论大地构造对沉积物组分及其成岩和储层性的控制作用

本文将处在活动大陆边缘和被动陆边缘位置上的沉积物组分，不同地质时期的SH型砂岩、FS型砂岩、MS型及TM型砂岩等数型的砂岩成分。利用矿物成分Q－F－L三角图解，分别讨论了大地构造对沉积物组分的控制作用、砂岩成分与成岩作用的关系以及成岩作用对储层性的影响。从而论证了大地构造对沉积物组分及其成岩作用和储层性的控制作用。

基于量子衍生涡流算法和T⁃S模糊推理模型的储层岩性识别

鉴于梯度下降法易陷入局部极值、普通群智能优化算法易早熟收敛,提出一种基于量子衍生涡流算法(Quantum Vortex Search Algorithm,QVSA)和T⁃S模糊推理模型的岩性识别方法,QVSA具有操作简单、收敛速度快、寻优能力强等优点,有助于T⁃S模糊推理模型获得最优参数配置,从而实现储层岩性的准确识别。首先利用具有全局搜索能力的QVSA优化T⁃S模糊推理模型的各种参数;然后利用主成分分析方法降低获取的地震属性维度;再利用优化的T⁃S模糊推理模型识别储层岩性。实验结果表明,利用反映储层特征的8个地震属性识别储层岩性时,所提方法的识别正确率达到92%,比普通BP网络方法高5.1%,同时查准率、查全率、F1分数等指标也较BP网络方法提升明显。

长岭断陷龙凤山气田营城组储层非均质性研究

龙凤山气田是目前中石化在东北地区勘探开发的首个深盆致密砂岩近饱和高含油凝析气储集系统,主力含气层位营城组储层在空间上表现出了较强的非均质性特征,气层在纵向上、平面上分布规律复杂将制约后续的地质研究工作(于翠玲,2007)。通过对岩心描述和测井资料进行分析,对比地质储量和实际测试生产情况,从层内、层间和平面3个方面分析储层的宏观非均质性。

致密砂岩储层非均质性及其成因——以靖安油田大路沟地区长6油层为例

为明确靖安油田大路沟地区长6致密砂岩储层非均质性特征及其成因,综合利用铸体薄片鉴定、扫描电镜分析、物性测试和压汞实验等方法及钻测井解释资料,以分形理论为指导,分析长6储层宏观非均质性和微观孔隙结构分形特征,并对该储层非均质性成因展开讨论.结果表明,长6储层砂岩类型主要为长石砂岩,基于压汞实验参数将孔隙结构类型划分为中孔-中细喉型(Ⅰ型)、中小孔-细喉型(Ⅱ型)和小孔-微细喉型(Ⅲ型).从层内、层间和平面研究长6储层宏观非均质性,渗透率非均质程度系数评价显示长6各亚段均为强非均质性,自长61至长63非均质性逐渐增强.基于分形理论的储层微观非均质性研究结果表明,长6储层样品具有3段分形的特征,宏孔、中孔和微孔的分形维数平均值依次为2.9892、2.6931和2.1772,宏孔和中孔是长6储层渗透率和微观孔隙结构非均质性的主要来源,宏孔和微孔的非均质性对最大进汞饱和度影响更加明显.分析长6储层非均质性成因发现,沉积微相控制了砂体和物性等宏观非均质性因素,压实作用使储层原生粒间孔大幅减少,对宏孔和微孔的非均质性影响较大,绿泥石胶结作用和浊沸石溶蚀作用对孔隙结构改造作用强,对储层孔隙结构非均质性影响大.研究结果对大路沟地区长6油藏的效益开发具有指导意义.

