南海东部深水浊积砂岩气藏储层精细描述与连通性研究

南海东部深水区油气资源丰富,深水重力流浊积砂岩展布复杂,砂体构型期次划分、构型单元叠置样式和连通关系直接制约气田的布井开发。以南海东部深水L气田为例开展研究,基于地震沉积学方法,运用沉积模式研究、复合水道体系构型及建模表征方法,开展了基于南海深水重力流复合砂体解剖,建立了本海域深水气田浊积水道复合砂体构型划分方案,开展了单期构型砂体空间演化和展布规律研究。研究成果表明:南海深水L气田浊积水道可划分为复合浊积体、复合水道和单一水道等3个级次,在气田内部平面上发育4条复合水道,纵向上发育2期河道,建立复合水道内部的沉积演化规律,明确了水道间的连通关系,并结合动态生产验证了连通关系的合理性,成功指导相邻B气田部署1口水平井,最高日产达130万方,生产效果较好。研究成果对推动周边气田开发及潜力勘探具有一定借鉴和启示意义。

差异性成岩演化过程对储层致密化时序与孔隙演化的影响——以鄂尔多斯盆地西南部长7致密浊积砂岩储层为例

通过岩芯观察、常规薄片与铸体薄片显微镜下鉴定与定量统计,利用电镜扫描、图像孔喉分析、荧光分析、孔隙度与渗透率、毛细管压力测定,以及流体包裹体均一温度、激光拉曼成分测定,结合前期鄂尔多斯盆地西南缘长8—长6砂岩碎屑锆石LA-ICP-MS微区U-Pb定年物源示踪研究成果,分析了鄂尔多斯盆地西南部上三叠统长7致密浊积砂岩类型及其骨架矿物成分对砂岩成岩作用、成岩产物与成岩演化过程的制约,讨论了差异性成岩演化过程对砂岩致密化时序、储层孔隙演化与储集质量的影响。结果表明:受源区母岩性质的影响,长7砂岩类型及骨架矿物成分及其含量存在一定差别,并在纵向上呈现出规律变化;砂岩类型及骨架矿物成分在很大程度上影响成岩演化过程,后者致使储层的致密化过程在时间上有先有后,最终导致长7各砂岩类型的孔隙演化和孔隙结构特征、储层储集质量及其在时空分布上的强非均质性。

下刚果盆地南部渐新统浊积砂岩储层含油气性检测

下刚果盆地南部渐新统浊积水道砂岩储层埋深为1 500～2 000m,研究区水深为1 500～1 800m,深海钻探成本大,但储层埋深适中,因此需在钻探前检测储层含油气性,以降低勘探风险。分析了盆地南部的C油田和P油田渐新统储层的地球物理特征,采用AVO近、远道振幅能量差异分析技术以及叠前地震低频含油气检测技术,利用泊松比与油气藏之间的特殊关系,建立了适用于研究区的烃类检测技术。实际应用表明,该技术具有较好的实用性。

深海浊积砂岩油藏高效开发技术探讨

以精细地质油藏研究和油藏动态监测为基础,通过钻大斜度井和水平井,采用裸眼砾石充填完井,人工合成油基泥浆完井,实施边外注水,深化油藏地质研究和油藏监测工作等若干配套开发技术的使用,实现了GTP深海油田的高速高效开发,经3年多时间的生产,2010年可采储量采油速度达到10.49%,可采储量采出程度己达29.61%。

东营凹陷沙三中亚段浊积砂岩储层微观孔喉分布特征

以东营凹陷史深100地区沙河街组三段中亚段浊积砂岩储层为例,通过铸体薄片、扫描电镜、压汞试验对储层的微观孔隙结构进行研究,特别是通过高压压汞和恒速压汞相结合的手段表征浊积砂岩储层的孔喉尺寸分布特征。结果表明:研究区低渗浊积砂岩储层发育多种孔隙及喉道类型,主要孔隙类型为残余粒间孔、长石溶孔及各种微孔隙;喉道以片状喉道和管束状喉道为主,整体喉道较细,有许多不连通的孔隙被狭窄的喉道所包围,孔喉配置关系复杂;浊积砂岩储层的储集能力较强,但是渗流能力较弱;与常规砂岩储层相比,孔喉尺寸差异悬殊,全孔径分布范围介于几纳米~几百微米,曲线呈多峰型,主要发育巨孔(孔径大于10μm)和纳米孔(孔径小于0.1μm);决定低渗浊积砂岩储层物性的最关键因素是有效喉道的尺寸、数量以及孔隙与有效喉道之间的配置关系,有效喉道通过影响储层的渗流能力直接控制储层渗透率。

