摘要：委内瑞拉奥里诺科重油带位于全球规模最大的重油富集区,地质储量丰富,开采潜力大。但是,由于该区主要产油层段是以砂质辫状河类型为主的河流相沉积,具有平面相变快、纵向上砂体叠置的特点,储层内部非均质性强,严重制约了后续的产量接替和开发方案实施。为此,以M区块Oficina组下部为例,根据岩心、测井、地震响应等特征,共识别和划分出复合心滩坝、辫状河道沉积、废弃河道沉积、残余洪泛泥岩沉积四种主要成因单元;在沉积模式的指导下,提取地层切片,分析成因单元的演化过程;将这些信息转化为控制地质建模的概率体,以水平井和直井识别结果为硬数据,建立由成因与演化信息约束的地质模型。将该模型用于开发井设计,使水平井油层钻遇率提高至95%以上,表明方法应用效果良好。

摘要：以埕东油田西区馆陶组下段辫状河砂体为例,利用动、静态资料分别在单井纵向上和井间识别单期次心滩砂体,构造心滩内部夹层和垂积体的空间展布模型。根据夹层的产状,将夹层的分布模式划分为水平式、斜列式和对称式3种。在此基础上,根据对称式夹层分布特征设计实验模型,采用水驱油物理模拟手段,分析心滩内部夹层对剩余油分布的控制作用。实验结果表明,夹层对剩余油形成与分布的控制作用明显,且受到注采井射孔段位置、夹层的水平延伸范围及注采井与夹层的匹配关系等因素的影响。

摘要：辫状河是自然界重要的河流类型之一。利用砂体沉积过程数值模拟方法可以预测辫状河砂体的几何形态。在建立了辫状河砂体沉积过程的数学方程后，根据现代辫状河沉积特征，设计了辫状河沉积过程的模拟条件，计算域长15km、宽10km，流量按50a一遇大洪水设计，模拟过程到1970a时，辫状河沉积过程基本达到平衡状态，此时砂体最大厚度约14m，出现在计算域2．5～3．5km处，以中砂沉积为主。计算过程中可识别6种沉积单元，包括辫状水道(砂体的平均长宽比2．45，平均宽厚比72．6)、纵向砂坝(平均长宽比2．02，平均宽厚比86．7)、斜列砂坝(平均长宽比2．27，平均宽厚比74．9)、废弃河道、堤岸、越岸沉积。主要沉积单元砂体几何参数之间的相关关系较好。

摘要：为了理清渤海海域低幅构造厚层辫状河底水油藏夹层分布模式,指导高含水开发阶段剩余油分析和调整挖潜,通过含水阶段、地层压力、试井资料、生产压差、供液能力等生产动态资料多参数统计分析,定量评价四级构型界面遮挡底水脊进能力,设计油藏机理模型对构型界面各项异性与生产井底水脊进规律进行正演分析,形成了海域稀井网、水平井开发模式储层四级构型界面定量描述技术。研究结果表明:四级界面主要由泥岩、泥质粉砂岩和高能洪水期沉积的致密含砾粗砂岩复合沉积构成,根据遮挡底水脊进能力,分为强遮挡、中遮挡和无遮挡3类。模型正演表明宽度大于200 m,低渗透夹层厚度大于1.5 m,可显著抑制底水脊进速度,生产井水平段部署于构型界面上6~8 m,开发效果最好。该研究对海域类似油藏的调整挖潜具有较高的推广价值。

摘要：砂质辫状河内部不同级次的构型模式,特别是心滩坝及其内部夹层的构型特征尤为重要,直接控制了油田开发中后期剩余油富集与分布。采取现代地质调查与地下地质解剖相结合的思路,以渤海海域P油田为例,分别从辫流带、心滩坝及心滩坝内部夹层三个级次,探讨了砂质辫状河构型特征及其对剩余油分布规律的影响。结果表明砂质辫状河道具有三种充填样式,且以砂质充填为主,心滩坝与辫状河道呈＂宽坝窄河道＂的分布样式;坝内落淤层具有穹窿式和水平式两种分布样式。此外,从5级至3级构型单元逐步细分,通过三种识别标志划分单一辫流带,平均宽厚比约178;心滩坝辫状河道宽度与心滩坝宽度比约为1∶3.8,心滩坝宽度与长度比约为1∶2.2;心滩坝内部单期落淤层近水平分布,多期之间互相平行,一般2~4个。不同级次储层构型要素对剩余油分布的控制存在差异性。对于辫流带级次,层间隔层直接控制剩余油分布;心滩坝级次泥质半充填河道底部砂体连通,侧翼上部水淹程度较低,剩余油富集;受落淤层和物性界面的影响,心滩坝内部剩余油主要呈＂分段式＂富集在落淤层下方垂积体的顶部和水驱较弱的边部。该成果在油田老区综合调整方案和新区开发方案设计上得到了应用,也在调整井部署,尤其是水平井挖潜剩余油等方面,提供了地质依据。

