松辽盆地扶余油田白垩系泉四段沉积微相研究

以岩芯和测井分析为基础,通过对吉林扶余油田白垩系泉四段的沉积背景、物源方向、沉积特征、沉积构造的研究,确定其为一套浅水三角洲沉积。区内以浅水三角洲前缘亚相沉积为主体,主要包括水下分流河道、水下分流河道间、水下天然堤和水下决口扇、砂质浅滩等5种沉积微相类型。此外,以单井微相分析为基础,结合大量的地球物理测井及录井资料,研究了区块内白垩系泉四段4个油层组、13个小层的沉积微相平面分布规律。研究结果表明：工区位于三角洲前缘的前部，缺乏前人研究认为的河口坝微相。其中，水下分流河道多呈NNE向和SN向带状展布，由于主河道的摆动，河道中心左右迁移，造成平面上河道砂体分布的不稳定，水下分流河道在第5、6、8、10小层发育。沉积微相的精细研究为油田的下一步开发以及主力层剩余油挖潜奠定了基础。     

萨尔图油田辫状河储层三维层次建模

提出了辫状河储层精细建模的层次建模思路，根据辫状河储层的层次性，首先建立辫状河道与坝的分布；其次建立辫状河道内部河床与废弃河道分布，以及坝内部坝核与坝顶的分布；最后建立河床、坝核、坝顶结构内部的泥质夹层分布。建模时不同层次储层之间互为约束，较好地反映了不同层次储层之间内在联系和分布规律。以大庆萨尔图油田P13 小层辫状河储层为例，逐层次建立了不同储层结构的三维空间分布，模拟结果很好体现了不同层次储层形态以及分布特征，具备较高的精度，能够应用于油田生产。     

宝浪油田储层夹隔层特征及储层非均质性研究

焉耆盆地宝浪油田三工河组为浅水缓坡型辫状河三角洲沉积,储层非均质性强。通过河道类型分析,运用沉积旋回原理划分出4个退积式叠置的短期旋回。不同沉积旋回导致河道类型、砂体规模、夹层分布、储层厚度、砂体拼接方式等非均质特征呈规律性变化,可容空间变化引起储层非均质改变。夹层的成因、类型、分布特点是造成该区储层严重非均质的主要原因。准确认识砂体叠置关系及储层夹隔层特征有助于提高油田的开发水平,对提高最终采收率具有现实意义。     

轮南地区三叠系辫状河三角洲沉积储层特征

轮南地区三叠系储层分布广泛，对砂体展布及储层特征的详细研究对该区的精细勘探具有指导意义。在层序格架基础上，应用露头、测井、录井资料，分析三叠系的岩性、结构、构造特征及储层物性特征，总结该区三叠系的沉积特征及储层特征。该区三叠系为冲积扇—辫状河三角洲-湖泊沉积体系，自北向南依次展布，沉积主体为辫状河三角洲平原、辫状河三角洲前缘亚相沉积及滨浅湖沉积。储集砂体主要为分流河道及水下分流河道沉积，储集空间为粒间孔、粒间溶孔，储层孔渗性好。平面上物性自北向南逐渐变好；垂向上向上物性变差。轮南地区三叠系储层发育，油气藏形成的主控因素为圈闭及油源条件。     

砾岩油藏沉积微相定量识别

传统沉积微相的识别,主要是依据沉积特征、测井曲线相模式等资料进行逐井逐段地识别与划分。针对克拉玛依油田二区中西部八道湾组稠油油藏,应用沉积微相－岩石相综合分析方法,根据储层特征,识别并划分洪积扇扇中沉积相类型,在岩石相定量研究的基础上,进行了砾岩稠油油藏沉积微相的精细定量划分,表征了砾岩油藏沉积微相砂体之间在岩性、物性上的差异,并进一步总结了洪积扇扇中的沉积模式,研究了沉积微相-岩石相的平面展布规律,建立了不同类型沉积微相－岩石相储层地质知识库,认为扇中辫状河道粗砂岩相及辫状河道细砂岩相为主要的含油储集砂体。     

