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Paleogeomorphic Influence on Facies Characteristics of Braided Delta and Reservoir Prediction—An Example from L oilfield in Bohai Bay Basin

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Journal of Geoscience and Environment Protection 2019年第8期7卷 195-205页

作者： Longtao Cui xinwu liao Liye Zhou Cheng Guo Lan Zhang Tianjin Branch of CNOOC Ltd. Tianjin China

Five wells of L oilfield in Bohai bay basin have drilled 10 - 15 meters thick oil layer in the Paleogene delta. Due to the deep-buried reservoir and the poor seismic performance, it is difficult to identify the reservoir genesis, and predict reservoir distribution. By analyzing core, well logging and seismic data, a stable mudstone section is selected as the correlation marker to establish a stratigraphic framework. The paleogeomorphology is reconstructed after decompaction correction and paleobathymetric analysis. Based on the differences of paleotopography and sedimentary facies, the study area mainly develops two delta systems: low gradient coarse-grain delta system and steep gradient delta-turbidite system. The favorable reservoir of low gradient coarse-grain delta, which is thick and has good lateral connectivity, mainly locates in the delta front. The favorable reservoir of steep gradient delta-turbidite system locates in the delta front and turbidite facies, and the delta front deposits are thin and have poor lateral connectivity. The boundary of delta front is first depicted on the basis of paleotopography. In combination with reservoir architecture and forward modeling analysis, the seismic attribute is then optimized to predict the distribution of favorable reservoir. Using this method, several sets of oil-bearing sandbodies have been drilled in L oilfield, and the prediction accuracy of reservoir distribution is proved to be high. This study demonstrates that the paleogeomorphology plays an important role in controlling the genesis and distribution of the delta reservoir and provides reference for the reservoir prediction in similar oilfields.

关键词： Slope Zone Braided Delta Reservoir Prediction Forward Modeling

水平井网下基于地质统计学反演的辫状河储层隔夹层精细刻画——以渤海辽中凹陷LD-A油田馆陶组为例

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中国海上油气 2022年第3期34卷 71-81页

作者：刘宗宾吕文杰廖新武朱建敏高红立中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300459

渤海辽中凹陷LD-A油田新近系馆陶组为辫状河沉积,隔夹层类型多,储层连通性复杂,对隔夹层的精确刻画是规避钻井风险和提高油田开发效果的关键。综合利用测井和地震资料,从隔夹层成因及类型出发,充分考虑水平井网的特殊性,重构拟声波曲线... 详细信息

渤海辽中凹陷LD-A油田新近系馆陶组为辫状河沉积,隔夹层类型多,储层连通性复杂,对隔夹层的精确刻画是规避钻井风险和提高油田开发效果的关键。综合利用测井和地震资料,从隔夹层成因及类型出发,充分考虑水平井网的特殊性,重构拟声波曲线提高测井对薄夹层的识别能力,利用变差椭圆求取平面变差参数,在基于模型的稀疏脉冲确定性反演的约束下,通过地质统计学反演技术,对LD-A油田4井区馆Ⅳ油组的辫状河厚储层内部隔夹层进行了三维精细刻画。结果表明,LD-A油田辫状河储层隔夹层可划分为泛滥泥、落淤层、废弃河道泥和底部滞留沉积4类,其中泛滥泥为层间泥岩,落淤层、废弃河道泥和底部滞留沉积为层内泥岩;层间泥岩空间分布较为稳定,纵向遮挡效果好,层内泥岩呈零星片状分布,起局部渗流屏障作用;地质统计学反演拾取了确定性反演对层间泥岩的响应趋势,融入水平段信息后又对层内薄夹层的空间展布起到了有效的控制作用,充分发挥了地震反演和随机建模的优势。本文研究有效指导了钻井实施和分层系水平井挖潜,取得了较好的开发效果。

