储层精细划分

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东营凹陷现河庄油田沙二段储层精细划分与对比

东营凹陷现河庄油田沙二段储层精细划分与对比

储层划分 和对 比是将研 究区 内的储油层 系剖 面根据地层 接 触关系 , 沉积层序或旋 回和岩性 组合 等特 征 细分成 不 同级次 的 层组 , 如含油层系 、 砂层组和小层 等 , 并建立全 区各井 问各级层组 的等时对 比关系 , 在研究 区范 围内实现统一分层 。 储层划分和对 比是油气储层描述最基础的工作之一。只有合 理的划分储层单元 , 才能正确地揭示多油层储 油层系的层间关系 , 正确地实施分层开采 的各种 措施 。只有建立正确的等时 对 比, 才 能在油 田范围内统 一层组 的划分, 搞清各级层组储层的空间变化 规律。对储层认识的精细程度 , 首先取决于层组划分的精 细程度 。
重要 的是它的深 度比较准确 , 并能从 不 同侧面 反映岩石 的属性 。
近几年来在 油田地层对 比 中得到 了广 泛 的应 用 和发展 , 特别 是
各样 的测井 曲线 的综合应用 , 结合岩 芯岩 屑资料 , 地层对 比中 在
起着重 要作 用。
1 3 沉 积 旋 回 对 比法 .
岩性特征是指 岩层的颜 色、 成分 、 构、 结 构造 等 , 这些 都是沉 积 环 境 的 物 质 反 应 。 岩性 特 征 用 以 进 行 地 层 对 比 的 基 本 原 则 是 统一沉积环境下所 形成 的沉 积 物, 其岩 性特 征亦应 相同 ; 而不 同 沉积环境 中形成的沉积物 , 岩性特 征不同 。 其
中图分类号 : 1 2 2 2 文献标 识 码 : TE 2 . + B
东营 凹 陷现 河 庄 油 田沙 二 段储 层 精 细 划 分 与对 比
孙 杰h , 张世 奇 魏垂 高 孙耀庭 刘金华 , , ,
(. 1 中国 石油 大学 < 华 东> , 山东 东 营 27 6 ;2 中 国石 化 胜 利 油 田地 质录 井公 司 , 501 . 山东 东 营 27 1 ) 5 0 5

油藏精细描述简要

油藏精细描述简要

油藏精细描述简要
以油田钻井资料、地震资料为基础,通过井点地层精细对比、井断点的落实及地震精细解释,建立三维构造精细模型;通过储层精细划分、井点夹层描述、储层参数测井精细解释及取心井资料研究,建立三维储层精细模型(包括沉积相模型);开展模型合理粗化方法研究,把精细地质模型不失真的输入到数值模拟软件,并通过快速历史拟合,对模型进行验证,反馈信息,进一步修改完善地质模型。

最终实现油藏的高精度拟合,并把数值模拟成果输出,进行各种剩余油指标的定量计算、统计分析,寻找剩余油潜力,结合油田开发状况分析及开发效果评价,制定合理、高效的油田开发调整及挖潜方案。

同时实现油藏地质模型和数值模拟模型的资源共享,初步建立“数字油藏”。

储层分类标准

储层分类标准
储层物性分类
孔隙度α
渗透率k(10-3um2)
特高孔高渗
α≥30
k≥2000
高孔高渗
25≤α≤30
500≤k<2000
中孔中渗
15≤α<25
50≤k<500
低孔低渗
10≤α<15
5≤k<50
特低孔低渗
α<10
K<5
类别
亚类
空隙类型
粒度范围
物性
毛管压力特征
最大连通孔喉半径um
评价
主要的
次要的
孔隙度%
渗透率10-3um2
0.3-0.5
1.5-3
20-35
1.5-2.5
中等
c
微孔,晶间孔,剩余粒间孔
溶孔
细,粉
12-18
1-20
0.5-0.7
1.5-3
25-35
1.07-1.5
中下等

a
微孔或晶间孔,溶孔
层间缝,构造缝
细,极细
9-12
0.2-1
0.7-0.9
3-6
25-45
0.83-1.07

b
微孔或晶间孔
层间缝,构造缝,溶孔
表1储层分类评价标准比较分类部门储层分类孔隙度渗透率103um2分类部门储层分类孔隙度渗透率103um2评价原石油天然气总公司302000中国石油251000最好2530500200020151001000好1525100500152010100较好1015101001015110较差10105100110差表2碎屑岩储层分类评价表分类依据类储层类储层类储层类储层渗透率100100101011孔隙度2013204134均值114611461154115411581158分选系数21952192195192偏态143028055198变异系数018017018016017016最大连通孔吼半径12113121111311最小非饱和孔隙体积百分比171737374949表3碎屑岩储层物性分类标准储层物性分类孔隙度渗透率k103um2特高孔高渗30k2000高孔高渗2530500k2000中孔中渗152550k500低孔低渗10155k50特低孔低渗10k5类别亚类空隙类型粒度范围物性毛管压力特征最大连通孔喉半径um评价主要的次要的孔隙度渗透率103um2排驱压力mpa饱和中值压力mpa束缚水饱和度a粒间孔或溶孔微孔晶间孔矿物解理缝细中粗256000020070210375非常好b粒间孔或溶孔微孔晶间孔矿物解理缝中细20301006000020102152075375很好c粒间孔或溶孔微孔矿物解理缝中细极细2030100300002011533075375好a微孔晶间孔剩余粒间孔粒间孔溶孔构造缝细极细1320101000103051520352575中上等b微孔晶间孔剩余粒间孔粒间孔溶孔构造缝细极细1320550030515320351525中等c微孔晶间孔剩余粒间孔溶孔细粉12181200507153253510715中下等a微孔或晶间孔溶孔层间缝构造缝细极细9120210709362545083107差b微孔或晶间孔层间缝构造缝溶孔细粉7901050911693545068083很差微孔晶间孔收缩缝极细粉6油4气0111945068非储集层

