海拉尔塔木察格盆地复杂断块油藏精细油层对比及沉积特征分析

海拉尔塔木察格盆地断块破碎、岩性复杂,受断裂体系、地层超覆和剥蚀影响,地层分布和储层沉积复杂,油层对比和砂体刻画难度大。通过构造对比及沉积过程分析,确定研究区不整合及不同期次基准面旋回,建立四级标志层体系,在地层缺失类型识别和沉积模式指导下,实现油层的等时划分对比;通过沉积物源、水动力条件、岩性、成熟度及沉积构造分析,建立塔木察格盆地扇三角洲、辫状河三角洲和滑塌浊积扇沉积模式,分析小层及单砂体沉积微相、储层沉积特征和油层发育规模。结果表明:在各沉积体强水动力条件下,研究区水下河道为主要富砂带,砂岩厚度大,分布规模广,由湖盆周边向中心延伸,顺物源方向逐渐分叉变窄,厚度减薄。受快速沉积和湖浪作用的影响,水道前缘发育规模较小的席状砂,河口坝不甚发育。该结果为认识开发井网条件下储层对应关系、明确海拉尔塔木察格盆地的沉积类型提供指导。

人工神经网络在油层对比中的应用

本文根据油层对比的特点，模拟人工对比的思路，建立了利用神经网络技术进行油层对比的总体流程：①预处理；②用神经网络法进行油层对比；③结论检测；④绘制油层对比图。其中，结论检测为选择项。该方法能充分利用各种“显性”和“隐性”知识，通过学习建立潜在的对比规则实现油层对比。文中实例表明，所获得的油层对比剖面其结果合理、可信。这为地质家提供了一种新的油层对比方法。

基于米氏旋回的三角洲前缘油层对比研究

基于米兰科维奇天文旋回理论在三角洲前缘开展砂岩组和单层级别的油层对比研究,频谱分析和小波变换揭示萨尔图油层Ⅲ油层组存在米兰科维奇天文旋回,可识别出比值接近5∶2∶1的3个旋回厚度,分别对应于偏心率100 ka、斜率40 ka和岁差20 ka周期,推测地层在沉积时受到米兰科维奇天文轨道周期性变化的影响。根据岁差20 ka周期带通滤波(BPF)和堆积速率变化特征,将萨尔图油层Ⅲ油层组划分为9个砂岩组和20个单层。研究表明,岁差20 ka周期调控气候波动的机制与超短期基准面升降变化之间存在着一定的协调作用,利用米兰科维奇天文旋回划分出的单层具有严格的等时性。20个单层砂体的展布特征表明,萨尔图油层Ⅲ油层组经历了多期水进—水退事件,与砂岩组的划分具有较好的对应关系。

高分辨率层序地层学在桩52块近岸浊积扇前积油层对比中的应用

前积油层的相域划分和小层对比极大地影响着油藏的注水效果和采收率，尤其象那些低角度薄前积油层由于规模小在地震剖面上无明显的前积反射，因而几乎还没有有效的方法来搞清每个前积叶砂体的空间展布。桩５２块近岸浊积扇油藏就是一例。应用基准面旋回高分辨率层序地层学原理，结合三维地震解释，对桩５２块油藏小层重新对比可发现它是由堆积在“三沟两梁一面坡”的深～半深湖地理背景上的２０个叠瓦状排列的前积叶砂层所形成，而不是以前对比所认为的由全区分布的４个平行的浊积砂层组成。

薄油层水平井油层对比方法

某油田油层薄,薄互层发育,水平井多且钻遇多个小层,其测井曲线油层标志层及内部旋回不明显。根据常规直井“旋回对比、分级控制、逐级闭合”油层对比方法进行水平井油层对比,其结果与开发动态存在矛盾。为此,根据井型采用不同方法将水平井测井曲线分段校直,直平结合初步确定水平井油层界线;同时结合地震、测井资料确定区域对比标志,以地震趋势为约束进行分层校正水平井油层界线,通过对比该油田93口水平井油层界线,明确了水平井砂岩段的层位归属,确定了水平井与直井连通关系;最后,应用示踪剂、生产数据等动态资料动静结合验证水平井油层界线的合理性。结果表明,该方法可有效提高水平井油层对比的准确性,为水平井井区开发调整提供地质依据。

