合水油田庄51井区长6_3油层储层非均质性研究

通过对测井曲线、岩石薄片以及压汞等资料分析,对合水油田庄51井区长6_3油层的储层层内、层间、平面以及微观非均质性特征进行了定性分析。研究表明:长6_3油层的储层层内非均质性受沉积韵律和层内夹层的影响,整体表现为中等非均质性,其中长6_3~3小层的储层最为均质,长6_3~2小层和长6_3~1小层非均质性稍强,为均质-中等非均质;层间隔层较为发育,层间非均质性强;平面上,砂体的平面展布和物性平面分布受沉积相的控制,砂体侧向连通性较差,物性变化大,非均质性较强;微观孔隙结构受成岩作用影响大,会增强储层非均质程度。总体而言,研究区长6_3油层可被定义为中等-较强非均质性。     

乌南油田N_2~1油藏储层非均质性研究

乌南油田N12主要为一套三角洲前缘-滨浅湖亚相的沙泥沉积,储层属于特低孔特低渗储层。利用储层的测井物性解释资料,结合岩心分析资料,对研究区N12储层的层内、层间、平面非均质性进行了研究。研究表明,总体储层非均质性强。层内非均质性与沉积微相密切相关,单砂层垂向上渗透率以正韵律和反韵律为主,夹层多。各沉积微相非均质性强弱依次为:水下分流河道、河口坝、远沙坝-席状沙、坝核、坝缘、沙滩。层间渗透率差别大,Ⅰ、Ⅱ油组非均质性最强,单层层数越多,层间非均质性越强。储层平面非均质性变化受沉积相控制,渗透率平面变化较大,砂体相变较快,连通性较差。     

苏里格气田苏54区块盒8段储层宏观非均质性研究

苏里格气田苏54区块盒8段储层为苏54区块主力气层之一，利用测井、钻井等地质资料，通过研究该区砂体三维展布情况、砂体几何形态、孔隙度及渗透率等特征的研究，系统分析了河流相沉积体系下盒8段储层的宏观非均质性。层内非均质性研究表明，盒8段储层垂向渗透率以复合韵律、均质韵律为主，夹层比较发育，均为泥岩夹层，各小层非均质性较强，其中盒8 1下小层非均质性最强；层间非均质性各表征参数统计和分析表明，盒8 2上小层非均质性较弱，盒8 1下小层非均质性最强，盒8 2下小层砂体最为发育，其平面展布范围大、连片性好。     

镇北油田镇287井区长81油层储层特征及评价

针对镇287井区部分油井含水上升、产能递减较快以及单井产能不稳定的问题,从地质方面着手,应用测井、岩石薄片、扫描电镜、X衍射、粒度分析、压汞分析等资料,对长81油层储层的岩石学、物性、孔喉及其非均质性等特征进行分析。结果表明,研究区长81油层储层岩性主要为岩屑长石砂岩、长石砂岩;属低孔、特低渗储层;发育粒间孔和溶蚀孔,孔喉组合类型属于小孔隙、微细喉道类型;储层控制因素主要为成岩作用和沉积环境。通过计算得出,长81油层储层渗透率变异系数为0.68,表明其非均质性较强。根据储层物性和孔隙结构参数,将研究区储层分为3类,即Ⅰ类为优质储层,Ⅱ类为较好储层,Ⅲ类为一般储层。     

辫状河三角洲前缘储层非均质性评价

以准噶尔盆地莫116井区侏罗系三工河组中段J_1s_(1/2)辫状河三角洲沉积为例,利用渗透率变异系数和变差函数分别定量评价了储层在纵向和平面上的非均质性。研究表明,莫116井区侏罗系三工河组中段J_1s_(1/2)储层水下分流河道的非均质性弱于河口砂坝,非均质性在垂直于物源方向和平行于物源方向上相差不大。     