多级界面约束下构型对储层非均质性控制作用——以川西沙溪庙组曲流河为例

【目的】川西坳陷侏罗系沙溪庙组油气资源潜力大,单砂体内部结构制约了优质储层预测,进而影响了该区天然气富集规律评价。研究区内河道砂体构型界面级次、构型单元及其组合尚不明确,不同级次构型界面约束下的构型单元及其组合如何控制储层非均质性尚缺乏相关认识。【方法】基于野外露头、岩心、测井以及分析测试等资料,在沉积相研究基础上,详细开展了川西沙溪庙组曲流河砂体构型类型及特征研究,探讨了多级界面约束下构型对储层非均质性控制作用。【结果与结论】研究区构型单元划分为边滩构型单元(H_(PB))、河道充填沉积构型单元(H_(CH))、决口扇构型单元(M_(CS))、天然堤构型单元(M_(CL))、废弃河道构型单元(M_(CA))和洪泛平原构型单元(M_(FM))6类,基于构型单元垂向叠置样式,结合垂向序列沉积特征,将构型单元组合划分为均一型组合(Type Ⅰ)、均一+复合型组合(Type Ⅱ)、复合型组合(Type Ⅲ)3大类。研究区中江—回龙地区整体Type I型组合相对最发育,且沙三段整体上Type Ⅰ型组合和Type Ⅱ型组合相对最发育,其储层非均质性相对较弱。基于上述砂体构型类型及特征研究、不同级次构型界面控制下的储层非均质性特征分析以及不同级次构型界面下构型对储层非均质性控制因素探讨,总结了3~5级界面约束下构型对储层非均质性的控制模式。其中5级构型界面控制下的储层平面非均质性受控于基准面上升和构造沉降;4级构型界面控制下的储层层间非均质性受控于地形坡度和侵蚀作用;3级构型界面控制下的储层层内非均质性受控于水动力条件、河道弯度、河道迁移程度、沉积载荷、流量及成岩作用。

东营凹陷低渗透岩性油藏储层非均质性特征及水驱剩余油分布规律

中国低渗油藏潜力巨大,受控于地下储层特性及开发技术水平,目前采出程度偏低。以东营凹陷H67块沙二段的低渗透岩性油藏为例,运用地震、测井、岩芯、分析化验及生产动态资料,分析了低渗透岩性油藏的储层非均质性特征,描述了其对注水开发的影响,阐明了剩余油的分布规律。研究表明,低渗透油藏储层孔喉半径小,平面与层内非均质性强,主要体现在稳定展布的夹层及韵律砂层渗透性相差大,平面上砂体及物性展布有明显的方向性;受控于储层非均质性,低渗透岩性油藏注水开发中存在地层能量不足、单井日液量低及平面水驱不均衡等特点,水驱后剩余油储量丰度依然较大,剩余油主要富集在层内及平面储层厚度大、物性差的区域。以上成果及认识对低渗透岩性油藏的开发具有重要的指导意义。

Q油田Z区块长2储层特征及敏感性研究

为提升Q油田Z区块的开发效果,掌握储层基本特征,弥补储层敏感性分析的空白,强化储层保护工作,针对长2低渗储层,开展了岩石学、孔隙结构、物性特征以及储层敏感性分析。结果表明,长2储层主要岩石类型为长石砂岩;孔隙度为5.8%~19.8%,平均为15.9%,主要分布区间为15%~19%,占样品总数的66.8%;储层渗透率为0.038×10^(-3)~319.56×10^(-3)μm^(2),平均为24.63×10^(-3)μm^(2),主要分布区间为1×10^(-3)~100×10^(-3)μm^(2),占样品总数的86.6%;属于中孔低渗透储层。储层敏感性分析认为具有弱速敏、中等偏强-强水敏、强盐敏、中等偏弱-无酸敏、中等偏弱-弱碱敏。该研究结果为Z区块的储层保护及制定科学合理的油藏开发政策提供了重要依据。

