渤海海域缝洞-孔隙型碳酸盐岩潜山储层发育规律研究

通过综合分析钻井、录井、测井、分析化验、地震资料,认为渤海海域曹妃甸古生界潜山主要受古地貌、断裂系统及岩性差异等因素综合影响,储层非均质性强.印支、燕山、喜山多期构造运动形成的三组主干断裂,控制了潜山圈闭和古地貌的形成及演化;古地貌及断裂活动强度控制岩溶作用规模及深度;海侵初期和海退中晚期局限台地和开阔台地相形成的白云岩、灰质云岩、云质灰岩、亮晶颗粒灰岩有利于形成有效储层.基于潜山储层发育特点和形成机理,通过低频增强体和蚂蚁体属性融合,预测潜山优质储层分布规律.研究成果对渤海古生界潜山油气藏的勘探开发具有一定的指导意义.

JZS油田潜山裂缝储层形成机制及分布预测

依据岩石化学指标和微观特征,JZS潜山纵向上自上而下化学风化程度相应地可划分为风化、半风化和未风化3个级别,以岩心观察、岩石薄片鉴定和成像测井等资料为基础,结合生产测井资料,认为JZS潜山由表及里也可分为风化壳、半风化壳和基岩3个带,与化学风化级别相对应;潜山储层储集空间主要为半风化壳的构造缝及风化壳的溶蚀缝;裂缝储层发育受岩性、构造运动及风化溶蚀作用等因素综合控制,主控因素是构造运动。按断裂期次及倾角大小,JZS潜山构造缝可划分为4类,即早期半充填-充填水平缝、早期半充填-充填垂直缝、晚期半充填碎裂缝和晚期开启倾斜缝应用原油包裹体检测技求确定JZS潜山主要有敏裂缝为晚期开启倾斜缝和半充填碎裂缝。通过岩心和成像测测井资料标定,建立了JZS潜山常规测井资料识别有敏裂缝的标准并重构有效裂缝识别曲线利用重构曲线,进行裂缝储层反演及分布预测。该方法预测结果与其他地球物理方法预测结果吻合较好,为开发井部署提供了地质依据。

等效应力场模拟与叠前弹性波阻抗反演综合预测锦州25-1南潜山裂缝储层

锦州25-1南潜山裂缝储层埋藏深、年代老、非均质性强,影响储层发育和分布的因素非常复杂,采用单一的常规储层预测方法难以准确预测储层的分布。基于裂缝形成的主控因素和储层特征分析,运用等效应力场模拟与叠前弹性波阻抗反演方法综合预测了锦州25-1南潜山裂缝储层分布,并得到了后钻开发井的验证,这在渤海油田尚属首次,对同类储层研究具有一定的借鉴意义。

利用气测资料判断调整井油层水淹程度的尝试

在利用气测资料研究调整井油层水淹状况过程中,为了消除钻井因素对气测数据的影响,提高气测数据的可对比性,提出了利用判别因子(烃类组分值和气全量值的比值)来判断调整井油层水淹程度;结合渤海SZ油区的实际资料,建立了判别渤海海域油田油层水淹程度的气测标准。应用结果表明,利用本文方法能够较准确地判断油层水淹情况,可为注水开发油田快速编制调整井射孔方案提供可靠依据。

渤海锦州20-2凝析气田开发实践

锦州20-2凝析气田为异常高压凝析气藏,气田构造上分为三个高点,各自为独立的油气水系统。由于凝析油含量中等,确定气田采用衰竭开发方式进行开发。油田采取分期投产、产能接替和钻调整井等措施保持气田平稳供气。由于气田局部具边底油,气田投产后陆续有气井出黑油或出水,气井的合理管理显得尤为重要。通过无阻流量等方法对高产气井进行合理产量分析,维持高产气井的稳产。对出黑油未出水气井适当放大压差,维持气井稳定生产;而出水气井则根据井筒积液情况及时调整产气量,保证气井连续生产。同时在边底油丰度高的区域设计两口水平井开发油环原油,有效提高了原油和天然气产量,改善气田开发效果。

一种确定带底油凝析气藏气井合理产量的新方法

采用由常规方法确定的带底油凝析气藏气井合理产量进行生产,使得锦州20-2凝析气田某些气井在投产后很快出现了底油锥进。通过对带底油凝析气藏气井系统试井资料的统计分析,找出产气量和压力平方差之间、压力平方差与生产压差之间的关系,进而通过确定气井射孔底界到气藏油气界面的距离计算出气井的合理产量。锦州20-2凝析气田2口井的应用结果表明,用本文提出方法确定的气井产量指导气井生产,可以有效地控制气井底油锥进速度,延长气井的稳产时间。

陡坡带厚砂岩油藏地层划分与对比——以JX油田5、6井区为例

针对JX油田5、6井区东营组构造陡、含油范围窄、砂地比高的特点,为典型的构造坡折带厚砂岩油藏。通过恢复古地貌及选取稳定标志层,建立地层对比约束框架。利用测井及岩心资料,划分地层的沉积旋回,开展多井间沉积旋回对比,建立JX油田5、6井区精细地层对比格架。通过断点识别、井震标定及油水系统分析对地层对比结果进行检验,最终将JX油田5、6井区划分为9个油层组。根据地层对比结果,结合油藏数值模拟研究,将5、6井区东营组划分为7套开发层系,采取高部位采油、低部位注水的方式进行开发。生产实践证实,油田开发取得了较好效果。

