河流相砂体剩余油识别模型及其成因类型研究

纵向上细分单一河道沉积单元,平面上细分沉积微相及追踪单一河道砂体是认识和河流相储层高含水期剩余油挖潜及深化储层非均质性表征的关键.以模糊综合评判方法建立砂体剩余油解释模型,综合考虑动、静态因素及其影响因素的不确定性,是一种较为实用的剩余油模式识别方法.河流相储层剩余油成因类型丰富,可详细划分为5类成因类型,针对每一类剩余油分布形式应采取相应的挖潜措施.     

三角洲前缘相储层剩余油分布特征及挖潜对策研究

针对以三角洲前缘相沉积为主的油藏,结合沉积微相特征对剩余油的控制作用,分析了层间、层面、层内剩余油分布特征,采用数值模拟方法研究了三角洲前缘相储层的剩余油分布规律,主要有水下分流主河道及主体席状砂体侧缘剩余油、断层遮挡型、注采不完善型、层间干扰型,并根据剩余油分布规律提出对应的挖潜对策,井网加密、注采系统调整、注水井调剖、酸化等。     

河流相储层构型及其对油水分布的控制

针对传统的小层平面图油水分布复杂,难以掌握其分布规律的现象,以孤岛油田馆上段河流相储层为例,对储层构型研究与传统沉积微相研究进行了对比,通过储层构型要素分析法建立了精细的单一成因砂体级别的储层剖面及平面构型,并以单砂层为单位作主力层的小层平面图,分析了储层构型对油水分布的控制作用.研究表明,储层构型研究在垂向及平面上的研究尺度均比传统沉积微相研究更加精细,建立精细的储层构型的关键是识别单一成因砂体,尤其是对单一河道砂体的识别,将直接影响剖面及平面构型的精准度.储层构型要素的空间展布及平面配置结构直接控制着油水分布.层状油气藏可以存在多个油水界面,在内含油边界以上通常形成"满注"型油藏;在内、外含油边界之间,多形成大片水层中夹透镜状或条带状分布的"水包油"型油气藏.     

注水开发后期河流相储层流动单元特征

在利用岩心资料划分流动单元的基础上,用岩心刻度测井资料建立了流动单元储层参数评价模型。利用该模型对储层空间流动单元进行划分和综合研究,结果表明,根据流动单元的渗流特征、储层质量、渗流能力及沉积微相等方面的特征,可将流动单元划分为7种类型。流动单元空间分布主要受沉积微相控制,剩余油主要分布于流动能力中等的Ⅴ-Ⅶ类流动单元中。在开发过程中,由于不同流动单元的变化程度不同,使不同流动单元之间的渗流能力相差较大。该研究结果揭示了在注水开发过程中高孔、高渗疏松砂岩储层不同流动单元的变化特征以及流动单元对微裂缝的形成、剩余油富集规律的控制作用,为高含水时期油田的控水稳油方案的制定提供了依据。     

河流相储集层夹层的三维空间分布研究

以钻井、测井资料以及7口取心井的分析化验、试油、试采和生产动态分析资料为基础,在地质条件约束下,建立了适合孤岛油田中一区Ng5段的测井解释模型,解释了有资料的762口井共9种地质参数,以探索夹层分布与剩余油的关系,并按优选序贯指示模拟方法在研究区内建立了夹层三维空间分布模型.检验结果表明该模型具有较高的准确性和可信性.模型分析显示,Ng5段夹层分布范围广,其形态、分布规律复杂,厚度变化大,平均厚度为0.61 m,延伸距离为50～180m,分布面积一般为0.01～0.1 km2.夹层分布密度为0.11～0.63,分布频率为0.52～1.24层/m,单夹层厚度分布为0.4～5.5 m,储层非均质性较强.研究还表明,在10-413,8-309,9-10和7-9等井区均有夹层连片分布,这些井区是剩余油富集的有利地区.     