东非鲁伍马盆地深水浊积砂岩气藏成藏条件及控制因素

利用研究区最新的地震和钻井等基础资料,对东非鲁伍马盆地已发现气藏的成藏条件及成藏控制因素进行了分析研究。结果表明,鲁伍马盆地具有良好的油气成藏条件,研究区内烃源岩为裂谷期发育的二叠系—三叠系、侏罗系和白垩系的泥页岩,储层为古近系浊积砂岩,盖层为古近系发育的几套分布广泛的海相泥岩。分析认为构造活动控制了研究区的油气成藏,良好的盖层条件是油气成藏和保存的关键因素。指出构造相对稳定区,特别是受晚期伸展构造影响较弱的陆坡区是优先勘探的方向,区块优选应尽量避开通天断裂发育的区域,同时需要重点对区域盖层条件进行评价。

应用泊松阻抗和烃类指示属性预测深水浊积砂岩油藏

M区深水油田发育深水浊积砂岩,该储层具有岩石物理特征复杂及横向变化快的特点,利用常规技术手段难以准确预测储层的含油气性。本文首先利用岩石物理分析、AVO模型和井震响应分析进行了可行性研究,应用叠前AVA同时反演技术求取纵波阻抗、横波阻抗、纵横波速度比等弹性参数;然后利用属性转换技术求取泊松阻抗和烃类指示属性等转换参数,对目标储层做进一步研究。研究结果表明,利用泊松阻抗能很好地区分砂、泥岩,烃类指示属性可预测砂岩的含油气性。最终利用泊松阻抗和烃类指示属性数据体提取的属性平面图,能预测储层的岩性和含油气性分布规律,为探井部署提供可靠依据。

转换大陆边缘盆地深水浊积砂岩油气成藏差异性研究——以西非北段科特迪瓦盆地为例

深水浊积砂岩油气藏是当今世界油气勘探的热点领域。基于地震、钻井、地球化学等资料,系统分析了西非北段科特迪瓦盆地深水浊积砂岩油气成藏的差异性。研究表明,科特迪瓦盆地经历了裂陷期(早白垩世)和漂移期(晚白垩世—现今)两大构造演化阶段,漂移期发育塞诺曼—土伦阶优质海相烃源岩,裂陷期发育阿普特—阿尔布阶湖相烃源岩。漂移期层系为盆地的主力勘探层系,发育两种类型的浊积砂岩油气藏。塞诺曼—土伦阶浊积砂岩油气藏为典型的"砂体运移、自生自储、源内成藏"的油气成藏模式,其油气主要来源于塞诺曼—土伦阶烃源岩,广泛分布的浊积砂岩是油气运移的主要路径,烃源岩的生、排烃期决定了油气成藏时期,是否发育有效烃源岩是该类油气藏成藏的主控因素。圣通—马斯特里赫特阶浊积砂岩油气藏为典型的"断裂运移、下生上储、源外成藏"的油气成藏模式,其油气主要来源于深部裂陷期阿普特—阿尔布阶湖相烃源岩,断裂是油气运移的主要路径,断裂的活动控制了油气的运移和成藏时期,是否发育油源断裂是该类油气藏成藏的主控因素。

