洪积扇相砂砾岩体储层构型研究方法探讨

在厘定其不同层次界面成因的基础上,把Miall研究思路成功移植到洪积扇相复杂储层中,建立了与开发精度相匹配的洪积扇储层内部结构研究的层次分析法,即复合水道、单期水道和高渗透段3个层次。划分出洪积扇砂砾岩储层5级构型界面:5级界面为洪泛沉积发育稳定的泥岩,构成油田开发中的隔层;4级界面由厚度变化的泥岩、粉砂质泥岩组成,形成流体渗流屏障;3级界面为形成的支撑砾岩体与周围储集体的岩性突变面。总结了复合水道规模扇缘亚相单期条带状、扇中亚相多期交织的宽带状及扇顶亚相多期垂向叠加的厚层板状砂砾岩体的分布特点。提出了洪积扇单期水道研究方法,即分别从单期水道4个方面的垂向识别特征和4种单期水道的侧向界面识别标志入手,在3种单期水道空间组合模式指导下开展三维空间组合研究。2个典型井区的实例分析表明,扇顶亚相单期水道的边界沿着古水流方向近似呈直线分布,多期水道呈楔形叠瓦状前积叠加,垂直物源方向为垂向加积切割叠置关系;扇中亚相单期水道边界类似曲率较小的辫状河道边界,多期水道具有侧向叠置的特点。

黄骅坳陷段六拨油田枣0油层组网状河沉积特征

黄骅坳陷段六拨油田孔一段枣0油层组为网状河沉积,其沉积特征与曲流河和辫状河有明显区别。分析孔一段沉积背景、岩石类型、沉积韵律、构造、粒度及生物化石,根据岩心观察和测井数据,将网状河沉积划分为网状河砂坝、网状河道、网状河汊道、河道间、天然堤和泛滥平原6种沉积微相。分析每种微相的沉积和平面展布特征,结论是网状河的河道微相相对稳定,天然堤和泛滥平原微相分布较广。

埕岛油田沉积微相定量识别

针对埕岛油田范围大、井多、目的层多、取芯井多的实际,采用判别分析法建立了沉积微相定量识别模式,研究表明,结合该油田的实际情况,并考虑到由取芯井推及非取芯井的难易程度,选出本区表征沉积微相的5个特征参数(砂厚、孔隙度、渗透率、泥质含量和粒度中值),建立了曲流河的4种优势微相判别函数,对取芯井样品回代验证表明正判率为86.7%,在此基础上定量识别310口井12个主力层的沉积微相,判别分析方法具有高效准确的特点,可大大提高工作效率。

湖底扇沉积微相及开发特征研究——以胜利油区五号桩油田桩74块为例

胜利油区五号桩油田桩74块为湖底扇沉积,根据岩心、粒度分析及测井等资料详细描述开发井集中的中扇辫状水道微相、中扇水道侧缘微相、中扇朵叶体微相的沉积特征。在对处于不同沉积微相的生产井定量分析的基础上,总结出特低渗透条件下湖底扇不同沉积微相的开发特征,通过实验认识到不同沉积微相所表现出迥异不同的开发特征根本原因是不同微相带启动压力梯度差异的体现,动静态资料结合进一步阐明了湖底扇特低渗透油藏不同沉积微相带剩余油分布规律,认为中扇辫状水道微相是剩余油富集主要微相带。

特低渗透砂岩油藏剩余油分布的主控因素及有利区块评价

根据特低渗透砂岩油藏储量动用不均衡的特点，提出了采用动态生产指标来对生产区块进行标定和分类，并通过动、静态相结合的方法分析特低渗透油藏剩余油的主要控制因素，在此基础上，再利用模糊数学评判的方法进行定量分析，指出有利的挖潜区块。对胜利油区五号桩油田桩74块特低渗透砂岩油藏的动、静态特征分析表明，该油藏沉积微相、微型构造及储层非均质性是特低渗透油藏剩余油分布的主要控制因素。其中，沉积微相的控制作用最强。微型构造次之，非均质性控制作用最弱。在沉积微相中，中扇亚相的辫状水道微相是最有利的微相带，中扇水道侧缘微相具有一定的可采储量，但由于相带狭窄不利于后期调整加密；朵叶体微相的井网稀，具有一定的生产开发潜力；顶凸底凸型和顶底均为鼻状凸起型微构造组合模式，水淹程度弱，既是高产区也是剩余油富集区。渗透率变异系数为0．3-0．9的区域，剩余油相对富集。最后以5砂组为例，采用模糊数学方法并结合剩余油控制因素分析结果进行了剩余油定量评判，指出了有利区域，经检验取得了良好的效果。

