松辽盆地北部江桥–阿拉新地区萨尔图油层沉积微相特征

应用岩心、测录井、三维地震及测试资料,开展松辽盆地北部西斜坡区江桥–阿拉新地区萨尔图油层沉积相类型及特征研究,总结出不同油层组沉积微相分布特征及其演化规律。结果表明,江桥–阿拉新地区以三角洲前缘亚相沉积为主,发育水下分流河道、河口坝及席状砂等微相。SII+III沉积时期前缘砂体叠加连片,形成宽度1200~1800 m,厚度5~12 m的复合河道砂体;SI沉积时期三角洲前缘水下分流河道砂体呈枝状、条带状展布,河道宽度200~800 m,厚度3~8 m,延伸距离远;S0沉积时期为湖相沉积。分析沉积微相与油气关系,认为研究区最有利储集砂体为水下分流河道及河口坝砂体。

构造建模约束地震反演技术——以大庆萨尔图油田南八区为例

为了充分发挥储层预测多学科的综合能力,对构造建模约束地震反演的作用和构造建模在储层反演与地质建模的区别进行了分析。在此基础上,详细阐述了实现构造建模约束地震反演的4个关键环节,即井-震联合小尺度构造解释、合理设计地质框架、不同尺度网格设计和曲线均一化处理。以大庆萨尔图油田南八区萨Ⅱ7-12沉积单元为例,通过与未进行构造约束的地震反演对比,总结出构造建模约束下地震反演的优势,主要体现在:①能够提高砂体识别的准确程度,尤其是定位河道砂边界位置效果显著,采用"井点定相、切片组形"的方法,完成了井震结合沉积微相的修正;②明确主力厚油层及主力砂体接触关系,增加断层附近预测的细节,尤其是断裂两侧砂体明朗化,有利于指导剩余油的挖潜。因此,构造建模约束地震反演技术能够降低反演的不确定性,对油田后续开发调整具有重要意义。

萨尔图油田辫状河储层三维层次建模

提出了辫状河储层精细建模的层次建模思路,根据辫状河储层的层次性,首先建立辫状河道与坝的分布;其次建立辫状河道内部河床与废弃河道分布,以及坝内部坝核与坝顶的分布;最后建立河床、坝核、坝顶结构内部的泥质夹层分布。建模时不同层次储层之间互为约束,较好地反映了不同层次储层之间内在联系和分布规律。以大庆萨尔图油田P13小层辫状河储层为例,逐层次建立了不同储层结构的三维空间分布,模拟结果很好体现了不同层次储层形态以及分布特征,具备较高的精度,能够应用于油田生产。

松辽盆地南部月亮泡地区萨尔图油层Ⅰ砂组沉积微相研究及有利区带预测

应用录井、测井、地质和地震资料,研究了松辽盆地南部月亮泡地区上白垩统姚家组萨尔图油层Ⅰ砂组的沉积微相,并采用沿层地震属性分析技术,分析了河道砂体的展布特征,利用拟合分析进行验证,结果表明萨尔图油层Ⅰ砂组沉积相为三角洲前缘亚相,其微相类型有水下分流河道、河口坝和分流间湾,已有的勘探成果也证实水下分流河道砂体是油气的有利聚集区,结合构造发育情况,预测了松辽盆地南部月亮泡地区构造岩性油气藏勘探的有利区带。

萨尔图油田北二西试验区弱碱体系三元复合驱数值模拟

利用数值模拟方法,建立大庆萨尔图油田北二西试验区油藏的地质模型和化学驱模型,模拟主段塞、副段塞、前置段塞和后置段塞的弱碱、表面活性剂和聚合物三元复合体系化学剂质量分数、段塞注入体积孔隙倍数及矿场注入速度等因素对驱油效果的影响.结果表明:主段塞中弱碱和表面活性剂的质量分数对采收率的影响显著,采收率可达到最大值的范围.无论是三元主段塞还是副段塞,增加聚合物的质量浓度,对提高采收率的贡献很明显.各段塞注入体积孔隙倍数对驱油效果都有不同程度的影响.