辫状河砂体三维构型地质建模研究

采用“模式预测”的砂体内部构型研究方法,对萨北油田高含水后期密井网条件下辫状河砂体构型模式、夹层类型和夹层延伸规模进行了精细描述。建立了适合萨北油田辫状河砂体的“叠覆泛砂体”构型沉积模式,根据构型沉积模式把砂体内部夹层分为3种类型,确定了垂直水流方向夹层空间延伸规模。采用基于目标的算法建立了砂体内部构型模型及参数模型,总结出高含水后期辫状河砂体内部呈现低未水淹部位少、剩余油潜力较小的基本特点。研究结果表明,辫状河砂体内部夹层空间延伸长度90~140m,总体呈水平分布,层内低未水淹部位少于10%。利用层内机械和化学堵水技术对19口油井进行了细分堵水,取得较好挖潜效果,为油田开发后期层内挖潜提供了地质依据。     

心滩储层内部构型分析

摘要：储层的内部构型是控制剩余油分布的关键地质因素。本文主要利用岩芯和测井资料，以落淤层的精细刻画为突破口，通过解剖砂体内部结构单元，对高尚堡油田高浅南区馆陶组辫状河心滩储层进行了内部构型分析。从沉积规律分析入手，总结了心滩的内部构型模式，提出将心滩横向分为头部、尾部、翼部和主体 4 部分，纵向分为垂积体、落淤层和垂积面 3 类构型要素。高浅南区馆陶组辫状河心滩储层的落淤层主要为泥质夹层和物性夹层，且在心滩头部落淤层发育很少或不发育，分布于心滩尾部的落淤层则呈小角度状产出，平均倾角为 0.8°，分布于心滩翼部的落淤层的倾角较大，平均为 4°；垂积体厚度一般为 0.8∼3.6 m，平均为 1.7 m，具有横向变化较大的特点。     

长北气田山2段小层砂体三维建模

鄂尔多斯盆地长北气田山西组2段为一套海相辫状河三角洲沉积体系，为揭示不同时期小层砂体发育规模及空间分布，以高分辨率层序地层分析为基础，相控建模为指导思想，短期基准面旋回为地层单元，等时地层格架为约束条件，采用序贯指示数学方法对长北气田山2段4个短期层序的水上分流河道、水下分流河道及河口坝微相小层砂体的发育规模及空间分布进行了随机模拟。砂体展布的三维模拟结果表明，河道自北向南沿物源方向延展，其中SSC1~SSC4短期基准面上升时期，河道加宽，小层砂体沉积厚度加大，物性较好，有利储层发育；下降时期河道变窄，小层砂体沉积厚度减小，物性变差。小层砂体的三维模拟结果在该区勘探实践中得到了很好的验证。     

高含水期点坝水平井挖潜适应性界限研究

利用孤岛油田Ng4 砂组地质及动态数据,对点坝内部侧积夹层进行定量化描述,建立了一系列反映点坝内部构型的三维典型精细地质模型,结合水平井经济极限产量,以不同注采条件下的点坝剩余油分布模式为基础,应用油藏工程以及数值模拟方法,对高含水期点坝水平井挖潜适应性界限进行了研究。研究结果表明,顺侧积夹层注水开发时,侧积夹层渗透率小于12 mD、倾角小于7°、延伸比例大于0.46、间距小于60 m 时,适合水平井部署水平井挖潜;逆侧积夹层注水开发时,侧积夹层渗透率小于30 mD、倾角小于11°、延伸比例大于0.33、间距小于90 m 时,适合水平井进行挖潜。这将为高含水期点坝储层中水平井部署提供一定的理论指导。     

辽中北洼锦州A 区东营组浊积扇地震描述研究

针对渤海油田辽中北洼锦州A 区东二下段不同类型浊积扇内部反射结构及其地震响应特征认识难度大的问 题，开展了浊积扇地震描述研究。从浊积扇形成机理出发，根据围区钻遇浊积扇体不同部位探井的相应井段的岩性及 组合结构等典型特征，对不同浊积扇沉积亚相的沉积特征、岩性结构、测井和地震响应特征进行了系统的分析和描述。 在此基础上，建立不同类型浊积扇模型进行地震正演模拟，并对其地震响应特征进行了深入研究，最后利用地震多属 性预测技术对浊积扇的内幕进行了精细地刻画。预测了辽中北洼锦州A 区东营组浊积扇有利储层发育部位，研究结 果对该区浊积扇岩性油气藏勘探具有指导意义。     

