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东营凹陷北带胜坨地区深水浊积扇体分布与成藏主控因素研究【摘要】综合利用测井、钻井、地震和分析测试资料，结合古地貌恢复立体显示技术，从物源特征、断裂活动等方面对东营凹陷北带胜坨地区深水浊积扇体的沉积环境和空间展布特征进行研究，确定了沟扇对应、两盘对应和底形控砂、相间分布的分布规律；明确了油源及储集物性对深水浊积扇体成藏的主控作用，为东营北部陡坡带深水浊积扇体的勘探提供了重要依据。
【关键词】深水浊积扇体分布成藏胜坨东营凹陷东营凹陷北部陡坡带发育了多种沉积类型的砂砾岩扇体，而深水浊积扇体作为主要的勘探类型，是东营北带较早取得突破，也是储量上报的主要贡献者。
胜坨地区胜北断层下降盘的深水浊积扇油藏是东营北带的典型代表，其勘探程度较高，通过对胜坨地区深水浊积扇体沉积特征研究，分析了扇体储层的分布规律和控制因素，总结了深水浊积扇体成藏的主要控制因素。
1 地质概况胜坨地区位于东营凹陷北部陡坡带中段，北邻陈家庄凸起，勘探面积约230km2。
由于胜坨地区具有阶梯式的陡坡断裂边界条件[1]，沿着大大小小的沟谷，大量的碎屑物质由河流携带经断崖入湖，因此在胜北断层上升盘发育了近岸水下扇和扇三角洲等粗粒沉积体系，而胜北断层下降盘发育了陡坡深水浊积扇体。
2 扇体分布特征及主控因素2.1 扇体分布特征胜坨地区的深水浊积扇沉积物具有分选性、磨圆度较差，多形成辫状沟道沉积区，缺乏稳定的水道等特点。
其分布特点是：（1）沟扇对应：陡坡带砂砾岩体边界断裂影响，主要在古冲沟前方发育，古梁前方欠发育；砂砾岩体具有大沟对大扇、小沟对小扇，沿陡坡带呈裙带状分布，在垂向上相互叠置，平面上连片，大小不一，形态各异的特点；（2）两盘对应：由于具有阶梯式边界断裂，同时发育了同沉积断层—胜北断层，因此本区发育了具有典型重力流沉积特点的深水浊积扇体，而且断层两盘砂砾岩扇体往往具有较好的对应关系，即在上升盘砂砾岩体发育的地区，其前方深水浊积扇体也比较发育。
（3）底形控砂、相间分布：深水浊积扇体受控于沉积古地形，平面上沿边界断裂前方呈土豆状相间分布，二者具有较好的匹配性。
有效储层物性下限确定方法综述及适用性分析工程技术机械采油公司，天津市滨海新区东沽石油新村工程技术机械采油公司，300450摘要：有效油气藏物性下限的确定是油水层识别、储量计算和开发方案制定的关键工作。
油田生产中常用的确定有效油气藏物性下限的方法有十多种。
很多方法过于繁琐，单一方法容易造成误差或不确定性。
为了根据各种方法的适用条件准确确定油气藏物性下限，本文对油气藏物性下限确定方法的文献进行了系统调研。
依托对前人研究成果的系统分析，详细总结了实际生产中常用的确定油气藏物性下限的静态方法，对确定油气藏物性下限的动态方法进行了系统梳理和深入分析。
结合作者的科研实践，讨论了各种方法的适用性和优缺点，并展望了这些方法的发展趋势。
关键词:油气藏；物理性质下限；物理属性；测定方法1静态法确定有效储层物性下限静态方法主要有含油产状法、物性参数统计频率法、岩心孔渗关系法、束缚水饱和度法和经验法。
1.1含油姿态法基于测井岩心和岩屑不同含油级别对应不同产油能力的事实，将描述为含油饱和、含油丰富、含油浸泡或含油斑点的储层划分为工业储层，将有油斑或油迹的储层划分为低产储层，将有荧光且无显示的储层划分为干层。
该方法根据目的层岩心物性的孔隙度和渗透率数据，构建不同含油级别的孔隙度。
根据吉林油田某地区取心井孔隙度和渗透率分析数据的统计和岩心含油级别描述数据。
研究发现，当该区油藏含油平面高于油点平面时，油藏可获得工业油流。
因此，以油斑级别为界，确定该储层渗透率下限为0.08mD，孔隙度下限为7.5%。
1.2物理参数的统计频率法1.2.1累积百分比统计法该方法是以孔隙度和渗透率的岩心分析资料为基础，通过计算储层储油能力和油渗透率损失占总累积量的百分比来确定储层物性下限的方法。
利用该方法计算储层物性下限的关键在于统计研究区所有取心井所有岩心的孔隙度和渗透率，制作直方图，计算累积频率曲线，然后根据经验确定储层物性下限。
实践中，经常计算孔隙度储油能力和渗透率产油能力，根据储油能力和产油能力的损失确定有效储层的物理下限。