基于地层地震属性切片技术的储层精细描述方法——以长垣北一区断东西块高Ⅰ油层组为例

基于地层地震属性切片技术的储层精细描述方法——以长垣北一区断东西块高Ⅰ油层组为例

基于地层地震属性切片技术的储层精细描述方法——以长垣北一区断东西块高Ⅰ油层组为例卢勉【摘要】针对大庆长垣北一区断东西块储层精细描述存在河道砂体平面组合多解、边界不确定等问题,利用基于地质模式的地层切片技术,结合地震和测井曲线等资料,采取"井点微相控制与地震属性平面预测协同分析"方法,开展高Ⅰ油层组前缘相河道砂体的精细描述,研究储层沉积特征.结果表明,研究区河道砂体主要呈枝状和条带状分布,河道宽度多为60~100m,网状河等较宽的河道为多期河道叠加形成,同一河道中砂体走向和规模变化较大.优化编制研究区D井区高Ⅰ6+7小层补孔压裂措施调整方案,日增油7.3t.该方法在高含水期三角洲前缘相储层剩余油挖潜中具有指导意义.【期刊名称】《东北石油大学学报》【年(卷),期】2015(039)004【总页数】8页(P63-70)【关键词】地质模式;沉积相;地层切片;地震属性;精细描述;大庆长垣油田【作者】卢勉【作者单位】大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆163712【正文语种】中文【中图分类】TE122经过持续注水开发,大庆长垣各区块基本进入高含水开发阶段,其中北一区三角洲前缘相储层层间非均质性严重、动用程度较差,是剩余油挖潜的重点层位[1],需要研究储层河道砂体的几何形态、边界、走向及平面组合特征等.人们采用不同方法研究油层砂体展布及沉积特征,如陈奋雄等利用取心井岩心和测井资料等,分析准噶尔盆地西北缘车—拐地区三叠系油层组沉积相展布特征,认为有利储层主要受水进沉积控制[2];李卫成等采用追踪优势砂体方法,分析ML地区长81油层组砂体展布特征并预测有利区域[3];周琦等基于区域沉积背景,利用砂岩等厚图和微观地质特征等资料,分析辽河小洼油田东营组小层沉积微相特征,分析优质储层成因[4];马英健等在小层精细对比基础上,分析葡北油田沉积单元沉积微相展布特征,为剩余油挖潜提供依据[5].虽然目前储层描述精度较高,但受井网密度及模式绘图法[6]影响,存在河道砂体平面组合多解等问题.曾洪流等提出“地震沉积学”概念[7],主要用于勘探、油藏评价和开发早期阶段.如朱筱敏、董艳蕾等利用相位转化和地层切片技术,描述不同沉积时期辫状河三角洲沉积体系展布范围[8-9];唐武、董文波、李维岭、邢翔等结合地震剖面和不同地震属性地层切片,证实曲流河三角洲和湖底扇的存在[10-13];毕海龙等采用变时窗方法提取鄂尔多斯盆地D气田下石盒子组盒1段地层切片,刻画地层厚度为22~28 m的沉积微相段[14],但精度难以满足高含水后期地层厚度为5 m左右沉积单元精细挖潜的需要.笔者以长垣油田北一区断东西块高Ⅰ油层组为例,分析研究区储层沉积特点,建立以测井沉积微相平面分布、砂岩厚度等值线平面分布和沉积相模式等特征为主要内容的地质模式;利用地层切片技术处理地震资料,以地层切片整体趋势与地质模式主要特征相似为目标,提取的地震属性切片反映信息与对应地质层位准确匹配,通过“井点微相控制与地震属性平面预测协同分析”的储层精细描述方法,开展高Ⅰ油层组前缘相河道砂体精细描述,深化该区三角洲前缘相砂体沉积特征认识.利用河道展布特征变化指导挖潜剩余油潜力区域,文中方法在类似储层剩余油挖潜中具有参考价值.北一区断东西块位于松辽盆地一级构造单元中央凹陷区、长垣北部萨中开发区,发育萨尔图、葡萄花、高台子3个含油层系,其中高台子油层高Ⅰ油层组发育在青山口组一段最大湖侵期后,青山口组二、三段湖泊逐渐萎缩期背景下,是在松辽盆地坳陷期沉积的储层[15];该时期沉积物供给充足,萨中开发区处于湖岸线摆动区域附近,油层沉积类型多,形成的砂体厚度小、层数少;河道沉积砂体、水下河口坝砂体及水下席状砂体在垂向上交替出现,构成大规模复合型三角洲沉积,非均质性严重[16].研究区无断层,含油面积约为17.3 km2,共有井2 244 口,井网密度为130 口/km2,构造平缓,地层倾角为1°~2°.2.1 沉积微相分析研究区取心井目的层段沉积微相,对比非取心井与取心井的测井曲线特征,将北一区断东西块高Ⅰ油层组三角洲前缘亚相分为5种沉积微相(见图1).2.1.1 水下分流河道该沉积微相沉积单元砂体厚度较厚,砂地比约为0.6,测井曲线呈钟形,光滑或微齿状,正韵律,与底部滞留砂体呈突变接触(见图1(a-b));岩性以粉砂岩为主,较水上分流河道沉积单元的砂体厚度稍薄,粒度较细、物性差.2.1.2 席状砂该沉积微相是在洪水期、沉积物不受河道限定而在河道两侧漫流形成的大面积薄层席状砂,经由湖能改造,形成以水平波状层位为主的粉砂岩、含泥或泥质粉砂岩. 根据水动力条件不同,将席状砂微相划分为主体席状砂、非主体席状砂和表外席状砂3种不同能量相类型[17],其内部砂体发育及物性特征存在一定差异(见图1(c-e)).主体席状砂有效厚度大于0.5 m;非主体席状砂有效厚度在0~0.5 m之间;表外席状砂无有效厚度,但具有一类或二类砂岩厚度.