勒3区块七克台油藏油层对比与划分

鄯勒区块目前发现的含油层系包括第三系的鄯善群（Esh）气藏、中侏罗统的七克台（J2q）油藏及西山窑（J2x）油藏。其中J2q油藏主要发育在勒3区块。该套油藏纵向跨度约300m．储层纵向分布表现为薄层砂岩与泥岩互层，单砂层厚度一般在0．8～4.0m左右，由下。至上大约发育56个单砂体。为了做好该类油田的开发，利用该区测井曲线组合特征，对该区开展了油层划分工作，完成了3套油层组、6套砂层组、15个小层的划分工作，为下步地质模型建立、数值模拟、注水方案编制提供了较为可靠的地质基础数据。

大庆油田二类B油层聚驱剖面动用规律及其改善

大庆油田聚合物驱应用规模不断扩大,开发对象转向性质较差的二类B油层,现有聚合物与油层适应性不强,剖面动用规律不明确,不同地区聚驱开发效果差异较大。针对上述问题,应用矿场剖面数据统计和室内实验分析,研究了二类B油层剖面动用规律和剖面改善方法。结果表明:从吸水层动用情况来看,喇嘛甸地区由于发育厚层河道砂,油层物性好,油层有效厚度动用比例最高,油层以多次动用为主,突进层多,相对吸液量高;萨中和萨南地区河道砂发育规模小,薄砂层较多,物性差,有效厚度动用比例较低,但聚驱后,有效厚度动用比例相比水驱分别增大了12.5%和15.4%,渗透率为100~300 mD的储集层吸入剖面改善明显;从未吸水层动用来看,二类B油层纵向非均质性强,导致层间有效厚度未动用比例较高,剖面改善应以均衡层间动用为主;抗盐聚合物高、低质量浓度交替注入可延缓含水率上升时间,增加低渗透层吸液量,聚驱采出程度提高显著。在喇嘛甸北北块A区开展了DS1200抗盐聚合物和高、低质量浓度交替注入试验,降水增油效果好,可为大庆油田二类B油层聚驱剖面改善提供技术指导。

基于灰色关联度分析-极限学习机的低阻油层及水淹层测井识别——以渤海P区块馆陶组为例

历经近20的开发,渤海P区块进入高含水期,馆陶组发育的大量低阻油层与水淹层在测井曲线形态上差异不明显。为了精确进行水淹层识别以及水淹层等级划分,采用了机器学习算法。首先采用灰色关联度分析,筛选低阻油层和水淹层识别的敏感参数曲线;其次构建了极限学习机水淹层识别模型,对模型进行训练,获取最优参数。将其应用于实际资料处理,结果表明,基于灰色关联度分析极限学习机的低阻油层及水淹层测井识别方法对低阻油层与水淹层的预测精度较高,符合率达89.3%,远远优于未经过灰色关联度分析筛选的预测结果,具有实际应用价值。

风化店地区低阻油层成因分析及识别

针对风化店地区孔店组低阻油层识别困难、测井解释难度大的特点,充分利用测井、录井等资料研究分析低阻油层形成原因。研究认为该区低阻油层受黏土矿物含量、地层水矿化度、薄互层三个方面影响。在系统分析储层四性关系的基础上,分区块、分层位建立了储层参数模型和高精度、适用性强的油、水解释图版标准,准确识别低阻油层,及时应用于现场生产中,取得了明显的效果,为进一步开展老油田低阻油层识别、挖潜上产提供了借鉴和技术保障。

