简介:沙子沉积后的再次活动和贯入是深水碎屑沉积层系的重要作用。北海中部和北部的古近系地层很好地记录了这些作用所形成的特征,那里有大规模的砂岩贯入体在很大范围对砂岩和泥岩层段的储层形态和流体流动性质产生了重要影响。根据规模、形态以及与母岩砂体的关系,在北海古近系地震资料中看到的大规模砂岩贯入体可以分为以下三类:第一类:翼状砂岩贯入体,表现为从边缘陡倾的整合砂体的一侧或顶部(有时)发源的不整合地震异常,可能属于沉积成因或贯入成因。这些贯入体的厚度可达50m,可以10~35°的角度切入已压实的泥岩层段达100~250m。翼状贯入体的形成可能与原有构造没有关系,但通常会利用包围泥岩中的多边形断层系。第二类:锥形砂岩贯入体,表现为从独特反射点发源并向上延续约50~300m的锥形振幅异常,而这种反射点位于可能的母岩砂体的上方几米至1公里处。这些贯入体的厚度可达60m,其大部分范围都与层面不整合,倾角介于15-40°之间。供砂层系的性质是推测的,但可能具有近于垂直的软弱带,如喷蚀通道(blowoutpipe)或多边形断面,而贯入体本身似乎并不受原有断层系的控制。第三类:项部贯入岩复合体,是在较大规模母岩砂体之上形成的贯入体网络。这些贯入体要么太薄,要么形状太复杂,因而地震数据无法很好地显示。尽管各个贯入体的规模很小,但所构成的顶部贯入岩复合体的体积却可能有重要意义。大规模的砂岩贯入体通常终止于不整合面,如Balder组底面(古新统最上部)、Frigg组顶面(下始新统)或渐新统底面,在那里它们可能已突出古海底。由于砂岩贯入体通常都有很高的孔隙度和渗透率,因此可以成为重要储层和厚泥岩层序中有效的流体通道。由于砂岩贯入体的地层位置�
简介:对于砂贯入岩在油气储层中的分布已有越来越多的描述,在深水碎屑岩层系中尤为如此。现已获悉,砂贯入岩对深水碎屑岩的油气储量分布和采收率都有影响。地震能检测的贯入砂体是勘探和开发井的布井目标,而地震不能检测的贯入砂体可以成为储层内良好的流动单元,在广泛沉积的低渗透率层位形成油气田范围的垂向流体通道。由于砂贯入岩能在渗透率原本很低的层位形成渗透性通道,所以有利于盆地流体的排出。正因为如此,砂贯入岩既能产生封盖层的风险,也能缓解对油气运移时间和速率方面的要求。贯入砂体可形成不同于构造或地层圈闭的侵入圈闭。这种圈闭的储层一般都有良好的性能,同时不同规模的砂体之间也有很好的连通性。就油气开采而言,砂层的贯入提高了波及效率,但如果生产并离贯入岩体太近,也会使见水时间早于预期。尽管有北海地区的经验,但对于砂贯入岩及其在全球含油气盆地的意义还处于认识的初级阶段。
简介:大量研究都表明连通性是决定提高石油采收率工艺成功的最重要因素之一。井间连通性评价有助于识别流动遮挡和通道并为油藏管理和开采优化提供方法。基于多井产能指数(MPI)的方法可根据注入/开采数据提供成对井之间的连遇性指数。从计算的连通性中分离出井位、表皮系数、注入流量和生产井井底压力等影响,这种方法所获得的非均质性矩阵就只代表有关地层的非均质性和可能的各向异性。这种MPI方法原先是为井数有限的有界油藏设计的。我们在本文扩展了这一MPI方法,以便处理有大量井和无界油藏的情形。为了处理无界油藏,我们通过为油藏系统增添一口虚拟井以及修改孔隙体积而对这一MPI方法作了改进。我们在有漏失带或分隔带的两个不可测体积(即非封闭)系统中使用了这些进改,同时发现利用这种虚拟井的做法可以准确地预测有关油藏的动态。如果具有大量的井,计算非均质性矩阵所需的时间可能使问题变得棘手。因此,我们采用了一种基于各井井位的模型简化对策,称之为开窗口。这项技术忽略了对油藏动态影响较小的参数。我们将开窗口应用于具有大量井(16口和41口井)的两个实例。通过选择适当的窗口尺寸,我们发现对于所研究的实例,可以准确地预测油藏动态(疋值大于99%),并使中央处理机(CPU)的时间减少到20分之一。这里介绍的做法能使我们为简单的MPI方法可能很难适用的复杂情形提供井间连通性的真实解释。这些做法与MPI方法的结合,能够为优化井网和注水参数而快速有效地模拟现场数据。