由主体→非主体→表外席状砂,不同类型席状砂能量相能量渐低、粒度渐细、泥质渐多、物性渐差.2.1.3 分流间泥该沉积微相岩石学特征呈灰绿、灰色块状,具有水平波状和透镜状层理;微电极测井曲线上幅度差值接近零,多为含钙、植根、虫孔为主的粉砂质泥岩或泥岩(见图1(f)).2.2 地震属性切片地震沉积学研究以地层地震资料的90°相位转换和地震属性切片[18]技术为主,研究区地势平缓,地层地震属性切片可尽量避免出现穿时问题[19],适合开展储层精细描述.该区沉积单元地层厚度为4.0~5.5 m,地震纵向分辨率无法达到标定厚度为5.0~8.0 m的地层要求.为保证提取的地震属性切片信息与层位匹配准确,假定目的层内沉积速率变化不大、小层时间域厚度与深度域厚度比例一致,追踪目的层所属油层组顶底地震层位,建立时间域等时地层格架.以研究区地质模式的沉积微相平面分布为基础,结合砂岩等厚图对比砂体和地震属性切片垂向演化信息,确定沉积单元对应的地震反射层位;提取沉积单元对应反射层位的多种属性切片,寻找与地质模式相近的地层地震属性切片和储层刻画的最优属性.以研究区高Ⅰ6+7地层为例,提取反射层位上下滑动时窗内多张切片(见图2(b-d),找出与目的层井沉积相图(见图2(a))中河道砂体在规模、趋势上最相似的属性切片,确定为开展储层刻画的最优地层地震属性切片(见图2(d)).2.3 储层刻画研究区高Ⅰ油层组为三角洲内前缘储层,河道砂体发育规模小,主要以大面积分布的薄层砂和分流间泥为主,存在井网控制程度低.河道砂体识别及组合难等问题.为准确刻画储层,提取该区地层地震属性切片,根据砂岩厚度与地层地震属性切片上振幅能量关系(弱振幅为泥岩,强振幅为砂岩[20]),分析地震属性切片显示的沉积特征,利用“井点微相控制与地震属性平面预测协同分析”储层精细描述方法[20],精细刻画储层.步骤为:(1)对比同一层位地震属性切片与沉积相带图的沉积特征,选取与后者沉积特征相似程度高的地震属性切片;(2)寻找两者在地震波形能量减弱、同相轴错断等现象位置,在井点微相控制下,对河道砂体走向、边界及河道期次进行识别. 3.1 河道砂体特征3.1.1 边界利用地层地震属性切片方法,分析研究区C24井区高Ⅰ1单元,对比测井沉积微相平面分布,根据模式绘图法确定砂体边界(见图3(a)).由图3(a)可以看出,测井微相平面分布中砂体边界在河道C24井处圆滑、等宽,但在地震宏观趋势引导下,砂体边界在C24井处发生变化,利用地震属性切片(见图3(b))可确定砂体边界位置.在剖面上垂直河道走向提取过井地震剖面(见图3(c)),根据地震波形的能量减弱、同相轴错断等异常现象确定窄河道井间边界点位置,由图3(c)可以看出,距C24井40 m处的A点和13 m处的B点地震同向轴发生弯曲,因此确定A点和B点为河道边界的准确位置.与传统根据沉积微相资料刻画的圆滑、等宽的河道砂体边界相比,文中方法刻画的河道为不规则几何形态,河道砂体规模变宽或变窄,能够修正河道边界(见图3(d)).3.1.2 走向对比研究区C25井区高Ⅰ2+3单元测井沉积微相平面分布(见图4(a))与地层地震属性切片(见图4(b)).由图4(b)可以看出,经过该井区有明显的走向为北西—南东向的红色条带区域,通过测井资料确定该区域为河道砂体沉积微相.沿河道方向提取过C25井的地震剖面(见图4(c)),距C25井20 m处的C点和41 m处的D点地震同向轴发生弯曲,地震波形存在能量减弱、同相轴错断现象,为河道边界的特征,因此确定该区域河道砂体的走向为北西—南东向(见图4(d)).3.1.3 河道期次由研究区C11井区高Ⅰ6+7单元井震结合沉积相图(见图5(a))可以看出,根据目的层沉积微相资料,绘制该区河道宽度为550 m的大面积连片砂体,在窄小河道发育的三角洲前缘相储层中较少见到单期次较宽的河道.以优选的高Ⅰ6+7地震属性切片作为参考时间面,分别提取-3、0、3 ms的地层地震属性切片(见图2(b-d)).由图2(b)可以看出,北东走向的河道Ⅰ内部为蓝色背景下的深红色条带状分布,即河道砂体呈条带状分布,未见河道Ⅱ;由图2(c)可以看出,河道Ⅰ消失,河道Ⅱ明显变窄,走向略微改变,河道Ⅱ逐渐消失;由图2(d)可以看出,河道Ⅰ切片振幅增强,砂体规模继续加大,河道轮廓更加清晰,同时河道Ⅱ出现清晰的北东走向河道边界,呈条带状,振幅能量强.因此,由图2(b-d)可以看出,河道Ⅰ为早期河道,河道Ⅱ为晚期河道.结合目的层测井微相资料,从垂直河道走向方向绘制过井连井剖面(见图5(b)),C14与C15井河道砂岩顶界高程存在差异,为河道沉积时期形成,证实地层切片反映的演化特征,确定河道期次及河道边界,绘制北一区断东西块高Ⅰ6+7单元井震结合相带图(见图5(a)).3.2 沉积微相及单砂体空间分布特征解剖研究区高Ⅰ油层组7个沉积时间单元(高Ⅰ1—高Ⅰ10),利用基于地质模式的地层地震属性切片方法提取地层地震属性,采用文中井震结合储层精细描述方法得到储层沉积时间单元井震结合平面分布(见图6).以三角洲内前缘沉积高Ⅰ2+3单元为例,该单元地层厚度约为5.5 m,相带分异明显,各沉积微相发育特点为:(1)水下分流河道.