宝浪油田三工河组基准面旋回与储层宏观非均质性

在油田勘探开发过程中，地层储层层间非均质性的评价，对油田的地质研究、注水方案的确定、开发综合调整以及增产、增注措施规划的制定等，均具有极其重要的意义。

储层层间非均质性，是指在纵向上砂体之间的储层性质的差异程度。

目前，研究储层层间非均质性，大多数采用单项参数评价储层层间差异，如分层系数、砂岩密度、层间渗透率变异系数、层间渗透率级差、层间孔隙度级差等，或者将各层的储层参数罗列起来进行比较，反映其层间非均质程度，确定连通情况，规划注采方案。

当然，这些方法从一定角度来讲，是反映了储层层间非均质性，但也存在一些不足之处：一是未将这些参数有机地结合起来，因为一个储层参数只能从一个方面反映储层的特性，而要全面的、科学地评价储层，仅根据一个相对独立的参数进行评价是不够严谨的；二是缺乏“量”的概念，不能准确定量储层层间差异。

目前，油田开发地质研究，正在向精细化、定量化、隐蔽化、前沿化方向发展，因此，有必要对传统的方法进行丰富发展、科技创新，定量评价储层层间非均质性，更好为油田勘探开发奠定良好的科学基础。

油田地质特征一般指构造位置、构造运动类型、含油层系、储层类型、储层特点、油藏类型等。

这里我们以A油田为例，运用多种储层参数和数理统计方法，定量地评价储层的非均质性。

该油田位于济阳坳陷东营凹陷西部边缘区，自上而下，共发现馆陶组至沙河街组沙四段中亚段7套含油层系。

目的层由于经受两次构造运动（济阳运动、东营运动）的影响,并处于凹陷与凸起的过渡带，因而具有含油层系多、储层类型多、层间差异大、油藏类型多等特点。

在地层剖面上,储层类型多、储层层间差异变化大。

从上到下,馆陶组属河流相沉积、东营组属湖成三角洲相沉积、沙河街组沙一下亚段为浅湖相沉积、沙三段1 砂组为滨湖相—砂坝沉积、沙三段2 砂组为扇三角洲沉积、沙四段上亚段为生物礁相沉积、沙四段中亚段属滨湖相沉积。

其岩性除沙一段下亚段、沙四上亚段储层岩性为碳酸盐岩以外，其余均为砂岩。

石油地质与工程2011年3月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING第25卷第2期文章编号:1673-8217(2011)02-0069-03宝浪油田宝北+油组不同流动单元开发效果研究秦飞,李伟才,张磊,马伟竣(中国地质大学(武汉)资源学院,湖北武汉430074)摘要:宝浪油田宝北+油组目前已经进入快速递减阶段,受储层低孔低渗影响,注水受效差,地层能量不断降低,后期稳产增产形势严峻。

文中立足于储层物性是开发内因的重要思路,在本区已划分为五类流动单元的基础上,通过数学统计方法得到流动带指数F ZI和启动压力梯度的幂函数关系,然后以启动压力梯度为桥梁,分析比较了不同流动单元与开发紧密相关的储层动用半径、极限井距、单井产能、注水见效时间四个参量,进一步加深了对流动单元的理解,同时又对本区细分储层开发,最大限度发挥储层产油能力提供了定量依据。

关键词:宝浪油田;流动单元;启动压力梯度;储层动用半径;极限井距;单井产能;注水见效时间中图分类号:TE313.1文献标识码:A1研究区开发概况宝浪油田1996年投入开发,1997年注水驱油,先后经历了快速上产阶段、高效稳产阶段和产量快速递减阶段。

宝北区块是宝浪油田的主力区块,共分为三个油组两套开发层系,即宝北+油组和宝北油组。

其中宝北+油组静态地质储量491.43104t,原始地层压力24.13MPa,饱和压力16.48MPa,其生产状况明显好于宝北油组。

截止2008年12月为止,宝北+油组累计产油85.70104t,累积产水17.94104m3,累积注水241.01104m3,注采井距平均260m,地层压力降至20.33MPa,注水井井底压力为52.5MPa,油井流压11.5MPa。