关键词：馆陶组辫状河隔夹层水平井地质统计学反演

渤海西南部海域变质岩潜山优质储层发育规律及成因机理

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海洋地质前沿 2022年第12期38卷 47-55页

作者：刘文超汪跃廖新武康凯张雷刘卫林中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院天津300459

渤海西南部海域新太古界变质岩潜山为油气勘探开发的主要目标层,明确其优质储层发育规律及成因机理可为后续勘探开发提供重要的理论依据。利用钻井、测井、岩芯及薄片等资料,结合区域构造应力场研究及野外地质露头观察,开展了该套变质... 详细信息

渤海西南部海域新太古界变质岩潜山为油气勘探开发的主要目标层,明确其优质储层发育规律及成因机理可为后续勘探开发提供重要的理论依据。利用钻井、测井、岩芯及薄片等资料,结合区域构造应力场研究及野外地质露头观察,开展了该套变质岩潜山风化带优质储层发育规律及其成因机理研究。结果表明:平面上,古褶皱核部、走滑区、古地貌高部位及断层附近优质储层更加发育,其形成受构造与风化淋滤作用的共同控制;纵向上,风化带下部裂缝开度更大,渗透率更高,风化带上部孔隙度更高,其形成主要受风化淋滤与压实作用的共同控制。优质裂缝发育方向为近EW向(方位范围45°~135°),其形成主要受喜山期“再活化”的控制。优质储层发育模式可总结为“鱼背”模式,其形成经历了印支期和燕山期的挤压成缝、风化淋滤对裂缝的充填、喜山期的拉张“再活化”及沉积埋藏过程的再压实。

关键词：渤海西南部海域新太古界变质岩潜山优质储层古地貌成因机理

古地貌对渤海湾盆地B区块太古宇暴露型潜山变质岩风化带储层裂缝发育的影响

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石油与天然气地质 2023年第2期44卷 406-417页

作者：廖新武谢润成周文汪跃刘文超刘卫林程奇熊晓军罗紫薇中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300459 油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学) 四川成都610059

古潜山是中国渤海湾盆地油气勘探开发的重要领域,渤中凹陷B区块是近年来中国东部发现的规模最大的凝析气田,该区块为太古宇暴露型潜山,古地貌在储层形成及发育过程中具有重要作用。受古地貌控制,变质岩潜山遭受风化作用时间及强度存在差... 详细信息

古潜山是中国渤海湾盆地油气勘探开发的重要领域,渤中凹陷B区块是近年来中国东部发现的规模最大的凝析气田,该区块为太古宇暴露型潜山,古地貌在储层形成及发育过程中具有重要作用。受古地貌控制,变质岩潜山遭受风化作用时间及强度存在差异,进而影响了风化带储层的发育,尤其是影响了潜山风化带裂缝的形成。在岩心描述、成像测井裂缝解释结果、潜山古地貌恢复及古地貌划分基础上,详细讨论了古地貌对潜山风化带储层裂缝发育的影响。结果表明:①古地貌相对高部位风化淋滤作用较强,裂缝密度较大,古地貌直接影响了风化带裂缝的发育,削弱了内幕带储层的岩石力学性质,在一定程度上间接地控制了内幕带裂缝的发育;②古地貌对潜山风化带的影响深度存在差异,控制了潜山不同深度带的裂缝形成,B区块古地貌呈现明显的东、西区差异,西区风化裂缝带厚度(平均为277 m)明显大于东区(平均为193 m),西区古地貌影响的风化裂缝带深度也大于东区;③古地貌与各组系(期次)的裂缝密度呈明显相关性,即风化带的裂缝发育不仅受古地貌控制,还与各期的构造活动有关,特别是早期的构造活动(印支期)与古地貌共同控制了风化带早期裂缝的形成;④B区块发育3大高幅隆脊残丘区,残丘区裂缝最发育,地貌幅度控制着风化带裂缝的发育,对北西-南东向印支期裂缝的控制作用较强,残丘缓翼水-岩反应更充分,风化淋滤作用强,岩石力学强度降低,更易在各种应力下产生裂缝,并发生规模溶蚀,利于风化带优质储层的形成。

