,3,2砂组主要发育辫状河沉积,1砂组主要发育曲流河沉积。2)东二段4,3,2砂组辫状河平均河道深度分别为17~52,20~59,19~52 m,平均河道宽度分别为1589~11602,2154~14597,1862~11923 m,定量地震地貌分析指示河道带宽度介于1000~7000 m;1砂组曲流河平均河道深度为11~30 m,平均河道宽度为665~4221 m,定量地震地貌分析指示河道带宽度介于700~3000 m。3)东二段4,3,2砂组辫状河砂体垂向以接触叠置式、下切叠置式为主,横向以独立接触式、侧切接触式、对接接触式为主;1砂组曲流河砂体垂向以分隔叠置式为主,横向以独立接触式为主。明确砂体几何形态及时空切叠方式,为东辛地区东二段河流相砂岩储层的勘探与开发提供了实际支撑。

苏里格中区辫状河心滩砂体构型解剖研究

研究区为苏36-11区块中南部的苏36-X井区,研究区面积46.7km^(2),目的层盒8、山1段。区块建产时间长,井网井型复杂,储层结构复杂,储层致密,这些因素共同导致了目前井区储量动用程度及采收率采较低。国内外同类型气藏(气田)研究成果表明,虽然天然气渗流能力远远强于石油,但由于储层非均质性及渗透能力的影响,在井间及层间仍然存在目前井网未控制、未动用的剩余储量,正是由于这些未动用储量的存在,降低了整个气藏的采收率。为实现这部分储量的动用,首先面临的问题就是如何准确预测剩余储量分布在什么地方,影响剩余储量分布的主要因素是什么,因此亟待开展井间剩余储量评价、剩余气分布预测等方面的研究,落实储量动用程度及剩余储量分布,明确区块稳产能力,确保区块持续高效稳产。

鄂尔多斯盆地M34区块侏罗系延10段砂质辫状河储层特征及控制因素

综合利用岩心、薄片、扫描电镜和储层物性等资料,分析鄂尔多斯盆地M34区块延10段砂质辫状河储层宏微观特征、成岩演化及控制因素,预测有利储层。结果表明:研究区延10段岩石类型丰富,以长石质石英砂岩和岩屑质石英砂岩为主,结构成熟度和成分成熟度较高;储集空间主要为粒间孔、溶蚀孔、晶间孔和微裂缝,发育中孔中喉型、小孔细喉型、细孔微细喉型3类孔隙结构,整体属于低孔低渗型储层,孔渗相关关系较好;发育压实、胶结、溶蚀及交代4类成岩作用,处于中成岩A2期,多阶段的成岩演化使孔隙度降至11.20%~16.30%。优质储层受岩性、沉积、成岩及构造作用共同控制,岩性是优质储层形成的基础,富含石英、长石的细砂岩储层物性最好;沉积为优质储层的形成提供物质条件,心滩和主河道微相储集条件优越,压实和胶结作用是储层减孔的重要原因,其中压实作用是主要因素,溶蚀作用有利于次生孔隙的形成,改善储层物性;构造裂缝是有利储集空间的重要补充,可提高储集性能。延10段储层可划分3类,其中Ⅰ类储层中M30-6X、M34-2、M30-4等井区是有利的勘探目标。该结果对研究区下一步勘探部署具有参考意义。

砂质辫状河致密砂岩储层特征及其主控因素——以苏里格气田石盒子组8段为例

文中基于丰富的岩心、测井、铸体薄片、扫描电镜和物性分析等资料,对苏里格气田东区密井网区石盒子组8段(盒8段)砂质辫状河致密砂岩储层特征及其主控因素进行了研究。结果表明:研究区盒8段砂岩平均孔隙度和渗透率分别为8.79%和0.219×10^(-3)μm^(2),是典型的低孔、低渗—特低渗储层;孔渗关系呈分区特征,发育低孔低渗、低孔特低渗和特低孔特低渗3类储层;(假杂基化)岩屑溶蚀孔为主要孔隙类型,储层孔喉偏细,连通性较差;辫状河心滩厚层粗粒砂岩是优质储层发育的基础,并影响后续成岩作用类型及进程,差异化、韵律性成岩演化是决定储层非均质性的关键;厚层砂体中部以岩屑溶蚀段为主,两侧过渡为硅质胶结段,边缘发育钙质胶结段;粗粒岩屑砂岩为主的强溶蚀厚层心滩砂体中部多为气层、含气水层,可作为剩余气开发“甜点”区。

