黄骅坳陷唐家河油田古近系沙河街组沙一段下部储层质量研究

黄骅坳陷唐家河油田古近系沙河街组为水下重力流水道沉积,可划分为3个微相,即水道中心微相、水道侧缘微相和水道间微相。砂体在平面上呈条带状,条带宽度一般为10 0～5 0 0m ,厚度一般为2～10m。根据储层质量的差异性,重力流水道沉积的储层质量可分为4类,各类储层具有不同的岩性、物性及产能特征。断层、砂体及储层质量的差异分布形成了复杂的构造-岩性圈闭,其中,断层与条带状砂体斜交,导致圈闭规模小。其内储层质量的差异分布及复杂的油水关系,则导致离散、零星的含油分布。这一储层定量模式及油层差异分布模式对重力流水道沉积的油气勘探和开发具有较大的指导意义。

精细相控储层地质建模技术在老油田调整挖潜中的应用——以绥中36-1油田为例

以绥中36-1油田I期为例,首先,利用以精细地质建模为目的的地震、测井和地质一体化综合研究与建模方法,合理划分模拟单元;依据单井微相的解释成果,结合三角洲前缘亚相各沉积微相平面的组合关系,编制各沉积单元的沉积微相平面图,作为三维沉积微相模拟的趋势约束条件;建立沉积微相三维模型。其次,依据相控建模思路及各微相物性参数的分布特征,采用相控方法建立三维孔隙度模型。最后,采用相控加孔隙度协模拟的方法建立渗透率三维模型。老井及新钻调整井的生产动态资料表明,以地质模型为基础的数值模拟结果与生产动态吻合较好。

裂缝性潜山油藏裂缝发育规律及其对井位部署的指导

以JZ25．1s太古界变质岩潜山油藏为研究对象，利用岩心、测井、录井、生产测试、地震等资料对储集特征进行了深人研究。系统分析了区域构造特征、潜山岩石类型及岩性分布特征、储集空间类型、裂缝的产状及发育规律。研究发现，该区的变质岩储层岩性包括斜长片麻岩和二长片麻岩；储集空间类型包括裂缝、溶蚀孔和微孔隙，其中以裂缝为主；裂缝类型为受断裂系统控制的构造缝，走向以北东一南西向为主，其次为北西一南东向。通过对基于实钻井资料的机理模型的研究，认为井排方向与裂缝主走向呈22．5°-45°开发效果最好，实钻开发井的动态特征验证了这一研究结果。该研究有效地指导了JZ25—1s潜山油藏开发井位的部署。

斜穿地层水平井与定向井储层对比方法

针对斜穿地层水平井与定向井或直井因垂深差异无法实现以垂深进行地层及储层对比难题,运用水平井水平段斜深折算垂深方法和反扣水平井水平段顶底倒置处理后斜深折算垂深方法,得出了斜穿地层水平井可以与定向井或直井进行地层及储层对比的结论。将研究成果应用于锦州25-1南油田A49井区,生产动态证实,储层对比方案与油藏动态认识一致,2口水平采油井和定向注水井注采对应关系均较好,该区块的累计产油量为32. 47×10~4m^3,综合含水为30. 1%,采出程度为17. 2%。对锦州25-1南油田沙二段78口水平井与60口定向井(包括潜山过路井)及10口直井(探井)开展了精细地层及储层对比,效果显著。研究内容对类似斜穿地层水平井开发油田具有一定的借鉴意义。

潜山水平井时-深域轨迹匹配技术及在锦州25-1南地区地质建模中的应用

针对复杂潜山油藏,由于该类油藏纵向上潜山地层与上覆地层层速度差异大,横向上潜山顶面构造起伏大,导致潜山水平井时间域轨迹形态复杂,与深度域轨迹匹配难度大。首先开展了基于不同潜山顶面形态的水平井时-深域轨迹理论形态研究,研究结果表明,潜山水平井时间域轨迹形态与潜山顶面形态关系密切,其整体趋势与潜山顶面趋势一致;在理论研究的基础上,结合渤海锦州25-1南太古宇变质岩潜山油藏实际情况,利用一体化研究PETREL平台创新提出了构建基于若干虚拟直井的水平井拟时深关系(MD&TWT),实现了潜山水平井时间域轨迹与深度域匹配,为基于地震属性约束的油藏精细地质建模提供借鉴。锦州25-1南油田生产实际证明,基于时-深域匹配的轨迹建立的油藏三维地质模型更加接近地下油藏实际。

