徐家围子地区登娄库组沉积相分析

松辽盆地北部徐家围子地区登娄库组沉积时期,盆地处于断陷末期-断陷向坳陷转化过渡期。综合分析岩心、测井、录井等资料,探讨了徐家围子地区登娄库组沉积相类型。结果表明,本区目的层段发育冲积扇、三角洲、河流、湖泛平原、湖泊5类沉积体系,细分为冲积扇、砂质辫状河、曲流河、扇三角洲、湖泛三角洲、湖泛平原和湖泊7类沉积相;垂向上登娄库组一段受断陷影响大,沉积相模式为冲积扇-扇三角洲沉积体系,登娄库组二至四段为河流-末端扇、河流-三角洲-湖泊沉积体系。

伊通盆地岔路河断陷奢岭组地震相研究

伊通盆地岔路河断陷奢岭组处于凹陷发展初期,受断陷影响较大,砂体厚度和分布横向变化快,具典型的"源近流短"沉积特征。针对研究区钻井少且分布不均的情况,利用地震资料进行地震反射外形及内部结构分析。结合地震属性、井点岩心、测井特征,建立地震相—沉积相的对应关系,从而实现对未取芯井段和未钻井地区进行物源及沉积相研究。研究表明岔路河断陷奢岭组可识别3种类型地震相,主要发育近岸水下扇、滑塌扇及湖泊4种沉积相。

辽河油田曙二区大凌河油层沉积相分析

辽河油田曙二区大凌河油层属于辽河断陷西部凹陷沙三段。由于辽河断陷西部凹陷演化的阶段性,导致该地区沉积的多旋回性。沙三段沉积时期,伴随湖盆进一步扩张,湖盆急剧下降,水进加剧,此时发育了以浊积岩为骨干的沉积体系。通过对取心井的岩心资料分析,了解岩石颜色、结构、岩性、成分、构造、矿物及测井相要素,并参考研究区沉积体系背景,发现目的层段发育深水湖底扇、湖泥相两大沉积体系。并识别出湖底扇相和湖泥相两个大相。湖底扇内扇、湖底扇中扇及湖底扇外扇三个亚相及主沟道、辫状沟道、末梢微相等6个微相。

渤海蓬莱19-3油田新近系明下段曲流河储层构型表征

开展复合砂体内部不同级次储层构型单元的精细表征对渤海蓬莱19-3油田明下段开发方案的优化至关重要。综合应用岩心、测井和三维地震资料,并进行多地震属性的智能融合,实现了对蓬莱19-3油田三区明下段Ⅳ油组2小层曲流河储层五—三级构型单元的精细刻画。研究结果表明:(1)蓬莱19-3油田目的层段可划分为单一曲流带、单一点坝砂体和单一侧积体不同级次储层构型单元。(2)地震属性中的最大振幅、反射强度和相对波阻抗对储层响应较为敏感,基于物性参数监督的神经网络多属性融合进一步提高了储层预测的精度和可信度。(3)研究区发育南北向展布、中间窄两端宽的单一曲流带五级构型单元;单一点坝四级构型单元呈串珠状分布且互相切割改造;单一点坝内部侧积体呈正韵律,侧积层倾角为2°~5°。(4)采用多属性智能融合技术对研究区曲流河多级次构型单元进行刻画的结果显示,不同成因类型构型单元的几何形态、规模及其结构存在相关性,对调整井位、完善注采井网、提高油田开发效率具有重要意义。

渤海河流相Q油田提液挖潜规律分析

以渤海Q油田为例,针对渤海河流相油藏改善提液措施效果,统计Q油田近5年油井的提液措施效果。从静态、动态两方面分析油井提液的敏感性,总结油井提液措施效果在动态参数及静态参数上的变化规律,分析切实有效的提液时机与提液规模。结合油井措施效果,建立渤海河流相水驱油藏油井提液挖潜分类表。研究结果表明,渤海河流相油藏处于Ⅰ类提液阶段(2.0万mD⋅m<地层系数≤4.0万mD⋅m、0<流动系数≤300 mD⋅m/(mPa⋅s)、2.5万m^(3)<提液前累计产油量≤5.0万m^(3)、0<提液前累计产液量≤30万m^(3)、65%≤提液前含水率<80%)的油井,提液后日增油量大于30.0 m^(3);处于Ⅱ类提液阶段的油井,提液后日增油量在15.0~30.0 m^(3);处于Ⅲ类提液阶段的油井,提液后日增油量小于15.0 m^(3)。该提液高效挖潜时机表在渤海Q油田南区得到了验证,具有很好的实际应用参考价值,可为海上河流相水驱油藏高效开发提供依据。

伊通盆地岔路河断陷双阳组沉积相研究

伊通盆地岔路河断陷双阳组处于断陷湖盆发展阶段,边界控盆断层开始活动,基底形成一系列正断层.由于断陷影响,砂体厚度和分布横向变化快,具典型的"源近流短"沉积特征.通过对取心井的岩心资料以及测井、录井等资料,并参考研究区沉积体系背景,研究表明双阳组主要发育扇三角洲、近岸水下扇、滑塌扇和湖泊沉积四类大相,并可细分为扇三角洲平原、扇三角洲前缘、前扇三角洲、近岸水下扇扇根、扇中、扇端、滑塌扇扇中、外扇以及滨浅湖、半深湖10类亚相.

