Based on the theory of damage mechanics,a numerical model of reservoir flow-stress-damage cou-pling fracture propagation was established,and it was verified by comparing with inddor true triaxial hydraulic fracturing physical simulation experiment results.What's more,the influences of fracturing fluid viscosity,dis-placement,horizontal stress difference and reservoir rock heterogeneity on in-fracture temporary plugging and di-verting fracturing were discussed.The results show that:(1)The numerical model of reservoir flow-stress-damage coupling fracture propagation is a combination of fluid flow control equation and rock deformation equa-tion to form an overall control equation,and the temporary plugging in the fracture can be simulated by artifi-cially setting high-strength rock physical and mechanical parameters and small reservoir permeability values in a certain area along the initial fracture propagation path.(2)The numbers of branch fractures,area of main frac-tures,and extension direction of main fracture in numerical simulation of in-fracture temporary plugging and di-verting fracturing fracture propagation model are basically consistent with the results of indoor true triaxial hy-draulic fracturing physical simulation experiment results.This model can achieve the simulation of matrix frac-ture and new fracture extension after temporary plugging in fractures,and also has a good simulation effect on the situation of in-fracture temporary plugging and diverting fracturing fracture propagation.(3)The larger the viscosity and displacement of fracturing fluid,the greater the length,reconstruction area and deflection angle of in-fracture temporary plugging and diverting fracturing fracture,and single fractures gradually transition to com-plex fractures.When the horizontal stress difference is less than 7.5 MPa,the effect of in-fracture temporary plugging and diverting fracturing is better.When the horizontal stress difference is 10-15 MPa,the fracturing ef-fect deteriorates.When the horizontal stress difference is greater than 15 MPa,the fractures hardly deflect.Reser-voir heterogeneity can affect the local propagation path of fractures,but has little impact on the overall propaga-tion trend of fractures.
水力裂缝的分布规律对致密砾岩油藏高效开发至关重要.通过对玛湖凹陷已压裂砾岩油区的水平取心井MaJ02 井的岩心裂缝观察,剖析了玛湖凹陷三叠系百口泉组致密砾岩储层中水力裂缝的类型、产状、组系、开度、密度及支撑剂充填情况,明确了其分布特征,并探讨了其形成机制.研究结果表明:①玛湖凹陷MaJ02 井百口泉组岩心中发育的水力裂缝条数占总裂缝数的 77.6%,走向为 90°～110°,倾角为 70°～90°.②研究区主要发育以走滑机制形成的剪切缝,占比为 65.8%,其次为张应力形成的张性缝,占比为 34.2%.剪切缝多成组出现,开度较小,多为全充填,裂缝面以"穿砾"为主,多条裂缝叠加而形成缝网破碎带;而张性缝多为单条出现,开度相对较大,裂缝面不规则,为全充填或半充填,裂缝面以"绕砾"为主.③研究区取心井与已压裂井距离越小,压裂段射孔簇间距越小,水力裂缝密度越大.在压裂工程条件相同的情况下,泥质支撑漂浮砾岩相和前缘席状砂微相的裂缝相对发育,砂质含量越高,水力裂缝密度越大.
根据地震、钻井及薄片等资料,采用地震波阻抗储层反演技术,对滨里海盆地东缘石炭系盐下碳酸盐岩储层特征、油气成藏规律进行了研究,并指出了下一步风险勘探方向.研究结果表明:①滨里海盆地东缘石炭系盐下碳酸盐岩储层可分为灰岩类、云岩类、云灰岩/灰云岩类、硅化硅质岩类等,储层孔隙度为 4%～12%,渗透率通常小于 1 mD,属于低—中孔、低渗孔洞-孔隙型储层.②研究区阿克若尔构造带主要发育岩性油气藏,无统一油水界面,油层呈薄层状分散分布,对比性和连续性均较差,优质储层多为高频三级层序旋回中上部的高生长率滩体及不整合面附近的岩溶储层.③采用基于层位-测井约束的初始模型的地震波阻抗储层反演技术预测碳酸盐岩薄储层,可更清晰地呈现KT-Ⅰ和KT-Ⅱ油层组储层的纵、横向展布特征.研究区有利储层主要发育在KT-Ⅱ油层组顶部的G1 和G4小层.