1、井下断层存在的可能标志是什么，应用这些标志应注意哪些问题？.首先就是地层的连续性被打破，诸如地层的重复、缺少、杂乱排列等等；其次是看到断层碎屑；其他的一些断层的经典标志在井下可能不会太显现；2.（一）生物化学生气阶段在这个阶段，埋藏深度较浅，温度、压力较低，有机质除形成少量烃类和挥发性气体以及早期低熟石油以外，大部分转化成干酪根保存在沉积岩中；（二）热催化生油气阶段这个阶段产生的烃类已经成熟，在化学结构上显示出同原始有机质有了明显区别，而与石油却非常相似；（三）热裂解生凝析气阶段凝析气和湿气大量形成，主要是与高温下石油裂解作用有关，二石油焦化及干酪根残渣热解生成的气体量是有限的；（四）深部高温生气阶段已形成的液态烃和重质气态烃强烈裂解，变成热力学上最稳定的甲烷，干酪根残渣在析出甲烷后进一步浓缩，成为沥青或是次石墨。
2、试述有机质向油气演化的主要阶段及其基本特征。
一）生物化学生气阶段（1）埋深：0-1000米；（2）温度：10-60度；（3）演化阶段：沉积物的成岩作用阶段，碳化作用的泥炭-褐煤阶段（4）作用因素：浅层以细菌生物化学作用为主，较深层以化学作用为主（5）主要产物：生物成因气、干酪根、少量油（6）烃类组成特征：烃类在有机质中所占比例很小（二）热催化生油气阶段（1）深度：1500~2500—3500米；（2）温度：50~60—150~180度（3）演化阶段：后生作用的前期，有机质成熟，进入生油门限（4）作用因素：热力+催化作用；（5）主要产物：大量石油，原油伴生气，湿气，残余干酪根；（6）烃类组成特征：正烷烃碳原子数及分子量减少，中、低分子量的分子是正构烷烃中的主要组成组分，奇数碳优势消失，环烷烃及芳香烃的碳原子数也递减，多环及多芳核化合物显著减少（三）热裂解生凝析气阶段（1）深度：4000-6000米；（2）温度：180-250度；（3）演化阶段：后生作用后期，碳化作用的瘦煤-贫煤阶段，有机质成熟时期；（4）作用因素：石油热裂解、热焦化阶段；（5）产物：残余干酪根及液态烃，热裂解产生凝析气、湿气及干酪根残渣；（6）烃类组成：液态烃急剧减少，低分子正烷烃剧增，主要为甲烷及其气态同系物（四）深部高温生成气阶段（1）深度：>6000米；（2）温度：>250度，高温高压；（3）作用阶段：变生作用阶段，半烟煤-无烟煤的高度碳化阶段；（4）作用因素：热变质；（5）主要产物：湿气、凝析气、干酪根残渣，深部高温高压下热变质成干气和石墨。
材料·工程信息记录材料 2019年1月 第20卷第1期1 引言有效储层物性下限值一般是指能够储集和渗滤流体的储层的最小孔隙度值和最小渗透率值[1]。
前人对下寺湾地区长7油层组的研究主要集中在成藏和物源方面，针对储层方面的研究比较少，尤其是对储层物性下限的研究更少。
由于本研究区数据资料的限制，笔者通过计算得知采用经验统计法确定该区储层物性下限更为精确。
2 地质概况下寺湾油田位于延安市西南部，为一大的西倾单斜[2]。
储层孔隙度主要分布在3.2%～9.8%之间，平均值是6.4%；储层的渗透率主要分布在0.1～0.6mD之间，渗透率平均值为0.4mD，为低孔低渗储层。
3 物性下限确定方法及优缺点3.1 经验统计法经验统计法是利用在低孔渗段以累积储层渗透能力丢失占总累积能力5%左右为界限进行计算的[3]。
崔永斌，张春，蒋裕强等人[4-5]根据前人研究进一步丰富了经验统计法，提出了在低孔低渗储层段，通常限定累计频率丢失不超过15%，累计储能（产能）丢失不超过总储能（产能）的10%为物性下限。
具体计算公式如下：式中：为孔隙度储油能力，％；为渗透率产油能力，％；为样品长度/储集层厚度，m；为每个样品的孔隙度值，％；为每个样品的渗透率值，mD；为累计储油能力，％；为累计产油能力，％。
利用以上公式，结合研究区内长7工业油流井出油层段的383块岩心样品分析数据绘制孔隙度和渗透率丢失能力图（图1、图2）。
图1 下寺湾地区孔隙度丢失能力直方图图2 下寺湾地区渗透率丢失能力直方图根据表1、表2中数据可知，孔隙度和渗透率下限值分别在Ⅱ1段和Ⅱ2段，利用原始数据求出Ⅱ1段累计频率和累计储能丢失曲线的表达式分别为Y1=8.615φ-31.26、Y2=6.7φ-25.52，令Y1≤15%，Y2≤10%联立不等式求出φ≤5.30149%，即孔隙度下限为5.3%；利用原始数据求出Ⅱ2段累计频率和累计储能丢失曲线的表达式分别为Y3=14.23K+13.32、Y4=7.045K+2.155，令Y3≤15%，Y4≤10%联立不等式求出K≤0.11355mD，即渗透率下限为0.11mD。