渤海海域辽东湾地区古近系钙质砂岩成因及分布——以锦州25-1油田3井区沙三段为例

钙质砂岩基本为致密层或干层,是海上开发井设计尽可能规避的"伪储层",预测钙质砂岩分布成为规避低效井的首要任务。以锦州25-1油田3井区沙三段为例,从钙质砂岩成因入手,分析了钙质砂岩形成具备的物质条件和环境条件。研究区沙三段深湖泥岩提供了丰富的碳酸盐流体来源,为形成钙质砂岩提供了物质条件;水下分流河道微相优质储层中的砂岩体直接嵌入下伏的富含钙质的泥岩中,砂岩透镜体与泥岩的接触面积较大,并且由于烃源岩排烃作用使砂岩和周围泥岩存在压差,在这种压差作用下碳酸盐流体排出并在砂岩原生孔隙中沉淀,又为钙质砂岩的形成提供了有利的环境,2种条件相互作用、互相影响,最终形成钙质砂岩。钙质砂岩分布主要受沉积微相、与周围泥岩接触方式和古地貌等因素的影响。结合地震相砂体描述成果,预测沙三段中亚段钙质砂岩平面上主要分布于靠近沉积中心一侧、大砂体的西侧边缘,以及构造中东侧次洼中,据此调整了原开发方案中5口设计井的井位,实施后,这5口井均未钻遇钙质砂岩,规避了开发风险。

渤海L油田隔夹层地球物理特征及识别

隔夹层是油藏开发研究的重要内容之一。目前隔夹层研究多侧重于单井的岩心、测井识别和井间的随机模拟,很少采用地球物理方法预测井间的隔夹层分布。立足于渤海L油田实际条件,从隔夹层的地球物理特征分析入手,开展隔夹层弹性参数识别研究,优化地震道集资料,采用叠前直接反演研究成果开展井间隔夹层分布规律预测,完成了该油田明化镇组下段三套隔夹层(组)的平面分布预测,为渤海L油田地质模型建立、开发井网优化给出了可靠的研究成果。基于隔夹层地球物理特征的分析方法,能够实现隔夹层井间分布规律研究,提高预测结果的可靠性,为类似油藏的隔夹层研究提供了良好借鉴。

基于小波变换的浅水三角洲高分辨率层序地层定量划分

针对浅水三角洲储层横、纵向变化快导致井间高精度层序地层对比困难的问题,结合测井曲线和井旁地震资料,采用基于小波变换的时频分析技术,定量识别和划分高精度层序地层界面.以渤海湾盆地垦东凸起东部斜坡带明化镇组下段为例,综合利用测井曲线连续小波变换和地震时频分析技术定量识别具有等时意义的层序界面.研究发现,利用时频分析技术能够有效地对浅水三角洲进行高分辨率层序地层的定量划分和识别,研究区目的层明化镇组下段共发育4个体系域、7个准层序组和17个准层序级别的层序地层单元,搭建了具有等时意义的高精度层序地层格架.

多属性神经网络地震反演在NB油田水平井钻探中的应用

NB油田位于渤海海域,为新近系河流相稠油油田,储层横向分布不稳定,砂体厚度薄、连通性较差,油水关系复杂,开发设计部署了大量水平井。选择神经网络反演方法,建立地震属性与储层参数的非线性关系,进而根据其关系反演得到储层参数数据体,利用该数据体沿层切片提取储层预测信息,研究储层发育规律,指导该油田水平井的部署和钻探,取得了较好的效果,降低了钻探风险。用神经网络地震反演方法进行储层预测研究,指导水平井钻探,在渤海海域尚属首次。

三角洲前缘储层非均质性及剩余油挖潜研究

锦州9-3油田主要含油层系为三角洲前缘相储层，多期砂体叠置，平面非均质性强，目前已进入中高含水阶段，生产矛盾突出，剩余油富集且复杂。通过研究油田小层平面分布特征、夹层分布规律、层内渗透率非均质性、层间沉积旋回的差异性和粒度韵律等参数，对油田主力油层三角洲前缘相储层非均质性进行综合表征。研究认为油田主力油层整体上属于强非均质性储层，造成储层强非均质性的主要因素为原始沉积环境下沉积旋回差异性和粒度韵律的差异性。结合各小层的水淹程度分析认为剩余油较富集的区域主要在Ⅰ2、Ⅰ4、Ⅱ11、Ⅱ12、Ⅱ2、Ⅲ1、Ⅲ2七个主力小层和油田的西侧、东部裙边带井控程度较低的区域。综合考虑造成剩余油分布差异的储层非均质性因素，制定了合理的总体调整方案和注采井网调整策略。

辽中凹陷X油田东营组砂体成因类型及挖潜目标优选

辽中凹陷X油田东营组为一套砂岩相对发育的正常三角洲沉积。以岩心、地震、测井资料为基础,通过岩心相和测井相研究,确定了水下分流河道、河口坝、远砂坝和席状砂为油田主要砂体成因类型;探讨了砂体成因类型与储层物性之间的关系,确定水下分流河道、河口坝为有利成因砂体。根据对主体区东二下段Ⅱ油组主力含油层段进行挖潜目标的研究,建议调整井部署在离物源相对较近的、以河口坝沉积为主的有利储集相带。

渤海大型潜山凝析气藏储层特征及影响因素

以渤中19-6大型变质岩潜山凝析气藏为例,综合利用钻井取心、野外露头、测录井、化验分析、产能测试等资料,研究新太古界潜山储层岩性特征、储集空间特征和主控因素,分析总结潜山岩石类型、优势岩性、主要储集空间类型,以及影响潜山储层发育的主导外因、主导内因等影响因素。本研究成果对渤海湾盆地新太古界潜山油气藏的勘探开发有一定的指导意义。