关键词：风化带古地貌暴露型潜山太古宇变质岩储层裂缝渤海湾盆地

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莱州湾凹陷垦利10-1油田火山岩识别与分布预测

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合肥工业大学学报（自然科学版） 2018年第5期41卷 683-688页

作者：廖新武尹楠鑫中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院天津300452 重庆科技学院石油与天然气工程学院重庆401331

渤海湾盆地莱州湾凹陷垦利10-1油田沙三中亚段发育了较大规模的火山岩(古近纪),影响了油藏的分布。所钻遇火山岩的录井资料表明,该油田火山岩以玄武岩、安山岩为主。文章综合利用测、录井及地震资料,对研究区内火山岩进行了识别,确定了... 详细信息

渤海湾盆地莱州湾凹陷垦利10-1油田沙三中亚段发育了较大规模的火山岩(古近纪),影响了油藏的分布。所钻遇火山岩的录井资料表明,该油田火山岩以玄武岩、安山岩为主。文章综合利用测、录井及地震资料,对研究区内火山岩进行了识别,确定了它们的识别标志;利用均方根振幅属性对火山岩的高值响应,结合火山岩单井钻遇情况,对研究区火山岩空间分布进行了可靠的限定,明确了该层位火山岩平面、剖面及三维分布规律。综合火山岩岩性、产状及空间分布特征,确定研究区内火山岩为沿莱北断层裂隙式喷发形成。该研究成果为油田勘探开发中的井位部署提供了指导依据,对于深层火山岩的识别也具有参考价值。

关键词：渤海湾盆地垦利10-1油田沙三中亚段火山岩测井响应地震响应分布特征

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基于水平井信息的单一河口坝内部增生体识别

西南石油大学学报（自然科学版） 2016年第6期38卷 81-89页

作者：张瑞廖新武刘宗宾张雪芳司少华中海石油(中国)有限公司天津分公司天津塘沽300452

海上油田受地理位置限制，井距一般较大，利用现行的针对密井网区的多井模式拟合方法难以有效表征分布规模较小的单一河口坝内部增生体。为此，利用渤海X油田大量水平井资料，开展了基于水平井资料的单一河口坝内部增生体识别。研究表... 详细信息

海上油田受地理位置限制，井距一般较大，利用现行的针对密井网区的多井模式拟合方法难以有效表征分布规模较小的单一河口坝内部增生体。为此，利用渤海X油田大量水平井资料，开展了基于水平井资料的单一河口坝内部增生体识别。研究表明，水平井水平段垂向上在单一河口坝内部钻进，其横向钻进直接钻遇河口坝内部增生体，通过统计其钻遇的侧积夹层及叠置界面，得到研究区侧积夹层分布规模统计值，进而指导单一河口坝内部增生体识别。将该方法应用于渤海X油田，统计表明，水平井水平段普遍在240320m，井间发育36期侧积夹层（叠置面）。该方法不仅对缺少小井距及岩芯资料的海上油田具有实用价值，对相似油田的小级别构型单元识别也具有参考价值。

关键词：大井距河口坝储层构型水平井增生体

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海上稠油油田高含水期开发模式研究

岩性油气藏 2018年第4期30卷 120-126页

作者：张运来廖新武胡勇李廷礼苏进昌中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300459

海上稠油油田进入高含水开发期后,面临采油速度低、水窜快、产量递减快及采收率低等问题,且缺乏分层系开发调整经验,制约了油田的稳产和高效开发。以秦皇岛32-6油田为例,利用室内物理实验、油藏数值模拟等方法,开展了高含水期开发模式研... 详细信息