裂缝性储层阵列声波成像测井响应模拟及速度频散特征研究

为分析裂缝性储层中裂缝发育带对阵列声波测井响应的影响,本文采用交错网格有限差分算法实现孔弹介质阵列声波测井波列响应的数值模拟。通过对模拟波形速度频散信息的提取,总结裂缝发育带与扩径井段不同模式波的吸收衰减与速度频散响应特征的差异性。首先基于Biot孔弹介质模型导出柱坐标下弹性波的速度-应力方程;其次,用交错网格有限差分方法对孔弹波动方程进行离散化,为提高模拟算法效率与精度,使用高阶差分格式与NPML;最后,基于含倾斜裂缝带模型与井壁坍塌地层模型的响应模拟,用前后向振幅相位估计法分析阵列声波的波形幅度相位响应特征与速度频散的差异性。结果表明,低速裂缝带纵横波波场时差会增大,且衰减幅度随裂缝带倾角变化;井壁塌陷在径向与轴向上扩大时,会增强斯通利波与伪瑞利波衰减。声波纵横波时差、速度频散与幅度衰减均可反映一定的裂缝带特征,这些影响对评价和开发裂缝性储层具有重要意义。

致密砂岩储层敏感性及影响因素分析:以鄂尔多斯盆地王家湾东南区长6油层组为例

鄂尔多斯盆地王家湾东南区长6油层组为致密砂岩储层,储层敏感性评价是研究流体对储层伤害的重要手段,对后期的注水开发有着重要的指导意义。基于扫描电镜、铸体薄片、压汞实验和敏感性实验等手段,对储层敏感性及其影响因素进行深入研究。结果表明,研究区主要为长石砂岩,长石、石英、岩屑含量较高,黏土矿物主要为伊利石、绿泥石、伊蒙混层;岩石较致密,孔隙结构较差、孔喉分布不均匀,为低孔低渗储层;敏感性表现为中等偏弱速敏、中等偏弱水敏、中等偏强酸敏、弱-中等偏弱碱敏以及中等偏弱-弱盐敏,黏土矿物的类型和含量影响储层敏感性的主要因素,黏土矿物中的伊蒙混层、伊利石、绿泥石对分别对盐敏、水敏、酸敏影响较大。因此,在注水开发过程中要有针对性地对盐敏、水敏、酸敏采取储层保护措施。

渤海P油田疏松砂岩储层敏感性实验研究及评价

渤海P油田在开发中后期由于长期注水导致地层内部结构发生变化,加剧储层内部优势通道,而对于储层物性在水驱和酸化措施后的变化规律缺乏系统性的认识。因此,用现场实际岩心开展了储层水敏/盐敏性实验、酸敏/碱敏性实验,以得到储层在接触不同矿化度流体时物性的变化规律。结果表明:渤海P油田水敏/盐敏损害程度为中等偏弱-中等偏强,入井流体矿化度>20 000 mg·L^(-1),为预防黏土发生微粒运移,在注水初期可适当增加黏土稳定剂;酸敏损害率为11.0%~49.1%,伤害程度为弱-中等偏弱;碱敏损害率为25.2%~69.1%,伤害程度为弱-中等偏弱,入井流体的临界pH为8.5,油井酸化后,在投产初期尽量避免高压差生产,降低可移动微粒对储层孔喉的堵塞,提高酸化有效期。研究成果可为渤海P油田开发政策调整和提高储量动用程度提供理论指导。

裂缝性储层天然缝与水力缝开启条件及扩展规律研究

为了揭示裂缝性储层天然裂缝与水力裂缝开启条件及扩展规律,降低水窜风险,采用地应力测试、天然裂缝观察、水力裂缝扩展试验及模拟等方法,系统研究了天然裂缝与水力裂缝开启条件及扩展规律、水平应力差对水力裂缝扩展的影响及天然裂缝与水力裂缝相沟通的净压力。研究结果显示,研究区的垂向应力σ_(v)>最大水平主应力σ_(H)>最小水平主应力σ_(h),垂向应力、最大水平主应力和最小水平主应力的梯度分别为0.025,0.020和0.017 MPa/m;研究区致密砂岩中裂缝滑动的临界压力梯度在0.018~0.020 MPa/m,平均为0.019 MPa/m;当天然裂缝内临界压力梯度超过0.020 MPa/m时,无效缝均转变为有效缝。水平应力差从0增至10 MPa过程中,水力裂缝长度逐渐增加;10 MPa应力差条件下所形成水力裂缝的长度约为0及5 MPa应力差条件下水力裂缝的1.52倍。压裂试验结果显示,当水力裂缝遇到局部发育的砾石颗粒时会发生一定程度偏转,之后会继续沿着原来方向延伸。研究区目的层天然缝张开形成分支裂缝条件下的裂缝沟通净压力梯度为0.003 MPa/m,该裂缝沟通净压力在4.5~9.0 MPa。研究认为,构建裂缝性储层中水力裂缝的非稳态扩展模式时,应综合考虑水平应力差、天然裂缝发育情况、岩性特征及压裂施工条件。

