惠民凹陷商847块湖相深水浊积岩储层非均质性特征及主控因素

惠民凹陷商847块沙三段上亚段发育典型的深水浊积岩,且垂向变化复杂,非均质性强,其演化规律及主控因素尚不明确。为此,综合运用岩心、铸体薄片和分析化验等资料,对该区深水浊积岩储层的非均质性特征及主控因素进行研究。结果表明:商847块深水浊积岩总体上以极细粒岩屑长石砂岩为主,分选中等、磨圆次棱角状,成分成熟度和结构成熟度均较低,储层物性较差,储集空间以次生溶蚀孔隙为主,为中成岩阶段A期。根据压实、胶结和溶解3种主要成岩作用程度,对研究区深水浊积岩成岩相进行划分,认为商847块沙三段上亚段2砂组储层物性最差,胶结物含量高,溶蚀作用弱,为中等压实中等胶结低溶解相;3砂组储层物性最好,胶结物含量少,溶蚀作用最强,为中等压实低胶结强溶解相;4砂组整体介于2砂组及3砂组之间,为中等压实中等胶结中等溶解相。

深水浊积岩有机质富集规律研究进展

浊流是深水环境中重要的侧向搬运过程之一,大量陆源有机质贡献及快速的搬运沉积等特点,使其相对于正常的深水沉积具有较强的有机质富集能力。不同的浊积系统、浊积系统的不同时期、同一浊积系统的不同沉积单元及浊积岩层之间,有机质富集程度差别很大。低水位型、高水位-持续型和海侵型深水浊积系统的划分,有利于预测高频率、大规模浊积事件发育的地质条件和地质时期以及有机质富集的有利区域和时期。同一浊积系统内,朵叶体和峡谷-天然堤的下游区域可能为更有利的有机质富集区域。浊积岩中细粒层的有机质丰度差异主要取决于粉砂质组分的含量;而砂岩层中的有机质丰度变化较大,主要取决于较大的植物碎屑的贡献。浊积厚度、浊积频率等原因造成的有机质保存的差异则进一步造成了浊积岩中有机质含量的不均衡。这种不同尺度上的有机质富集的差异性分析,对探讨深水浊积岩的生烃潜能及能否作为有效烃源岩具有一定的启示意义。

A油田深水浊积岩剩余油分布研究

为解决浊积水道形成的储层平面非均质性影响剩余油分布问题,通过对测井资料和地震资料的解释,特别是利用地震资料对O71层解释标定,分别形成了单井沉积相、剖面地震沉积相和平面沉积相。在平面沉积相控制的储层水道砂体展布基础上,结合四维地震监测显示的注水前缘变化,同时考虑注采对应关系和构造顶点分布,刻画出O76,O74,O73及O71这4个主要含油目的层剩余油分布范围和模式,研究了剩余油分布主控因素和挖潜措施,并利用数模成果进行了检验。研究结果表明1)原始地质储量及剩余油分布受浊积水道控制;2)研究区剩余油分布模式包括注采不对应造成的“水道滞留型剩余油”,隔夹层和构造共同控制的“隔夹层型剩余油”及构造高点和储层非均质性控制的“阁楼型剩余油”3种模式,其中第1种模式以O76层和O74层剩余油分布为代表,第2种模式以O73层剩余油分布为代表,第3种模式以O71层剩余油分布为代表;3)对于储层非均质性较强,剩余油较多的Ⅱ类、Ⅲ类型模式,剩余油挖潜措施可以考虑空气泡沫驱和气水交替,对于相对均质的Ⅰ类剩余油模式,措施包括生产井转注和生产井(注水井)侧钻。该研究成果为深水油气田提高采收率提供了借鉴。

井震联合属性分析技术在深水浊积岩储层预测中的应用

深水浊积水道和浊积扇是西非尼日尔三角洲A油田最发育的沉积相,也是最有利的砂岩储层。该类储层非均质性强,常规预测方法精度较低。将地震属性和储层物性参数建立神经网络关系,对储层参数进行定量预测,该方法较常规的井间插值有很多优势,精度更高,且能把地震属性的信息反映到储层描述中。该方法在A油田取得了良好的效果,值得在类似油田储层预测中进行推广应用。

核磁共振测井（NMR）对开发深水浊积岩油田的特殊作用

位于、墨西哥湾Viosca Knoll地区Talwe油田是一个深水浊积岩油田。它的主要产层是中新世的薄层状地层。经过一年的初始生产，第二阶段准备钻几口水平井来全面开发该油田。第二阶段的难点是找出油气层，识别流体界面，从而更好地设计水平井轨迹。由于存在大量的薄泥岩夹层，划定油气层就比较困难。传统的测井方法，如中子密度测井，由于不能分辨砂岩层而探测不出气层。压力梯度分析方法可用来探测气，但该方法还存在许多操作问题。在这种情况下，利用了核磁共振测并来找出流休并确定其接触面。通过对在双等待时间下采集的数据进行时域分析，核磁共振测井成功地在计划的所有三口井中找出了油气层。把核磁共振测井作为主要的裸眼井测井方法可减化测井操作，降低成本。由于Tahwe油田的薄层状地层性质，以电阻率为基础的含水饱和度模型失效。在满足某些假设条件的情况下毛细压力模型也可用于储量估算。核磁共振测井可替代这种方法。核磁共振测井提供的自由和束缚流体信息结合判断储层是否处于残余状态的构造信息，可用于估算可动油气。核磁共振测井方法提供的总纯油气厚度的可能误差18为14％，而毛细压力模型为20％。Taiwc油由最终证明，核磁共振测开对于浊积地层来说是一种强有力的岩石物理仪器，它能够提供独特的地层评价和油藏工程信息。

