南苏丹境内裂谷盆地源上构造-岩性油藏成藏主控因素与成藏模式

以钻井、测井及三维地震资料等为基础,通过岩心分析、连井对比、油气运聚模拟、地震反演及多信息叠合等方法,从油源条件、储-盖组合和输导体系3个方面对南苏丹境内Melut和Muglad 2个裂谷盆地源上构造-岩性油藏成藏的主控因素进行了分析,并探讨了成藏模式。研究结果表明:①Melut和Muglad盆地均发育早白垩世第Ⅰ裂陷期优质烃源岩,厚度大、面积广、有机质类型好、成熟度适中,具有良好的油源条件;Melut盆地古近系Yabus组、新近系Jimidi组和Muglad盆地白垩系Aradeiba组发育三角洲相和河流相沉积,河道和水下分流河道微相砂体的含砂率、砂岩厚度均适中,且不同层序内河道的河型存在垂向演化,发育泛滥平原和水下分流间湾微相局部封隔带,形成多套源上砂泥互层储-盖组合,为形成规模构造-岩性圈闭提供了条件;边界控盆断裂与盆缘斜坡区控凹断裂是沟通主力烃源岩与源上目的层的主要油气垂向运移通道,源上层段发育的多期不整合面和富砂地层形成了多个侧向优势运移路径(输导脊),油源断裂与输导脊耦合控制Melut和Muglad盆地源上构造-岩性油藏的有利区带。②Melut盆地Yabus组、Jimidi组以及Muglad盆地Aradeiba组具备形成源上规模构造-岩性油藏的石油地质条件,成藏模式可分为“断裂垂向运移型”、“断裂垂向运移-不整合面侧向输导型”和“断裂垂向运移-连通砂体侧向输导型”3种。

构造-岩性油藏剩余油分布数值模拟模型研究

构造-岩性油藏地质条件差、油水关系分布复杂,经过长时间注水开发,使得该类型油藏剩余油分布规律更加难以描述,同时也对油藏下步挖潜的方向及调整方案的编制带来更大困难。在精细地质建模的基础上,综合考虑构造-岩性油藏地层沉积旋回、垂向非均质性及储量分布特征,对层内泥岩和干层进行特殊处理,建立描述该类型油藏剩余油分布的数值模拟模型。实例分析表明,建立的模型模拟小层含油饱和度分布及储量丰度分布与动态分析结果一致,可用于描述构造-岩性油藏剩余油的分布状况。

构造-岩性油藏油水微观分布规律与主控因素探讨

在对油水接触面形态和油水过渡带厚度的分布规律进行定量分析的基础上,以苏北盆地花17断块为例,结合油井生产动态特征分析了构造-岩性油藏中油水分布规律,并探讨了其影响因素。结果表明,在实际油藏中油水接触面是一个呈波状起伏的面,其在自由水面以上的高度随残余油饱和度下的毛管压力增大而抬高;油水过渡带厚度仅与束缚水饱和度和残余油饱和度下的毛管压力有关,二者相差越大,过渡带厚度越大;构造-岩性油藏产纯油带、油水过渡带的分布并非平行于构造等高线,油水分布除受构造位置控制外,还受由沉积作用所引起的岩性、物性和孔隙结构差异的影响。

松辽盆地新站构造-岩性油藏油水界面的确定

根据松辽盆地大庆长垣以西的新站构造岩性油藏油水分布特征，分析了影响油水分布特征的构造、岩性、压力、断层等４种因素，综合测试压力、钻井深度等资料，应用压—深交会法、静压测试法预测了新站构造岩性油藏的油水界面，与由钻井资料确定的油水界面基本吻合，表明了方法的可行性，为对油藏进一步研究奠定了基础。