深海浊积砂岩油田高效注水策略及实践

以尼日尔三角洲盆地典型的深海浊积砂岩油田AKPO为研究目标,剖析了浊积水道和朵叶的储层特征,以注采井组间砂体连通方式为基础,结合生产动态特征评价了注采井组间的连通性,确定油田在无水采油期的注水策略。基于时移地震揭示了不同储层类型的水驱波及特征,形成了油田注水突破后的注水以及控堵水策略,建立了适宜油田不同开发阶段的高效注水策略。在无水采油期阶段,基于注采井组间砂体的连通方式应用以"控制压力"为重点的注水强度优化策略,实现不同井组的分级配产配注;在中低含水阶段,基于储层沉积类型应用以"提高波及"为重点的注水强度优化方法,即依靠水动力学方法来改善水驱波及系数,水道储层注采井组采用周期注水提高"纵向"波及系数;朵叶储层注采井组采用改变液流方向提高"平面"波及系数;在高含水阶段,应用适宜深海油田的"低成本"分段控堵水方法,实现深海油田经济有效的控堵水。上述深海浊积砂岩油田高效注水策略经AKPO油田实践,实现AKPO油田高峰采油速度达到5.5%,连续7a实现稳产,预测油田采收率达到53%。系统形成深海浊积砂岩油田在不同开发阶段的高效注水策略,该策略简单易行、经济有效,可以指导同类深海油田的注水优化。

深海浊积砂岩油藏时移地震定量解释技术研究

时移地震解释技术可有效地解释流体变化引起的时移地震差异,预测剩余油分布和指导油藏管理,其解释精度直接影响深海油田的开发效果。常规时移地震解释技术以岩石物理模型为基础,根据时移地震的响应差异定性确定流体替换范围,半定量确定流体替换程度,未能完全实现定量化解释。为了提高时移地震差异解释的精度,形成一种基于敏感流体因子的时移地震定量解释技术。通过叠前弹性参数反演结果筛选出敏感流体因子,在两次地震采集时间点的敏感流体因子基础上,通过岩石物理模型分别将两次敏感流体因子转换为油藏参数,得到两次时间点的流体定量分布结果,通过差异计算得到定量的剩余油饱和度和厚度。实际应用表明,改进的时移地震定量解释技术实现了剩余油分布和流体替换的定量解释,提高了解释精度,指导了油田加密井设计,提高了油田的采收率。

深水浊积砂岩油藏滞留水发育特征及成因模式——以尼日尔三角洲盆地深水区E油田为例

尼日尔三角洲盆地深水区E油田B油组为浊积水道与朵叶复合体沉积,静、动态资料综合分析显示B油组发育滞留水。综合地震、动态测试等资料,总结了B油藏滞留水发育特征:滞留水可导致油藏油水系统复杂化,同一油水系统内可出现不同的油水界面;MDT测压分析显示发育滞留水的油藏一般具有统一的油线;干扰测试等动态资料显示发育滞留水的油藏虽然油水界面有差异但具有整体连通性。进一步分析了B油组滞留水的成因,在此基础上延伸提出了5种油藏滞留水成因模式,并探讨了准确认识滞留水油藏模式对油气田勘探开发的意义。

地震沉积学在滨南浊积砂岩区的研究及应用

运用地震沉积学的理论,使用90°相位转换和地层切片等关键技术,结合钻测井资料,对滨南地区滨682井区古近纪沙河街组3个层序的砂体分布特征和沉积体系进行了精细研究。结果表明,该区东部和东南部浊积砂体较为发育。层序Ⅰ早期浊积砂体分布面积较大,中期和晚期面积较小;层序Ⅱ早期和晚期浊积砂体分布范围较大,中期很小;层序Ⅲ主要分布在南部地区。证明该方法不但简单,而且减少了穿时问题,适合楔形沉积层序的分析研究。

