井震结合内前缘亚相窄小河道砂体刻画方法研究

针对大庆油田开发中后期油田稳产要求,开采挖潜的主要对象由厚油层转向薄差油层,单纯依靠井资料对薄差储层描述仍存在井间砂体认识不清、井点微相平面组合多解等问题,尤其是井网控制不住的窄小河道在井间的规模、边界、走向等问题上成为薄差油层砂体刻画的一大难题。以萨中开发区北一区断东区块内前缘亚相为例,充分利用大庆长垣油田信息丰富的高密度三维地震资料,在密井网精细合成记录标定及振幅属性切片优选方法的基础上,选取地震信息丰富、沉积特征清晰的高一油层组6+7油层(GⅠ6+7)进行研究,探讨内前缘亚相窄小河道砂体刻画的方法和优势。对GⅠ6+7进行了精细的井震结合储层精细刻画,提高了窄小河道的刻画精度,在油田开发应用中取得了较好的效果。     

井震结合精细刻画断层方法研究及应用

目前大庆长垣油田处于高含水开发阶段,剩余油的分布高度零散,寻找潜力、保持油田稳产越来越难。在开发形势迫切需要找准潜力油层的情况下,大庆长垣油田开展了井震结合精细构造描述技术的推广研究,用以指导油田的二次开发。在密井网条件下的杏六区开展了井震结合精细构造描述研究,形成了以"井断点引导"小断层解释、密井网约束三维速度场时深转换为特色的井震结合精细刻画断层方法,准确刻画了该区的断层形态和空间展布特征,指导部署了4口断层边部大斜度定向高效井,取得了成功经验,对油田的后续开发调整具有重要指导意义。     

震结合精细刻画断层方法研究及应用

目前大庆长垣油田处于高含水开发阶段,剩余油的分布高度零散,寻找潜力、保持油田稳产越来越难.在开发形势迫切需要找准潜力油层的情况下,大庆长垣油田开展了井震结合精细构造描述技术的推广研究,用以指导油田的二次开发.在密井网条件下的杏六区开展了井震结合精细构造描述研究,形成了以“井断点引导”小断层解释、密井网约束三维速度场时深转换为特色的井震结合精细刻画断层方法,准确刻画了该区的断层形态和空间展布特征,指导部署了4口断层边部大斜度定向高效井,取得了成功经验,对油田的后续开发调整具有重要指导意义.     

喇萨哈油田层系井网重组方式研究

喇萨杏油田在层系井网重组过程中，应用多学科油藏研究和层系井网优化技术，确定了分类油层层系井网调整的技术经济界限，形成“层系细分、井网独立、井距优化、匹配调整”的层系井网重组方式。2008年以来在多个区块开展不同形式的层系井网重组试验，实施后改善了区块开发效果、水驱采收率得到提高，为特高含水期砂岩油田的层系井网重组提供了借鉴。     

基于地震资料的薄互层储层精细地质建模

某地区 C 油田钻井少、井距大,且具有储层砂体薄、横向连通差、砂体相变快的特点,仅依靠测井数据插值难以准确刻画砂体边界,建立的模型精度较低,直接影响到剩余油分布预测和油藏开发调整。基于地震资料的精细地质建模,应用地震解释的断层和层位数据,建立储层精细构造格架;通过地震反演建立测井解释岩相与地震数据之间的联系,建立相模型时,利用协克里金方法,将地震反演的波阻抗作为第2变量约束井间砂体预测。结果表明,井震结合研究断层更精确,地震解释面的约束使井间构造幅度保留了地震解释的相对趋势,更好地描述出井间微小构造;地震反演波阻抗的协同应用使模型在平面上融合了地震数据中观测到的大尺度结构和测井数据的地质特征,垂向上则在反演结果的基础上进一步趋于测井尺度,有效地降低了井间预测的不确定性,提高了岩相建模的精度。     

松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层沉积体系分析

应用岩心重矿物、古生物、密井网测井资料,对三肇凹陷白垩系姚家组葡萄花油层进行沉积体系分析,了解古气候、古水深以及沉积体系分布。研究表明,三肇凹陷葡萄花油层沉积时期气候湿热、水体较浅,为浅水三角洲沉积,受北部物源控制,且发育3个水系分支,从而为储层预测提供了依据,并对油田外扩评价和分区调整具有指导意义。     