海上稠油油田进入高含水开发期后,面临采油速度低、水窜快、产量递减快及采收率低等问题,且缺乏分层系开发调整经验,制约了油田的稳产和高效开发。以秦皇岛32-6油田为例,利用室内物理实验、油藏数值模拟等方法,开展了高含水期开发模式研究,明确了海上非均质稠油油藏分层系开发技术界限、注采井间加密模式和底水油藏水平井布井下限。结果表明:当储层原油黏度级差大于3或渗透率级差大于3时,层间干扰系数增大,实施分层系开采,且各开发层系油层厚度为4~8 m;对于强非均质性储层,不同井型、井网加密模式下体积波及系数差别较大,采用反九点转五点水平井+定向井联合井网加密模式,并将井距调整为220 m,体积波及系数显著提高;储层内部隔夹层渗透率、分布面积和分布位置均对水平井产能具有较大影响,基于隔夹层优化布井后,原油黏度为260 m Pa·s的底水稠油油藏水平井累计产油量达到5万m^3,油柱高度可由12 m下推至7 m。基于上述研究成果形成了"纵向分层系、平面变井网、水平井挖潜"的海上河流相稠油油田高效开发新模式,应用于秦皇岛32-6油田获得了良好的开发效果,可为类似油田的开发提供借鉴。

关键词：海上稠油油田高含水期层间干扰开发层系注采井网波及系数水平井

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海上复杂河流相油田高效开发研究与实践

重庆科技学院学报（自然科学版） 2015年第3期17卷 34-39页

作者：侯东梅廖新武李超中海石油(中国)有限公司天津分公司勘探开发研究院天津300452

针对河道窄、储层横向分布不稳定、纵向叠置关系复杂等开发难点,应用随钻地震反演及单砂体描述等新技术进行开发井优化调整,以砂体描述成果指导开发井井位的部署。针对油田投产后表现出的油井产能低,地层压力下降快等特点,采用高精度小... 详细信息

针对河道窄、储层横向分布不稳定、纵向叠置关系复杂等开发难点,应用随钻地震反演及单砂体描述等新技术进行开发井优化调整,以砂体描述成果指导开发井井位的部署。针对油田投产后表现出的油井产能低,地层压力下降快等特点,采用高精度小层及单砂体对比、地震约束下的沉积相研究等技术对井间连通性开展动、静结合研究,最终实现对"带状"河流相储层的综合表征。在此基础上,通过采取精细注水调整与产液结构调整相结合的注水开发策略,使油田迅速摆脱了被动的生产局面。

关键词：河流相稠油油田砂体描述储层表征精细油藏描述

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井间夹层对厚油层剩余油分布的控制机理

中外能源 2020年第8期25卷 34-40页

作者：张静廖新武闫志明中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院天津300459 东北石油大学石油工程学院黑龙江大庆163318

随着LD10-1油田进入高含水和高采出程度的"双高"阶段,井间夹层的位置和规模对剩余油分布的影响尤为突出。本文以LD10-1油田的实际油藏地质特征为基础,考虑夹层分布在生产井的上部、中部和下部以及夹层规模分别为注采井距的1/3、1/2和2/... 详细信息

随着LD10-1油田进入高含水和高采出程度的"双高"阶段,井间夹层的位置和规模对剩余油分布的影响尤为突出。本文以LD10-1油田的实际油藏地质特征为基础,考虑夹层分布在生产井的上部、中部和下部以及夹层规模分别为注采井距的1/3、1/2和2/3建立概念模型,分别进行水驱和早期注聚数值模拟来研究夹层位置和规模对厚油层剩余油分布规律的影响。研究发现无论夹层分布在生产井什么位置,剩余油主要富集在模型的顶部、夹层的下部以及模型下部低渗层,只是早期注聚后的剩余油含量明显减少。当夹层分布在生产井上部和中部时,较无夹层模型相比,分别平均提高采收率0.43%和2.39%。当夹层分布在生产井的下部时,较无夹层模型相比,整个模型的采收率略有降低。在进行早期注聚后,有无夹层以及夹层的位置对提高采收率的幅度影响较小,均在8%左右。

关键词：夹层厚油层剩余油数值模拟早期注聚