河道连续性好,主要发育于区块东部,为东部物源沉积,形态上自北向南延伸,识别一条大规模复合河道,宽度大于1 500 m,西部和东部主要发育5条条带状、枝状河道,宽度为60~200 m,同一河道砂体的走向和规模变化较大,其中一条窄河道砂体在部分区域走向为东西向,在走向和规模上变化较大,其余呈近南北向,中间被席状砂和水下分流间泥隔开.(2)席状砂微相及其能量相.主体及非主体席状砂大部分呈条带状分布,与周围河道走向一致;表外席状砂成片分布.(3)分流间泥.大部分距河道较远,以“土豆”状零星分布于表外席状砂.其他6个沉积时间单元特征与高Ⅰ2+3单元类似.研究高Ⅰ油层组7个沉积时间单元平面沉积微相及单砂体空间分布特征:(1)高Ⅰ油层组7个沉积时间单元在整体水进背景下,从早期到晚期经历短暂的水进—水退—水进的过程.在高Ⅰ2+3时期为三角洲前缘相近岸沉积,达到水退极点,水下分流河道最发育、河道规模最大、向南延伸最远;高Ⅰ1、高Ⅰ10为三角洲前缘相中远岸沉积,席状砂发育.总体河道以窄条带状、网状、枝状发育为主,呈近南北向,其中部分区域河道走向为东西向,较好地揭示分流河道特征.(2)高Ⅰ油层组存在大规模的河道砂体,为多期河道叠加而成.3.3 现场应用经后验井证实,基于地质模式的地层地震切片方法,结合河道砂体的边界、走向及河道期次,比单纯根据井沉积微相资料获得的结果更符合储层实际,主要变化表现为:(1)井间变差.基于井沉积微相资料绘制的沉积相带图显示两口井属于同一条河道,井震结合后认为两口井属于不同的河道,井间发育薄层砂或分流间泥(见图4).(2)河道边界变化.基于井沉积微相资料模式绘图法绘制的沉积相带图显示河道砂体的边界为等宽、圆滑,井震结合后认为河道砂体边界为不规则的几何形态(见图3、图5).(3)井间变好.基于井沉积微相资料模式绘制的沉积相带图显示两口井属于不同河道,井震结合后认为两口井属于同一条河道,井间砂体连通(见图4).研究区D井最初投产时为避免快速水淹,未射孔,分析研究区高Ⅰ6+7沉积时间单元井震结合成果,以及对河道展布特征变化的认识,发现该井与周围注水井不属于同一河道,属于注采不完善井.对该井目的层补孔压裂后,日产液增加48.2 t,日产油增加7.3 t,日产水下降0.4 t,见到较好的应用效果.(1)以密井网条件下基于地质模式的井沉积微相为控制条件,结合地层地震属性切片技术,可以准确提取三角洲前缘相沉积单元级的地震属性切片.(2)长垣北一区断东西块高Ⅰ油层组发育的河道砂体主要呈枝状和条带状分布,河道宽度主要为60~100 m,网状河或较宽的河道为多期河道叠加形成,同一条河道砂体的走向和规模变化较大.(3)“井点微相控制与地震属性平面预测协同分析”的井震结合储层精细描述方法,能够提高三角洲前缘相储层河道砂体的边界、走向、河道期次识别精度,深化沉积特征的认识,在高含水期三角洲前缘相储层剩余油挖潜中具有实用意义.【相关文献】[1] 王元庆,杜庆龙,刘志胜,等.三角洲前缘相储层沉积特征及剩余油分布研究[J].大庆石油地质与开发,2002,21(5):27-29.Wang Yuanqing, Du Qinglong, Liu Zhisheng, et al.Research on the depositional characteristics and remaining oil distribution in delta front reservoir[J].Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing, 2002,21(5):27-29.[2] 陈奋雄,李军,师志龙,等.准噶尔盆地西北缘车—拐地区三叠系沉积相特征[J].大庆石油学院学报,2012,36(2):22-28.Chen Fenxiong, Li Jun, Shi Zhilong, et al.The characteristic of triassic sedimentary facies in Che-Guai area of northewest margin, Junggar basin [J].Journal of Daqing Petroleum Institute, 2012,36(2):22-28.[3] 李卫成,牛小兵,梁晓伟,等.M 地区长81油层组优势砂体展布预测及地质意义[J].东北石油大学学报,2014,38(2):51-57.Li Weicheng, Niu Xiaobing, Liang Xiaowei, et al.Dominant sand body distribution and geologic sinificance of Chang81 formation of ML area [J].Journal of Northeast Petroleum University, 2014,38(2):51-57.[4] 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精细油层划分对比与沉积相研究