深水浊积型烃源岩的发现与启示

随着全球深水油气勘探的兴起,深水浊积岩成为沉积学界和石油工业界研究的热点,但直到现今,其主要作为潜在储层进行研究,而作为烃源岩研究还很少。最近通过对印尼库泰盆地深水区油气地质条件的研究发现,深水区油气成藏的有效烃源岩为粒度相对较粗的浊积岩,而非传统页岩;有机质来源为陆源高等植物碎屑,其通过浊流在低位期从陆架搬运至陆坡和深海平原深水区沉积于深水浊积岩中,平均有机碳质量分数为1%～2%,少数可达2%～5%,最大达50%,氢指数HI为50～183,最大可达400;同种类型烃源岩在南海文莱-沙巴盆地深水区也有发现。同时调研了全球一些浊积岩富集有机质案例,包括全球ODP与DSDP资料、刚果西海岸现今深水浊积岩系统、加蓬西海岸现今深水浊积岩系统、安哥拉渐新世深水浊积岩系统和西班牙比利牛斯山始新世深水浊积岩系统,结果表明,其有机质特征都具有较高的有机碳含量,有机质来源主要为陆源高等植物,具有生油气潜力。深水浊积岩富集有机质的模式能够成为深水区有机质富集的新模式,富集有机质的浊积岩能够成为深水区油气成藏的有效烃源岩。深水浊积型烃源岩对全球深水油气成藏理论及勘探思路都将产生重要影响。

西非海岸盆地深水区油气地质特征和勘探前景

以板块构造理论和石油地质学理论为基础,通过分析西非海岸盆地的形成和演化,结合西非深水区油气勘探现状和深水油气藏研究结果,总结了西非深水区油气地质特征,并探讨了深水区油气勘探前景。西非海岸盆地的形成演化可以分为前裂谷、裂谷和后裂谷3个阶段。受盆地形成演化的控制,西非海岸盆地烃源岩主要包括裂谷阶段下白垩统湖相烃源岩、后裂谷阶段上白垩统海相烃源岩和古近系——新近系海相烃源岩3套;深水区储层以后裂谷阶段上白垩统和古近系——新近系深水浊积砂岩为主;主要圈闭类型为构造-地层或构造-岩性圈闭,其次为构造圈闭和地层-岩性圈闭。西非海岸盆地中以下刚果盆地和尼日尔三角洲深水区勘探前景最好,其次是科特迪瓦盆地、贝宁盆地和塞内加尔盆地深水区,杜阿拉盆地和里奥穆尼盆地深水区有一定的勘探潜力,宽扎盆地深水区目前勘探风险较大。

西非海岸盆地油气成藏组合及资源潜力

在研究西非海岸盆地形成演化的基础上,总结各盆地石油地质特征,划分各盆地成藏组合并评价资源潜力,最终提出了油气勘探方向。西非海岸17个盆地从北往南可分为5段:北段盐盆、中段盆地、尼日尔三角洲、中南段盐盆和南段盆地,其形成演化可分为前裂谷、同裂谷和后裂谷3个阶段,总体发育6套储盖组合。以储盖组合为核心,在西非海岸17个盆地中共划分出27个成藏组合。以成藏组合为资源评价基本单元,采用类比法、发现过程法和主观概率法,计算和预测西非17个盆地待发现常规油气可采资源量为146 175 MMBOE。待发现常规油气资源在平面上主要分布于中南段盐盆和尼日尔三角洲,纵向上主要位于白垩系、古近系和新近系。西非海岸17个盆地按勘探潜力从大到小分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,应重点选择Ⅰ、Ⅱ类盆地开展勘探活动。西非重点勘探目标为深水浊积岩和盐下碳酸盐岩,每个盆地主力成藏组合叠合最多的区域就是该盆地最有利的勘探区带。

琼东南盆地深水区亮点型气藏时频差异属性分析应用研究

受深水区探井少、不同流体AVO类型相近影响,利用常规P(拟合截距)、G(拟合梯度)、P×G、P+G等衍生烃类检测属性已不能有效识别深水区储层的流体性质,亟需寻找适合该区有效储层的烃类检测方法 .实际上,地震波在地下地层传播过程中会产生明显的吸收衰减现象,通过含气砂岩会产生低频增加现象,因此联合谱分解和AVO技术是解决深水烃类检测的有效途径.利用时频属性的峰值振幅和平均振幅,提出了能更好地描述流体性质变化的差异属性,可以增强深水区含气性识别的敏感度,在深水浊积岩储层烃类检测中取得良好的应用效果,有效降低深水区烃类检测的多解性.

Turbidite Petroleum Geology Updates in the Deepwater and Subsalt Gulf of Mexico

The past six years （2008-2014） was a prosperous time for exploration and production in the dGOM （deepwater Gulf of Mexico）. Recent exploration and production activities can be divided into three major categories： drilling new wildcat wells, appraising and developing newly discovered fields and enhanced oil recovery of mature fields. Seismic imaging, complex geology, high pressure drilling, greater depth, and higher temperature are key challenges for the exploration and production of dGOM reservoirs. Complex geology includes salt-related structures and traps, reservoir compartmentalization, and the sequence stratigraphy of turbidite reservoirs. Turbidite sequence stratigraphy helps the asset team to fred the best target intervals. Sheet and channelized sandstones with good downdip aquifer support are preferred reservoir conditions. All the drilling, development and production challenges are related to high pressure, greater depth, higher temperature and lack of existing field analogs. Various IOR （improved oil recovery） methods are studied and applied in the development stage of the Wilcox fields, which have an average primary recovery factor of 10%-15%. With ideal tabular reservoir geometry and IOR methods, recovery factor of the Wilcox reservoirs can reach up to 42% of OOIP （origional oil in place） through the field life cycle.