多分量感应测井对深水浊积砂岩油气饱和度评估的影响

采用常规电阻率数据来分辨和描述有生产潜力的含油所储集层在深水浊积砂岩勘探和开发中常遇到挑战。常规感应测井仪具有与井眼同轴的发射和接收线圈，在与层面垂直的井里，该种仪器可以测出与层面平行的地层电导率。当储集层含有薄的高导电页岩和含油气砂岩，且仪器的纵向分辨率分辨不出它们时，结果就会遇到“低对比度，低电阻率产层”的难题。这是由仪器－地层电感耦合形成的并联电路所产生的平均电导率的直接结果。在这些区域中，正确确定纯产层和真实表征储集层对于优化油田开发是十分关键的。由Shell公司开发的墨西哥深水海湾Ursa油田的很大一部分储集层段含有产能不确定的低电阻率泥质砂岩。为了更好地确定石油储量，Baker Atlas在Shell EP公司资粗下已经研制出一种新的多分量感应仪，即3DEX。此仪器具有独特的发射－接收线圈结构，包含有三对互相垂直的发射－接收线圈，为获得水平和垂向地层电阻率Rh、Rv提供所必需的所有数据。最终所得的垂向电阻率为一个加权平均（串联）电阻率响应，更好地指示了含油气砂岩的成分。Rh、Rv被一起用在张量电阻率岩石物理。模型中以确定薄层页岩含量和薄层砂岩电阻率，该电阻率可以更可靠和更准确地评价油气饱和度。各向异性比，即λratio=Rv/Rh，有助于在从未开采的坍塌井段或局部形变井段分辨出有开采潜力的薄互层砂泥岩层，这些井段在常规的Thomas-Stieber独立分析中表现为层状。在储集层横向连续性和地层层序边界的评估中，电阻率的各向异性能为井间地层的相互关系和鲍玛（Bouma）相解释提供附加的信息。

用地质统计法评价Campos盆地含油浊积砂岩中的非储集层

本文评价了巴西Campos盆地中硅质碎屑储集层的岩石物理特征与地震属性之间的关系。这种硅质碎屑储集层的非均质性主要表现为其中有委 的非储集层沉积和随机分布的胶结层。虽然现有地震分辨率不能识别这种非均质性，但是笔者认为有一些地震属性有助于更为准确地获取产层地层单元中非储集层的累积厚度。更好地了解非储集层的空间分布及其厚度对于绘制实际的产层有效厚度和非均质性图及计算可采石油储量是很有价值的。利用一些基本测井和岩石物性分析结果的速度模型，我们计算了来自合成地震记录的10种地震属性。这些模型中非储集层的垂直分布、厚度和层数均是随机生成的。通过分析根据实际地震资料计算的地震属性和井下非集储层相厚度证实了合成地震记录数据所观察到的相关关系。然后有实际的地震属性约束用克里格外部偏差（Kriging with external drift或KED）法得出的非储集相的空间分布和累积厚度分布的评价结果。随机模拟可用于量化上述评价结果的不确定性。利用所绘制的风险图可了解非储集相的分布。

湖相浊积砂岩单砂层厚度对碳酸盐胶结物及储层质量的控制——以渤海湾盆地惠民凹陷沙三上亚段为例

渤海湾盆地惠民凹陷商853区块沙三上亚段(E_(2)s_(3)^(s))广泛发育深湖相浊积岩,砂泥岩薄互层发育,储层非均质性强。综合利用岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜及图像分析、阴极发光和电子探针等测试手段对商853区块储层岩石学及矿物学、成岩作用和储层物性等进行研究。结果表明,商853区块沙三上亚段砂岩主要为灰、浅灰色或灰褐色长石岩屑砂岩、岩屑砂岩,以“贫长石、富岩屑”为特征,碳酸盐胶结物含量较高,发育含铁白云石、方解石、铁白云石。砂岩储层储集空间主要为粒间溶孔及岩屑粒内溶孔,孔隙度介于3.65%~18.09%,平均值为12.87%,主要分布于10%~15%,占比为43.9%;渗透率介于0.009×10^(-3)μm^(2)~5.460×10^(-3)μm^(2),平均值为0.99×10^(-3)μm^(2),主要分布于0.1×10^(-3)μm^(2)~1.0×10^(-3)μm^(2),占比为41.5%,整体属于中—低孔、特低—超低渗储层。单砂体层顶部和底部碳酸盐胶结物含量高,储层物性差;中部碳酸盐胶结物含量较低,储层物性较好,表明单砂层厚度与碳酸盐胶结物的发育及储层物性具有耦合性,单砂层厚度与碳酸盐胶结物呈负相关,与储层物性呈正相关。