韦5 断块三角洲前缘储层构型及剩余油分布

高邮凹陷韦5 断块阜一段一砂组三角洲前缘储层剩余油潜力大，但分布规律不明。针对该问题开展了对三角 洲前缘砂体构型特征及其与剩余油分布关系的研究。研究中充分利用岩芯、测井和动态监测等信息，取得如下认识： 在识别出的六级构型界面中，四级界面是层内剩余油分布的主要控制界面；以四级界面为界，识别出8 种成因砂体构 型单元；构型单元内部砂体韵律与构型单元之间的渗流差异控制剩余油分布。研究区内剩余油富集区可划分为边缘 型和孤立型两种，前者主要位于分流河道末梢或边缘、河口坝侧缘，以及与主力构型邻接的天然堤、席状砂和远砂坝； 后者主要位于不与水下分流河道连通的透镜状河口坝、远砂坝等。     

板桥油田低电阻率油层成因机制分析

板桥油田东营组—馆陶组低电阻率油层在测井曲线上的响应特征与正常油层有明显的差别，通过对板桥油田地质、粘土矿物分析等，综合研究其低电阻率油层的成因，认为粒度细、泥质含量高、岩石的亲水性是形成低电阻率油层的主要原因。研究区低阻油层岩性以粉砂岩、细砂岩为主，泥质含量较高，较高含量的泥质充填了颗粒的孔隙空间；以孔喉为主的孔隙类型，使自由水在较细的孔喉中无法自由流动产生束缚水；由于粘土矿物的存在，油层的粒间孔隙受到改造，引起孔隙直径变小及微孔隙发育，加之蒙脱石强烈的吸水能力，导致大量水被吸附于颗粒及粘土表面，同时由于较疏松的高岭石的迁移而堵塞孔喉，使部分自由水成为束缚水，造成油层束缚水含量较高。导致低阻油层形成的次要原因是粘土矿物的附加导电作用、较薄的油层厚度及泥浆侵入。     

塔河油田超深超稠油藏采油新技术研究

塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏，埋深5350~6600m，80%的储量为特超稠油，开发极其困难。从稠油的粘度影响因素出发，以塔河油田近10年的开发实践为基础，对目前在塔河油田广泛应用的掺稀降粘工艺的机理、实践等各个方面进行了详细分析和探讨。研究认为，常规的热采工艺不适合塔河油田，掺稀降粘、大工作制度生产、掺热稀油生产、复合接力泵工艺技术、化学降粘等都是一些行之有效的开采工艺，塔河油田的开发为我国超深超稠油藏的开采提供一个可以借鉴的开采经验。     

克拉玛依九9 区齐古组稠油提高开发效果研究

克拉玛依油田九9 区齐古组油藏由于埋藏浅，地层胶结疏松，汽窜出砂严重，影响了油井的生产效果。针对该油藏逐步进入蒸汽吞吐的中后期，采出程度高，油井高含水，产能低，边底水侵入，开采难度加大，产量递减加快，开发效益下降等现状，为了改善油藏整体开发效果，选择该油藏有代表性的井组，利用数值模拟方法对其进行下步开发方案设计与指标预测。数值模拟结果符合油田开发实际。研究表明：克拉玛依油田九9 区齐古组油藏吞吐生产后转连续蒸汽驱对改善生产效果，提高采收率具有一定的积极的作用。     

塔河油田碳酸盐岩真假储层测井识别方法研究

塔河油田12 区奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层，储集空间结构复杂多变，孔、洞、缝发育，具有很强的非均质性。在塔河地区奥陶系发育许多测井响应特征与真储层相似，试油却为干层的假储层。如果不对这些假储层加以分析剔除，就很难准确地进行储层识别，从而造成测井解释错误，并给后续的试油和生产造成直接经济损失。因此，如何应用测井资料鉴别真假储层成为塔河地区储层测井评价的关键。通过研究总结了塔河12 区真假储层的测井响应特征，并利用常规测井、成像测井和岩芯资料等建立了该区常见真假储层识别模式，减少漏划错划储层现象，提高储层测井评价的精度。     

喇萨杏油田水下分流河道砂体剩余油分布研究

喇萨杏油田已进入特高含水期开发阶段,剩余油高度分散,厚油层基本上层层见水,但是未水洗厚度比例仍占25%,剩余储量主要集中在河道砂储层,占水驱剩余地质储量的70%。水下分流河道砂体是典型的河道砂体,主要分布在大庆喇嘛甸至杏树岗的非主力油层。以喇萨杏油田水下分流河道砂体为主要研究对象,综合利用密闭取芯检查井、油水井分层测试、测井水淹层解释及生产动态等资料,采用密闭取芯检查井资料分析法、油藏工程方法、油藏数值模拟方法、物理模拟、综合分析法等方法,研究了喇萨杏油田水下分流河道砂体的剩余油形成机理及剩余油影响因素,并提出了剩余油分布模式。