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。

洪积相成因大型复合砂砾岩体的单期水道识别及其意义

以洪积扇现代沉积考察和露头研究为基础,通过岩心井标定小井距和对子井,结合生产测试资料,确定洪积扇相复合砂砾岩体的单期水道三维空间定量分布参数及剩余油分布模式。研究表明:扇顶亚相为复合型砂砾岩体,垂直物源为多个单期水道垂向加积切割叠置,延伸宽度为250～750 m,厚度为2～6 m,顺物源为多个单期水道呈楔形叠瓦状前积叠加,延伸长度为700～1 750 m,厚度为4～6 m,整体的水道宽厚比小;扇中亚相砂砾岩体具有多期水道侧向叠置的特点,垂直物源方向的单期水道厚度为2～4 m,延伸宽度为200～1 000 m,顺物源方向单期厚度为6～10m,延伸长度为700～3 250 m;剩余油多分布在单期水道的中上部、侧缘上倾尖灭部、不同成因单期水道砂砾岩体的镶嵌部、同一成因不同期次水道的接触部。

埕岛油田馆上段储层非均质与沉积微相关系研究

埕岛油田馆上段储层为曲流河沉积,并细分为7种沉积微相,储层非均质研究表明馆上段层内、层间和平面均表现出较强的非均质性。研究认为,沉积微相对储层非均质有明显的控制作用,主要表现在沉积微相对砂体和油层的展布、孔渗的变化、层内非均质性、夹层和微观孔喉分布上。此研究为埕岛油田调整方案的制定提供了地质依据。

舍女寺油田女14断块潜力区预测

以舍女寺油田女 14断块为例,在三维地震二次解释基础上,综合利用地震勘探、构造、储层物性资料以及生产动态资料,对储层进行精细描述。研究发现,二次解释的断层位置和走向都有所变化,新识别出的小断层具有封闭型。通过分析断层变化及其封闭性,结合生产资料寻找剩余油富集区和未动用储量,为高含水开发后期油田的持续发展提供了新思路。

吉林油田大情字井探区射孔与压裂匹配技术可行性研究

针对吉林油田大情字井探区压裂成功率低、压后产能低,压裂规模小等问题,进行了射孔与压裂匹配技术研究,分析了射孔孔密、孔径、射孔深度、方位等对压裂的影响,并通过室内论证和理论计算,给出了适合大情字井探区的射孔参数。

毛管压力与Pickett图一体化确定流动单元和储集层

本文介绍了如何在Pickett图上绘出毛管压力常数、传输速度、孔喉半径以及自由水面以上高度线。综合利用这些属性可确定流动单元和储集层，并阐明了地质学、岩石物理学和油藏工程问的重要关系。流动(或水力)单元与储集层的概念在过去几年里已相当成功地用于石油工业中，并取得了丰硕的成果。传输速度K／φ可用于许多确定流动单元的实例中。井问流动单元的关系有助于确定储集层和预测储层性能。研究表明，对传输速度K／φ为常数的地层，有效孔隙度与真电阻率的Pickett交汇图为一系列相互平行的直线。直线的斜率与孔隙度指数m、含水饱和度指数n、和绝对渗透率方程中的常数有关。通过这些直线，可直接确定每一类流动单元在任意含水饱和度下的毛细管压力和孔喉半径。含水饱和度65％时的孔喉半径与Winland的r35值有很好的对应关系。以前发表的文献中没公开发表过此方法。画出K／φ常数曲线，可在Pickett图上绘出完整的毛细管压力曲线，包括束缚水饱和度和非束缚水饱和度的区域。以前用于确定给定层段绝对渗透率的经验方法是假设含水饱和度为束缚水饱和度。本文介绍了一种确定绝对渗透率的方法，它适用于层段含可动水的情况。我们通过Cdorado东南部Sorrento地区的Morrow砂岩资料和Dokoto北部Little Knife地区Mission Canyon组的碳酸盐岩资料为例说明此技术的应用情况。我们认为，流动单元可通过单对数坐标的Pickett图、毛细管压力、孔喉半径和Winland r35值一体化确定。