萨尔图油田三类油层弱碱三元复合体系性质参数在不同注入阶段的变化规律

用相对分子质量为620×10~4、700×10~4(抗盐)、1400×10~4的聚合物(P_(620)、P_(700)、P_(1400))和石油磺酸盐表面活性剂、Na_2CO_3配制弱碱三元复合体系。通过分析萨尔图油田三类油层弱碱三元复合体系在岩心中流动时,不同注入阶段采出液黏度、界面张力、注入压力及阻力系数等参数,得到三元复合体系驱油性质在岩心中的变化规律。结果表明:随着复合体系注入量的增加,表观黏度不断增大;注入后续水时,随着注入量的增加表观黏度升高到最大值后降低,P_(620)、P_(700)和P_(1400)三元复合体系的最高黏度保留率分别为81.53%、17.22%和12.05%。随着驱替过程的进行,采出液界面张力先降低后升高,P_(700)、P_(620)界面张力最低值分别为6.59×10^(-2)和2.38×10^(-2)mN/m。随P_(700)、P_(620)、P_(1400)三元复合体系注入量的增加,注入压力先增大并分别达到最大值2.88、0.60、0.87MPa;注入后续水时,注入压力降低。P_(620)、P_(700)、P_(1400)弱碱三元复合体系的阻力系数分别为75.00、360.00、109.25,残余阻力系数分别为22.25、155.00、28.25。P_(620)弱碱三元复合体系在岩心中流动达到稳定时的注入量最小。

萨尔图油田北二西区密闭取心井水洗特征

萨尔图油田目前处于高含水开发时期,认清剩余油分布状况是关键,而密闭取心井分析方法是认识剩余油分布的一个最直观、最可靠的方法。在储层细化的基础上,利用萨尔图油田北二西区4口密闭取心井水洗特征分析资料对主力区块总体水洗特征和不同储层水洗特征进行统计分析。结果表明,该区储层总体上处于中水洗状况,仍具有较大潜力;河道主体水洗程度较高,以中、强水洗为主,中、强水洗潜力主要分布在河道中部,弱、未水洗潜力主要分布在河道顶部;表内整体水洗程度中等,表外整体水洗程度很低,弱、未水洗潜力主要分布于薄层表内和孤立表外。分布状况表明潜力储层位于河道顶部、河道中部、薄层表内以及孤立表外,是下一步调整挖潜的对象。

水驱不同注采位置油藏特征——以萨尔图油田北二西区块油藏为例

利用油藏剩余油粘度和岩心分析方法,对萨尔图油田北二西区块油藏剩余油粘度、驱油效率等参数进行了研究。结果表明,水驱主流线不同注采位置剩余油粘度、油藏流度、含油饱和度和驱油效率均呈现不同程度的非均质性,并受储层物性、注采位置和驱油时间等因素控制;主流线从注水井到采油井方向,油藏非均质性增强,含油饱和度增大,驱油效率减小,且驱油效率与渗透率成正相关,相关程度随渗透率的增大而增高,剩余油粘度与渗透率微弱相关,含油饱和度与渗透率低度相关;随水驱油时间的延长,剩余油粘度和驱油效率增大,油藏流度与含油饱和度下降。综合挖潜水驱不同注采位置剩余油仍有一定潜力,其中主流线靠近采油井位置开采潜力最大;聚合物驱油则更合适,可根据聚合物驱油藏流度比控制范围和剩余油粘度的测定结果,确定聚合物溶液的粘度及质量浓度。

H区块萨尔图油层水淹层解释方法研究及应用

为实现红岗北H区块萨尔图油田稳产,应用不同开发阶段密闭取心井的各种动静态资料、试油资料、测井资料等,在曲线模式识别法定性解释水淹层和储层参数精细解释的基础上,综合利用动态电阻率下降法的半定量解释和驱油效率法的定量求取剩余油饱和度与含水率,形成1套符合油田实际的综合判别水淹级别的解释方法,能指导新井解释及剩余油评价,实现油田的长期稳产。

