西南石油大学学报(自然科学版)  2020, Vol. 42 Issue (2): 75-84
深水浊积水道砂体内部渗流屏障发育规律研究    [PDF全文]
李晨曦1, 苑志旺1, 杨希濮1, 卜范青1, 赵晓明2    
1. 中海油研究总院有限责任公司, 北京 朝阳 100028;
2. 西南石油大学地球科学与技术学院, 四川 成都 610500
摘要: 深水浊积砂体受成因影响,侧向变化往往十分迅速,使得储层内部的连通性较为复杂。在深水油田的开发实践中,发现影响连通性的主要因素中,渗流屏障起到非常重要的作用,同时也影响了井间的注水受效模式。对于深水浊积水道砂体沉积而言,如何刻画储层内部即单一水道间的渗流屏障,表征砂体连通性,用以指导后续的井位优化、提高注入水波及效率,是值得研究的课题。综合应用甘南地区重力流沉积露头、尼日利亚AKPO油田某Z油组测井、地震及生产数据,分析渗流屏障的成因机制,对复合水道砂体内部渗流屏障的分布进行刻画,并分析其对注水受效情况的影响。研究发现,对于井下的注采井对,影响砂体连通的渗流屏障主要呈现散点式、线段式和复合点段式,受渗流屏障的影响,注采受效呈现直线式、波动式和散射式,不同的样式下,采油井的含水上升规律也存在差异。
关键词: 深水油田开发    浊积砂体    渗流屏障    连通性    连通模式    甘南地区露头    
A Study on the Development of Sand-body Flow Barriers in Deep-water Turbidity Channels
LI Chenxi1, YUAN Zhiwang1, YANG Xipu1, BU Fanqing1, ZHAO Xiaoming2    
1. CNOOC Research Institute Co. Ltd., Chaoyang, Beijing 100028, China;
2. School of Geoscience and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China
Abstract: Deep-water turbidites, due to their genesis, often display dramatic lateral variations, which makes the internal connectivity of the reservoir relatively complex. In deep-water exploration, flow barriers play a very important role in not only connectivity, along with other main factors, but also in effects of water injection between wells. Therefore, it is important to study how to depict flow barriers inside a reservoir between channels, and to characterize connectivity within a sand-body to optimize well locations and improve efficiency of water injection. Through a comprehensive study of the outcrops of gravity flow in the Gannan Area of China, along with logging, seismic, and production data of the Z group in the AKPO Oilfield in Nigeria, we analyze the formation of flow barriers, their distribution within sand bodies in complex water channels, and their effects on water injection. The results show that, for the injection and production well pairs, flow barriers that affect the sand-body connectivity exist in scatter, linear, and composite patterns. The patterns of the effects of injection and production can be linear, wavy, and scattering; the increase in water cut also differs in production wells of different injection and production patterns.
Keywords: deep-water oil exploration    turbidite    flow barrier    connectivity    connectivity mode    outcrop in Gannan Area    
引言

随着勘探开发和钻井技术的长足发展,北美洲的墨西哥湾盆地、南美洲的坎波斯盆地以及西非的尼日尔三角洲等均在近年有重大的油气发现,促使深水重力流沉积成为当前研究的热点。虽然国内重力流沉积成因的油田较少,但随着海外业务逐渐开展,国内石油公司拥有了越来越多深水油田的权益,尼日尔盆地的AKPO油田就是典型案例。针对尼日尔盆地,国内外学者们重点研究了深水浊积砂体的沉积模式[1-6]、地震反射特征、沉积演化规律、构型特征[7-14]等,取得了较多的成果,很好地指导了油田生产。但是,随着开发的进行,油田逐步迈入开发中后期,此时井下非均质性的差异开始凸显。为了保持油田经济性,延缓递减,亟需厘清地下砂体内部的连通情况,以为后续措施优化奠定基础。因此,本文拟通过砂体精细表征,研究渗流屏障的成因、分布规律,表征地下砂体内部连通关系,用以指导后续的油田井位优化以及含水上升规律研究。