精细油层划分对比与沉积相研究

小层划分
合理性检验
修定小层划分对比方案
单层划分模式
单层对比、编号
单砂体图
微相平面图
地层油层分层数据表 小层单层数据表
精细地层对比流程图〔新区〕
2〕已确定油组和小层划分方案的老区块
冀中已开发的老油田属于这种类型,为使研讨任务 有延续性和有利于现场消费管理,原那么上沿用前人制 定的油组、小层划分方案,包括油层、小层划分个数以 及正确的分层界限。在这种情况下,精细地层对比主要 有两项任务:一是结合新资料、新技术,在全区一致划 分对比根底上,调整不合理的层界和断点;二是运用单 层对比方法,开展单层划分对比。至于采用的任务方法 和流程。在前面已有较详细论述,在此不再反复。
a.具备一定储量规模;
b.分层系数不宜过大,减少层间干扰;
c.油组之间要有一定厚度,分布稳定的隔层,使之构成 独立的压力、油水系统,进而成为独立的开发单元;
d.顶层旋回界限清楚,内部具较类似的岩电组合特征, 有较高的划分对比精度,为小层、单层划分奠定根底。
②小层:油组单元内进一步细分,划分小层是提高单层划分 对比精度的一种手段,划分原那么有以下几点
这种类型的任务重点,是如何合理制定各级层组划分方案。 顶、底界应是旋回界限,因此具明显可分性; 小层规模要顺应单层厚度分布概率,目的有两个:一是使小层内所含砂层数最少,二是减少对厚层砂岩的劈分。
a0.m,占分布概一率的是60%利以上用,所综以小合层划录分厚井度在的10m左岩右为性宜。剖面予以判别;
③钻井分层与地质建模 对厚层砂岩需合理劈分,以坚持单砂层完好性。
单层是一独立的流体运动单元,并以其为边境条件,彼此 分隔的单层之间不会产生相互之间的串流,因此一个单层 在注采井对应时,所表现出的动态特征,是检验单层对比 能否正确的重要信息。 但应留意到有些动态分析资料的不确定性,因此需反复 “动静结合〞,综合判别,才有能够得到正确的结论。 层内RFT测压资料与周围邻井压力系数的对比,也可以较 直观判别单层之间的对应连通关系。

A油田某油层储层精细描述方法研究

A油田某油层储层精细描述方法研究

A油田某油层储层精细描述方法研究【摘要】本文在充分调研国内某油层描述方法的基础上,综合运用现代沉积理论,以岩心资料为依据,从油层对比、沉积环境、油水分布特征等方面对A 油田某油层进行研究,研究成果对于指导某油层射孔方案编制、油田开发方案制定具有较高的应用价值。

【关键词】某油层储层描述研究1 前言A油田某油层为浅水湖泊—三角洲相沉积,空气渗透率一般在0.1~1.5mD 之间,孔隙度在10%~16%之间,属于低孔、特低渗储层。

为降低启动压力梯度,建立有效驱动体系,提高井网控制程度,试验区采用井距300m、排距80m的大规模压裂矩形井网线性注水方式;为使井网系统面积波及系数最大,驱替效率最高,试验区井排方向采用裂缝系统方向,即北东70°方向。

为了搞清某油层地质特征,从油层对比、沉积环境和油水分布等方面开展了项目研究。

2 建立垂向细分对比标准某油层目的层地层厚度约340m,垂向划分为四个油层组。

经过分析,决定GR、RLLD、RLLS、微电极、AC测井曲线作为垂向细分对比和微相识别曲线(如图1,2)。

在各级基准面旋回识别的基础上,充分利用试验井测井曲线特征进行闭合对比,将某油层细分为52个沉积单元。

3 某油层沉积环境3.1 建立测井相模式通过对取芯井分析,三角洲前缘亚相主要为绿色、灰绿色泥岩沉积,岩性以泥岩、泥质粉砂岩为主,三角洲分流平原相主要为紫色、紫红色砂、泥沉积,岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩为主,岩性较三角洲前缘沉积粗。