简介:非常规油气藏的储量估算是一件非常困难的任务,其原因是这类油气藏的地质不确定性很大,多段压裂长水平井中流体流动型式极其复杂,而且还有其他很多复杂条件。为了解决这些复杂的问题,我们提出了一个处理评价流程,把传统的递减曲线分析(DCA)法和概率预测法综合在一起。广延指数递减(SEPD)模型可以反映开采动态。我们的储量评价流程有两方面的用途:(1)预测已有生产历史的老井的未来生产动态;(2)预测无产量数据的新井的未来生产动态。对于新油田模拟案例,要采用与所研究油田有关的一系列设计变量,做出多种试验设计(designofexperiments,DOE),在对这些设计进行统计的基础上开展数值模拟。而对于已在产的老井,往往要根据重新增产处理、人工举升装置的安装或其他因素对早期的产量数据进行调整,以便能够反映真实的产量递减趋势。然后根据最高产量对新生产井或在产老生产井的产量数据进行分组,从而使类似的生产井具有共同的广延指数递减模型参数。在采用生产井分组法确定了模型参数的分布之后,就可以对单口生产井的产量进行概率预测。文中介绍了非常规油气藏老并或新钻井生产动态的概率预测方法。与其他概率预测方法不同,所介绍新方法要求对具有相似生产特征的井进行分组,这样就可以获取自相一致的广延指数递减模型参数,从而省去了必须确定与油气藏和完井参数有关的不确定性的麻烦。
简介:在北海许多古近系深水砂岩的附近都发育了大规模的砂贯入复合体,它们可以模拟为是通过单期的砂子液化体贯入裂缝中并在海底挤出的。大规模岩墙贯入和挤出所涉及的能量至少为10^13J数量级,而这些能量主要用于推升巨大数量(3.1×10^11kg)的颗粒物质和流体。还有少部分能量是作为摩擦效应而消耗的。据计算,海底出口点的流动最初是紊流,速度大约为每秒十分之几米,并且随时间而减小。对这个过程进行的动力学评价可以分析可能的触发机理,并为母岩砂体初始液化的功能提供支持。地震有可能释放埋藏期间这些砂复合体液化和贯入所需的能量,但在古近纪北海这样的热沉降盆地并不常见。因此,这一过程所需的孔隙流体很高超压可能是由流体流入造成的。
简介:本文介绍了一些用于比较世界上所有产油国(除加拿大以外)的30122个硅质碎屑岩油藏和10481个碳酸盐岩油藏的平均孔隙度与深度关系曲线。然而,另外的曲线涉及到加拿大艾伯塔盆地的5534个硅质碎屑岩储集层和2830个碳酸盐岩储集层。文中还展示了非加拿大油藏的平均渗透率与平均孔隙度的关系,并叙述了砂岩和碳酸盐岩之间的主要相似点和不同点,同时讨论了关于每种岩性中控制储层质量的主要因素。随着深度增加,中等和最大孔隙度稳定减小的趋势反映出因热暴露随深度增加而导致埋藏成岩孔隙度的损失。这些趋势与在较深埋藏期问砂岩和碳酸盐岩孔隙度在溶解作用下会普遍增加的说法似乎不一致。或许因为碳酸盐矿物发生了与石英相关的较剧烈的化学反应,并且导致较低的抗化学压实作用和相关的胶结作用的产生,所以在一个给定的埋藏深度处,碳酸盐岩储集层中的中等和最大孔隙度值都比较低。在所用的深度上,与碳酸盐岩比,相对少数的低孔隙度(0~8%)硅质碎屑岩储集层也许反映出在碳酸盐岩中裂缝发生的更为普遍,并反映出这些裂缝为促进低孔隙度岩石的经济产量起到的效果。总之,与砂岩储集层相比,对于一个给定的孔隙度,碳酸盐岩储集层不存在较低的渗透率,但是高孔隙度值和高渗透率值两者的比例特别低。所提供出来的数据可作为储集层质量分布的综合指南,在缺乏详细地质信息,例如埋藏和热情况下,它能够合理地预测钻至任何给定深度的探井的储层质量分布。