西非的AKPO油田位于尼日尔三角洲前缘,是一个大型在产深水油田。油田水深1 200$\sim$1 500 m,目的层为中新统阿格巴达组[15-19],既是工程意义的深水区,也是浊积成因的深水油田,恰是深水浊积油田的典型代表。本文以AKPO油田为例,结合甘南典型露头区,开展砂体连通性研究,探究合适的浊积砂体内部渗流屏障表征方法,并与生产实际结合,分析不同连通情况下的注采受效模式和含水上升规律[20-23]

1 油田概况

AKPO油田是典型的深水浊积油田,其主要的储集层为浊积成因的水道和朵叶砂体。自2009年投产以来,已连续高产、稳产多年。受限于油田环境和单井投资,目前采取“少井高产”的开发策略。因此,在井数相对较少的条件下,如何合理而高效地表征地下储层,对于提高、维持油田开发效果,提升全油田经济性具有重要意义。经过多年的高效开发,特别是在2012年,油井见水之后,围绕储层连通性、水驱波及规律、注采受效模式的研究逐渐受到重视。本文力求通过合理的方法对地下砂体连通性进行表征,以指导油藏后续的井位优化及措施调整。

2 目的层砂体沉积背景分析

从区域地质背景来看,目标区AKPO油藏位于尼日尔盆地的中心位置。从Z油组砂体整体呈现的平面和剖面特征来看(图 1$\sim$图 3),大多数砂体呈条带状,部分层位砂体呈大型的舌状或椭圆状,因此,Z油组属于水道和朵叶共同发育、以水道为主体的复合沉积,位于重力流沉积靠近盆地一侧的浊积砂体发育区,砂体内部连通性较为复杂。

图1 AKPO油田Z油组复合水道平面展布图 Fig. 1 Plane distribution of complex channel in Z Formation of AKPO Oilfield
图2 AKPO油田Z油组多期砂体纵向叠置图 Fig. 2 Longitudinal overlay of multi-period sand bodies in Z Formation of AKPO Oilfield
图3 Z油组某小层砂体平面展布图 Fig. 3 Plane distribution of sand body of one layer in Z Formation

从砂体地震反演剖面(图 4)可见,砂体虽整体呈连片状,但是内部多期次发育。从构型的观点来看,这是连片的复合砂体内部发育多期的单一水道或朵叶砂体。从单一砂体内部到砂体边缘,储层物性逐渐变差,因此,在油田注水开发过程中,单一砂体间的界面会对渗流产生屏障作用,影响注采开发效果。

图4 过P-9井和I-6井Z油组地震剖面图 Fig. 4 Seismic profile passing Well P-9 and I-6 of Z Formation

除砂体界面外,断层也是常见的影响注入水开发效果的因素之一。但在AKPO油田中,断层自下而上发育程度逐渐降低。在最上部的Z油组中,断层的断距较小,且储层内部砂地比较高,在发育断层的位置断层两盘砂体未完全断开,接触面积较大;从时移地震和压力变化情况看,水驱波及过程基本不受断层控制,且井下压力基本保持稳定,断层并不封堵。整体来看,在Z油组中,单一砂体间的界面是影响储层连通性和注水开发效果的主要因素,故重点研究在断层不发育或断层影响较小时,注水开发过程中主要受砂体边界控制的情况。

3 复合砂体内部连通性表征方法

在浊积水道成因的油田中,因为相变迅速,往往一个复合水道内有数条乃至十几条单一水道。笔者统计了沿多个地震测线上可以识别的疑似为单一水道的砂体,砂体数目众多,而且变化快速(图 4表 1)。因此,要合理地组合每一个单一水道的边界,殊为不易。不仅如此,在浊积水道砂体内,上下两层的砂体间也会存在串层连通的情况(详见3.1)。有鉴于此,需要深度厘清渗流屏障处泥质的成因,并选取合适的方法进行表征。

表1 不同测线位置可见单一水道数目(切物源方向) Tab. 1 Number of single channel seen at different locations of survey lines(Direction of tangent source)
3.1 目标油田连通模式分析

在目标区所发育的多套浊积砂体中,砂体串连非常普遍,注入水基本都会发生串层。如图 5所示,注水井I-1从Z5砂体注水,但是供应了P-7井Z4、Z5两套砂体。

图5 过P-7井和I-1井Z油组地震剖面图 Fig. 5 Seismic profile passing Well P-7 and I-1 of Z Formation

