三角洲前缘模式下水平井河道微相精细刻画

依据不同沉积微相特征结合沉积学原理,纵向上以连续取芯井识别单砂体沉积界面,结合沉积界面岩性响应特征,建立单砂体划分方案,采用单砂体对比追踪模式,完成单砂体区域对比与划分,进而明确不同层次沉积单砂的纵向接触关系及单砂体厚度分布区间;由于水下分流河道相互交汇又分叉,使得水下沉积变的十分复杂,河道规模的识别难度增大,单一的方法不能完全识别出河道规模,本次通过水平井、定向井测井曲线、高程差异、岩性变化等方法,多方法、多角度综合考虑进行河道规模识别与判断。

雁木西油田白垩系有利沉积相带与油藏储量分布

针对雁木西油田白垩系低阻油层受沉积相带及其断裂、构造和岩性等多种因素综合影响,测井资料分析应用难度增大的特点。采用白垩系岩心和测井资料综合分析,阐述了K1s3、K1s2、K1s1期扇三角洲前缘水下辫状河道到浅水河道有利沉积微相砂体的分布发育,分析了水下辫状河道、浅水河道有利沉积微相带与油气聚集分布的关系。进而,分别采用浅水河道微相控制K1s1期、水下辫状河道控制K1s2、K1s3期储量,利用测井储层参数解释模型和油层有效厚度下限标准,阐明了有利沉积微相带控制计算的储量参数及其分布,有效地圈定了各储量计算单元的含油面积和探明石油地质储量,为该区油藏增储上产和调整挖潜提供了可靠依据。

川东北地区上三叠统须家河组沉积特征及其演化

川东北元坝、通南巴地区上三叠统须家河组致密气勘探开发不断获得储量和产量的稳定增长,但相邻的南部地区却鲜有重要突破,其主要原因是勘探程度低,缺少系统、精细的沉积相研究。为此,基于测井识别、录井岩性分析、野外露头考察、钻井岩心观察,对川东北地区须家河组沉积特征及其演化开展系统研究。结果表明:(1)川东北地区须家河组为辫状河三角洲平原亚相,可进一步划分为分流河道微相和分流河道间微相,分流河道间微相以发育沼泽沉积为主,沉积物粒度细,主要为泥、页岩,分流河道微相以发育心滩沉积和河道充填沉积为主,沉积物较粗,以中细砂岩为主;(2)须家河组物源主要来自南东方向,沉积相带展布受物源方向控制整体具有呈纺锤状或条带状沿北西—南东向展布的特征;(3)须二段、须四段属于高物源供给辫状河三角洲,在川东北地区以发育分流河道微相为主,心滩沉积大规模发育;须三段、须五段属于低物源供给辫状河三角洲,在川东北地区以发育分流河道间沉积为主。

河流相正韵律厚油层注水方向研究

河流相的不同微相砂体具有不同物性特征,决定了其不同的产液、吸水能力及注水运动方向。在油藏精细描述的基础上,应用油藏数值模拟方法,按注水方向与河道方向的不同夹角,设计了9种布井方式。在不同生产时期以及不同的渗透率级差下,对油田河流相正韵律厚油层储层的注水方向进行研究,可知注水方向与河道的垂线夹角为26°时,最终采收率最高,而注水方向与河道方向平行时,最终采收率最低。

利用自然电位与自然伽马测井曲线划分沉积相带及储层分布

自然电位、自然伽马测井曲线形态和特征与沉积相带及其储集砂体关系密切,它们对不同岩性地层特征响应十分敏感.利用自然伽马、自然电位同步减小的较大幅度评价识别渗砂层,指示划分水下分流河道主体沉积微相带;利用自然伽马、自然电位减小的幅度差评价识别低渗砂、致密砂层,指示划分水下分流河道堤泛(侧翼)沉积微相带;并以自然电位比自然伽马减小幅度的相对细小差异识别油水层.在安塞油田沿河湾地区长6自然伽马、自然电位曲线划分沉积相带及储层的应用中,建立了自然伽马、自然电位划分储层的下限标准,有效地评价了特低渗透储层沉积微相带及储层类型,提高和扩大了测井曲线的应用及效果.