海上油田过路层段曲流河砂体解剖及应用

渤海海域P油田主力开发层位为新近系馆陶组储层,上部明化镇组下段曲流河储层作为过路层段长期未开发,钻遇井分布极不规则。目前主力层已进入中高含水率开发阶段,为开展未动用过路层段精细开发,以L30油组曲流河砂体为例,采取逐级解剖的思路,充分运用钻井测井资料,以沉积模式为指导,分别从单一河道、单河道内部及侧积体3个级次对曲流河砂体逐级进行精细解剖,并提出相应开发策略。结果表明L30油组可划分为9期单期河道,各期次平面可分南北两条单一河道,其中单一河道满岸宽度为33.2~349.0 m,单一河道带宽度为280~1400 m,点坝跨度为300~1400 m,单一侧积体厚度为1~5 m,侧积体水平宽度为22.13~232.66 m,侧积层倾角为2°~7°,侧积层间距为15~120 m。根据以上研究成果,结合研究区整体开发策略,提出了6口水平井井位部署建议。

曲流河储层隔夹层研究——以秦皇岛32-6油田为例

为揭示曲流河储层隔夹层对剩余油分布和油层水淹的影响,通过分析物性参数与米采油指数关系得出隔夹层物性上限,并选择自然伽马、电阻率、厚度为主要敏感参数,采用灰色关联法进行权重系数计算,得到隔夹层判别指数及综合判别图版。在秦皇岛32-6油田南区明化镇组下段Ⅰ油组应用证实,该判别图版符合率达96%;在剩余油滞留带底部和油层水淹层顶部进行调整挖潜,生产效果明显。在曲流河储层隔夹层发育区,隔夹层延缓采油井含水上升速度;隔夹层不发育区域,易形成水串区,导致相邻隔夹层发育区形成剩余油滞留区。这种认识对油田开发中后期产能挖潜有指导作用。

储层深度预测误差分析及规避方法

随着油气田开发进入中后期,为解决常规定向井多层合采导致的层间矛盾、含水率差异等问题,水平井分层系开采已受到广泛关注。受水平井钻井工程技术难度大、开发成本高等制约,开发过程中对水平井目的层顶面深度预测精度要求高,目前通常采用"实钻井资料为主、井间地震约束为辅"的方法预测,然而地质、地球物理、工程等方面均能对储层深度预测产生影响。主要从这3方面分析深度误差产生原因:地质上储层变化、地层倾角与钻井方向关系;地球物理平面速度变化、地震资料分辨率对储层厚度刻画精度以及浅层气影响;工程上钻具拉伸、扶正器位置以及测试仪器本身误差等方面导致的储层深度误差,针对这些深度误差产生原因,分别提出相应规避方法。利用以上研究成果指导水平井随钻实时调整,实现了渤海湾QH油田储层深度预测误差控制在1.5 m以内,达到质量效益双丰收。

海上Q油田低产低效井成因及治理技术研究

油田开发过程中存在低产低效井,其治理的好坏直接影响油田的经济效益。根据Q油田低产低效形成原因,将低产低效井分为地质低效、油藏低效和工艺低效三类,并针对每一类低产低效井形成原因,制定出相应的治理措施,包括地质油藏做精做细,逐层挖潜,剩余油精细研究;完善注采井网,优化注水系统;优化工作制度等措施。现场应用结果表明,Q油田2017年完成低产低效井治理43口,日产量增加1 032.9 m^3,为油田的可持续发展提供了一定保障。

海上大型河流相稠油油田高含水期开发模式研究与实践

秦皇岛32-6油田是渤海湾亿吨级的大型整装河流相稠油油田,初期采用大井距、稀井网、一套层系多层合采的开发模式,导致油田在进入中高含水期后,逐步暴露出层间、层内和平面的三大矛盾,油井产量快速递减,亟需进行开发调整。鉴于海上油田开发的特殊性,陆上已有的开发调整模式无法直接应用到海上油田。针对该油田地质特征和开发特点,提出了适合海上河流相稠油油田中高含水期后水平井细分层系开发模式,实现了海上河流相油田的高效开发,研究形成了多层合采层间干扰系数定量表征技术,层系重组、井网重构和水平井挖潜有机结合的立体挖潜技术,实现了海上河流相油田高效开发新模式,油田采油速度提高了2.6倍,采收率提高了12.8%,高含水期开发效果得到了明显改善,为类似油田开发调整提供了经验。