在某油层主要选取了GR、AC,RMG、RMN曲线,同时配合深浅侧向曲线,建立微相研究的标准测井相模式。

根据曲线形态、韵律性、发育厚度共建立主河道砂、分流河道砂、河间薄层砂、滨湖砂坝、河间泥五种微相类型。

3.2 分析沉积环境根据离研究区最近的C井岩心柱状综合图,结合高分辨率层序地层学,从下至上,将某油层划分为3个中期基准面半旋回。

整个Y油层一组是中期基准面上升半旋回,岩心中紫红色泥岩大量存在,植物化石少,说明水体很浅,干旱氧化环境,以三角洲分流平原相为主。

精细储层描述与流动单元研究 (NXPowerLite)

精细储层描述与流动单元研究 (NXPowerLite)

②计算:均值

xi

1 h
n
xij
j 1
方差
S 2i

1 n 1
n
( X ij
j 1

X
j )2
均方根 i
1 n 1
n
( X ij
j 1

__
Xi )2

X i1 X i


__
Xi

则属于主层

__
Xi

允许误差


__
• 第三,用PVT相图计算的塔中4CⅡ凝析气
的成藏期为第四纪,“就象昨天才形成的 一样”。
• 第四,塔里木构造演化史研究成果也认为
存在晚第三纪―第四纪的构造活动。
• 以上4个线索说明塔中4油田的水动力(流
体势能差)就发生在很近的现代并且正在 继续进行。这是我国新构造运动作用于流 体势能的一个例证。
4)反映储层动态信息: 用生产动态资料的历史拟合修正静态地质模型。
5)计算机化程度高,可视化强。 目前,精细储层描述中,两个值得注意的研究的 热点:
▲高分辨率层序地层学; ▲ 流体流动单元研究。
一、关于地层对比
• 地层对比是地质科学的基础,贯穿于
石油天然气勘探开发的各个阶段。
• 地质科学工作者在进行储层评价时,
• 6、塔中石炭系地层内的三个不整合; • 7、8、冀东柳赞油田、东海平湖气田控制油气分布的
下第三系地层内的不整合面。
(二)对比标志层(标准层)
○我国石油地质界地层对比的指导原则是大庆经验 “旋回对比、分组控制”。
○大庆原本地层对比的三要素:①用标准层划分大段; ②用三级旋回划分小段;③掌握三级旋回内各类岩 性组合规律对比单层。

基于标准测井的克拉玛依油田一区克下组储层精细解释研究

基于标准测井的克拉玛依油田一区克下组储层精细解释研究

基于标准测井的克拉玛依油田一区克下组储层精细解释研究覃建华;谭锋奇;罗刚;杨新平;蒋志斌【摘要】标准测井系列能够反映油藏的岩性信息和储层特征,也是研究剩余油分布规律的重要资料.针对克拉玛依油田一区三叠统克拉玛依组下亚组(简称“克下组”,T2k1)的标准测井曲线,依据密闭取心井的岩性资料提取出砾岩油藏的岩性敏感参数,确定了基于0.25m电位电阻率(pu(0.25m))和标准自然电位(U,sp)的岩性识别图版,在此基础上利用岩心分析数据和测井曲线的对应关系分岩性建立了储层物性和含油性的解释模型,并且结合试油和产液剖面资料确定了T2k1不同岩性有效储层和油层的识别标准.建立的模型和标准应用于实际油藏的单井精细解释中,岩性的识别准确率达到85%以上,孔隙度的解释误差小于5%,渗透率的解释误差小于30%,含水饱和度的解释误差小于10%,油层的划分结果与试油结论基本相符,达到了实际测井解释的要求,为油藏的数值模拟和剩余油的评价提供了技术支撑.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2014(036)004【总页数】5页(P66-70)【关键词】克拉玛依油田;标准测井;精细解释;岩性识别;解释模型【作者】覃建华;谭锋奇;罗刚;杨新平;蒋志斌【作者单位】中石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依834000;中国科学院计算地球动力学重点实验室,北京100049;中石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依834000;中石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依834000;中石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依834000【正文语种】中文【中图分类】P631.84克拉玛依油田一区(以下简称“一区”)位于克拉玛依市以东约10km处,其主力含油层三叠统克拉玛依组下亚组(简称“克下组”,T2k1)是在古生界下石炭统的古风化壳上接受的一套正旋回山麓洪积扇沉积,属于典型的砾岩油藏,沉积厚度25~85m,平均约55m,平均孔隙度19.7%,渗透率140mD,属于中孔-中高渗储层[1,2]。

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油田进入开发后期,进一步提高采收率、挖掘剩余油潜力的难度越来越大,必须进行精细的地层划分、对比工作。

建立在地震地层学、层序地层学基础之上的高分辨率层序地层学1995 年引入我国油气勘探领域后,其地层划分与对比方法在油田开发中得以应用并取得了很好的效果;20 世纪60 年代,我国的石油地质工作者依据陆相盆地多级次震荡运动学说和湖平面变化原理,在大庆油田会战中创造出了适用于湖相沉积储层精细描述的“旋回对比、分级控制、组为基础”的小层对比技术,80 年代中期,在小层沉积相研究的基础上,又将这一方法进一步发展为“旋回对比、分级控制、不同相带区别对待”的相控旋回等时对比技术[56-58],使之更加适用于湖盆中的河流-三角洲沉积,这项技术以其精细性和实用性,成为我国陆相油田精细油藏描述的技术基础,得到了广泛应用。