渤海湾盆地南堡2-1区馆陶组辫状河储层构型精细表征

【目的】辫状河储层砂体结构及其渗流屏障的空间分布是影响南堡2-1区块注水开发效果的关键地质因素。【方法】综合应用岩心、测井和三维地震资料,基于辫状河储层四级构型单元空间分布为目标开展储层精细表征。【结果】依据密井网解剖,识别出南堡2-1区NgⅡ-6小层心滩、辫状河道和溢岸三种成因类型的四级构型单元,建立了四级构型单元的三种垂向叠置样式(心滩—心滩叠置、辫状河道—心滩叠置和溢岸—心滩叠置)和三种侧向叠置样式(心滩顺流前积叠覆型、辫状河道分隔心滩型和心滩—分流辫状河道型),采用均方根振幅和分频RGB融合地层切片技术,预测了南堡2-1区NgⅡ-6小层四级构型单元的平面分布,揭示了心滩储集单元的几何形态、规模大小及其与作为渗流屏障的辫状河道的接触关系。【结论】该研究结果为油田注水开发方案的优化调整、提高油田开发效果提供了直接的地质依据。

砂质辫状河储层构型特征及沉积演化——以山西大同侏罗系云冈组露头为例

【目的】砂质辫状河是一类常见的河流,可形成大规模油气储层,但其沉积构型特征复杂。为了深入理解砂质辫状河沉积模式,以山西大同侏罗系云冈组的典型砂质辫状河沉积为对象,开展了沉积构型解剖与演化过程研究。【方法】针对云冈组辫状河沉积出露良好的8条剖面开展观察、测量、精细解剖及分析测试,系统总结了砂质辫状河沉积体的几何形态、规模、岩石结构与沉积构造、岩相类型与岩相组合等特征。【结果】在研究区主要识别出10种岩相类型、8种岩相组合、5种四级构型单元(心滩、辫流水道、废弃水道、泛滥平原和决口扇)及落淤层。【结论】云冈组露头可识别10期主要的正旋回沉积韵律,各期内发育的辫状河经历周期性的洪水期—枯水期交替。心滩与辫流水道、废弃水道、泛滥平原以及决口扇等间互伴生,周期性发育与消亡,形成“泛连通体”砂体。心滩复合体与主辫流水道构成了砂质辫状河沉积的主体。基于此建立了砂质辫状河沉积模式。研究成果可为砂质辫状河沉积演化的过程分析、储层表征与建模的模式指导和定量参数的选取等提供重要的参考依据。

东海盆地西湖凹陷X油田辫状河三角洲隔夹层成因与分布

海上油田稀井区隔夹层刻画是储层表征中的一个难点问题。以东海盆地西湖凹陷X油田H3砂层组为例,在隔夹层成因类型分析的基础上建立了隔夹层电性特征识别标准,并通过地质与地震相耦合的方法对隔夹层空间分布进行了半定量刻画。研究结果表明,H3砂层组发育洪泛型、废弃河道型、落淤泥型、河道滞留型、细粒沉积型和成岩型等六种隔夹层。依据隔夹层渗透率性将洪泛型、废弃河道型和落淤泥归为泥质隔夹层,河道滞留型和细粒沉积型归为物性夹层,成因型归为钙质隔夹层;H3砂层组内部H3a与H3b小层间隔夹层非常发育,厚度大,连续性好,全区稳定分布,起到较好封隔作用;H3b与H3c间隔夹层发育不均匀,在X10井北、X7-X8井西、X4-X5井区、X1井西南等区域厚度较薄,导致H3b与H3c砂体间存在弱连通。研究结果较好表征了H3砂层组内隔夹层分布,为后续剩余油分析提供了地质基础。通过地质、地震相耦合的方法能够有效进行海上油田稀井网区隔夹层刻画,对类似地区储层精细刻画具有重要的借鉴意义。