以钻井、测井及三维地震资料等为基础,通过岩心分析、连井对比、油气运聚模拟、地震反演及多信息叠合等方法,从油源条件、储-盖组合和输导体系 3 个方面对南苏丹境内Melut和Muglad 2 个裂谷盆地源上构造-岩性油藏成藏的主控因素进行了分析,并探讨了成藏模式.研究结果表明:①Melut和Muglad盆地均发育早白垩世第Ⅰ裂陷期优质烃源岩,厚度大、面积广、有机质类型好、成熟度适中,具有良好的油源条件;Melut盆地古近系Yabus组、新近系Jimidi组和Muglad盆地白垩系Aradeiba组发育三角洲相和河流相沉积,河道和水下分流河道微相砂体的含砂率、砂岩厚度均适中,且不同层序内河道的河型存在垂向演化,发育泛滥平原和水下分流间湾微相局部封隔带,形成多套源上砂泥互层储-盖组合,为形成规模构造-岩性圈闭提供了条件;边界控盆断裂与盆缘斜坡区控凹断裂是沟通主力烃源岩与源上目的层的主要油气垂向运移通道,源上层段发育的多期不整合面和富砂地层形成了多个侧向优势运移路径(输导脊),油源断裂与输导脊耦合控制Melut和Muglad盆地源上构造-岩性油藏的有利区带.②Melut盆地Yabus组、Jimidi组以及Muglad盆地Aradeiba组具备形成源上规模构造-岩性油藏的石油地质条件,成藏模式可分为"断裂垂向运移型"、"断裂垂向运移-不整合面侧向输导型"和"断裂垂向运移-连通砂体侧向输导型"3种.
为规范海外石油储量评估,提出海外岩性油气藏储量分类分级、岩性边界、含油面积及有效厚度确定的方法.研究结果表明:①海外P类储量一般必须具有公司或资源国政府批准的开发方案.P1 储量以具有商业产量或具商业测试流量的井为计算单元,其面积通常由生产井的泄油面积和已知气底或已知油顶与已知油底限定的范围确定.P1 储量边界到其与岩性边界一半距离范围内的储量为P2 储量;P2储量边界到岩性边界范围内的储量为P3 储量,如圈闭内没有或尚不能确定油水界面,则P3 储量应以圈闭溢出点来确定;如岩性或储层物性变化较剧烈,P2 储量可按P1 储量外推 1 个开发井距确定,P3 储量可按P2 储量外推 1 个开发井距确定.②当P类储量井到渗透储层尖灭线的距离不大于 3～4倍开发井距时,对于中—高孔渗储层,尖灭线可直接确定为岩性边界;对低孔渗储层,可将达到P类储量标准的最小有效厚度等值线确定为岩性边界.由岩性边界、油气水边界、致密层封堵带等综合圈定含油气面积,面积内的井应达到P类储量标准.已查明流体界面的油气藏,用于圈定含油气面积的流体界面应经钻井取心资料或测试资料证实;未查明流体界面的油气藏,应以测试证实的最低的出油气层底界或有效厚度值外推圈定含油气面积.③P1 储量有效厚度的确定应具有可靠的地层测试资料或充分的测井资料,并证实其具有一定的生产能力;P2 储量有效厚度的确定通常缺乏结论性的测试资料,并且未证实其生产能力;P3 储量的有效厚度存在较大的不确定性,因其在岩石物理解释方面存在不确定性.④推荐采用容积法开展岩性油气藏的储量评估,厄瓜多尔TP油田的实例证实了岩性油气藏储量分类分级和储量评估方法的有效性.