基于顺势开发理念的构造-岩性油藏全生命周期开发实践——以陇东油田A区延8(1+2)油藏为例

为了加强陇东油田侏罗系构造-岩性油藏的开发工作,本文基于文献调研和地质、岩心、测井、油水井生产资料收集,从陇东A区侏罗系延8(1+2)油藏开发实践出发,形成针对性的开发技术理念,提出针对性开发技术措施以服务于类似油藏的后续开发及治理。主要开展了油藏地质特征研究、顺势开发理念提出、研究区油藏全生命周期中的顺势开发实践研究。研究表明,陇东A区延81+2构造-岩性油藏呈现为西北-东南方向独立构造圈闭特征,物性较好、边底水不活跃、天然驱动能量不足;基于油藏地质特征的顺势开发注重对油藏构造特征、储层岩性物性特征、油水运动规律的运用,针对性制定开发技术政策参数,确保了油藏全生命周期开发的良好效果;合理的注采井网调整和注采技术参数选择、成功的套损修复或必要的侧钻新油井措施,将有助于延缓产量下降和继续稳步提高油藏采收率。

注采耦合技术提高构造-岩性油藏开发效果

针对h159断块隔夹层薄、分注难度大的问题及低油价下注水井不宜过多的形势,建议分上下2套层系开展耦合注水试验,以提高油藏采收率和控制成本。运用数值模拟方法研究注采耦合技术政策界限,从注水方式、注水时机、注水周期及注采比等指标逐一甄选,得到最优化的注采耦合方案。结果表明:注水周期为上注30 d,下采45 d(注水井注上套层系的同时对应油井采下套层系)后转为下注30 d,上采45 d,注采比为1.0的方式最佳。考虑措施时间对效益的影响,采取720 d的注采耦合之后恢复常规注采方式得到的利润和经济可采储量最大。注采耦合技术的成功运用表明该技术可在同类型油藏中得到更好推广,从而提高水驱采收率。

温西十区块构造-岩性油藏成藏特征研究

温西十油藏主要是受晚期形成的小规模断裂控制的低幅度小型断鼻构造,圈闭面积较小。区块砂体发育存在显著差异,S2、S3砂体非常发育、砂体厚度大,S4砂体不发育、多呈孤立状态,油藏油水关系复杂。通过研究成藏条件、控制因素,分析了圈闭特征、油气运移规律和油水分布,提出了相应的挖掘剩余油潜力的方法,并取得很好的效果。

南美洲Oriente盆地斜坡带W区块构造-岩性复合油藏成藏模式及有利区预测

通过岩心观察、地震解释、储层反演、原油地化分析、油源对比、油气运移示踪分析等对南美洲Oriente盆地斜坡带W区块典型构造-岩性复合油藏的成藏规律进行了分析,并指出了下一步的有利勘探方向。研究结果表明:①Oriente盆地斜坡带W区块构造-岩性复合油藏整体为西倾和西南倾单斜构造,局部发育鼻隆,油藏目的层为白垩系Napo组M1ss段,砂体呈北西—南东向,储层厚度大、物性好。②研究区河口湾砂坝控制有利储层分布,W区块平稳的西倾和西南倾单斜鼻隆构造背景与NW—SE走向的泥岩条带配合控制圈闭形成,有效油气运移通道的空间展布控制成藏。③构造-岩性油藏为三阶段成藏模式,早期常规原油充注,中期原油遭受降解,晚期常规原油混合降稠。④W区块南部地区2个泥岩条带的西南部位是W区块构造-岩性复合圈闭的有利发育区。

低幅度构造-岩性边底水油藏特征及其成藏机制——以塞152油藏为例

鄂尔多斯盆地内陕北斜坡构造上延长组长2段油藏分布分散,成藏机制特殊。为指导长2段油藏的下一步勘探,利用岩心、测井、录井和试油资料,研究了塞152油藏的构造、沉积和油藏特征,探讨了油藏成藏机理。研究结果表明塞152油藏为一个发育在低幅度构造上的构造—岩性边底水油藏。砂体展布受三角洲前缘水下分流河道和河口坝微相控制,储层孔隙类型以粒间孔为主,属于中-低孔、低-特低渗储层。油层分布受构造和岩性双重控制。由于构造幅度低且夹层发育,导致油水分异不彻底,不具有统一的油水界面,但发育了边底水。油藏的形成与油气沿延长组顶面不整合面和基底断裂的垂向输导以及目的层内的水平运移关系密切。