天然裂缝储层基岩流动单元识别

最近研究表明，毛管压力与Pickett图一体化为流动单元识别的有效方法，本次研究将此方法推广到天然裂缝储层，且只需基岩的Pickett图。它需要计算基岩的原始孔隙度和真电阻率。通过替换Pickett图上的孔喉半径、乏．管压力和自由水面以上高度，就能得出基岩的流动单元。并且能估计基岩是否具有生产价值。模式识别是此方法成功的关键，本文通过两个实例加以说明。当分割系数为常数时，用复合系统的总孔隙度和电阻率绘制Pickett图，此时，得不到对固定的含水饱和度值的常规直线，Pickett图为向下凹的曲线，如果意识不到这种影响，计算含水饱和度时会产生较大误差。

具有油水过渡带的油田石油储量的估算

油水过渡带内可采油的数量取决于过渡带内含油饱和度(随深度)的分布、原始含油饱和度与最终含油饱和度(Soitz和Sortz)的关系，以及过渡带容积的大小。传统的做法是，视Sortz为一常数，数值上等于油水过渡带之上油柱的残余油饱和度(Sor)。然而，文献中有限的资料表明残余油饱和度依赖于原始含油饱和度，正如捕集油的关系所描述的那样。因此，最终含油饱和度(Sortz)应该是原始含油饱和度(Soitz)的函数。本文的目的是介绍经最新实验证实的捕集油关系并论证该关系对油水过渡带中储量估算的影响。确定捕集油关系对储量估算的影响可以通过以下两种方式来实现：第一，利用分析模型：该模型可以显示在考虑捕集油关系时最大可能增加的效益；第二，利用扩展的黑油模拟法：该模拟法考虑了相对渗透率对储量估算的影响。

三塘湖盆地马朗凹陷牛圈湖—牛东构造带上石炭统火山岩黏土矿物特征及其对储层物性的影响

三塘湖盆地马朗凹陷牛圈湖—牛东构造带上石炭统哈尔加乌组和卡拉岗组发育低孔、特低渗强非均质性火山岩储层。基于黏土矿物类型、含量、赋存状态、分布特征及其成因与转化的系统分析,讨论了黏土矿物对火山岩储层储集物性的影响。上石炭统火山岩储层为低孔、特低渗储层,主要发育气孔、半充填杏仁孔、晶间孔、粒间孔等原生孔隙和微晶溶孔、基质溶蚀孔、沸石溶孔等次生孔隙,原生裂缝以冷凝收缩缝和收缩节理缝为主,次生裂缝以构造缝、层间缝为主。孔喉结构以微细孔喉—小孔喉为主。上石炭统火山岩储层为中—高黏土矿物含量储层,随黏土矿物含量增加,储层孔隙度、渗透率均降低。黏土矿物主要为长石类矿物、晶屑和岩屑溶蚀成因或黏土矿物成岩转化产物。高岭石普遍遭受溶蚀,发育粒间溶孔等次生微孔,绿泥石晶间孔发育,可有效改善玄武岩和凝灰岩储层的储集物性;伊利石多充填粒间孔隙,降低玄武岩和凝灰岩储层的储集物性;绿/蒙混层和伊/蒙混层对玄武岩和凝灰岩储层储集物性具有改善意义,对火山角砾岩储层储集物性具有破坏性。高岭石、绿泥石和绿/蒙混层相对含量较高的玄武岩与凝灰岩沉积区是优质储层发育有利区。