基于乍得Bongor盆地花岗岩潜山油藏的钻录井、测井和试油资料,提出了一种新的储层有效渗透率计算方法,将试油结果转换为视有效渗透率来作为样本库的标签数据;以领域知识和机理模型驱动为主,机器学习为辅,建立特征曲线;采用XGBoost+KNN作为双重预测模型参与视有效渗透率计算,并利用SHAP值对模型进行了可解释性分析.研究结果表明:①将储层的测井视波阻抗和孔隙度作为渗透率指示曲线,分别与生产指数进行交会,从建模数据一致性指示交会图中挑选出 19 口井共 26个有效井段,将试油结果转换为视渗透率(0.01～1 601.50 mD),共建立了 51 348 个深度点数据,14 条输入曲线,基本覆盖主要潜山带,包含了不同岩性、不同储层品质和不同试油产量井段,使得整个样本库具有足够的代表性.②XGBoost模型充分利用了测井视波阻抗曲线、辅助表征潜山储层纵向分带特性的归一化垂深曲线、密度曲线、自然伽马窗口均值曲线、声波时差曲线、补偿中子测井曲线、视中子-密度孔隙度差窗口均值曲线、深浅电阻率曲线和自然伽马窗口标准差曲线信息,其计算结果与潜山储层品质的定性认识一致,预测精度较KNN模型更高.③乍得Bongor盆地花岗岩潜山油藏中有效渗透率大于 1.00 mD的储层为有效储层,有效渗透率大于 50.00 mD的储层为好储层,该方法的计算结果与试油结果一致.
通过中国石油走出去 30 年来海外大量勘探实例解剖,系统总结了岩性地层油气藏的勘探现状、分布特征和勘探模式,并指出了全球岩性地层油气藏的勘探前景及中国石油海外探区岩性地层油气藏的勘探潜力.研究结果表明:①全球岩性地层油气藏勘探经历了 4 个阶段,目前处于成熟发展阶段,大型深水沉积体和生物礁成为巨型岩性地层油气田发现的主要领域.②中国石油海外勘探新发现的岩性地层油气藏与全球岩性地层油气藏均主要分布在复合圈闭中,主要发育于前陆、裂谷和被动大陆边缘盆地,前者在裂谷盆地中发现的储量最多,前陆盆地次之,后者在前陆盆地中发现的储量最多,裂谷盆地次之.③中国石油海外实施构造和岩性地层油气藏同部署、同勘探策略,形成了 3 种特色高效的勘探模式,复式岩性地层油气藏立体勘探,发现了乍得邦戈尔盆地下组合高丰度岩性、高位潜山和低位潜山-岩性复合体油藏以及哈萨克斯坦南图尔盖盆地河道砂、扇三角洲、湖底扇和潜山等多类型岩性地层油气藏;复杂岩性体高精度三维地震勘探,发现了土库曼斯坦阿姆河盆地大型缓坡礁滩体气藏、巴西桑托斯盆地湖相礁滩体巨型油田以及缅甸若开次盆深水浊积砂岩生物气藏;薄层低幅度构造-岩性复合体地质工程一体化勘探,发现了南美奥连特盆地低幅度构造-岩性复合体油藏和中东阿曼次盆薄层礁滩体油藏.④全球岩性地层油气藏的勘探将从成熟探区拓展到低勘探程度的前沿领域、从陆上拓展到深水—超深水区,被动大陆边缘盆地深水沉积体、盆底扇和生物礁是岩性地层油气藏勘探的热点;裂岩盆地深层扇体、基岩潜山,前陆盆地和被动大陆边缘盆地礁滩体相关的复合圈闭是中国石油海外岩性地层油气藏勘探的主要对象,具有良好的前景.
借鉴国内断陷盆地岩性油气藏勘探理论与技术,运用层序地层学分析方法,对中非裂谷系Muglad盆地Fula凹陷开展多级次层序地层划分、烃源岩地化分析、油气成藏规律研究和有利区带划分与潜力评价.研究结果表明:①受基准面旋回发育控制,Fula凹陷AG组可划分为 5 个三级层序,湖泛面附近是岩性油气藏最有利分布位置.②研究区AG组主要发育三大物源体系,福西陡坡带为短轴近物源快速沉积,相带平面展布较窄;东北部发育辫状河三角洲沉积,展布范围较大,沉积持续时间长;AG组沉积晚期在东南部发育一套展布范围较小的辫状河三角洲沉积;三角洲前缘和滨浅湖滩坝是岩性油气藏发育的有利相带.③AG组AG2段(SQ4)暗色泥岩主要沉积于浅湖—半深湖环境,干酪根类型为Ⅰ—Ⅱ1型,TOC平均为 3.41%,生烃潜量(S1+ S2)多大于 8 mg/g,为好—极好烃源岩,可为构造-岩性油气藏的形成提供充足的油气来源.④AG组可划分出 7 个岩性油气区带,其中Fula-Moga斜坡带北部成藏条件优越,勘探潜力大.