松辽盆地西部斜坡区萨尔图油层油气分布特征及控制因素

通过对松辽盆地西部斜坡区萨尔图油层已发现油藏的油气藏类型、分布特征及控制因素的系统分析,认为西部斜坡区的萨尔图油层从东到西含油气层位逐渐减少,主要发育砂岩上倾尖灭油藏、岩性—构造油藏、构造—岩性油气藏、微幅背斜油气藏及岩性油气藏等5种油气藏类型,其中以构造—岩性复合油气藏为主;西部斜坡的北西向的3条油气运移路径控制了西斜坡区油气的分布,北东向及北北东向的构造带控制着油气的聚集部位;鼻状构造样式、地层超覆构造样式及与砂体展布的匹配关系控制着油气富集程度和油气藏类型。

大庆萨尔图油田葡一组精细地质及剩余油分布研究

对大庆萨尔图油田北一区断东葡一组储层进行精细刻画,通过沉积微相、单砂体、点坝内部构型3个层次的研究,逐层深入进行了储层层次分析,总结出一套有效实用的曲流河精细地质研究方法与流程,重新构建地下认识体系。在此基础上建立地质模型,开展聚合物驱后剩余油研究,聚合物驱后剩余油主要分布在河道砂体顶部、注采不完善及分流线部位,分布类型主要以韵律性及夹层控制型和薄差油层型为主。

大庆长垣萨尔图油田井震结合整体构造建模技术

为了满足精细调整挖潜的需求,针对大庆长垣油田区域构造建模难点研究出以断层建模、井震结合空变速度场求取、深度域井震精细匹配为核心的整体构造建模技术。该技术实现了长垣整体构造建模及不同区块、不同时期建模成果的有效整合,对断层的解释精度能够满足密井网油田的精细调整挖潜需求。

松辽盆地北部泰康地区萨尔图油层二、三砂组沉积微相特征

根据地震、测井、录井和岩心资料,应用沉积学和地震地层学的原理和方法,查明了泰康地区萨尔图油层二、三砂组沉积微相特征.结果表明,泰康地区萨尔图油层二、三砂组发育的沉积微相类型主要为滨浅湖泥滩沉积微相、三角洲前缘河口坝、远砂坝微相和浅湖重力流成因的湖底扇沉积.在平面上可分为东西2个相带,西部为三角洲相,由北面的曲流河三角洲和南面的辫状河三角洲组成;而东部为湖泊相,湖泊相主要发育泥岩,其中也发育大量重力流沉积体,三角洲砂体和重力流砂体大面积发育,储集条件好,另外还可形成岩性圈闭.

松辽盆地南部海坨子地区萨尔图油层一砂组沉积微相特征

综合利用岩心、录井、测井、地震及粒度分析资料,采用沉积学、地震地层学方法,阐述了松辽盆地南部海坨子地区萨尔图油层一砂组沉积微相特征.沉积相以湖泊相和重力流相为主.湖泊相主要为浅湖亚相,其微相类型有浅湖混合坪、泥坪及砂坪微相,以混合坪为主.重力流相识别出重力流水道和重力流扇2种沉积微相.重力流相发育区为本区油气藏形成的有利部位.

大北油田萨尔图油层特低渗储层宏观非均质性研究

大北油田萨尔图油层属于特低渗透储层。从沉积微相的角度对萨尔图油层宏观非均质性研究表明,储层非均质性较强,而其非均质性主要受控于沉积环境、成岩作用及裂缝发育情况等因素。萨尔图油层在本区发育水下分流河道、席状砂、远砂坝和浊积扇(滑塌沉积)等4种储层微相,油层非均质性在各种沉积微相之间的过渡部位及浊积扇微相中较强;其次为席状砂微相和远砂坝微相,在水下分流河道中相对较弱。

