东营凹陷沙三中亚段浊积岩低渗透储层有效性评价

依据岩心、薄片、试油、物性、综合解释等资料,对东营凹陷沙三中亚段浊积岩低渗透储层特征及其有效性评价进行研究; 通过准确求取开发厚度和经济极限初产油约束下的有效开发渗透率下限确定渗透率差值,以渗透率差值为母因子表征低渗透储层综合特征并优选地层压力、岩性、含油性、成岩相作为评价参数,求取不同储层深度区间、不同控制因素作用下储层优劣综合值,实现定性参数的定量评分; 结合各评价参数权重系数、综合得分和经济初产液量计算对浊积岩低渗透储层进行分类评价.结果表明：浊积岩低渗透储层主要为岩屑质长石砂岩,以中细砂岩为主,中髙孔低渗透储层发育; 储集空间类型以原生孔隙为主,次生孔隙较发育; 发育中压实、强胶结、强溶蚀、过渡型4种成岩相类型; 发育常压、弱超压、中超压及强超压4 种压力系统; 含油性可划分为富含油（饱含油）、油浸、油斑、油迹、不含油（荧光）4个等级;浊积岩低渗透储层分为3 类, I类储层经济初产液量大于15t/ d ,综合得分大于0.5 ,域类储层经济初产液量0- 1 5t/d ,综合得分0.5 - 0.2,芋类储层经济初产液量小于0t/d ,综合得分小于0.2,1 、域类储层为有效储层,建议优先开发.

试油资料在渤南洼陷深部碎屑岩有效储层评价中的应用

利用试油资料和物性资料，求得渤南洼陷3500～3700m深度碎屑岩有效储层渗透率下限值为0．6×10^-3μm^2、孔隙度下限值为7．45％，与用分布函数曲线法确定的物性下限值基本一致，经试油资料检验正确率为952％。综合考虑产液量、孔隙度差值、渗透率差值等参数，结合沉积相、岩性、地层压力等资料，将渤南洼陷埋深大于3500m的深部碎屑岩储层划分为4类。其中：Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类为有效储层；Ⅳ类为非有效储层。Ⅰ类储层主要为扇三角洲前缘水下分流河道、河口坝和湖底扇中扇辫状水道中细砂岩和含砾砂岩，地层压力以超压为主，常规试油产液量大于5t／d；Ⅱ类储层主要为扇三角洲平原分流河道和近岸水下扇中扇辫状水道含砾砂岩，地层压力为常压，常规试油产液量为1～5t／d，实施酸化、压裂措施后产液量大于5t／d；Ⅲ类储层主要为近岸水下扇内扇主水道和扇三角洲平原分流河道砾岩或含砾砂岩，地层压力为常压，常规试油产液量小于1t／d，实施酸化、压裂措施后产液量为1～5t／d；Ⅳ类储层主要为近岸水下扇内扇主水道和洪积扇中扇辫状水道砾岩或含砾砂岩，地层压力为常压，常规试油产液量小于1t／d，实施酸化、压裂措施后产液量仍小于1t／d。

东营凹陷北带沙四段上亚段近岸水下扇砂砾岩储集物性对比

在东营凹陷北带近岸水下扇砂砾岩有效储层物性下限计算的基础上,以孔隙度差值和渗透率差值为评价参数,分析了盐家—永北地区、胜坨地区、利津地区沙四段上亚段2800～3500m近岸水下扇砂砾岩储集物性的差异。结果表明:胜坨地区沙四段上亚段2800～3500m近岸水下扇扇中辫状水道砂砾岩储集物性最好,盐家—永北地区次之,利津地区最差;盐家—永北地区沙四段上亚段2800～3500m近岸水下扇扇中辫状水道含砾砂岩储集物性最好,胜坨地区次之,利津地区最差。通过对古地貌、沉积特征、地层压力和成岩作用等有效储层控制因素对比分析发现,沉积古地貌和物源特征控制了东营凹陷北带沙四段上亚段不同地区近岸水下扇砂砾岩储集物性的差异性。