被动大陆边缘盆地勘探程度低、潜力大,塞内加尔盆地是近年来被动陆缘勘探的热点地区之一.基于板块学说,利用地震、地质等资料,恢复了塞内加尔盆地的演化过程,并展望了其岩性油气藏勘探前景.研究结果表明:①塞内加尔盆地可划分为 3 个演化阶段,中三叠世裂陷期陆内裂谷盆地、晚三叠世—早侏罗世过渡期陆间裂谷盆地、中侏罗世至今漂移期被动陆缘盆地.受古构造和古气候的控制,裂谷层系较薄,且埋藏深,以陆相红色地层为主;陆间裂谷期广泛发育蒸发岩相;漂移期坳陷层序沉积厚度大,深水沉积体系是目前已发现油气田的重要储集层.②中部次盆深水区主要发育下白垩统阿尔布阶三角洲砂体,油气侧向或垂向运移形成下白垩统断层-岩性复合油气藏;超深水区发育上白垩统塞诺曼阶-马斯特里赫特阶浊积扇砂体,下部油气向上运移形成上白垩统海底扇岩性油气藏;毛里塔尼亚和卡萨芒斯盐盆主要发育中新统浊积扇砂体,盐底辟对油气运移和封闭具有重要影响,可形成与盐构造相关的油气藏.③通过已发现油气藏的成藏规律可预测尚未钻井的毛里塔尼亚、卡萨芒斯次盆可能也发育上白垩统海底扇岩性油气藏,且整个盆地陆架碳酸盐岩台地存在礁滩体油气藏,为下一步重点勘探领域.
基于高品质三维地震和测井、录井等资料,对东非鲁伍马盆地古新统—渐新统深水沉积体系和赞比西坳陷上白垩统深水沉积体系特征进行了分析,并对二者的成藏条件进行了类比研究.研究结果表明:①鲁伍马盆地古新统—渐新统深水沉积体系中发育水道和朵体砂岩等大规模优质储层,等深流的改造作用是优质储层形成的关键因素.②赞比西坳陷上白垩统发育水道、朵体、块体搬运沉积等典型深水沉积,规模巨大的等深流漂积体多为优质储层.③赞比西坳陷主力烃源岩为下白垩统局限海相泥岩,油气生成后运移至邻近的上白垩统深水沉积砂体中,并被高位体系域深海泥岩封盖,深水砂岩上倾尖灭形成了岩性圈闭,具备良好的油气成藏条件,是未来油气勘探的有利区.
利用地震、钻井及测井等资料,结合地震正演模拟和地震属性,对阿曼盆地A区白垩系泥岩充填型碳酸盐岩溶蚀沟谷的地震反射特征及其展布规律进行了详细研究,并对该区油气成藏模式进行了刻画.研究结果表明:①阿曼盆地A区西部—中部发育 1 个泥岩充填型溶蚀沟谷体系,其在地震上表现为同相轴下凹、间断、弱振幅反射等特征,且地震资料可识别出深度大于 3m、宽度大于 10m的沟谷.②通过优选地震属性,发现研究区的欧拉曲率属性能更好地压制密集断层的影响,对溶蚀沟谷的识别效果优于相干属性和曲率属性.③新识别技术发现了一系列溶蚀沟谷-泥岩充填遮挡的复合型圈闭,面积共计80.66 km2,且新钻井揭示了其良好的油气显示,证实了该技术的可靠性.