小尺度等效表征技术在油藏数值模拟研究中的应用——以渤海C油田馆陶组辫状河储层为例

目前我国东部大部分油田已进入高或特高含水阶段,随着油气开发程度的不断深入,砂体内部结构控制的剩余油挖潜逐渐成为油田开发的主要目标。自著名河流沉积学家Miall于1985年提出储层构型的概念及研究方法以来,很多学者开展了大量基于露头、现代沉积及密井网的储层构型研究工作。然而如何在油藏数值模拟模型中精确表征更小级次构型单元及界面(小尺度地质信息),从而提高剩余油的预测精度和油田采收率成为当前油藏精细化研究的重要方向。以渤海C油田馆陶组辫状河储层为例,采用基于小尺度地质体等效表征的方法,即通过设置单元间网格传导率达到在油藏数值模拟中精细表征薄夹层对渗流效果及剩余油分布的影响。结果表明,该研究方法有效提高了单井历史拟合精度及井间剩余油分布预测精度,取得较好的应用效果。     

基于储层地质知识库的井震结合河道刻画方法——以松辽盆地北部F地区葡萄花油层组为例

针对探评区小层级河道微相不能准确刻画的难题,提出了"区块精细解剖建知识库,知识库参数约束井震结合"的河道微相精细刻画方法。以松辽盆地北部F地区葡萄花油层组为例,对区内密井网开发区小层级沉积微相进行解剖,并统计河道微相的宽度、厚度、延伸方向、分叉角等参数,建立储层定量地质知识库。在精细地质研究的基础上,利用地震沉积学的地层切片技术提取地震属性,建立地震属性与井点砂岩厚度的关系,用以预测探评区的砂岩厚度。最后,综合运用地质知识库参数和预测的砂岩厚度对平面沉积微相进行刻画,指导了探评区井位的成功部署,为探评区深入应用井-震资料进行沉积微相精细刻画提供了一种新思路,可在类似区块推广应用。     

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。     

龙虎泡油田主体区块萨尔图油层潜力分析

龙虎泡油田主体区块近10年来陆续通过补、压等方式动用了部分有效厚度以外的储层,证实这部分层有一定的产油能力,这种未达到有效厚度解释标准却有产油的边际层是龙虎泡油田主体区块稳产的潜力所在。利用探井取心资料,统计油斑以上的测井曲线值,确定边际层标准。同时兼顾周围已动用井对应层的产出情况,分析龙虎泡油田主体区块油水井补孔潜力。研究表明,龙虎泡油田主体区块可补孔的潜力层分为2类,即边际层和历年加密井未动用高含水层;龙虎泡油田主体区块萨尔图油层潜力主要分布在43排以北,砂岩厚度多在2.5m以上。     

基于多油田的渤海黄河口凹陷区域渗透率评价模型

在储量评价阶段,各油田的渗透率计算主要依赖于该油田的岩心孔渗关系模型,但对于取心井段代表性差的油田,孔渗关系模型计算的渗透率误差较大。基于渤海黄河口凹陷已开发油田储层测井响应特征的相似性,利用图论多分辨率聚类算法对该区域多个油田取心井段测井曲线进行测井相划分,并结合测录井资料,确定了测井相与岩相的对应关系,建立了基于测井相-岩相约束的区域渗透率评价模型。应用结果表明,与岩心资料少且代表性差油田的同一指数关系模型计算的渗透率相比,基于测井相-岩相约束的区域渗透率评价模型计算的渗透率与岩心分析渗透率符合程度更高,明显提高了渗透率的评价精度。该模型为黄河口凹陷相似油田在不取心情况下提供了一种渗透率评价方法,节省取心费用,具有一定的指导意义。     

正态分布法测井曲线标准化在M油田的应用

测井资料标准化是油藏描述中不可缺少的基础工作,是实现由单井解释到多井评价的关键。由于M油田的测井设备陈旧,测井曲线质量差,各井相同测井方法同一储层的响应差异较大,为了重新对该地区进行多井评价,分别采用正态分布法和直方图法对测井曲线进行标准化。实际应用表明,正态分布法较直方图法降低了人为影响因素,因此更适用于M油田多井评价。     

裂缝性特低渗透砂岩油田注水开发调整对策——以大庆长垣外围他拉哈油田英51区块为例

裂缝性特低渗透砂岩油田普遍存在压裂井含水上升快、层间矛盾突出,而未压裂井难受效、产量递减快的特点。以大庆长垣外围他拉哈油田英51区块为例,通过油田生产动态分析及静态裂缝研究,提出了裂缝性特低渗透砂岩油田注水开发调整的几点建议。     

典型浅水三角洲成因对比与沉积模式——以大庆长垣萨尔图油层为例

通过对大庆长垣统层对比发现,各区块间存在着对比界限不统一问题,原因是对浅水三角洲地层沉积成因认识不清,造成了区块间沉积相带图无法衔接,储层得不到合理分类评价。以该区块萨尔图油层(S)为例,通过密井网资料进行浅水三角洲整体解剖,研究该沉积类型成因对比方法,完善其沉积模式。在地层发育模式方面,分沉积单元级、沉积单元内,采用高分辨率层序地层学分析方法将例层SⅡ3单元沉积演化划分为可追溯的6个时期,明确其沉积成因,指导成因对比;在浅水三角洲沉积模式方面,通过多个单元的精细解剖,分经典的3个亚相带类型和4种特殊沉积区域完善浅水三角洲沉积模式,指导储层的合理预测,加深了对陆相浅水三角洲的认识程度。     