高分辨率层序地层对比与大庆油田的相控旋回等时对比技术,一种理论性强,一种实用性强,均属于地层学中的精细地层划分、对比技术,有许多相似之处,也各有其优缺点。

本章首先简要介绍了高分辨率层序地层学的基本原理和大庆油田的相控旋回等时对比技术,然后对这两种方法的作了比较,最后综合应用两种方法,对商河油田南部沙二段地层进行了划分与对比,建立了研究区沙二段的精细等时地层格架。

3.1 高分辨率层序地层学基本原理层序地层学作为地层划分与对比的方法广泛应用于油气勘探的各个阶段。

层序地层学已发展成三个不同的学派,即Exxon 沉积层序、Galloway 成因层序及Cross 高分辨率层序地层学,它们已成为层序研究的三种基本方法。

其共性是都与事件地层学相关联,并且都是基于岩石地层旋回性以及相对地层格架的测定。

主要差别在于旋回之间界面的确定。

Galloway 成因地层学使用了最大海(湖)泛面,Exxon 沉积层序使用了不整合面,而Cross 的高分辨率测序地层则采用地层基准面原理。

Cross 的高分辨率层序地层与Galloway 成因地层和Exxon 沉积层序之间的差别在于前者采用二分时间单元(地层基准面旋回),而后者采用的是三分时间单元。

这三种方法各有其优缺点,只要弄清楚用的是哪一种方法,或是在同一研究中使用几种方法都是可以的[59] 。

由美国科罗拉多区矿业学院Cross 教授提出的高分辨率层序地层学理论,是近年来新掘起的层序地层学新学派[33]。

该理论经邓宏文、徐怀大等传入我国后,在我国第三章地层的精细划分与对比24陆相盆地储层预测研究中发挥着重要的作用[22,60],极大地提高了陆相盆地的储层预测精度。

高分辨率层序地层学是在现代层序地层学的基础上发展起来的,它所依据的仍然是层序地层学的基本原理。

它与盆地或区域规模的层序分析不同在于,它以露头、岩心、测井和高分辨率地震反射剖面资料为基础,运用精细层序划分和对比技术,建立油田乃至油藏级储层的成因地层对比骨架。

这里所谓的“高分辨率”是指“对不同级次地层基准面旋回进行划分和等时对比的高精度时间分辨率,也即高分辨率的时间-地层单元既可应用于油气田勘探阶段长时间尺度的层序单元划分和等时对比,也适合开发阶段短时间尺度的砂层组、砂层和单砂体层序单元划分和等时对比”[24]。

以郑荣才、邓宏文两位教授为代表的高分辨率层序地层专家将高分辨层序地层的理论运用于我国含油气盆地储层预测的实践中,极大地丰富和发展了高分辨率层序地层学理论。

高分辨层序地层应用于陆相盆地层序分析中的关键技术之一是识别和划分不同成因的界面与不同级次的基准面旋回[20-26]。

郑荣才教授根据他在辽河、胜利、长庆、大庆及滇黔桂等油田的实践,将不同构造性质的湖盆在盆地构造-沉积演化序列中的控制因素进行分类,根据界面成因特征提出了“巨旋回,超长周期旋回、长周期旋回、中期旋回、短期旋回、超短期旋回”的划分方案,建立了各级次旋回的划分标准和厘定了各级次旋回的时间跨度,使得高分辨率层序地层的“高”的含义有了一个量的概念。

基于高分辨率层序地层学的理论核心,识别基准面旋回所控制的层序结构类型、叠加样式,及其在高级次的旋回中所处的位置与沉积动力学的关系,已成为“如何在地层记录中识别多级次地层旋回,并进行高精度的等时地层对比和建立高分辨率时间地层格架”的关键。

郑荣才、彭军[26,61-69]等在研究四川、鄂尔多斯、辽河等陆相含油气盆地中、新生代地层高分辨率层序的实践中,率先对基准面旋回的结构叠加样式与沉积动力学的关系进行了归纳和总结[22-24]。

圆满地解释了层序结构、层序叠加样式与可容纳空间/沉积物补给通量比值(A/S)变化,基准面升降幅度及沉积动力学条件的相互关系。

郑荣才等人的工作对于指导我国广泛分布的中、新生代陆相含油气盆地的精细油藏描述、储层非均质性分析、流体流动[22]数值模拟和建立油气田范围内的以单个储层砂体为识别单元的高分辨率时间地层格架,提高储集砂体的小层对比精度和注采工艺具有重要意义。

3.1.1 高分辨率层序地层学理论基础及关键定义高分辨率层序地层学理论的核心内容是“在基准面旋回变化过程中,由于可容纳空间与沉积物补给通量比值的变化,相同沉积体系域或相域中发生沉积物的体积分配作用和相分异作用,导致沉积物的保存程度、地层堆积样式、相序、相类型及岩石结构和组合类型发生的变化”[23]。

1.基准面Wheeler(1964)[70]提出,基准面既不是海平面,也不是海平面向陆方向的水平延伸,而是一个相对于地表波状起伏的、连续的、略向盆地下倾的抽象面(非物理面,图3-1),其位置、运动方向及升降幅度不断随时间变化。

T.A.Cross(1996)[71]引用并发展了Wheeler 的基准面概念,认为基准面是一个相对于地表起伏的连续的势能面,而不是物理界面,它反映了地球表面与力求其平衡的地表过程间的不平衡程度。