以层序地层学经典模式为指导,利用岩心、测井、录井及地震资料,总结了东非鲁伍马盆地深水区中始新统三级和四级层序界面特征,将深水沉积中发育的水道-朵体复合体与沉积相对应,划分了沉积亚相和微相,并在此基础上探讨了深水沉积的演化规律及其对储层的影响.研究结果表明:①鲁伍马盆地中始新统三级层序顶界位于凝缩段和偶发的碳酸盐碎屑流顶部,底界为逐期南向迁移的重力流底界;四级层序由半深海泥岩顶界和地震剖面上连续性好的沉积界面确定,但仅可以在水道-朵体复合体分布范围内开展解释.②研究区深水沉积可识别出水道复合体和朵体复合体2种沉积相,复合水道、朵体、决口扇和溢岸/漂积沉积4种亚相,水道轴部/边部充填、内天然堤、块体搬运沉积(MTD)、水道底部滞留沉积、朵体单元主体/边缘、决口扇和溢岸/漂积沉积等 9 种沉积微相;决口扇和溢岸/漂积沉积均分布于复合水道的北侧,受底流影响的决口扇在平面上呈向北发散的脉状.③研究区中始新统深水沉积的演化分为SQ1—SQ4 共 4 个阶段,整体表现为先进积、后退积的过程,水道-朵体复合体受重力流与底流交互作用影响,逐期向南迁移.④研究区储层的发育主要受控于沉积微相,朵体单元主体和水道轴部充填微相发育的储层品质好,其中朵体单元主体微相中储层最发育、物性最好,孔隙度为 13.00%～21.00%,渗透率为 5.0～118.0 mD,水道轴部充填微相次之,储层孔隙度为 13.00%～19.00%,渗透率为0.8～23.0 mD;溢岸/漂积沉积微相中发育的储层物性差,决口扇不发育储层.
利用岩心及薄片分析、核磁共振、微米CT测试、层序格架下的等时追踪及古地貌恢复等方法,对阿联酋西部地区白垩系森诺曼阶高孔渗灰岩的沉积特征、层序及沉积演化特征和成岩作用进行了系统剖析,从构造-沉积-成岩多维度对高孔渗储层的控制因素进行了研究.研究结果表明:①阿联酋西部地区森诺曼阶高孔渗灰岩储层主要分布于Mishrif组,岩性主要为亮晶厚壳蛤灰岩、亮晶生屑灰岩和泥晶生屑灰岩,储集空间主要为体腔孔、铸模孔和粒间溶孔;Mishrif组整体为碳酸盐岩缓坡沉积,可识别出内缓坡、中缓坡和外缓坡 3 类沉积亚相,厚壳蛤礁、高能滩、滩前、滩后、滩间及潟湖等 6 个微相;高孔渗储层主要发育于厚壳蛤礁微相和高能滩微相,其中,厚壳蛤礁微相优质储层孔隙度为 20%～34%,渗透率为 150～2 000 mD,高能滩微相优质储层孔隙度为 25%～33%,渗透率为 40～370 mD.②研究区Mishrif组自下而上可分为 3 个三级层序SQ1—SQ3,可细分为 7 个体系域,SQ1—SQ2 层序主要由高位体系域构成,厚壳蛤礁微相和高能滩微相规模较大;SQ3 层序由高位体系域和海侵体系域构成,古地貌高部位发育高能滩微相且物性更好.③研究区Mishrif组高孔渗储层的孔隙发育受多期成岩作用叠合改造,包括以同生期大气淡水溶蚀为主的建设性成岩作用和与烃类充注相关的保持性成岩作用.④研究区Mishrif组高孔渗储层受沉积相、层序格架、古地貌格局以及成岩改造作用等多重因素控制;储层物性具有明显的相控特征,而沉积微相的分布与演化在Mishrif组沉积早—中期(SQ1—SQ2)受控于三级层序内部高位体系域旋回,在沉积晚期(SQ3)则受继承性古地貌影响.