泌阳凹陷大型构造-岩性复合油藏的成藏要素

泌阳凹陷双河油田是中国东部大型构造-岩性复合油藏之一。该油田自1977年全面投入勘探、开发至2001年底,已累计探明石油地质储量10 176×104 t。油田生烃源岩丰富、储集砂体发育、运移通道良好、圈闭的形成与砂体的配置有利、油气保存条件优越,有利于油气聚集成藏。伴随双河鼻状构造的形成、演化,泌阳凹陷南部核桃园组三段砂体逐渐由沉积时期的下倾尖灭变为上翘尖灭,形成有足够大的储集空间和足够长的充注时间的小而肥的双河油气田。

黄河口凹陷新近系岩性-构造油藏断层封闭性评价

为明确黄河口凹陷新近系岩性-构造油藏的断层封闭性与油水分布特征,运用三维地震资料、钻井及生产测试资料,利用砂体描述技术刻画出断层附近砂体的空间展布形态,建立了可靠的断层Allan图,识别出断层两盘砂岩对接区并计算断层泥岩比率参数(I_(SGR)),通过确定I_(SGR)参数的封闭下限,判断断层的侧向封闭性。结果表明:研究区断层侧向存在3种岩性对接模式;砂泥岩对接的封闭性最强;同期砂岩对接与非同期砂岩对接的封闭性取决于对接区I_(SGR)值的大小。利用该方法,确立了研究区滚动勘探优势区,并通过实施2口评价井验证了该方法的可靠性。

常规岩性油藏注采比合理性评价

注水开发是目前国内运用最为广泛的增产方法,其增产效果受到多方面因素影响,其中注采比是评价开发效果的重要指标之一;A油田为岩性油藏,目前处于全面开发阶段,注采井数比较大,为了提高注水开发效果,对其目前的注水开发现状进行评价;本文通过计算,评价注采比的合理性,为后期井网调整做参考。

王家岗-八面河地区沙四段构造特征分析

对研究区内构造演化和断层平面展布规律进行了研究。研究结果表明,研究区构造复杂,即发育顺向断层控制的构造油藏以及构造-岩性油藏,又发育反向屋脊构造油藏,是多种油藏类型的聚集区,是下步勘探开发重点地区之一。

尕斯库勒N1-N21油藏剩余油分布规律研究

尕斯库勒油田N1-N21油藏为一非均质性较强的构造——岩性油气藏,从油藏构造特征、沉积特征和注水开发现状等方面分析入手,采用数值模拟方法研究了该油藏剩余油分布规律。研究表明,受构造和岩性因素控制,平面上剩余油主要分布在油藏构造高部位、断层、岩性尖灭、井网控程度低和注采系统不完善的地区。纵向上剩余油主要集中在油层的中上部和物性较差的层段。综合来说,油层沉积非均质性、构造非均质性和注采井网的完善程度是控制剩余油分布的主要因素。

胡尖山地区长2、延8-延10油层组油藏特征及差异控制因素

胡尖山地区长2、延8-延10石油资源丰富,但原油分布的差异性较强。为了查明原油分布的控制因素,通过油藏剖面的详细解剖,明确了研究区内的油藏类型及特征。通过对不同类型油藏的原油分布特征与构造、沉积环境、成岩作用、遮挡条件等之间的关系研究,搞清了不同油藏类型的控制因素。研究结果表明,胡尖山地区长2、延8-延10油层组油藏类型主要为岩性油藏和构造-岩性油藏。其中,岩性油藏包括岩性上倾尖灭油藏和砂岩透镜体油藏;构造-岩性油藏主要为背斜-岩性油藏。岩性油藏的主控因素主要为沉积环境和成岩作用,其中优势沉积相带能够为原油富集提供物质基础,而成岩作用是原油富集的关键要素;构造-岩性油藏的主控因素包括鼻隆构造的存在与否,泥质沉积与致密砂岩的遮挡以及砂体与鼻隆构造之间的配置关系。