胜坨油田复杂断块油藏开发技术研究吴东磊、赵霞、王霞（胜采二矿二十一队）摘要：针对胜坨油田复杂断块油藏的复杂性，系统阐述了近年来胜坨油田复杂断块油藏开采中的新技术，如地层测试、细分层系、改善水驱效果的智能决策及油藏经营管理等。
地层测试适用于早期地层复杂性的判断，测试油藏参数、确定区域边界；利用最优分割法对开发层系进行细分，有利于消除层间差异，提高采收率；改善水驱效果的智能决策对各种措施进行优化、达到合理配置的目的；油藏经营管理强调多学科、技术相结合，注重开发决策的整体性，达到利润的最大化。
关键词：复杂断块新技术地层测试细分层系油藏经营管理主要受断层作用形成的油气圈闭都称为断块油藏，同属于一个断裂带形成的含油气断块油藏往往划归在一起称为断块油田。
复杂断块油田是表明断块切割复杂程度的一种特殊分类，通常认为含油面积小于1km2的断块油藏，且地质储量占油田储量50%以上的断块油田，称为复杂断块油田。
我们胜利采油厂发育着以断块为特点含油丰富的油气区，分布众多的断裂构造带形成多种复杂的复式构造油气田。
胜坨油田复杂断块油藏经过多年的开发，积累了大量的经验，勘探、开发滚动发展技术是断块油藏开发的有效方法。
但随着开发的不断深入，逐渐暴露出许多新问题，将复杂断块油藏作为一个整体开发将是该类油藏开发的有效途径[2]。
1 复杂断块油藏开发中的问题复杂断块油藏以其含油区域复杂而开发困难，以胜坨油田断块油藏来看，经过多年的开发，主要暴露出的问题有：（1）含油层系多，断块之间储量富集程度差异大，油水关系复杂由于地质作用的影响，形成了断块间含油层位不一致、含油量差异大，每个断块有独立的油水系统，油水关系复杂，同一断块各含油砂层组无统一的油水界面，甚至一个油砂体就有一个油水界面，有的断块油藏油水界面多达数十个，给油藏开发带来很大的困难。
（2）储层物性、原油性质、油层产能差别大断块间、层系间原油性质变化较大，由于油藏的渗滤条件、原油性质存在着显著差异，油层产能差别也很大，断块油藏储层物性差异较大，如胜坨油田含油层系沙一段储层油层空气渗透率目前有沙一14层无解释，原油粘度变化范围在很大，地面原油粘度为160~2125mPa·s。
胜坨油田胜二区储层物性实验研究[摘要]采用孔渗分布统计、孔隙结构特征研究和油水渗流特征研究，对胜坨油田胜二区储层物性进行深入分析，为后续增产、提高采收率等方案的制定提供了基础资料。
[关键词]胜坨油田；胜二区；储层物性；实验研究中图分类号：tu521.1 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）11-0003-011、油藏概况胜二区是多层砂岩油藏，东三段为河流相沉积，主力砂组为4、5砂组。
沙二段为从三角洲-平原相-河流相的正向旋回，划分为15个砂层组。
沙二段共分：s21-2、s23、s24-6、s271-3、s274-81、s283-85、s29-10、s211-15共8套开发层系，储量1.17亿吨。
1998年11月-目前，胜二区已经进入特高含水开发阶段，主要开展细分韵律挖潜，目前含水95.9%，采出程度39.6%，采油速度0.44%。
作为胜坨油田开发早期的区块之一，胜二区面临着产量呈下降趋势，含水不断上升，单井日油不断降低，开发形势严峻；老区整体调整规模减小，难度加大；特高含水期剩余油分布更加复杂等问题，迫切需要新的工艺来提高采收率。
认识储层是其它一切工作的基础，只有对储层物性有了清楚的认识，才能对油田的后续采出程度有比较准确的预测，才能有针对性的采取储层改造措施，保证油田有序稳产。
2、储层特征分析2.1 储层的孔渗分布统计对胜二区油井瓦52-0-斜检313井702块岩心进行孔隙度参数测试统计分析和687块岩心进行渗透率参数统计分析，分类整理岩心的孔、渗物性测试结果，依据深度关系，将表征渗流能力的渗透率与表征存储能力的孔隙度进行统计。
散点图上可以清晰直观地反映三口井的储层物性与对应的深度关系。
从深度与渗透率散点图上可以看出，渗透率值较高。
1600米和1900米渗透率非常接近，集中在1000-10000×10-3μm2；但是2000米以下，渗透率明显降低，渗透率集中在100-1000×10-3μm2。