西非深水区弱固结浊积砂岩岩石物理模型研究及其应用

深水浊积砂岩油气藏是当今世界油气勘探开发的热点目标,西非安哥拉深水区油气资源丰富、潜力巨大.该区第三系深水浊积砂岩埋深浅、成岩作用弱,致使地震反射纵波速度及其阻抗对有利砂岩储层和围岩的区分效果不明显;基础数据的制约如部分井声波或密度资料缺乏或存在质量问题等,给利用井震信息开展地震反演预测带来严重影响.本文旨在研究一套适合该地区储层预测的弱固结浊积砂岩岩石物理技术.为此,通过实际资料的反复论证,提出了拟合推理法确定矿物骨架弹性参数,并对等球颗粒模型进行了改进,创建了适合该地区弱固结浊积岩岩石物理模板,实现了测井曲线的合理校正和横波预测.以此为基础,进一步开展了叠前地震反演和储层的分布预测.结果表明,浊积砂储层预测精度达85%.因此,该岩石物理技术在西非深水区弱固结浊积砂岩的应用是可行的.

鄂尔多斯盆地西南部地区延长组浊积砂体的地震识别研究

鄂尔多斯盆地西南部延长组浊积砂体横向相变快,地震识别困难,严重制约了研究区内浊积岩油气藏的勘探。笔者首先根据研究区浊积砂岩特征、沉积模式建立概念化地质模型,合成地震响应,并用实际地震资料与其进行对比验证,得出地震剖面上三角洲前积反射的前缘倾没端为寻找浊积砂体的有利部位;在此基础上,综合利用地震、钻/测井资料设计地质模型,并进行地震正演模拟,与实际地震资料进行分析对比,总结了研究区浊积砂层组的地震反射特征为丘状反射型和孤立短反射型,为定性解释和预测研究区浊积砂层组的分布提供了依据。

安哥拉深水沉积贯入砂岩的识别特征及成因模式

在安哥拉深水沉积的研究中发现了贯入砂岩存在的现象,国内外对此报道较少,且在实际勘探开发中关注度不够。基于野外地质露头、岩心、测井及地震资料综合分析,系统研究了贯入砂岩的识别特征,探讨了其形成原因并总结了其发育模式。研究结果表明:贯入砂岩的整体几何形态呈极度不规则状;岩心中常见的构造主要有不同规模的撕裂状泥岩碎屑、砂岩变形褶皱与不规则充填、岩石矿物颗粒定向排列、储层物性较母岩物性变差等;贯入砂岩的自然伽马及声波值有增高趋势,且齿化严重,地震反射呈混杂的不连续性特征;该区贯入砂岩包括水道砂体翼部贯入和顶部贯入2种类型,且形成过程受差异压实与断裂活动共同控制。本研究可以深化被动陆缘盆地深水沉积的认识,同时也为下一步指导精细勘探和开发生产提供一些新思路。

井震约束低渗浊积砂体定量预测技术

NZ洼陷W井区浊积砂岩储层具有单层厚度薄、横向变化快的特点,为典型的"薄、小、深、隐"类型致密砂岩储层。受砂岩含灰质影响,常规预测方法储层精细描述精度难以达到。针对这一开发现实难题,该文提出了井震约束低渗浊积砂岩储层定量预测技术,通过井驱动提高地震资料分辨率技术,提升地震资料品质;利用正演模型模拟砂岩含灰效应,建立相控灰质影响概率体作为约束条件,减少地震属性预测储层结果的多解性。

深水浊积水道典型切叠模式水驱波及实验研究

针对典型的深水浊积复合水道切叠模式,建立大尺度二维剖面物理模型,开展水驱室内实验,并通过岩芯尺度数值模拟进一步探究总结了不同横向和纵向水道叠置比例对波及规律的影响。结果表明,水道中部及两期水道切叠连通处为主流线区域,波及效率和驱油效率均较高,水道上部和下部物性相对较差区域波及效率低,尤其生产井所在水道上部剩余油富集,是剩余油挖潜重点区域;不同期次水道叠置比例是影响复合水道注采井间连通性及剩余油分布的重要因素,横向和纵向叠置比例越高,整体表现为注采井主流线区波及效果越好,非主流线区波及效果变差;对于典型深水浊积复合水道切叠构型模式,建议尽量提高非主力砂体射孔完善程度,以增加波及效率,提高采收率。