复杂沉积成岩场有利储层评价预测技术及其在南海西部海域的应用

发布时间：2021-04-16 22:22

　　南海西部海域中深层存在强非均质性和低渗储层,（扇）三角洲和水道-海底扇等复杂沉积体,高温常压和高温超压等复杂温压场,多期烃类充注及CO2、大气淡水等流体作用,给储层评价及预测带来了挑战。本文围绕复杂沉积-成岩场背景下储层演化与形成机制,通过刻画不同或相同沉积体储层岩相-储集相特征,划分区域沉积与成岩场特征,明确不同地质条件下岩相、成岩孔隙演化及其与油气等流体充注关系,确定储层物性主控因素与有效储层成因机制,建立不同沉积体、温压场、流体影响的储层物性预测模型,叠合成储主控因素圈定有利储层分布,预测有利区物性特征,形成了复杂沉积成岩场有利储层评价预测技术序列,包括岩相-孔喉结构精细表征技术、孔隙演化定量恢复及关键时刻储层物性预测技术、成岩-储集相定量评价及有利储层预测技术。该技术序列应用于莺歌海-琼东南盆地中新统重力流沉积水道-海底扇、高温超压领域,指导了储层评价及深层商业有效气藏发现;应用于北部湾盆地乌石凹陷始新统流沙港组（扇）三角洲、高温常压储层领域,成功评价了有利区带,钻探获得商业油层与深层领域性突破。 

【文章来源】：中国海上油气. 2018,30(02)北大核心CSCD

【文章页数】：9 页

【部分图文】：

图１莺－琼盆地中新统储层物性演化特征Ｆｉｇ．１ＲｅｓｅｒｖｏｉｒｐｒｏｐｅｒｔｙｅｖｏｌｕｔｉｏｎｏｆＭｉｏｃｅｎｅｉｎＹｉｎｇ－Ｑｉｏｎｇｂａｓｉｎｓ

４８中国海上油气２０１８年４月图２莺－琼盆地中新统储层微观特征Ｆｉｇ．２ＭｉｃｒｏｓｃｏｐｉｃｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆＭｉｏｃｅｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｉｎＹｉｎｇ－Ｑｉｏｎｇｂａｓｉｎｓ区到凹陷中心进入相同成岩阶段的深度明显加深，成岩演化变慢，相同层位以浅埋藏的斜坡区储层厚度、物性最优，凹陷斜坡带的乐东Ｂ区孔隙度在１０％左右，低孔特征为主；凹陷中心的乐东Ａ区尽管埋深在３８００ｍ附近，仍然发育中孔。２．２有利储层控制因素莺－琼盆地中新统重力流、高温超压储层储集条件形成受控于差异沉积体的母质与高温超压、天然气充注、超压形成时间等因素影响的差异压实、胶结影响。不同粒级砂岩渗透率随埋深演化特征显示（图１ｃ），在相近埋深条件下，储集岩粒度越粗，渗透率明显偏好。东方区埋深２７００～３３００ｍ的细砂岩渗透率明显优于极细砂岩，粉砂岩的渗透率明显较差；大乐东区发育东、西两大物源影响的水道－海底扇沉积储层［１，１６－１７］。类比东方区，认为凹陷中心以西物源的较粗、低泥质杂基沉积体最有利；凹陷斜坡以东物源的厚层、粗粒沉积体抗压实程度强，利于深部有利储层发育，相近埋深储层物性较好。对于乐东－陵水凹陷，斜坡区陵水Ａ区极细砂岩渗透率优于粉砂岩，且往凹陷中心方向的２井泥质杂基含量较低，储层渗透率较好，凹陷方向中砂岩渗透率优于细砂岩。这表明，沉积环境造成的储集岩厚度、粒度与泥质杂基含量是该地区有利储层的重要控制因素。区域温压场


本文编号：3142284