东濮凹陷文33断块沙二下亚段浅水三角洲沉积特征

针对文南油田文33断块沙二下亚段油藏储层沉积微相展布特征认识不清、开发效果差、开发方案的部署及调整难度大等问题,笔者综合利用研究区的地质、测井等资料,通过岩石成分、结构、泥岩颜色、沉积构造及测井响应等沉积相标志综合分析,再结合研究区区域沉积背景,精细刻画了沙二下亚段浅水三角洲沉积特征,剖析了沉积微相的展布规律。结果表明,文33断块沙二下亚段浅水三角洲由于其湖水较浅,河流营力起主导作用,储层以条带状展布的水下分流河道砂体为主,其次是薄层水下分流河道侧翼和席状砂,河口坝欠发育;储层测井响应存在4个大类、10个亚类的曲线形态特征;最后,根据沉积微相的展布特征建立沙二下亚断的沉积相模式,从而为油田下一步挖潜提供地质依据。

文南油田文33断块沙二下亚段储层构型建模研究

文南油田文33断块地质条件复杂,现有的三维地质模型已不能满足其开发的需要,需建立新的地质模型。针对此问题,综合利用研究区的地质、测井资料,采用隔夹层模型与沉积相模型镶嵌的方法,分别建立不同级次的隔夹层模型和单砂层沉积相模型,并以构型模型为约束条件建立属性模型。所建立的构型模型能够反映储层外部形态(微构造)和内部成因差异(沉积微相),构型模型约束下的属性模型能反映不同相带下的储层物性变化特征。

高含水油田大孔道特征及控制机理分析——以陇东地区延9油组为例

综合研究区不同时期的测井、分析化验、生产动态等资料,对鄂尔多斯盆地陇东地区延9油组注水开发前后储层的特征进行对比研究,分析注水开发后大孔道发育的特征,从层内、平面、微观、层间非均质性4个方面,厘清储层非均质性对大孔道发育的控制机理。研究认为,大孔道发育是沉积、成岩作用与长期注水共同作用的结果;优势岩相分布的河道下部、心滩是延9油组大孔道形成的主要层段;单层层内渗透率大于30 x10^-3μm^2、渗透率级差大于9、超邻层数倍的相对吸水量,是大孔道发育的一般特征;沿主河道、心滩主流线方向的井间是大孔道分布的集中区域;高岭石含量变化可以作为陇东地区大孔道形成的重要指示标志。同时,以模糊数学方法为基础,选取微相类型、比吸水指数、渗透率、渗透率级差、相对吸水量5个代表储层非均质性的参数,对陇东地区延9油组大孔道发育概率进行分类评价,可为相近储层条件的其他油田的开发提供参考。

储层非均质性对气水两相渗流规律的影响

以四川盆地普光气田主体气藏为例,采用稳态法测定岩样的气水相渗曲线,分析气水相渗曲线特征参数随渗透率的变化规律。建立气水相渗曲线特征参数计算模型,研究相渗非均质性对气藏开发动态的影响。研究结果表明,束缚水饱和度和水相标准化相渗曲线指数随渗透率的增大而减小,端点相渗和气相标准化相渗曲线指数随渗透率的增大而增大。相渗非均质性对气藏开发动态的影响较大,在水驱气藏的气藏工程和数值模拟研究中应考虑相渗非均质性的影响。

渤海湾盆地梁东地区古近系沙三中亚段第7砂组沉积特征研究

基于钻井沉积相、地震相和平面沉积相分析,对渤海湾盆地梁东地区沙三中亚段第7砂组(Es3z-7)的沉积特征进行精细刻画。研究发现:Es3z-7地层不同钻井位置的泥质含量变化较大,梁东地区主体发育三角洲沉积相与湖泊沉积相;地震剖面上可见明显的三角洲三层结构,以及具有分布连续、强振幅、高频率特征的半深湖—深湖地震反射同相轴;梁东地区Es3z-7时期顺物源方向(西南方向)依次发育三角洲平原亚相、三角洲前缘亚相、三角洲前缘滑塌型浊积扇及半深湖—深湖沉积亚相。地层识别结果显示,Es3z-7属于强制湖退体系域。对于陆相湖盆而言,东营凹陷梁东地区Es3z-7沉积时期的构造活动趋于稳定,地层展布规律主要受控于气候变化。