笔架岭油田东三段和沙一段储层物性特征及影响因素分析

通过岩心观察、薄片鉴定、物性分析和沉积相研究,阐述了笔架岭油田东三段和沙一段岩石学特征、孔喉特征和物性特征,分析了影响储层物性的主要因素。研究表明,该研究区储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主;沙河街组沙一段储层孔隙类型主要以原生粒间孔为主,东营组东三段孔隙类型以次生粒间溶孔为主;该研究区的储层属于中孔隙度、中渗透率储层;储层物性控制因素中,断裂是控制沉积微相及储层性能分布的主要因素,沉积微相控制砂体储层性质,成岩作用影响砂体储层性质。     

大庆外围三肇凹陷沉积体系及其对储层质量的控制作用研究

为了搞清三肇地区油气富集规律及有利油气富集区,针对该区沉积体系类型、砂体分布特征及成藏主控因素,分析了沉积体系与储层质量的关系。研究结果表明,三肇地区以浅水湖泊-三角洲沉积体系为主,受多物源控制,形成错叠连片的分流河道砂,主要呈条带状,河道规模小,砂体薄,物性差,地层岩性横向变化快;河道砂体岩性圈闭发育,主要形成岩性、断层-岩性油气藏,储层的质量明显受控于油藏的沉积体系。不同沉积微相类型具有不同的粒度、分选及杂质含量组合,影响着砂体的孔渗性。有利的沉积相带,其储层质量好,储集能力和渗流能力强,开发效果好。因此,应在研究沉积体系和成藏规律的基础上,优选有利的沉积相带进行开发。     

定边地区长82储层微观非均质性试验分析

油气储层的微观非均质性特征是储层地质学研究的重要内容之一。通过真实砂岩微观孔隙模型试验，并结合薄片鉴定、物性分析、扫描电镜等分析测试对孔隙结构进行深入分析，对鄂尔多斯盆地定边地区长82储层的微观非均质性进行研究。研究表明，研究区长82储层的微观非均质性很强；沉积微相和成岩作用是影响微观非均质性的根本原因；微观非均质性所导致的绕流是影响水驱油效果和剩余油分布的主要原因；研究区主要发育剩余粒间孔隙、溶蚀孔一剩余粒间孔隙和致密孔隙，建议相应地针对上述孔隙类型制定不同的注水开发方案。     

低孔低渗储层油水层识别技术

随着石油勘探难度的加大,低孔低渗油藏逐步成为石油勘探开发主要领域之一,它也是我国老油田增加石油地质储量及提高原油产量的主要领域。鄂尔多斯盆地延长区石盒子组气藏是一套低孔低渗砂岩储层,砂体厚度小,连通性差,非均质性强,给储层的流体性质判别带来诸多困难。以延长区多口井29个试气层段为依据,结合地质和录井资料,利用中子一声波重叠法、电阻率一孔隙度交会法、正态概率分布法和判别分析法等方法,开展气层、低产气层、水层及千层的测井识别研究,建立该组储层流体性质判别标准。结果表明,这些方法对于识别该储层流体性质是有效的,并且在验证过程中取得了较好的效果~([1])。     

基于地震波形及属性优选的优势储层预测——以渤海湾盆地A油田为例

渤海湾盆地古近系中深层(埋深大于2500m的古近系)油藏,储层埋藏深、沉积类型多样,储层预测问题已严重制约该地区中深层开发井的实施成效。以渤海湾盆地A油田为靶区,提出了一套适合该区古近系中深层储层预测的技术思路与方法,精细刻画了中深层沙河街组三段的储层展布特征,并成功用于指导油田开发井实施。在高分辨率层序地层框架下,建立了油田靶区井震响应关系模板,依据多角度地震属性切片总结不同目标砂体时空配置关系;在目标砂体内部,开展了基于地震模型正演的储层精细描述,以垂向波形与岩性组合的耦合关系,建立了地震反射波形剖面与砂体内部波形平面分布特征关系,识别目标砂体的优势储层发育结构。在A油田的随钻过程中,应用该技术有效规避了储层风险,16口开发井实施效果均较好。     