姬塬地区长8油层组储层特征分析

为确定长8油层储层现今表征,储层物性受黏土矿物胶结物控制模式,储层沉积作用和沉积后期所经历的成岩变化,通过铸体薄片、扫描电镜等方法研究了储层基本特征和成岩作用及沉积作用,在整体低渗的背景下,部分位于相对渗透率较高区域的油井有较高的产量,理清研究区长8储层富集规律,对地区内岩石孔隙度下降因素进行剖析。结果表明,姬塬地区有利储层多发育水下分流河道和河口坝沉积,特别是砂体中心部位储层物性是最好,可见长8油层组的储集性能和渗流性能好,即粒间孔型、粒间孔+溶孔型和溶孔+粒间孔型。溶孔型、粒间孔+微孔型两种孔隙组合类型的渗流性能较差。微孔型和溶孔+微孔型两种孔隙组合类型的储集空间主要由半径极小的微孔构成,连通性较差,其孔隙内表面积和渗流阻力,储集性能和渗流性能较差。

大庆油田萨中开发区二、三类油层同步挖潜补压结合射孔方法

大庆油田萨中开发区二类油层和三类油层平面、纵向交互分布,目前尚未形成同步开发方法。从射孔角度出发,通过分析油层特点,匹配射孔工艺方法,二类油层匹配深穿透(穿深为956 mm)射孔、三类油层匹配超深穿透(穿深为1 308 mm)射孔,建立单井“组合射孔”模式;针对大段三类油层,通过抽稀射孔数,提高单卡层段数,提高过孔压力,建立“组合射孔+限流法压裂”模式。数值模拟和现场分析结果表明:该方法在萨中开发区2个二、三类油层同步挖潜区块应用,“组合射孔”实施20口井,采出端单井含水率多降低2.0%、日产油量增加1.2 t;“组合射孔配套限流法压裂”实施6口井,实现了单孔排量0.6 m3/min以上,平均单井产液量增幅17.56%,含水率多降低0.94百分点。研究成果可有效指导投产设计,对二、三类油层的同步挖潜和提质增效具有重要意义。

基于小波能谱分析法的测井低阻油层识别方法研究

为提高测井资料在低阻油层流体性质识别中解释符合率,依据不同储层测井曲线在小波分析能谱特征差异,通过对反映岩性、物性和电性测井曲线进行同类别同尺度小波能谱分析,提取其测井信号中的流体性质信号,建立储层的岩性、物性、电性与含油气性的四性特征模型库,并依此对低阻油层流体性质进行识别。实例分析的结果表明,综合考虑岩性、物性、电性和含油气性的小波能谱分析法可有效提高低阻油藏流体性质识别的准确率。

大庆长垣高台子油层沉积演化分布及沉积模式

【目的】为了进一步确定大庆长垣高台子油层三次采油开发层系组合及开发次序,指导三采整体规划部署,在大庆长垣范围内系统开展了高台子油层沉积演化与储层非均质特征研究。【方法】采用点-线-面多维度立体研究思路,首先从长垣11口取心井岩心描述入手,通过系统描述确定不同层位、不同位置沉积环境类型,然后通过贯穿南北、东西大剖面开展沉积层序演化规律研究,最后通过不同单元砂体微相刻画确定砂体沉积模式和非均质特征。【结果与结论】高台子油层垂向上为总体湖退背景下发育的一套湖退-湖积-湖退沉积演化序列,厘定了各单元湖岸线、内、外前缘分界线和外前缘尖灭线的边界位置,建立了河控枝状、浪控席状和流控坨状三大类、六亚类三角洲沉积模式,确定了高台子油层二、三类油层类型均有发育,并将三类油层细分为ⅢA、ⅢB、ⅢC三种油层类型,根据不同油层类型砂体分布特征进行化学驱层系组合优化设计,喇嘛甸和萨中油田可以组合为3~4套层系,萨北和萨南油田可以组合为1~3套层系,根据组合成果开展喇嘛甸182区块注聚现场试验,实现油层均匀动用,阶段提高采收率10.4%,取得了较好的开发效果。