摘要：以大庆油田葡I23单元辫状河砂体沉积背景为基础设计沉积物理模拟实验,通过6个轮次实验,识别并分析了辫状河道、心滩、废弃河道、堤岸沉积、越岸沉积5种主要微相类型及其分布特征。其中河道及心滩坝沉积广泛发育,占到辫状河沉积的90%左右,心滩坝多发育在河道中下游,心滩坝与心滩坝之间连通程度较高,连通部分约占心滩厚度的60%～80%,且心滩下部连通性好,上部较差。建立了沉积微相砂体构型参数相关关系及物性参数模型,初步认为河道砂体的宽厚比为70～120,长宽比为3～5;心滩坝砂体宽厚比为80～100,长宽比为1～3。河道面孔率分布区间为10%～11%,向上有逐渐变小的趋势;心滩坝面孔率分布区间为9%～10%,剖面上变化趋势不明显,心滩坝的中心部位夹层几乎是近似水平的,绝大多数情况下倾角小于3°,在长轴方向上迎水面夹层稍陡(<5°)而背水面较平缓,短轴方向夹层在心滩两翼略有倾斜(<8°)。研究对大庆油田辫状河储层沉积微相内部构型参数预测具有重要意义。

摘要：阿克库勒凸起南部辫状河三角洲砂体尖灭圈闭，可通过下述方法预测：（１） 将上三叠统标志层对齐，制作不同方向的钻井剖面对比图，发现中油组存在着两处相变尖灭；（２） 将中油组顶底界标定在半个反射周期内，顶界标在正极性波峰附近，底界标在波谷附近，因尖灭与波峰、波谷的振幅有关，中油组对应的弱 空白反射即为尖灭；（３）根据上、中、下油组砂岩及间互泥岩的厚度、速度及密度，结合今构造北倾的单斜背景，分别制作中油组砂体陡倾短距离尖灭，缓倾长距离尖灭时含油、气、水的地质模型及选用３０ Ｈｚ 主频子波制作褶积地震模型验证，中油组和下油组上段砂体均向南尖灭。据此预测在中下油组有两个面积为５６ ｋｍ２ 和１６０ ｋｍ２ 的砂岩尖灭圈闭。

摘要：辫状河具有较多的沉积类型和复杂的形成机理,易形成优质储集沙体。为研究不同类型辫状河心滩坝发育特征及其主要控制因素,结合不同地区的辫状河类型,以底形坡度、河道宽度及河岸类型为地质变量,基于水槽沉积模拟实验,设计3种类型辫状河,即开阔型辫状河、限制-开阔型辫状河和限制型辫状河;控制不同水流大小和加沙量,根据水槽沉积模拟实验结果,分析不同类型辫状河心滩坝沉积特征及定量表征参数。结果表明:开阔型辫状河心滩坝长宽比介于3~11,平均为6,以纵向沙坝为主;限制-开阔型辫状河心滩坝长宽比介于2~5,平均为3,以纵向沙坝和侧向沙坝为主;限制型辫状河心滩坝长宽比介于1~3,平均为2,以侧向沙坝和横向沙坝为主。底形坡度、水流强度与河岸类型是影响不同类型辫状河心滩坝沉积差异的主要因素,其中,不同因素引起辫状河心滩坝形态特征及几何规模的差异,可为古辫状河心滩坝沉积的精细表征提供定量参数和理论依据。

摘要：本文从储层沉积学的角度，对张家口地区辫状河砂体的成因进行了分析，划分了3级层次界面和6种岩石相类型，对沉积作用和成岩作用与储层物性的关系进行了探讨。指出沉积作用是影响砂体物性的主要因素，成岩作用对物性的改造受沉积作用控制。粒度中值和泥质含量与储层物性密切相关，胶结物对孔隙度的影响大于对渗透率的影响。研究表明，砂岩相与储层物性能建立起很好的对应关系，代表高能环境的砂岩相总是对应相对较好的储层物性；界面对储层的影响表现在：1级界面控制了砂体的几何形态和规模，2级界面控制了单砂体的宏观非均质性，3级界面控制了高孔、渗区的分布。最后建立了辫状河砂体的一维和二维储层地质模型，这将对油田的开发设计起指导作用。

摘要：针对陆相储集层油藏评价中储层非均质性及地下资料本身的不完备性带来的困难,利用准噶尔盆地西北缘六七开发区侏罗系岩心、测井,地震等资料,以层序地层学、沉积学及测井地质学为理论指导,从沉积微相分析、油层测井评价、储量分布等多角度对研究区齐古组J3q3砂层组进行综合评价。研究认为J3q3砂层组为辫状河沉积,主要发育心滩及辫状河道微相,泛滥平原微相分布比较局限。油层分布受断层和沉积微相双重控制,断层附近构造高部位且心滩发育的位置是最有利的油层分布区。基于微相分析和油层测井评价结果的储量计算表明,新增控制储量719×104t,新增含油面积8.37km2。根据构造、沉积微相、油层及储量分布研究成果优选出两个有利目标区,设计4口评价井,为油藏进一步投入开发提供了科学依据。