齐家北油田特低渗透储层吸水能力判别及改造措施研究

大庆西部外围地区齐家北油田特低渗透扶余油层具有埋藏深、厚度薄、砂体零散的特点,针对首次注水开发的油田注水井吸水能力低的情况,在了解储层微观次生孔隙发育特征的基础上,提取了反应储层物性的测井参数,并根据同位素资料确定注水井单层吸水能力,建立了单层吸水能力的物性参数界限标准,同时,提出了表征连通状况模糊综合判断因子,综合考虑储层物性和连通状况,对欠注井吸水能力进行了判别和分类。为确保特低渗透储层＂注够水、注好水＂,以建立有效驱替系统为根本,根据欠注井成因,有针对性研究了治理污染储层的高压酸化措施、治理物性差储层的水力深穿透与压裂结合的措施以及提压注水等改造措施。现场应用表明,周围油井见效明显,实现了特低渗透储层有效驱替,可以为同类油田的欠注井治理提供参考。     

基于储层分类的低孔渗储层流体识别方法

大庆长垣CC地区扶余油层为砂泥岩低孔、低渗储层,储层非均质性强、孔隙结构复杂导致油层和水层测井响应特征复杂,流体识别难度大。经大量研究分析可知,孔隙结构相似的储层具有相近的测井响应特征,因此有必要对低孔低渗储层按岩石物理性质进行分类,使每类储层孔隙结构基本一致,以提高油水层测井解释符合率。基于岩电试验和测井等资料建立了岩心和测井资料储层分类标准;在储层分类基础上,应用“逐步判别”方法建立了Ⅰ类储层的流体识别图版;对Ⅱ类储层在考虑层厚影响的基础上,分薄层、厚层建立了Ⅱ类储层流体识别图版。该方法经实际应用取得了较好的效果。     

高伽马储层测井识别方法研究——以姬塬油田安201井区高伽马储层开发为例

为避免高伽马储层测井解释时丢失有效储层,根据姬塬油田高伽马储层测井响应特征,分析了高伽马储层形成原因,并结合姬塬油田安201井区高伽马储层开发实例,介绍高伽马储层测井识别方法,包括自然电位负异常法、中子一密度交会法、多参数综合反演法、核磁共振测井法和ECS测井法,为有效识别高伽马储层提供参考。     

渤中油田东营组低阻油层识别方法研究

<正>确识别低阻油层对提高油田的勘探开发效率具有重要意义。渤中油田东营组发育多套反韵律沉积的储层,其底部岩性细、物性差,电阻率较顶部储层明显变低,应用常规测井方法难以判别该类低阻层的流体性质。对低阻油层成因机理分析认为,受沉积韵律控制作用的影响,岩性细、泥质含量高是其形成的主要因素。由于自然电位和自然伽马曲线可以表征岩性粗细及泥质含量的影响,同时结合电阻率曲线又能反映地层流体性质的影响,因此应用常规测井资料建立了基于沉积相带及沉积韵律分析的流体识别方法。该方法重新识别出了渤中油田低阻油层30m,展示了常规测井资料在低阻油层识别中良好的应用前景。     

井壁取心资料在萨北开发区萨零组油水层评价中的应用

萨零组油层作为大庆长垣中部含油组合的一部分，在萨北开发区属于未动用油层，应用测井资料对于评价萨零组薄差层、非均质层具有一定难度。通过对萨北开发区萨零组油层利用井壁取心的岩石热解、气相色谱、荧光图像资料，结合含油性、物性、储层发育及区块试油情况，对萨北开发区萨零组油层含油分布规律进行了研究。实际应用表明，利用井壁取心资料可以提高油水层解释的准确程度，能够为弄清萨北开发区萨零组储层的含油分布规律提供指导。     

宋芳屯油田南部芳156区块综合挖潜措施研究

宋芳屯油田南部葡萄花油层储层发育差,注采难度大,目前处于低效开发阶段。以芳156区块为例开展剩余油分布特征研究,分析已加密区开发效果,具体阐述综合挖潜措施,即对优化井网开展加密调整、对优化井型部署水平井和对老井进行综合治理。通过井网加密与注采系统调整,统一考虑新老井,完善注采关系,充分挖掘剩余油,可以达到改善区块开发效果、增加可采储量的目的,同时能为编制同类区块综合调整方案提供技术支持。