基准面描述了可容纳空间建立与消失及其与沉积作用相对关系的变化过程。

基准面变化的趋势总是向其幅度的最大值或最小值单向移动,构成一个完整的上升下降旋回。

基准面的一个上升与下降旋回称为一个基准面旋回。

基准面升降与沉积动力学之间存在如下关系[23]:基准面下降到最低点时,引起包括滨岸带在内的地区发生暴露并遭受侵蚀,此时可容纳空间(A)缩小至最小值,而沉积物补给通量(S)值则达最大值,河流所搬运的沉积物数量最多、粒度最粗,在河流入海(湖)口处产生强烈进积作用;当基准面上升到最高点时,情况正好相反,此时在河流入海(湖)口处产生加积-退积作用;在基准面从最低点上升到最高点,或从最高点下降到最低点位置的两个半旋回区,则会出现与沉积动力学条件变化相对应的进积→加积→退积(上升)或加积→进积→局部遭受侵蚀(下降)的地层响应过程。

图3-1 基准面特征与侵蚀、路过、沉积作用的关系(据Cross,1994 修改)Fig 3-1 The affect of base level with erosion, pass by, sedimentation2.可容纳空间可容纳空间是指地球表面与基准面之间可供沉积物堆积的空间。

在基准面旋回期第三章地层的精细划分与对比26间相域内保存不同沉积物体积的过程称为沉积物体积分配。

它是地层基准面旋回过程中由于可容纳空间的变化导致的沉积过程的动力学响应。

其在地质记录中的沉积学和地层学响应表现为:地层旋回的对称性随时空变化、相分异作用、进积/加积地层单元的叠加样式。

可容纳空间随基准面的变化而不断变化,并产生沉积物保存、剥蚀、过路不留和非补偿四种地质作用,关系如图3-1 所示。

3.旋回对称性沉积物体积分配的地层学响应之一是地层旋回对称性,它是指以岩石形式保留下来的基准面上升时间和下降时间比例的记录。

而对称性旋回是指在基准面旋回的上升半周期和下降半周期沉积了大致相等的岩石厚度,构成旋回的相序组成呈对称形式。

地层的旋回性变化是地层对比的辅助信息。

在一个成因层序中,旋回对称性在不同的地理位置的变化是不同的(图3-2)。

在冲积平原和海岸平原的上部,地层旋回通常由基准面下降时形成的不整合和上覆的基准面上升时期堆积的沉积物组成,形成不对称旋回。

滨海环境(混积的海岸平原下部和浅海)中的地层一般形成对称的地层旋回。

滨面和浅海陆架的地层最常见的情况是形成基准面下降非对称旋回。

在中-外陆棚环境,地层旋回的对称性逐渐增强。

总之,地层旋回的对称性变化是基准面变化期间可容纳空间变化的函数。

图3-2 有效可容空间盆内迁移的沉积响应(据邓宏文)Fig 3-2 The sedimentation Response to the migration of effective accommodation space 4.相分异作用相分异作用是沉积物体积分配的沉积学响应,指的是基准面变化周期中岩石的沉积学属性的变化。

它反映了原始地貌要素保存的程度,以及存在于不同时间的沉积环境中的地貌要素类型的变化。

相分异程度则是融入地层记录中的原始地貌要素的数量和比例。

相分异作用主要有两种类型:一种是在基准面变化周期中的单个相属性的改变,另一种是在沉积地形剖面的相同位置沉积相或相序发生完全变化。

相分异作用导致了同一地理位置相同沉积环境或沉积相几何形态、相类型、岩石内部结构的差异,同时也是地层层间和层内非均质性产生的主要原因。

5.沉积物体积分配原理在基准面连续变化的时间域内,由于可容纳空间的变化,地表不同地理位置可分别产生侵蚀、沉积、路过不留和欠补偿沉积等四种不同的地质作用,导致基准面上升期堆积在盆地边缘相域内的沉积物体积增加,靠近盆地中心相域的沉积物体积相应减少;而在基准面下降期则堆积在盆地边缘相域内的沉积物体积减少,靠近盆地中心相域的沉积物体积相应增加。

沉积物体积分配作用导致或影响旋回的对称性、成因层序的叠加样式、相分异和原始地貌要素的保存程度等相域特征的变化。

地层旋回的对称性变化表明,在时间地层单元沉积的范围内,由于体积分配作用沉积物的堆积是不连续的,因而在不同地理位置,地层有时由岩石+岩石组成,有时由岩石+不连续界面组成。

其时间对比关系是:冲积平原环境基准面下降期间形成的地层不连续面在时间上相当于沿斜坡向下临滨或三角洲环境中基准面下降期形成的地层;临滨位置的准层序上覆的洪泛面(海、湖侵冲刷不整合面)在时间上相当于海(湖)岸平原和冲积平原位置基准面上升期沉积的地层。

这是基准面旋回等时对比的重要概念。

6.地层叠加样式地层叠加样式是沉积物体积分配的另一个沉积学和地层学响应。

在这方面的研究,中国学者走在了前面。

郑荣才等(2003)[23]在分析了基准面升降与沉积动力学关系的基础上,以中期基准面旋回为周期,以短期基准面旋回为成因地层单元,详细讨论了层序结构、层序叠加样式与可容纳空间/沉积物补给通量比值(A/S 比值)变化、基准面升降幅度及沉积动力学条件之间的相互关系,讨论了不同结构和叠加样式的短期基准面旋回在中期基准面旋回中的分布规律,并提出了以中期基准面旋回为单元的标准层序模式。

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