宝北区块储层属低孔、低渗型,由于储层物性差,非均质性强,加之裂缝和无效注水的影响,地下累积亏空较大,压力不断降低,对后期稳产增产极为不利。

2研究区流动单元划分对本区流动单元的划分采用物性研究方法,即以修正的Kozeny-Carman方程和平均流动半径为基础,通过对特征参数的分析来识别与表征流动单元[1-2]。

收稿日期:2002207217作者简介:赵翰卿(1946-),男,吉林德惠人,教授级高级工程师,大庆油田有限责任公司勘探开发研究院副总地质师。

文章编号:100023754(2002)0620016203储层非均质体系、砂体内部建筑结构和流动单元研究思路探讨赵　翰　卿(大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆　163712)摘要:油田进入特高含水期开采阶段,储层中的剩余油高度分散,挖潜难度愈来愈大。

必须系统地理清储层的非均质体系,深入研究砂体内部建筑结构和流动单元等更深层次的非均质问题。

指出层次分析法是研究储层复杂非均质体系的基本方法,它将沉积旋回和层序地层研究、沉积体系和相分析、层次界面和结构要素分析、流动单元分类表征及三维地质建模纳为一体。

并提出了以Miall 的层次界面和结构要素分析及露头地质建模为核心的砂体内部建筑结构研究思路。

认为流动单元的划分也是储层非均质体系研究的一部分,它必须建立在结构单元划分的基础上。

关键词:非均质体系;建筑结构;流动单元中图分类号:TE122 文献标识码:A 大庆油田即将进入特高含水期开采阶段,储层中的剩余油呈高度分散状态,既有层间的,又有平面上的,还有层内和孔隙中的,挖潜难度愈来愈大1影响剩余油分布的主要因素有地质和开发两大方面,储层自身复杂非均质体系所造成的不同层次不同规模的非均质性是剩余油高度分散的主要地质因素。

因此,必须系统地理清储层的非均质体系,深入研究诸如砂体内部建筑结构和流动单元等深层次的非均质问题,为改善油田特高含水期的开发效果提供更加有效的技术支持。

传统研究储层非均质体系的方法是多级次旋回对比和沉积体系—相分析法,20世纪80年代以来,国内外出现了层序地层学———成因地层学(T 1A 1Cross )、层次界面和结构要素分析(A 1D 1Miall )以及流动单元研究法,为深入研究复杂储层的非均质体系提供了新的思维方式。

近年来,我们在以沉积体系—相分析法为主体的分层次储层研究方面取得了一定进展,但对砂体内部建筑结构和流动单元研究才刚刚起步,根据个人的理解,对这方面的研究思路加以探讨。

文章编号:1000-0550(2004)01-0087-08浅水辫状河三角洲发育区短期基准面旋回划分及储层宏观特征分析王家豪姚光庆赵彦超(中国地质大学资源学院 武汉 430074)摘 要 将层序控制因素分析和沉积学响应相结合,以短期基准面旋回为成因地层单元,较详细地分析了坳陷盆地、断陷盆地浅水辫状河三角洲发育区可容纳空间的不同发育特点、河流作用方式的变化、以及储层宏观分布特征,讨论了物源供给对储层的影响。

以鄂尔多斯盆地塔巴庙地区和焉耆盆地宝浪油田宝北区块为例,说明了短期基准面旋回识别标志:厚层叠置砂体底部冲刷面和下切谷、辫状分流河道曲流化特征、滨岸沙坝-滨岸沼泽相沉积;阐述了厚层稳定煤层作为地层对比标志的理论依据;剩余陆上可容纳空间的概念合理地解释了储层砂体主要分布于基准面上升半旋回的原因。