辽河盆地J16块储层物性特征控制因素分析

针对辽河盆地J16块地区勘探开发前景,为寻找有利油气储层,在沉积相研究的基础上,结合岩心观察,利用铸体薄片、扫描电镜等对取心井资料进行分析.研究结果表明,J16块于楼油层为扇三角洲沉积,储层物性以扇三角洲前缘亚相水下分流河道砂体最好;储层岩石类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,总体具有中高孔、高渗的特征;其储集空间以原生粒间孔和次生溶蚀孔、晶间孔及裂缝为主;沉积作用对储层的影响主要是通过岩石类型、沉积微相等方面来控制体现的;经过强烈的压实、压溶和胶结等成岩作用的改造,储层物性明显降低,而埋藏期长石颗粒的溶蚀使得储集空间变好;构造活动中裂缝的发育有利于储层物性的改善,对形成有利储层起着一定的促进作用.     

苏里格气田苏54区块天然气富集区优选

苏里格气田苏54区块为低孔、低渗、低丰度气藏,储层非均质性强,有效储层相对孤立、分散且厚薄不一。结合研究区构造及地层展布规律,开展了地震储层预测与沉积微相特征研究,明确了苏54区块有效砂体发育特征,认识了研究区气水分布规律;开展了储能系统研究,分析了平面分布规律。在该基础上,提出了低渗透气藏储层划分标准,苏54区块中部和东部预测出2个有利富集区,优选出Ⅰ+Ⅱ类叠合富集区面积306.5km2。     

合水油田长8_1油层低渗透储层特征对油藏的控制作用

依据分析化验资料,运用数理统计、回归拟合等手段,对鄂尔多斯盆地合水油田长8_1储层的岩石学、物性、微观孔隙结构和非均质性特征进行了深入研究,并以主力含油层长8■小层为例,从宏观、微观角度分析了低渗透油藏的影响因素。研究表明,宏观上,沉积环境是控制油藏特征的基础,物源控制沉积相和砂体展布,制约油藏发育厚度与稳定性,储层非均质性控制油藏富集规律;微观上,碳酸盐胶结作用是加速储层致密化的主要原因,对孔隙结构产生了普遍的破坏作用,限制了油气的聚集与分布,储层孔隙结构与油藏渗流特征紧密联系,控制了油气的充注和丰度。     

鄂尔多斯盆地合水油田长8油层组储层宏观非均质特征研究

结合铸体薄片、物性、测井解释等资料，对合水油田长8油层组储层宏观非均质特征进行了较为深入的研究，认为区内储层的层内、层间及平面非均质性均较强；层内非均质特征与沉积韵律和层内夹层的分布密切相关，层间非均质特征主要受层间隔层平面展布特征及储层物性变化的影响，平面非均质特征则受控于砂体的形态及平面展布特征。     

庄9井区长8_2油层储层非均质性研究

庄9井区经过几年的注水开发,油藏存在着平面产能、地层能量分布不均衡,部分区域注采井网不完善、含水上升较快,层间、层内注水矛盾突出等问题。针对上述问题,运用物性平面展布特征、隔夹层、韵律性、变异系数以及储层内部结构发育情况等指标对长8_2油层的层间、层内、平面非均性进行逐一分析。结果表明,该层位的砂体连续性以及物性的分布差异比较大,层内渗透率韵律性以复合韵律为主,纵向上储层的渗透能力不均匀,各个小层的夹层频率和密度大小分布不一,长82油层层内渗透率的变异系数偏大,其非均质性为中等偏强,另外,从小层的分层系数和砂岩密度来看,长8_2油层的非均质性也较强。     