松辽盆地北部下白垩统扶余油层源下致密油富集模式及主控因素

基于地球化学、地震、测井和钻井等资料,对松辽盆地北部下白垩统泉头组扶余油层地质特征、致密油富集主控因素及富集模式等进行系统分析。研究表明:①泉头组上覆上白垩统青山口组优质烃源岩,环凹鼻状构造发育,沉积砂体大面积连续分布,储层整体致密;②优质烃源岩、储层、断裂、超压和构造等多要素配置联合控制扶余油层致密油富集。源储匹配关系控制致密油分布格局;源储压差为致密油富集提供充注动力;断砂输导体系决定油气运移和富集;正向构造是致密油富集的有利场所,断垒带是向斜区致密油勘探重点突破区带;③基于源储关系、输导方式、富集动力等要素建立扶余油层致密油3种富集模式,一是源储对接油气垂向或侧向直排式:“源储紧邻、超压驱动、油气垂向倒灌或源储侧向对接运聚”;二是源储分离断裂输导式:“源储分离、超压驱动、断裂输导,油气通过断层向下运移到砂体富集”;三是源储分离断砂匹配式:“源储分离、超压驱动、断裂输导、砂体调整、油气下排后通过砂体侧向运移富集”;④油源条件、充注动力、断裂分布、砂体以及储层物性等方面的差异性造成扶余油层致密油的差异富集,齐家—古龙凹陷扶余油层具有较好富集条件,勘探程度低,是未来致密油探索重要新区带。

利用机器学习与改进岩石物理模型预测页岩油层系横波速度

传统的横波速度预测方法包括经验公式法和岩石物理模型法。前者适用于岩石矿物组分相对单一的储层,且受区域限制等因素的影响,不具有普适性,预测精度较低。后者需要根据不同的实际情况选择合适的岩石物理模型,才能达到预期的目的。大多数机器学习横波速度预测方法基于纯数据驱动,数据集的质量和数量将直接决定横波预测模型精度,并缺乏充分的物理内涵。为此,基于深度神经网络(DNN)的方法,假设研究区储层波传播方程的数学形式已知,通过测井数据训练DNN得到未知的弹性参数,以确立目的层的波传播方程。利用平面波分析法得到相应的纵波、横波速度,实现神经网络与理论模型的结合。此外,针对传统Xu-White模型的不足,考虑随深度变化的孔隙纵横比,提出了改进横波速度预测岩石物理模型。利用研究区较丰富的测井数据,分别采用构建的DNN模型和改进横波速度预测岩石物理模型预测横波速度,并与传统的Xu-White模型预测结果进行对比、分析。结果表明,由DNN模型和改进岩石物理模型均可获得较高精度的横波速度预测结果,且前者的预测效果更好。

基于模式约束的油层单元智能自动对比方法——以渤海湾盆地史南油田史深100区块加积式地层对比为例

针对基于数据驱动的地层自动对比方法难以适应侧向沉积相变快及地层厚度差异大的油层单元自动对比这一问题,建立基于模式约束的油层单元智能自动对比方法。该方法提出在油层单元自动对比中引入知识驱动,采用地层发育模式约束油层单元自动对比过程,并将地层模式约束思想引入构建的相似性度量机及改进的条件约束动态时间规整算法,实现了对标志层及各油层单元界面的自动对比。渤海湾盆地史南油田史深100区块的应用表明:与人工对比结果相比,该方法标志层识别吻合率高于95.00%,油层单元识别平均吻合率达90.02%;与已有自动对比方法相比,油层单元识别平均吻合率提升约17个百分点,有效提高了油层单元自动对比精度。