以岩心、薄片及测井资料为基础,分析了中亚阿姆河右岸东部地区侏罗系牛津阶储层的岩性、储集空间及物性特征,利用三维地震数据,通过正演地震模拟、波形聚类技术、分频RGB融合技术以及集成学习等方法,对储层分布及厚度进行了半定量预测.研究结果表明:①阿姆河右岸东部地区侏罗系牛津阶储层岩性主要为生屑灰岩、颗粒灰岩及泥晶灰岩,为裂缝-孔洞型储层,储集空间以生物格架孔、粒内孔和裂缝为主,裂缝为后期溶蚀流体提供了通道;储层平均厚度为 41.6 m,平均孔隙度为 4.65%.②研究区储层多发育于XVhp层,根据其在XVhp层的分布位置可分为顶部型、底部型和两期型,顶部型储层主要分布于研究区中部及东部,底部型储层主要集中于西部,而两期型储层大量发育于西北部;研究区西部和东北部储层发育较好,厚度为 45～75 m,多沿断裂发育带分布,东南部储层发育较差,厚度小于 30 m,距离断层更远.③利用集成学习方法计算研究区储层厚度时,采用异质集成方法中的Stacking方法进行模型运算,以基于箱线图的离群值剔除方法剔除极端数据,以交叉验证法评估模型的预测性能,得到的储层厚度与11 口实钻井储层厚度的变化趋势相符,相关系数为0.74.
南苏门答腊盆地中新统Gumai组下段发育岩性油气藏.运用测井、录井、地震等资料,结合区域地质研究,对南苏门答腊盆地J区块中新统Gumai组下段砂体的成藏条件、控制因素开展了综合研究,并预测了有利区带.研究结果表明:①南苏门答腊盆地J区块油气主要来自东部Betara生烃凹陷,共发育 3 套烃源岩,分别为Talang Akar组下段烃源岩,Talang Akar组上段烃源岩及Gumai组烃源岩.其中,Talang Akar组下段发育的海陆过渡相烃源岩最好,以Ⅰ型或Ⅱ型干酪根为主,含大量煤层,TOC值主要为 0.5%～2.0%,氢指数(HI)主要为 100～350 mg/g,氧指数(OI)平均为 30 mg/g.②J区块Gumai组下段自东向西发育一套三角洲近端前缘—远端前缘—前三角洲沉积体系,区块东部近端前缘以厚层砂岩为主,西部远端前缘以泥岩夹薄层砂岩为主.块状中—细砂岩为主要储集岩,泥质条带广泛发育,为三角洲前缘水下分流河道和河道溢岸沉积.③J区块Gumai组岩性油气藏主要受泥岩盖层和大断裂控制,油气多聚集于区块西部远端前缘泥岩含量高、封盖条件好的地区,且紧邻大断裂.④J区块Gumai组下段岩性油气藏具有"下生上储、复合输导、盖层控藏"的成藏模式,中部的W地区及P地区为岩性油气藏勘探的有利区.
通过岩心观察、地震解释、储层反演、原油地化分析、油源对比、油气运移示踪分析等对南美洲Oriente盆地斜坡带W区块典型构造-岩性复合油藏的成藏规律进行了分析,并指出了下一步的有利勘探方向.研究结果表明:①Oriente盆地斜坡带W区块构造-岩性复合油藏整体为西倾和西南倾单斜构造,局部发育鼻隆,油藏目的层为白垩系Napo组M1ss段,砂体呈北西—南东向,储层厚度大、物性好.②研究区河口湾砂坝控制有利储层分布,W区块平稳的西倾和西南倾单斜鼻隆构造背景与NW—SE走向的泥岩条带配合控制圈闭形成,有效油气运移通道的空间展布控制成藏.③构造-岩性油藏为三阶段成藏模式,早期常规原油充注,中期原油遭受降解,晚期常规原油混合降稠.④W区块南部地区 2 个泥岩条带的西南部位是W区块构造-岩性复合圈闭的有利发育区.
根据岩心薄片、分析化验、测井和地震等资料,利用地质和地球物理相结合的研究方法,对巴西桑托斯盆地火成岩期次、岩性岩相、地球物理特征、火山机构特征及Eastern油田火成岩发育特征等进行了研究.研究结果表明:①桑托斯盆地发育瓦兰今-欧特里夫期喷发岩、巴列姆-阿普特早期喷发岩、阿普特期喷发岩、坎潘期侵入岩及始新世侵入岩和喷发岩 5 期岩浆活动,具有陆上喷发和水下喷发 2 种模式,发育裂隙式和中心式火山机构,可划分为火山通道相、火山颈相、溢流相、碎裂相、次火山岩相、火山沉积相等 6 种岩相.②按照火山机构"定区"、火山通道"定源"、地震反射特征"定相"、多重属性"定性"、叠前反演"定量"的火成岩预测方法,实现了Eastern油田火成岩的分布预测,侵入岩主要分布于研究区中部,喷发岩主要分布于研究区西北部和东部,经钻井证实,预测结果符合率达 95%.③含火成岩的盆地中,其油气成藏与火成岩的形成演化密切相关,火成岩对油气成藏具有建设性和破坏性的双重影响,对油气勘探具有重要意义.