松辽盆地海坨子地区萨尔图油层三砂组沉积微相

综合应用岩心、录井、测井、地震及粒度分析资料 ,采用沉积学、地震地层学方法 ,阐明了松辽盆地南部海坨子地区萨尔图油层三砂组沉积微相特征 .萨三砂组发育的沉积相有河流、湖泊和三角洲相 ,河流相可识别出点坝、天然堤、决口扇和河漫滩微相 ;湖泊相主要为浅湖亚相 ,其微相类型有混合坪、泥坪及砂坪微相 ;三角洲相识别出平原、前缘和前三角洲 3个亚相 .研究区西北角为无沉积区 ,河流相仅发育于王家炉西北侧 ,三角洲相发育于海 2 4井—海 5井一线以西 ,呈北西—南东向展布 ;河流相的河道、三角洲分流河道、河口坝、远砂坝等砂岩体发育于海 2 2井—王家炉等地及长发村南侧 ;海 2 4井—海 5井一线以东为浅湖沉积区 ,在海 14井、海 2 3井及海 11井东侧发育有浅湖砂坪沉积微相 .河道砂体、三角洲分流河道、河口坝砂体厚度和规模较大 ,具有较好的储集性能 。

萨尔图油田北二东试验区剩余油分布特征

根据密闭取心井驱油效率资料和水淹层的解释结果 ,分析了萨尔图油田北二东试验区剩余油的分布特征 .结果表明 ,小于 0 .5m的薄油层和表外储层水洗程度低或未水洗 ,是剩余油的主要富集部位 ;大型河道砂体、中小型河道砂体、稳定型席状砂体水淹程度高 ,剩余油厚度小 ,而不稳定型席状砂体水淹程度高 ,剩余油厚度大 ;剩余油在垂向上呈高度分散状态 ,在平面上分布零散 ,处于砂体的边角部位 ,或成片分布在差油层中 。

松辽盆地北部胡吉吐莫北地区萨尔图油层河道砂体地震识别方法

松辽盆地北部胡吉吐莫北地区萨尔图油层萨零油层组发育多期水下分流河道,多口井钻遇水下分流河道砂体均获得工业油流,证明萨零油层河道砂体具有较好的勘探潜力。针对该区地震资料品质差,不同期次河道砂体互相叠置,地震响应特征不清的难题,研究应用高分辨率谱反演提频技术,提高了地震资料品质和分辨率,应用不同砂体组合反射系数贡献率分析技术结合实际井的速度和密度信息开展正演分析,明确了不同期次河道砂体组合的地震响应特征,优选“甜心体”属性和振幅切片实现该区不同期次河道砂体的分期刻画,取得了较好的应用效果。

英东萨尔图油藏水驱开发效果评价

吉林油田英东萨尔图油藏已处于特高含水开发阶段。在稳定并提高单井产量的背景下,综合应用油藏精细描述、室内实验分析、生产动态分析和油藏数值模拟等技术手段,对储层敏感性、井网加密潜力、剩余油分布、水驱采收率以及油藏动静态的关系等重要方面进行了客观评价。并首次提出了"小层储量集中度"和"砂体储量集中度"两个开发地质学概念,分别用于量化开发矛盾的转移和实践中对高渗段进行封堵的地质倾向性。研究成果对于正确认识英东萨尔图油藏的注水开发工作和明确下一步挖潜思路,提高开发效果意义重大。

萨尔图油田中区西部PⅠ油层组精细地质与剩余油分布

研究了萨尔图油田中区西部PⅠ油层组的构造特征、沉积特征和储层特征 ,分析了该区水淹状况 .指出本区存在 8种类型剩余油 ,分别是注采不完善型、沉积微相控制型、微构造控制型、半连通体控制型、砂岩尖灭控制型、厚层分流河道砂顶部控制型、断层控制型和表外储层控制型 .纵向上剩余油主要分布在PⅠ 1,PⅠ 4和PⅠ 7小层之中 ,平面上主要分布在天然堤砂体分布区、决口扇砂体分布区。