渤海A油田馆陶组低阻油层成因机理研究及流体性质识别新方法

低阻油层作为一种非常规、隐蔽性强的特殊油层,勘探潜力巨大。研究区低阻油层的形成受多重因素的影响,测井响应特征在油水层的对比度较低,造成测井解释困难。为此,首先从宏观和微观两个方面深入分析低阻油层的成因机理;其次,将测井、气测录井以及生产开发资料相结合,针对研究区气测烃组分数据的特点,改进了含油气丰度计算方法用以定量识别低阻油层。结果表明:弱水动力环境和压实作用是低阻油层的宏观成因,孔隙结构复杂导致的高束缚水饱和度是普遍微观成因,天然淡水水淹成藏模式导致的油水层矿化度差异是主控成因。改进的含油气丰度能够有效定量的识别研究区低阻油层,解释符合率达到84.7%,可以为渤海A油田低阻油层的挖潜工作提供定量依据。

福山凹陷低阻油层成因分析及流体识别方法

福山油田涠洲组广泛发育低阻油层,储层低阻成因机制认识不清与储层流体准确识别是制约涠洲组高效勘探开发的主要难题。以花场、白莲、永安地区为研究对象,综合分析岩石物理实验、地层水分析化验、测井、试油等资料,围绕地层水矿化度、淡水钻井液侵入、束缚水饱和度、黏土附加导电性、含油饱和度5方面因素展开分析研究。明确不同地区低阻主控因素,深入分析不同成因机制的岩石物理和测井响应特征,针对性构建综合储集指数、侵入因子、电阻增大率等流体敏感测井评价参数。结合测井解释及生产试油情况,建立相应流体识别图版,应用于涠洲组27口井58个试油层位。结果表明,流体识别符合率由76%提高到84%,有效提高了涠洲组低阻油层流体识别准确率。

鄂尔多斯盆地马岭—乔川地区长6油层组油藏分布特征及控制因素

基于岩心观察、测井解释及开采数据分析,结合流体包裹体等测试,对马岭—乔川地区长6油层组的油藏分布特征及控制因素开展研究。研究结果表明,研究区油藏纵向上主要分布在长63油层段,长62、长61油层段含油性显著变差;平面上,长63油层段以L125,B452和L411井区为中心,油藏团块状分布,呈两条带沿北西南东向延伸,油层厚度主要在5~20 m之间,长62、长61油层呈孤立土豆疙瘩状分布,分布规模小。长6油层组油藏以岩性油藏为主,包裹体均一温度集中在70~90℃,荧光以黄褐色为主,结合区域埋藏史分析显示该区油藏充注为晚侏罗世和中-晚白垩世,表现为早期充注。长6油层组烃源岩厚度、距离,砂体砂质碎屑流砂体性质、物性和叠置类型是其形成油气藏的重要影响因素;长63油层段相比长62和长61油层段具有更靠近烃源岩,砂质碎屑流成因砂体分布广、孔渗条件好、叠置厚层砂体类型发育等优势。研究区最为有利油藏的勘探目标为长63油层段Y470,L374,B452等井区附近,有利勘探区面积达到517.28 km 2。

鄂尔多斯盆地陇东地区长8油层组物源分析

鄂尔多斯盆地陇东地区延长组沉积物来源,尤其是西部物源争议较大。为探究陇东地区延长组中长8油层组的物源,对陇东地区周缘母岩的特征、碎屑岩中轻重矿物和岩屑组合特征,以及古水流和稀土元素对比分析,对研究区长8油层组的物源进行了总结。结果表明:研究区长8油层组轻矿物、岩屑、重矿物物源分区表现出较好的一致性;油层组受多个物源控制,主要为西南和东北物源,次要为西北、西部和南部物源,各个物源在樊家川-华池-安置农场一带汇聚;延长期沉积走廊与鄂尔多斯盆地具有一定的连通性,西部物源供给以河西走廊源区为主,海源古隆起为辅,二者叠加影响。