动静结合储层定量化表征技术在“双高”油田动态研究中的应用——以渤海J油田为例

根据渤海J油田开发中后期剩余油挖潜的研究目标,对J油田进行了储层精细表征。为了降低沉积相研究中的不确定性,综合井资料、地震资料和动态认识进行动静结合的沉积微相分析,确定各单砂层沉积微相分布特征;采用基于目标的沉积相模拟方法表征各微相砂体间的接触关系,并基于此建立油田的三维地质模型;提出了基于沉积微相研究的砂体定量化表征方法,并通过油藏数值模拟验证了该方法的可行性。

基于非结构化网格的离散裂缝建模技术研究

裂缝油藏由于裂缝的复杂性,基于结构化网格的建模及数模技术难以准确表征其渗流规律,且网格数量大、运算效率低。针对离散裂缝薄层模型,提出了基于非结构化网格的分层三棱柱网格生成方法,利用大尺度裂缝作为约束,建立全三维非结构化网格模型。根据锦州25-1南太古宇变质岩潜山油藏的具体情况,进行基质系统属性参数建模和中小尺度裂缝系统等效属性参数建模,然后进行基于联通表的离散裂缝数值模拟和历史拟合。结果表明,所建地质模型的拟合效果比结构化网格模型好,更加接近生产实际。

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。

渤海变质岩潜山油藏储集层综合评价与裂缝表征

综合利用岩心、薄片和成像测井等资料,对渤海JZ25-1S油田变质岩潜山油藏进行了储集层评价和裂缝表征研究。将JZ25-1S潜山储集层纵向上划分为风化壳、半风化壳和基岩3段以及裂缝-孔隙型、孔隙-裂缝型和微裂缝-致密型3种储集层,并利用原油包裹体检测技术、区域地应力方向及声波全波列测井资料评价了裂缝的有效性。分析结果表明,研究区半风化壳储集层最为发育,孔隙-裂缝型储集层为主要产层,裂缝的主要走向与潜山主断层走向大致平行,以与现今最大地应力方向基本保持一致的晚期开启的倾斜裂缝最为有效。最后综合成像测井精细解释与生产实际应用,确定出定性-半定量的储集层划分标准,将潜山储集层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ3个级别。

渤海湾盆地锦州南油田太古界变质岩潜山储层裂缝三维地质建模

针对渤海湾盆地锦州南油田太古界变质岩潜山裂缝型油气藏的储层裂缝发育状况、分布规律的复杂性和多级性,以及较难开发的实际问题,为进一步研究古潜山岩性分布特征、储集空间分类及裂缝发育状况,综合运用岩心、录井、测井和地震等多学科资料,进行单井常规测井和成像资料的对比标定,对古潜山岩性进行识别,并根据储层成像测井响应特征,将储层自上而下分为残积带、风化壳、缝洞裂缝带、内幕斜交高角度裂缝带和致密结晶带,重点对储层裂缝发育区和裂缝发育方向进行描述和预测;进而建立了锦州南油田太古界变质岩潜山储层裂缝三维地质模型,落实了研究区储层裂缝发育状况及分布规律,提出高效合理的开发方案。实钻开发井表明,建立的潜山裂缝地质模型较好地预测了储层裂缝发育的有利部位。

气顶边水油藏水平井开发效果影响因素分析

结合锦州X油田Es3-I断块气顶边水油藏地质特征及开发特点,建立了典型气顶边水油藏地质模型,通过试验设计方法对6个影响油气采收率的因素进行了优化组合,利用数值模拟软件对各个组合方案进行了模拟运算,进而分析了水平井开发效果的影响因素及其敏感程度,结果表明:油环水平井井数对该类油藏原油采收率的影响程度最大,而气顶动用情况则对该类油藏天然气采收率的影响程度最大;油环原油最终采收率对其他影响因素的敏感程度依次为水平段垂向位置、原油采油速度、储层各向异性、气顶动用情况、隔层分布以及隔层分布与气顶动用的交互作用。