针对表层沙丘对地震反射波的高频能量吸收衰减严重会导致沙漠区地震资料存在分辨率低、能量弱、频带窄等问题,提出了一种结合微测井约束的近地表叠前Q补偿、叠前深度Q偏移及基于井约束的压缩感知叠后拓频等 3 种方法的地震资料处理方法,并将该方法在尼日尔Agedem地区进行了测试.研究结果表明:①经微测井约束的Q补偿法处理后,尼日尔Agedem地区地震资料信噪比和分辨率均更高,同相轴更光滑连续,有效信息能量增强,细小结构刻画得更为清晰;频带宽度从 35 Hz拓宽至约 70 Hz,主频从 30 Hz提升至约 45 Hz.②Q叠前深度偏移消除了地震波传播过程中由于介质非弹性因素和地层吸收所引起的衰减与频散,保证了成像精度.③基于井约束的压缩感知叠后拓频方法处理后的结果较无井约束拓频处理与井合成记录更为匹配,具有更好的保真性,进一步提升了弱信号能量,恢复了严重吸收衰减效应所造成的能量损失,尼日尔Agedem地区 20～40 ms层位位置更准确,在无井约束处理后 180 ms处出现的层位假象问题得到解决.④该联合方法在尼日尔Agedem地区的应用取得了较好的效果,处理后的地震资料断层结构清晰、断面波干脆、小断层错段明显容易识别;结合测井数据对DB1井进行井-震标定后,全井段相关系数大于0.92.
以均质径向地层边水气藏为例,基于水驱气藏的物质平衡理论,推导了地层平均含水饱和度与出口端含水饱和度的关系;引入存水体积系数,建立了平均含水饱和度与气藏动态储量和水侵量的联系,计算气藏动态储量和水侵量;将该方法运用于柴达木盆地台南气田第四系涩北组第6 小层,以视地质储量法验证了动态地质储量,以数值模拟法验证了水侵量的计算结果.研究结果表明:①均质径向地层边水气藏中,地层平均含水饱和度与出口端含水饱和度呈线性正相关;②通过平均饱和度计算气藏动态储量时,应选取开发中后期趋于稳定的数据,此时地层压降波及到储层边界,能反映全工区真实的动态储量,而早期数据计算的结果偏小;③通过平均饱和度计算的柴达木盆地台南气田第四系涩北组第 6小层的动态地质储量为 80.1×108 m3,与视地质储量法计算的动态地质储量误差为 1%,通过平均饱和度计算的水侵量与数值模拟法计算的水侵量误差约为10%.
通过对新疆风城油田F井区侏罗系齐古组油藏开展二维、三维物理模拟实验和数值模拟研究,揭示了其开发蒸汽腔的演变规律和开采机理.研究结果表明:①在蒸汽超覆和采出点泄压牵引作用下,蒸汽腔前缘主体向水平段方向推进,蒸汽腔前缘形态由"壶嘴"形向"钟"形演化,最后变成"帽沿"形.蒸汽腔立体形态在直井周围先呈"孤岛"形,后连通成"廊桥"形,最后汇聚成一个大腔体.②根据蒸汽腔演变规律,将整个模拟实验过程划分为注采预热阶段、蒸汽腔形成阶段、蒸汽腔扩展阶段、蒸汽腔下降阶段,整个生产周期采出程度可达 55.6%,油汽质量比为 0.17,取得了良好的实验效果.③物理模拟实验和数值模拟结果揭示了驱泄复合开发前期蒸汽驱替、中后期重力泄油的驱油机理,表征了蒸汽腔的演变规律,为同类型油藏的高效开发提供了技术支持.