关键词 浅水辫状河三角洲 短期基准面旋回 储层 曲流化 稳定厚煤层第一作者简介 王家豪男 1968年出生讲师 在读博士 沉积学 油气储层地质学中图分类号 P539 2 文献标识码 A1 前言目前,经典层序地层学和高分辨层序地层学在我国齐步发展,两者在油气勘探开发中都体现了广阔的应用前景。

经典层序地层学论述了可容纳空间由海平面变化与基底构造沉降叠合而成的发育机理,较详细地分析了海平面变化、构造沉降、沉积物供给、气候等四大控制因素[1]。

高分辨层序地层学进一步提高了地层对比的精细程度和储层预测的准确性,并逐步延伸到储层宏观展布特点和物性评价方面,总结出了可容纳空间原理、相分异原理、体积分配原理等系列理论[2]。

因此,以两者都强调的可容纳空间概念为纽带,充分结合经典层序地层学的控制因素分析和高分辨层序地层学的层序内部沉积学响应原理,就形成了分析不同控制因素下储层分布特征的完整思路。

浅水辫状河三角洲在我国并不少见,在坳陷盆地和断陷盆地(如焉耆盆地)都有发育,特别是一些大型坳陷盆地,浅水辫状河三角洲分布面积达几千~几万km2,如鄂尔多斯盆地,蕴含着丰富的油气资源。

深层高压低渗透油藏储层微观非均质性及其对开发的影响3邓瑞健中原油田分公司勘探开发科学研究院摘要:文东沙三段中亚段油藏是我国典型的深层高压低渗透油藏,储层以砂层薄、粒度细、非均质性显著为特征。

油田开发中后期地层压力下降明显,储层物性及注水效果差。

为此,开展了细致的微观非均质研究,指出主力产层呈大孔较粗喉及中孔、中细喉型孔隙结构;大多数储层为中小孔、细喉型孔隙结构,表面积大,储层非均质性强。

另外,还首次进行了净覆压对储层性质的影响和真实砂岩微观水驱油模型研究,建立了净覆压与储层物性的定量关系模型,阐明了高压低渗透油藏驱油规律;指出储集岩孔隙结构的非均质性是影响驱油效率的主要因素,增加注入压力与注入水推进速度对降低剩余油饱和度作用不大。

关键词:深层;低渗透;微观非均质性;驱油效率;净覆压中图分类号:TE122.2+3 文献标识码:B文章编号:1009-9603(2002)04-0048-03引言文东沙三段中亚段油藏位于东濮凹陷的文留构造东翼,主要含油层位为沙三段中亚段4～10砂层组,埋藏深度3200～3900m ,原始地层压力系数达1.7～2.0,平均空气渗透率35×10-3μm 2,储集砂岩主要为长石质石英粉砂岩和长石细砂岩,其次为长石岩屑质石英砂岩,主要为深水—半深水浊积沉积[1]。

该油田自1987年正式投入开发以来,多数井注水效果不好,对储层微观特征进行精细研究,以阐明储层微观孔隙结构特征及其不同压力条件下的变化情况,揭示影响注水开发的地质因素。

1　砂岩成岩相模式文东沙三段中亚段油藏埋藏深,成岩阶段以晚成岩B 亚期为主。

在成岩作用早期,机械压实作用强,压溶不甚显著,以早期碳酸盐胶结作用和次生溶蚀作用为主要的成岩特征。

成岩晚期,随埋深加大,碎屑颗粒间多呈线性接触,其次为缝合状接触,证实压溶作用明显增强,碳酸盐、硫酸盐和二氧化硅是主要的胶结物类型。

研究区为异常高压条件下的封闭性成岩环境,地层温度最高达160℃,沉积物除受压实、胶结作用之外,还发生了矿物转化、重结晶、交代和溶解等一系列成岩作用,其中粘土矿物中高岭石和伊/蒙混层不断向伊利石、绿泥石转化,石膏脱水向硬石膏转化;地下流体中富含Fe 2+和Mg 2+,促使形成铁方解石和铁白云石沉淀;从岩矿特征分析,成岩作用持续时间较长,作用的能量也较强,因而不利于孔隙的保存。