西湖凹陷中北部花港组上段浅水辫状河三角洲发育特征

从分析岩芯资料和砂体平面展布着手,重新厘定了东海盆地西湖凹陷中北部花港组上段H4、H5砂组的沉积相,创新提出了研究区花上段发育浅水辫状河三角洲沉积,研究区中南部发育规模性砂体。研究认为:在研究区的西部及东部边缘为辫状河三角洲平原相主导区,以发育辫状河三角洲平原河道砂体为主,局部有少量的辫状河三角洲前缘相发育。在研究区的中部及中南部,为辫状河三角洲平原与辫状河三角洲前缘交互发育区,主要特征是在较短的沉积期内形成了三角洲平原相与三角洲前缘相交互沉积;在枯水期时,以发育三角洲平原沉积为主,南部边缘发育三角洲前缘相沉积;在丰水期时,主要发育三角洲前缘相沉积及少量浅湖相沉积。在浅水辫状河三角洲沉积模式指导下,在研究区中南部发现了众多三角洲水道砂体及朵叶状砂体,这些砂体被钻井证实为油气藏。研究区的中南部仍然是油气勘探的潜力区,这一认识已被最新探井所证实。

鄂尔多斯盆地新安边地区延10辫状河相砂体构型研究

对于辫状河相砂体构型的研究,以新安边地区延10储层为例,运用铸体薄片、压汞法和常规的物性分析,结合岩心和测井曲线资料等对沉积相的确定以及对隔夹层的识别.结果表明:新安边地区延10储层发育砂质辫状河相,其微相包括心滩、河道和泛滥平原,岩性发育以长石石英砂岩和岩屑石英砂岩为主;储集空间主要是以粒间孔和长石溶孔为主;研究区隔夹层较为分布且隔夹层具有明显的区别,泥质隔夹层较多其次为物性隔夹层和钙质隔夹层,且泥质隔夹层厚度相对较大;辫状河砂体构型以多期型M和两期型D为主,其中河道微相以D2和S发育为主,厚度多在5~8 m之间,心滩微相以M型发育为主,其厚度大于9 m.该研究成果对于砂质辫状河相后期油气勘探开发具有重要意义.

基于辫状河储层特征控制的地震反演砂体刻画——以苏里格气田盒8下段为例

【目的】干扰试井显示苏里格气田主力产气层盒8下段砂体连通性差,SD27-36区块密井网(500 m×600 m)条件下砂体展布特征仍不明确。亟需探索砂体规模及叠置方式的刻画方法,以明确井间砂体的连通性。【方法】将现代河流和野外露头观测结果与地质统计学反演结合,以观测结果优化反演参数并建立刻画模型,精细识别砂体边界及其叠置关系,实现砂体三维空间定量刻画。【结果与结论】观测显示盒8下段辫状河单心滩砂体纵横向剖面上呈孤立、对接、切叠等多种接触关系,单砂体平面规模小(长200~600 m,宽50~250 m),以叠置、复合方式形成特定形态的复合心滩砂体。地质统计学反演获得的砂体三维刻画结果边界清晰,井间砂体与井点岩性过渡自然,砂体规模与沉积观测结果相似,砂体连通性认识与干扰试井试验结果符合率达87%。本次砂体刻画结果及方法不仅能指导苏里格气田的勘探和开发部署,也可以为其他辫状河砂体认识提供借鉴。

基于不连续边界识别的辫状河储层夹层研究——以渤海海域P油田馆陶组为例

渤海海域P油田发育河道切叠频繁的辫状河储层,已钻井揭示其储层内夹层发育,导致钻后水淹状态和产能差异较大,夹层精细刻画和精确表征是剩余油挖潜的关键。分析了P油田夹层分布特征及成因,认为夹层分布与构型边界具有较好的相关性,因此提出了基于不连续边界识别的夹层刻画方法。通过两级不连续边界分析识别出边界河道、内部主河道和内部次河道,分别对应复合心滩边界河道充填、单心滩边界河道充填和串沟充填3种夹层类型,建立了各级河道的定量判别标准,确定了夹层厚度中心线;根据研究区300个井组侧钻井资料,分析确定了夹层的平均厚度和翼展宽度;利用分类插值和井点校正得到了夹层厚度分布图。结果表明,P油田馆陶组辫状河储层夹层多以宽翼条带状分布,3种夹层的平均厚度分别为3、2和1m,平均翼展宽度分别为100、50和25m。应用本方法对C10井区L50小层进行了精细研究,夹层刻画结果有效指导了剩余油的挖潜。