变质岩潜山裂缝油藏高效开发技术研究与实践

以渤海潜山锦州25-1南油田为研究区,通过多专业结合建立了一套潜山裂缝储层预测技术及油藏高效开发技术体系,主要包括基于海上窄方位角地震资料,利用叠前横波阻抗和不同方位角各向异性差异等属性对潜山裂缝储层进行定量预测;在此基础上整合多尺度信息建立油田的三维地质模型;运用数值模拟技术开展潜山油藏开发井型、井位及注采参数优化,形成海上变质岩潜山水平井顶底交错注采开发模式;在油田的实际生产中总结见水规律,形成潜山油藏基于见水诊断的稳油控水技术。通过一系列技术的应用,锦州25-1南油田潜山油藏累增油量达到179.4万m^3,预计采收率可达到25.9%。

气测资料在变质岩潜山裂缝有效性评价及水淹层识别中的应用

针对渤海湾盆地锦州南油田变质岩潜山裂缝油藏裂缝有效性评价及水淹层识别难题,综合运用岩心、气测录井资料、生产测井及生产动态资料,提出了运用气测判别因子R定量评价裂缝储层有效裂缝和识别水淹层(在开发早期用于判别裂缝储层的有效性,在开发中、后期用于判别裂缝储层水淹状况)。结果表明:基于裂缝储层解释结果,在开发早期,当判别因子R≥0. 1时,裂缝储层为有效储层,具有产能,进一步结合裂缝参数将有效储层分为3类,I类储层单位厚度的产能大于5 m3/(d·m),Ⅱ类储层单位厚度的产能为2~5 m3/(d·m),Ⅲ类储层单位厚度的产能小于2 m3/(d·m);在开发中、后期,当判别因子R≥0. 2时,且与井深成离散关系,储层为未水淹层,当判别因子R接近于0. 0时,且储层深度浅于原始油水界面,储层为水淹层。该方法在渤海锦州南油田潜山油藏应用10余口井,均取得了较好的应用效果,为该类复杂类型潜山油藏高效开发奠定了坚实基础,对类似潜山油田裂缝有效性评价及水淹层识别具有借鉴意义。

大气顶油藏气窜规律与全寿命开发策略

为明确气顶气驱油藏生产规律,提高该类油藏开发效果,以渤海锦州A油田大气顶油藏为例,通过岩心、古地貌、试井和生产监测等资料的综合应用,分析影响油井气窜的主要因素,得出3类气窜模式的划分界限。研究认为,气窜对油井产能影响较大;气顶指数、储层非均质性和水平段垂向位置是影响气窜规律的主要因素。通过提出分气窜模式、分开发阶段全寿命开发策略,锦州A油田大气顶油藏实现连续7 a年产油量大于100×104m^3/a,综合气油比小于800 m^3/m^3,预计可提高采收率3.1个百分点。该研究为同类大气顶油藏的开发提供了一定的借鉴。

潜山裂缝性油藏见水规律及裂缝分布规律分析方法

潜山裂缝性油藏的裂缝分布随机性强,非均质性差别大,导致开发过程中油井水淹规律复杂,但目前还没有识别地下储层裂缝分布的有效方法。为此,以渤海JZS潜山油藏为例,利用其丰富的动态资料,分析了不同油井的见水特征,总结得出了该潜山裂缝性油藏"台阶形"见水特征及由局部裂缝见水逐渐发展为整体见水的含水率上升规律;基于该潜山裂缝性油藏的见水规律,选取剖面压力均等模型作为裂缝性油藏见水预测模型,通过拟合实际油井的见水特征反算了地下裂缝的分布情况,分析得出潜山裂缝性油藏具有较强的非均质性以及其裂缝具有对数正态分布的特征。研究认为,将裂缝对数正态分布这一特征作为约束条件应用到潜山裂缝性油藏的地质建模中,可在很大程度上提高该类油藏含水率拟合结果的准确性,这对类似裂缝性油藏的数值模拟和有效开发具有借鉴意义。

渤海海域锦州南油田太古宇变质岩潜山储层特征及其发育模式

为了掌握锦州南强非均质性太古界变质岩潜山储层发育的主控因素和模式,基于钻井取心、薄片、测井、地震以及分析化验资料进行了相关研究.结果表明:(1)研究区发育斜长片麻岩、二长片麻岩、碎裂岩以及辉绿岩等多种岩性,其中片麻岩以及碎裂岩是储层发育的主要岩性;构造裂缝、破碎粒间孔、溶蚀孔构成了多样性的储集空间,其中尤以构造裂缝占主导.(2)岩性、构造以及风化作用对优质储层分布均具有重要的控制作用,脆性矿物体积分数高的花岗片麻岩储层发育程度优于中基性侵入体,多期断裂叠加部位储层厚度大,古地貌高部位受风化改造强,对先期裂缝扩溶效应更加明显,进一步提升了储层的品质.基于上述分析建立了古构造主导下的储层发育模式,即平台区储层发育稳定,高斜坡区域储层发育较厚,凸起区储层厚度变化最大,低斜坡储层发育较薄,凹陷区储层发育较差.