河流相储集层夹层的三维空间分布研究

以钻井、测井资料以及7口取心井的分析化验、试油、试采和生产动态分析资料为基础，在地质条件约束下，建立了适合孤岛油田中一区Ng5段的测井解释模型，解释了有资料的762口井共9种地质参数，以探索夹层分布与剩余油的关系，并按优选序贯指示模拟方法在研究区内建立了夹层三维空间分布模型。检验结果表明该模型具有较高的准确性和可信性。模型分析显示，Ng5段夹层分布范围广，其形态、分布规律复杂，厚度变化大，平均厚度为0．61m，延伸距离为50-180m，分布面积一般为0．01～0.1km^2。夹层分布密度为0.11～0．63，分布频率为0．52～1．24层／m，单夹层厚度分布为0．4～5．5m，储层非均质性较强。研究还表明，在10—413，8-309，9-10和7-9等井区均有夹层连片分布，这些井区是剩余油富集的有利地区。     

河流相储层随机建模的几种方法

河流相储层在我国石油工业中占有重要的地位 ,由于其具有很强非均质性的特点 ,使得难以对其进行定量描述 .随机建模技术是近十几年发展起来并逐渐完善的一项先进的储层表征技术 ,它能够较好地表征储层的非均质性 .介绍了包括布尔模拟、顺序指示模拟、截断高斯模拟、目标法及层次目标法 ,并分析了各自的优缺点 .可表征储层非均质性及对储层不确定性进行定量评价 ,适合我国以陆源碎屑岩储层 ,尤其以河流相储层为主的情况     

利用Simpat模拟河流相储层分布

在对河流相储层随机建模中,再现河道连续弯曲的形态是研究重点,也是检验随机建模方法适用性的一个标准。对新发展的多点地质统计学建模技术中的Simpat方法进行了介绍。指出Simpat虽然考虑多个空间点来再现储层形态,但是在条件数据点较少情况下,随机数据模式的选择导致河道连续性仍然存在一定的问题,需要在数据模式选择中充分考虑地质约束。对Simpat进行了改进,通过引入河道中线模型对数据模式选择进行约束,较好地解决了河道连续性再现问题。对大港油田二区六区块明3-5-1储层建模分析表明,改进后的Simpat方法能够更好地再现河道连续性及分布特征。     

孤东油田九区西馆陶组河流相储层沉积学表征

本文根据孤东油田馆陶组河流相储层地层发育特征,采用等高程地层对比方法结合地震反演技术,对储层砂体发育情况进行预测,描述了河流相储层单砂体的几何形态、连通性及非均质性,以确定性建模和随机建模相结合的方法,建立了该地区的三维地质模型,为下一步提高储量动用程度,指导九区西馆陶组提高采收率提供地质基础。     

储层建筑结构要素分析及在剩余油挖潜中应用

储层非均质性研究是油田开发后期剩余油挖潜、提高采收率的关键。以河流沉积学理论为指导、以现代沉积、露头调查为依据,利用密井网条件下丰富的测井资料和储层建筑结构层次分析方法对孤岛油田馆陶组上段储层进行了研究。研究认为,孤岛油田馆陶组上段储层可划分为十个层次,并将储层精细解剖到第七层次,识别出主河道、废弃河道、决口水道等七种建筑结构要素。在储层精细对比的基础上,总结出以单一河道砂体追溯为核心建立单砂体建筑结构模型的方法,并探讨了这种地质结构模型对于油田开发挖潜的重要意义。     

胜坨油田二区沉积微相特征与剩余油分布

以岩心分析和测井解释为依据 ,对胜坨油田二区沙河街组沉积微相与剩余油分布进行了研究。研究结果表明 ,胜坨油田二区沙河街组二段发育典型的河控三角洲沉积 ,其中 7砂层组为三角洲平原沉积 ,发育水下分流河道、天然堤、分流间湾微相 ,各小层及韵律层网状河道特征明显 ;8砂层组为三角洲前缘沉积 ,发育河口砂坝、远砂坝微相 ,每个韵律层从岸向盆地依次出现坝顶部、坝主体和坝侧缘及远砂坝。在本区 ,沙河街组二段沉积微相控制了油藏的剩余油分布 :在纵向上 ,剩余油主要富集在分流河道的中上部、河间薄层砂体和河口砂坝中下部 ;平面上 ,剩余油富集在河道边缘、坝侧缘、坝顶部的砂层中     

聚驱后剩余油分布规律及挖潜对策研究

油田经过聚驱开发,剩余油分布更加复杂零散,运用油藏数值模拟技术、地质综合分析技术,研究了下二门油田聚合物驱后剩余油分布规律,并提出了聚驱后配套高效挖潜对策:不均匀井网优化重组技术、平面液流转向技术、含油污泥深度调剖技术等,实现了对不同类型潜力区的挖潜,这些配套技术应用于现场实际中,取得了较好效果,对其他油田改善聚驱后开发效果和进一步挖潜地下剩余资源具有重要的指导意义.     