复合曲流带砂体泥质隔夹层平面展布判别

在油田开发中后期,隔夹层是影响复合砂体开采效果的重要因素。针对海上油田大井距条件下的复合曲流带砂体内部泥质隔夹层,从岩心测试资料入手,分析储层物性参数与比采油指数的相关性,得出隔夹层物性上限。根据泥质隔夹层成因,总结出单层间隔层、单砂体间夹层、单砂体内夹层特征;通过分析隔夹层物性、电性等参数敏感性,采用灰色关联法得到隔夹层判别指数IR,进而得到隔夹层综合判别图版,实现井上隔夹层定量识别。针对单砂体间夹层,通过井间对比,总结出3种夹层沉积模式,并建立相应正演模拟,得出不同模式夹层的垂向地震响应特征;结合过井地震特征,得出不同平面、剖面地震特征代表的夹层结构;进而从井上实钻夹层出发,依据平面、剖面地震特征预测夹层变化趋势及分布范围,得到夹层平面展布规律。研究成果为油田产液结构调整和复合砂体水平井挖潜策略制定提供了依据。

海上油田大井距条件下薄互储层刻画方法——以渤海湾盆地P油田3井区馆陶组为例

海上油田在设计开发方案过程中存在井数少、井距大、井间储层预测难度大等问题,尤其是薄互储层,由于受地震资料分辨率的影响,无法进行单砂体的砂体描述,井间储层无法预测,方案部署存在较高风险。针对大井距条件下的薄互储层刻画预测精度低的难题,以渤海湾盆地P油田3井区馆陶组为例,基于频谱分析的井震耦合,寻求适合地震分辨率的砂体组合,并通过正-反演确定组合砂体的地震响应特征。结合岩心、测井、地震平-剖特征及沉积背景建立了浅水辫状河三角洲主辫流带、辫流带边缘和前缘间湾3类亚相的地震沉积相图版,并在此基础上针对主力组合砂体进行了储层展布及演化分析。根据研究成果,提出了基于储层砂体分布特点的变井网方案——主辫流带采用300 m井距,辫流带边缘采用260 m井距;同时,通过分析物性、产能等参数的相关性,首次实现了P油田方案设计阶段的单井产油/注水能力预测。研究成果可进一步降低海上油田开发方案的设计风险。

高分辨率地震资料约束下的砂体精细刻画

随着油田开发进入中后期,储层精细刻画决定了剩余油分布及油田挖潜方向。以Q油田北块砂体为例,针对区域生产动态矛盾,结合新处理高分辨率地震资料,以沉积模式为指导,完成复合砂体内部小层、单砂体级别储层精细对比。依据目标区存在的曲流河砂体叠置关系,建立3种叠置砂体的地震正演模型,明确不同叠置砂体剖面特征;在此基础上结合区域沉积背景,井震、动静结合开展平面储层精细刻画。研究成果指导了油田高含水期注采井网调整及挖潜,部署调整井8口,增加产能550 m^(3)/d。

复合曲流带内部构型界面识别新方法及其应用

为了刻画海上油田复合曲流带砂体储层结构,分析生产井组平面注水受效不均的地质因素,提出有效增产措施。以渤海Q油田北区NmⅢ2含油砂体为目标砂体,首先基于井间剖面相分析,建立9种单河道间切叠类型,通过正演模拟识别不同切叠类型的地震响应特征;再依据地震响应强度,采用单一振幅属性和双属性融合技术,对地震响应强度的切叠界面进行准确定位;最后结合井间剖面相分析定微相、古地貌特征定走向、单砂体厚度分布及构型定量方法定规模等,完成对复合曲流带内部不同单河道间切叠界面(内部构型界面)的识别与刻画。结果表明:曲流带内部单河道间的切叠界面将片状砂体分割为多个不同的连通体或半连通体,不同的切叠类型渗流能力有所不同。该研究成果能够对复合曲流带砂体注采结构优化提供可靠的地质依据。