随钻地质建模一体化综合研究及应用

针对渤海湾新近系明化镇组下段河流相储层的地质特点,在开发方案钻井实施过程中,应用精细地质建模一体化技术,充分利用新钻开发井资料,结合地球物理资料,应用地质统计学和随机模拟方法,开展对储层井震关系、沉积模式、沉积微相、砂体连通状况的综合研究,及时准确地调整和完善地质模型,建立储层地质预测模型,从而为随钻阶段井位优化、射孔方案优化提供了可靠的静态模型。通过开发井实钻表明,随钻地质建模为油田开发方案的制定和射孔方案优化提供了科学的地质依据。

裂缝性变质岩潜山古风化壳结构及对产能的影响

以JZ25—1S太古字变质岩潜山为研究对象，综合利用岩心、测井、录井、生产测试等资料，进行了古风化壳结构研究。通过地质背景分析、岩心观察、测井分析以及对典型井元素地球化学特征研究，认为该风化壳结构中整体缺失风化黏土层，只发育半风化壳（半风化岩石），而半风化壳又可以划分为半风化壳上段和半风化壳下段两部分；潜山风化壳储层物性特征主要受到半风化壳结构的控制，半风化壳上段和下段储层发育所受的影响因素不同，储集物性也就存在差异；由于半风化壳上段与下段储集物性的差异，导致了生产测试产能的差异，各井半风化壳上段试油绝对产量受储层渗透性变化的影响呈现较大的差异，单井绝对产量0—110m3／d，平均34m3／d，半风化壳下段试油绝对产量差异不大，单井绝对产量普遍大于300m3／d。

JZ气田湖底扇岩性砂体叠置模式与连通关系

JZ气田是渤海发现的一个典型的湖底扇沉积气田,湖底扇内部储层横向变化快,砂体的叠置和连通关系认识不清,给后期开发方案研究和井位部署带来了严峻挑战。在少井控制条件下,充分利用地震资料在空间上密集采样的优势,通过剖面地震相分析和平面地震属性优选对湖底扇内部砂体之间的叠置模式进行精细刻画;结合流体地震响应特征、流体替代实验和正演模拟技术对砂体之间的连通关系进行精细研究。结果表明,JZ气田在储量评价阶段认为的1个透镜状湖底扇岩性砂体其实是由2个相互独立不连通的岩性砂体相互叠置而成,其中构造低部位的1号湖底扇岩性砂体内部储层横向展布较为稳定,为有利储层发育区,开发潜力较大;构造高部位的2号湖底扇岩性砂体内部较为杂乱,连续性差,且存在着不成藏为水层的风险。研究成果为可动用储量计算、开发方案研究和井位部署提供可靠地质依据。

JZ气田湖底扇岩性砂体沉积模式研究与应用

JZ气田是渤海油田的一个典型的湖底扇沉积气田,目前处于开发初期,湖底扇内部储层横向变化快,砂体分布范围和沉积模式认识不清,给储量计算和开发方案研究带来了严峻挑战。为解决上述问题,在探井资料少,井距大的条件下,充分利用地震沉积学方法,通过地震分频解释技术和方差体地震属性刻画湖底扇砂体平面分布范围;以单井相、测井相和地震相标志为基础,结合地震属性优选优势频带下的平均瞬时频率属性和地层倾角属性,进而刻画出湖底扇内扇、中扇和外扇亚相分布范围,建立了湖底扇精细沉积模式。结果表明:JZ气田在勘探阶段初步认为是一个连片分布、稳定沉积的湖底扇砂体,其实是由2个相互独立不连通的岩性砂体组成,主力湖底扇砂体的内扇亚相位于构造高部位的陡坡带,地震相较为杂乱,连续性差;中扇亚相面积相对较大,储层横向展布较为稳定,为气田有利储层发育区,开发潜力大;外扇亚相面积相对较小,储层整体不发育。研究成果为JZ气田的储量计算和开发方案编制提供了可靠地质依据。