下二门油田中上层系剩余油成因及可动油定量分布研究

影响油田剩余油分布的因素很多,为了更合理地开采下二门油田,必须针对其地质开发特点,寻找影响剩余油分布的主控因素.根据精细油藏数值模拟结果,对下二门油田中上层系15个流动单元的剩余油饱和度进行了定量精细描述,结果表明:该油藏剩余油分布主要受断层封闭性和储层物性条件的控制.通过油藏数值模拟的结果到油藏三维地质建模的转换计算,获得了15个流动单元剩余油量和可动油量的定量统计值.     

樊家川油田河流相储层砂体沉积模式

目的建立樊家川油田河流相储层砂体的沉积模式。方法在油层沉积体系分析的基础上,依据地面露头及井下岩心精细描述,并通过井网砂体追踪对比,研究了不同类型河流相储层砂体的非均质特征。结果建立了辫状河砂体“泛连通体”、曲流河砂体“半连通体”的储层砂体沉积模式。结论辫状河砂体形成“拼合板状”储层结构形式,曲流河砂体形成“迷宫状”储层结构形式。     

聚合物驱后微观剩余油分布的网络模型模拟

利用网络模型研究了储层特性（孔隙半径、连通性、均质性和润湿性）对聚合物驱后剩余油含量及微观分布形态的影响。在模型中考虑了聚合物的非线性粘性、吸附和捕集等特性。将微观剩余油分为孤立状、条带状和网络状3种不同的分布形态。模拟结果表明，随着孔隙半径的增大，孤立状剩余油增多，网络状剩余油减少。随着连通性的增强，孤立状剩余油增多，其他两种形式剩余油变化趋势复杂多样。储层均质性对孤立状和网络状剩余油的影响均比较明显。在3种影响因素下，网络状剩余油所占比例明显大于孤立状和条带状。随着储层润湿性的增强，剩余油饱和度降低的速度减慢。     

神经网络数据挖掘工具用于剩余油分布研究

从地质学方法着手 ,根据油井和水井的动、静态地质数据 ,运用神经网络数据挖掘工具来预测油井中不同油层的含油饱和度。结果表明 ,采用该方法可为剩余油分布研究找到突破口 ,从而为三次加密调整井网提供了事实依据。     

鄂尔多斯盆地吴起地区侏罗纪早中期河流沉积及油气分布

应用现代沉积学理论,结合岩心观察描述、钻井、测井等资料,对鄂尔多斯盆地吴起地区侏罗纪早中期富县组到延安组延10、9、8期的沉积体系、岩相古地理特征及演化进行了详细研究,认为早侏罗世富县组和中侏罗世延安组延10期为深切河谷充填的辫状河沉积,延9和延8期则发育曲流河沉积.这2种河流沉积经历了有规律的继承性演化:富县组河谷充填作用最强,辫状河道砂体沉积厚度最大.延10期河谷进一步填平补齐,河谷斜坡上次级河道溯源增长、侧向侵蚀使河道变宽,漫滩分布面积减小.延9和延8期,古地形差异进一步减弱,河流转型为曲流河,河道和漫滩沉积均发育.吴起地区侏罗纪早中期河流发育辫状河和曲流河2种河流沉积模式.沉积相对富县组-延安组延8油层组油藏分布起主要控制作用,油气聚集主要受河道砂体展布控制,储层发育的河道砂体是该区今后勘探的主要目标.     

基于岩石物理相研究特低渗透油藏宏观剩余油分布

对于低渗、特低渗透储层,由于其所受沉积、成岩和构造等一系列作用的影响,致使该类油藏的储集性能和渗流结构存在较大的差异,储层具有较强的非均质性,剩余油分布异常复杂;而储层的非均质性在一定程度上控制着该类油藏的剩余油分布。因此,以延长东部某特低渗透非均质油藏长6_1~1油层为例,提出利用岩石物理相研究该类非均质油藏宏观剩余油的方法。通过建立岩石物理相定量综合评价指标体系,将储集层分为几种不同类别的岩石物理相。针对不同类别岩石物理相分别计算单井储量、标定技术采收率以及研究剩余可采储量分布。研究结果表明岩石物理相是控制该类油藏剩余油分布的基本单元,同种岩石物理相内剩余油的分布规律相似,从而阐明了有利的岩石物理相剩余油潜力分布的特点,实现了宏观剩余油的研究从笼统研究到精细化研究的转化,为油区后期剩余油的挖潜提供了可靠的地质依据。同时也为同类型的特低渗透非均质油藏剩余油潜力分布的研究提供了新颖的研究思路和方法。