强非均质性储层构型表征与流动单元智能分类评价

为了评价珠江口盆地惠州A油田珠江组ZJ452强非均质性储层的储层质量及流体渗流规律,采用了储层构型分析与多层次自动聚类算法对强非均质性储层进行分类评价,筛选出孔隙度、渗透率、流动带指数(FZI)和储层质量参数作为判别参数。应用自组织映射神经网络和贝叶斯判别流动单元智能分类技术,将ZJ452储层定量划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ3类流动单元。通过流动单元判别公式进行体计算,建立三维流动单元模型,分析流动单元空间分布特征,得出ZJ452储层虽然空间上表现为强非均质性,但平面上Ⅰ类流动单元和Ⅱ类流动单元连片分布连通的结论。本研究为惠州A油田ZJ452强非均质性储层油藏挖潜指明了方向。

海上低渗气藏高矿化度入井流体储层敏感性研究

评价高矿化度入井流体储层敏感性对于海上油气藏压裂液研发至关重要,由于海上压裂作业具有较强的特殊性,从钻开储层至压裂作业的时间周期较短,无法及时进行储层敏感性评价会造成压裂液体系设计不准确,对压裂效果造成较大影响。基于此,通过开展室内实验评价了东海某低渗气藏高矿化度入井流体的储层敏感性,结果表明:东海某低渗气藏具有强水敏、强盐敏、弱酸敏和弱碱敏的储层敏感性,而孔喉空间小和比表面大产生的水相滞留是导致储层强水敏的主要原因,盐结晶堵塞则是导致储层强盐敏的主要原因。该结果可为东海某低渗气藏压裂液研发提供强有力的技术支撑。

流花D油田珠江组下段储层非均质性研究

油田储层非均质性分布规律的认识是深水油田产能指标设计的重要依据,因此是深水油田开发的关键影响因素之一。针对南海深水流花D油田珠江组下段储层展开层内、层间和平面非均质性分析,并结合沉积环境和成岩作用深入研究,厘清了油田内部非均质性分布认识。研究认为南海深水流花D油田隔层和夹层的分布是非均质性的重要影响因素,储层内发育隔层6套,夹层9~10套;此外,油田位于古陆架坡折带附近,沉积由三角洲前缘向浅海陆棚碳酸盐台地转变,在海侵的大背景下,水动力条件变换引起的沉积物变化是影响研究区储层非均质性的主控因素。

控压钻井技术在裂缝性储层钻井中的应用

现阶段,国内大多数地区油气储藏层为裂缝性储层,这类区域对钻井技术的应用有较高的要求,若是所采用的控压钻井技术不符合要求,则会给储层带来不同程度的破坏,从而降低油气资源的开采效率。控压钻井技术适合运用在裂缝性储层,在很大程度上提高了油气资源开采效率,并对油气行业发展有着很大帮助。但部分区域油田在资源开采过程中并未发挥出该技术的优势,相关经验不足,在应用过程中还有许多问题要解决,本文主要从控压钻井技术应用现状来加以分析,阐述其概念以及应用优势,分析该技术应用过程中用到的设备,从而使该技术能够得到推广与应用。