储层非均质性与基准面旋回的关系——以惠民凹陷商三区沙河街组三段上亚段为例

运用高分辨率层序地层学理论,综合岩心、测井等资料,依据短期基准面旋回界面的识别标志,将惠民凹陷商河油田商三区沙河街组三段上亚段浊积扇短期基准面旋回层序划分为向上变深非对称型、向上变浅非对称型和向上变深复变浅对称型3种基本结构类型。对储层宏观非均质性与基准面旋回的关系进行了研究,结果表明短期基准面旋回的类型决定了物性垂向非均质模式,识别出5种层内非均质模式。中长期基准面旋回及其位置决定了层间非均质性与平面非均质性。基准面旋回低部位发育的砂体非均质性相对较弱,在平面上连续性好、分布面积大,是有利的储层分布层位。     

海26断块储集层非均质性研究

为了合理划分开发层系、选择注采系统、改善油田开发效果,有必要对海26断块储集层进行非均质性特征研究。在对岩心、铸体薄片以及测井等资料分析的基础上,以渗透率参数的变化为主线,结合孔隙度参数的变化来分析海26断块东营组一、二段(Ed1、Ed2)储集层的非均质特征。结果表明,区内Ed1、Ed2储集层砂体具有中-高孔、高渗的物性特征,层内非均质性强,层间非均质性及平面非均质性相对较弱。孔隙类型以粒间孔为主,喉道主要为孔隙缩小喉道。综合分析认为,海26断块Ed1、Ed2储集层为中等非均质性储集层。     

彩南油田C135井区三工河组三维地质建模研究与应用

依据准噶尔盆地彩南油田C135井区三工河组二段的动、静态资料建立了三维地质模型。利用静态地质资料分析了 C135井区的区域应力成因机制背景,完成了储量复算,确定研究区地质储量合计67.81×^104 t。利用开发动态资料探讨了三维地质模型的应用,结合储层非均质性研究认为,研究区剩余油主要分布在C135井区三工河组二段第3小层,集中在变异系数和级差大的砂体中。认为低幅度构造油藏容易造成底水锥进,研究区目前采液速度过高,含水率上升较快,通过数值模拟确定合理采液速度为7%,对于注水见效的油井应当控制注水井注水量,防止油井水淹。     

Jason软件在巴19断块砂岩油藏储层精细描述与预测中的应用

储层描述与预测技术作为提高地震纵向分辨率、识别薄储层的技术手段,在华北油田复杂断块油气藏中越来越得到广泛应用。利用Jason软件对巴19断块做了测井约束地震反演,重点对砂体平面分布进行了研究,确定了有效砂体的分布范围,并结合生产提出了开发评价井和生产井的钻探建议。巴19断块有效砂岩厚度主要发育于巴19井区和巴18井区,其中巴21井、巴19-17井、巴19-1井和巴18-3井～18-5井区最发育;断块南端有利布井范围边界在巴22井～巴18-29井～巴19-33井～巴19-31井一线;巴20井断块巴20-3井以北井区砂岩发育,为主水道微相发育区,是下一步滚动开发的有利方向。从目前已完钻井情况分析,储层预测效果很好,与实钻情况符合,Jason软件能够较好的适用于该断块的地质评价研究。     

泌阳凹陷南部陡坡带南部核三段储集层特征分析

通过对南襄盆地泌阳凹陷的测井资料、岩石薄片、铸体薄片、地球化学特征、粒度资料分析,详细研究了泌阳凹陷南部陡坡带南部桃园组三段碎屑岩体的储层特征。泌阳凹陷南部陡坡带南部核桃园组三段为一套扇角洲-湖泊沉积体系,储集砂体主要发育在扇三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝、前缘席状砂体、湖底扇等沉积微相内。储集层的岩性主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩,储集空间以原生孔隙为主,孔隙连通性较好,孔隙度平均值为10%～20%,渗透率平均值为1000×10-3μm2,属于中孔高渗储层。扇三角洲前缘滑塌成因的湖底扇沉积砂体物性较好,且被周围的浅湖-半深湖相暗色烃源岩包围,是该区核桃园组最有利的储集砂体。