多层疏松砂岩油藏产能影响因素分析及治理--以渤海L油田为例

渤海L油田属于疏松砂岩油藏,具有含油井段长、小层数量多、薄层占比高、非均质性强的特征,开发过程中层间干扰和微粒运移,导致新井初期产能递减大。为了提高新井产能、降低递减速度,基于矿场资料,分析含水率、产层厚度、生产压差与新井产能之间的关系。研究表明,在低含水阶段,生产压差是新井产能的主控因素,生产压差大导致储层微粒运移而堵塞孔喉,产能也随之降低,因此,新井初期采用合理压差是产能稳定的基础;在高含水阶段,含水率与产层厚度是新井产能的主控因素,细分开发层系是提高新井产能的重要手段,流场调控是降低产能递减速度的有效方法。针对多层疏松砂岩油藏,采用“流场调控、细分层系、合理压差”三位一体的综合调整策略,研究区新井初期产能平均提高26.9%,年递减率从治理前64.6%减少至20.6%,产能改善效果较好。

复杂曲流河单砂体沉积微相刻画——以秦皇岛32-6油田南区NmL^1（3）砂体为例

河流相储层是油气储集的重要载体，油田开发中后期，单砂体沉积微相刻画对储层分布及剩余油挖潜至关重要。传统“边滩外推河道边界”的沉积微相刻画方法受河道砂体侧向侵蚀、多次废弃影响，容易放大/缩小河道规模。以秦皇岛32—6油田南区新近系明化镇组下段l油组3小层（NmL^1（3））砂体为例，在单砂体等厚图编绘的基础上，以沉积模式为指导，识别河道边界，进而追踪末期河道展布，在砂体格架基本确定之后预测废弃河道、刻画边滩，同时根据生产及综合调整资料修正沉积微相图。运用以上方法所得成果较好地指导了水平井着陆，提高砂岩钻遇率，同时挖掘了油田潜力。

渤海海域南堡35-2油田成藏模式分析及开发潜力预测

南堡35-2油田空间流体性质变化规律表明,油田断层长期处于活动状态,为油气运移提供了良好的条件;同时结合油田含油区块空间分布特征,对明化镇组油源断层进行了综合识别。从明化镇组油源断层的识别出发,分析认为南堡35-2油田属于"网毯式"油气成藏模式;边界大断层、区域不整合面为深层"油源网",断至馆陶组顶部的次生断层为浅层明化镇的油气"聚集网";而馆陶组大套砂砾岩体作为临时仓储层连接深层油源网、浅层聚集网,在油气成藏过程中充当"毯"的作用;并在此基础之上,从馆陶组录井油气显示异常,同时结合其成藏阶段性分析,认为在馆陶组顶部南、北高点存在规模性油气聚集的可能性较大,具有增加近300×104t石油地质储量的潜力,为该油田增储上产指明了方向。

海上河流相稠油油田低产低效井综合治理措施分析——以N油田09砂体为例

随着河流相稠油油田开发进入中后期,受原油黏度大、储层非均质性强、油水系统复杂等制约,低产低效井井数占比逐年增加。为了改善海上油田开发效果和实现降本增效,以N油田09砂体为例,开展海上河流相稠油油田低产低效井综合治理措施分析。结果表明,09砂体低产低效井成因可细分为储层物性差、采出程度高和工艺出砂三种类型;影响低产低效井综合治理措施的因素除了成因外,还有剩余油分布、井型、油柱高度、水平段长度等因素;在综合各因素的基础上,针对09砂体每一类低产低效井提出了相应的治理措施。其研究成果应用于N油田低产低效井的综合治理,增加产能400 m3/d,提高采收率约0.2%,取得了较好的开发效果。

基于正演模拟的复合曲流带砂体内部构型解剖研究及应用

Q油田是渤海大型河流相沉积的稠油油田,其北区NmⅣ1主力含油砂体为复合曲流带沉积,经过16年的注水开发,油水关系复杂,平面注水受效不均的问题日益严重,如何优化注釆结构来改善开发效果已成为急需解决的问题。优化现有注釆井网的关键是认识复合曲流带砂体内部不同单河道砂体的切叠关系及展布特征,即对目标砂体开展内部不同单河道的构型单元分布特征研究。首先,依据岩电标定的测井曲线特征、局部发育的薄夹层以及曲流河纵向下切模式,对复合砂体内部不同单河道砂进行划分与对比;然后基于单井沉积微相划分结果,开展井间剖面相对比分析,表明复合砂体内部存在5种不同单河道砂体切叠模式;建立5种正演概念模型,利用地震正演模拟合成地震记录,总结了不同单河道砂体间顶面高程差异、点坝边界、废弃河道等曲流河砂体构型边界的波形特征;利用地震属性提取及多种地质构型方法,综合分析,最终实现了海上大井距条件下复合曲流带砂体内部不同单一曲流河砂体构型边界的精细识别;最后由注采动态资料的响应关系评估不同的切叠模式对注水效果的侧向遮挡程度,并以此为依据,优化现有的注釆井网并取得了非常好的生产效果。