缓坡带复杂岩性有利储层评价技术——以罗家垦西地区沙四上亚段为例

渤南洼陷罗家垦西地区是具有代表性的缓坡带构造单元,其沙四上亚段具备良好的成藏条件和较大的资源潜力,但是受咸化沉积环境背景的影响,碎屑岩往往与碳酸盐岩类储集体共生发育,此次通过精细地质建模,明确了研究区有利储层的控制因素,综合运用地球物理手段刻画了有利储层边界,建立了缓坡带有利储层评价技术,构造-岩性叠合评价提出了下一步有利勘探目标,有效的指导了缓坡带复合油藏的勘探部署。

对三肇凹陷葡萄花油层油藏的再认识

在对松辽盆地三肇凹陷杏山向斜区白垩系姚家组葡萄花油层的勘探中,以往按岩性油藏模式部署勘探,未获重大突破。根据该地区葡萄花油层顶部、底部砂岩和湖泛泥岩标准层的测井曲线形态特征,结合地层厚度变化,认为葡萄花油层为条带状河道砂体和透镜状河口坝砂体,总体由西往东、由北往南逐渐减薄,油藏形成主要受继承性断裂背斜带控制,平面油水分布明显受断层控制,油藏类型属于构造 岩性型,岩性因素使油藏进一步复杂化。按该认识进行勘探部署,使含油面积扩大102km2,预计新增石油地质储量1800×104t。

海拉尔盆地贝中次凹油藏特征

贝中次凹位于海拉尔盆地贝尔凹陷南部，主要含油层为南屯组，其次为布达特群和铜钵庙组，是一个复式油气聚集带。构造上东西向受边界断裂控制形成不对称双断式结构，有利相带为浅湖一半深湖背景下的扇三角洲前缘及辫状三角洲前缘沉积。由于不同构造部位、不同时期受构造和储层控制程度不同，因此可以形成不同的油藏类型。贝中次凹油藏主要受构造和沉积相带双重控制，具有分带性，分析认为油藏类型主要有3种：西部构造带的岩性-构造层状油藏；中部低凸起构造带为复式油气聚集带，主要为南屯组的岩性-构造层状油藏、构造～岩性油藏和布达特群潜山构造油藏；东部构造带主要为构造-岩性油藏和岩性油藏。

酒西坳陷油藏类型及其控制因素

酒西坳陷油藏类型丰富．构造油藏、构造-岩性油藏、岩性油藏、地层油藏、构造-水动力复合油藏是主要的5种油藏类型，油气的富集与成藏受构造演化及构造类型、断裂发育及分布、烃源岩成熟度、储集层岩性、油气运移途径、水动力条件等多种因素的控制。研究表明，构造控制油气富集、岩相控制油气分布、裂缝控制渗油能力是窟窿山油藏形成的基本控制因素。

中生界不同类型油藏含油边界确定方法

鄂尔多斯盆地主要发育侏罗系延安组和三叠系延长组两套含油层系，依据油藏圈闭条件，其油藏类型主要为三角洲水下分流河道、三角洲前缘朵状砂体、河口坝等相互叠置形成大面积岩性圈闭油藏和侏罗系古地貌披覆河道砂、三角洲分流河道等形成的构造-岩性圈闭油藏。本文在研究不同类型油藏控制因素基础上，充分论证了分类划分含油边界的重要性，并详细阐述了两种油藏含油边界的有效确定方法，为准确计算石油地质储量提供可靠依据。