珠江口盆地恩平A油田储层非均质性及对开发的影响

恩平A油田为珠江口盆地首个注水开发的中渗浅层稠油油田,注水后部分层位不受效,油层能量不足,采油速度较低,有必要进行储层非均质性分析。本文以岩心分析、测井曲线、动态数据以及夹层分布特征等资料为基础,对恩平A油田韩江组储层非均质特征及其对剩余油分布的影响进行研究。从平面、层内、微观三方面进行分析,A油田储层非均质性严重,发育泥质、钙质夹层,主要有3种垂向连通方式;平面上孔渗参数、非均质系数分布明显受沉积微相及砂体分布的影响。注水开发后,储层非均质性强影响开发能量传递,是影响供液的主要原因。

定边油田张崾岘区块亮马台单元长2储层非均质性特征

定边油田张崾岘区块亮马台开发单元长2储层非均质性特征不清晰,通过测井资料、岩心分析以及压汞实验等方法对储层非均质性特征开展研究。结果表明:长2储层以灰绿色细粒长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,颗粒分选及磨圆度较好,粒度较细,粒间孔与溶蚀孔发育,孔隙间喉道细小;通过砂地比、隔层发育状况以及变异系数等非均质性参数计算,广泛发育的隔层加剧了层间非均质性,并对油气运移和聚集产生了重要影响;长2储层发育的泥质夹层导致储层非均质性增强,渗透率以正韵律、复合韵律型为主;河道砂体影响储层的平面展布,长2储层的孔隙度、渗透率分布与砂体展布及发育状况密切相关。

基于AVO技术的岩性含气储层预测

针对AH地区,其白碱滩组地震反馈特性较模糊,预测储层的多解性较强,这使得提升含气储层预测精确性成为此地面对的关键问题。近期获取的钻井资讯和对岩石物理的研析发现,纵向和横向波速的比率对于含气储层的反应更为敏锐,比率越高,储层的发育就越显著。采用AH地区的纵横波速比特性来预测白碱滩组储层的发展状态,预测结果与实地钻井的数据非常一致。研究显示,根据白碱滩组发育与非发育储层所呈现的AVO特性,能有效地辨识AH地区的含气储层。利用白碱滩组地震道集纵横波速比特性预测储层的方式,能很好地解决AH地区含气储层预测的多解性问题,提高岩性储层预测的准确性,对AH地区未来的探索和开发具有指导价值。

控压钻井技术在裂缝性储层钻井中的应用思考

近年来,全球能源需求不断增长,而传统油气资源逐渐减少,非常规油气资源的开发与利用成为当今油气行业的热点问题之一。裂缝性储层作为一种重要的非常规油气资源类型,其地质特征的复杂性和开发难度给传统钻井技术带来了巨大的挑战。在裂缝性储层钻井中,控压钻井技术作为一种先进的钻井工艺,具有诸多优势和应用潜力。控压钻井技术通过控制井底压力,实现了对井筒周围地层的有效防漏,降低了钻井过程中的井漏风险,提高了钻井安全性。同时,控压钻井技术还能够有效地控制裂缝性储层中的井壁稳定问题,避免井眼塌陷和井壁破裂的发生,从而保证了钻井操作的顺利进行。文章旨在为裂缝性储层钻井中的控压钻井技术提供技术指导和理论支持,以期能够为更加安全高效地开发裂缝性储层资源提供参考和借鉴。

郭旗西区储层非均质性及其对注水效果的影响

郭旗西区目前在注水开发中存在注水整体见效差、平面矛盾突出,部分井水窜、水淹严重等问题。为改善本区长6储层注水开发效果,达到控水稳油,从不同层面开展了储层非均质性对注水效果的影响研究。结果表明:本区长6低渗透砂岩储集层具有较强的非均质性。层内砂体呈正韵律分布,注入水易沿着底部高渗透段快速突进,造成底部过早水淹。层间非均质性强,砂层纵向分布不均匀,注入水单层突进的现象明显;平面上砂体发育程度不同,造成平面舌进现象突出。因此,注水开发过程中针对不同成因造成的储层非均质性,采取相应的开发措施,能够为提升注水开发效果提供重要的地质参考依据。