地震信号谐波提频技术在辫状河砂体精细识别的应用

渤海许多油田目前处于高含水低采收率阶段,亟需对油田的潜力进行深入研究,维持稳产。其中渤海B油田经过20年的定向井开发,一套层系合采强注,层间干扰严重,对剩余油的挖潜存在困难。由于现有地震资料分辨率有限,无法识别辫状河复合砂体内部的储层结构,包括隔夹层和薄砂体的纵、横向展布,因此目前主要采用定向井开发。本次提出地震信号谐波提频技术,使用地震数据中的基波信号预测谐波、次谐波信号,再将所有谐波信号叠加到原地震数据中,以拓展高频端和低频端地震信号,达到提频目的。该方法突破传统褶积模型的限制,不再需要估计地震子波、无需假设地层反射系数稀疏、无需井信息等等,减少人为主观因素。通过动静态信息验证,能有效精细识别辫状河砂体内部结构,指导定向井改为水平井开发,避免层间干扰,有效助力高效开采剩余油。

渤海C油田馆陶组辫状河沉积模式及控制因素

渤海C油田馆陶组发育辫状河沉积,已钻井揭示开发潜力巨大。为了认识馆陶组砂体叠置规律与沉积演化模式,查明宏观沉积控制因素,本文利用岩芯、测井、钻井、现代调研资料等开展沉积特征、砂体分布规律与沉积控制因素研究。研究表明:馆陶组发育心滩、辫状河道、泛滥平原微相,其中心滩与辫状河道砂体呈单独型、接触型、切叠型和多期叠置型接触;砂体的分布样式受基准面旋回控制,中期基准面上升半旋回的中-下部易形成大面积连片分布砂体,在纵向上呈拼合板状,而中期基准面旋回的下降半旋常形成独立式分布的砂体;单一期次心滩宽度为62~467 m,长度为269~1896 m,单河道宽度为20~151 m,古物源、古构造背景、古气候演变共同控制了辫状河的演化,并建立了在不同古环境背景下的两种辫状河沉积模式。本文研究成果对储层地质建模和提高开发井砂体钻遇率具有重要意义。

渤海湾盆地莱州湾凹陷沙三上段近源砂质辫状河三角洲沉积特征

为厘清渤海湾盆地莱州湾凹陷近源砂质辫状河三角洲沉积特征和储层发育规律,应用地震、钻测井资料、岩心观察及粒度分析等资料分析,总结K油田沙三上段的沉积特征。研究结果表明K油田沙三上段可识别出辫状河三角洲平原、辫状河三角洲前缘及辫状河前三角洲等3种亚相,进一步划分出辫状河道、冲积平原、水下分流河道、河口坝、席状砂及水下分流河道间等6种沉积微相,不同沉积微相的粒度分布特征明显不同;沙三上段发育一套完整的升降旋回,初期主要发育水下分流河道沉积,砂体储层厚度4~9 m,河道末端发育河口坝,砂体储层厚度3~8 m,分流河道平面分布范围最大,是该地区重要的储集层;之后湖平面逐渐上升,河口坝平面发育范围达到最大,至最大湖泛面后湖平面缓慢下降,并在沙三上段顶部发育辫状河三角洲平原亚相,砂岩厚度减薄至2~5 m。

复合辫状河道期次划分方法与沉积演化过程分析——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区苏X区块为例

多期截切叠置的河道砂体中各单期河道的解剖向来是砂体建筑结构分析中的重点也是难点。如何从多期叠置的大块砂体中识别出单期河道并进行平面组合,进而完成辫状河的沉积演化过程分析是一个值得探索的课题。研究过程中,笔者充分利用岩芯、测录井、野外露头和现代卫星图片等资料,在标志层拉平基础上,通过"去压实效应邻井单期河道标定法"和"连续取芯验证法",完成复合河道分期。在河道去压实效应过程中,采用了"松弛回弹技术"对河道进行了复位,为单期划分建立了基础。在垂向单期解剖基础上,结合现代沉积和经典地质概念模式,采用"单期砂厚中心连线法",完成单期河道平面延伸轨迹的追踪和对比,然后按单期沉积发育顺序,完成复合辫状河道沉积演化过程与历史重建。研究结果表明,该方法将有助于揭示砂体空间叠置与局部砂体富集规律,提高砂体的钻遇率,便于后期水平井的大规模部署与地质导向等工程作业的实施,为油田生产实践提供理论依据。