在开发过程中,可以确定砂体在多个小层内是复合连通的,注入水可以沿着多个层移动,到达采油井中。在这种串层连通、注入水可以在多期单河道间流动的油田,靠分析单一河道边界的展布情况往往不能很好地寻找整体的连通规律,需要宏观的、整体的表征井间所有单一水道之间发育的泥质,这些渗流屏障的整体发育形态、规模,才是影响最终井下连通情况的关键。

3.2 渗流屏障成因分析

浊积成因的油田在开发过程中已连续多年高产、稳产,砂体内部连通性较好,从井上钻遇砂体来看,砂地比也很高。连通性表征的重点是寻找内部对注入水起到遮挡作用的渗流屏障。鉴于目前资料的分辨率,直接开展分析会导致多解性比较强,因此,首先寻找比较典型的露头,厘清泥质成因后,再使用露头研究的成果来指导地下砂体间渗流屏障的解剖。

甘南地区近些年发现有较多的重力流沉积露头,基本涵盖了重力流沉积的各种类型,而且易于观测。通过对浊流沉积露头的研究,能够很好地支持地下砂体的精细解剖和研究。因此,选择了甘南地区的露头进行分析(图 6图 7),以指导AKPO油田地下的砂体精细刻画。

图6 甘南地区浊积砂体野外露头 Fig. 6 Outcrop of turbidite sand body in Gannan Area
图7 水道底部泥质已被破坏 Fig. 7 The mud at the bottom of the channel has been destroyed

图 6可见,甘南地区浊流沉积的露头,不论水道砂体还是朵叶砂体,砂体发育程度非常高。特别是单砂层内和同一期水道内,砂体比例高,泥质含量少,这与AKPO油田的开发实际基本吻合。通过露头观测可以发现,在浊积砂体的开发过程中,砂体内起遮挡作用的主要是砂体中多期水道之间残留的泥岩(图 7)。同时,由于重力流沉积原就以事件性沉积为主,物源的供给相对不太稳定,在露头的尺度内(1$\sim$10 m)砂泥含量变化就比较频繁。可以预计,即使能够在1$\sim$3 km的井距内刻画出部分单砂体的边界,其内部的变化还是非常复杂,并不能充分地支持后续的注水受效模式研究。

结合露头分析、测井资料和地震资料的研究成果表明,浊积砂体内部渗流屏障的成因整体受到原始沉积作用和后期保存情况的双重控制。随着浊流沉积向盆地中心的推进,整体搬运能力的降低,泥质含量相对上升,渗流屏障出现的概率逐渐变高。

从砂体测井响应柱状图(图 8图 9)可见,在同一条河道内,从上游的I-7井到盆地中心的P-1井,砂体中间的泥岩逐渐增多,在P-1井中的回返、厚度均要高于I-7井,表明沉积过程中,向盆地中心,砂体逐渐减少,泥质出现的概率增多,这会导致渗流屏障出现的频率变高。

图8 I-7井Z5油组砂体测井响应柱状图 Fig. 8 Logging response histogram of Z5 Formation in Well I-7
图9 P-1井Z5油组砂体测井响应柱状图 Fig. 9 Logging response histogram of Z5 Formation in Well P-1

在同一条复合河道内,从物源方向(正北)向盆地中心方向(正南),逐渐从基本不存在渗流屏障到出现较多的渗流屏障。另外,当前砂体内是否存在渗流屏障也与后期的保存情况紧密相关。从露头可见,因为浊积砂体的改道频繁,后期砂体非常容易冲刷掉尚未固结的泥岩(图 7中间箭头所指部位的阴影处为两期水道的界面,可以看到水道的底部泥质含量已极少)。因此,现今储层中存在的泥岩(即所谓的浊积水道边部)其实是水道边部沉积的、未被破坏的部分泥岩。

综上所述,本文所涉及渗流屏障主要是指浊积水道中间的泥质沉积。在AKPO油田的开发经验中,渗流屏障的发育情况极大地影响了注采井组间的开发效果,是砂体间非均质性的重要影响因素之一。通过前文论述发现,泥质沉积的含量除受控于原始沉积外,还受到后期水道的破坏,成因相对较为复杂。因此,如何优选合适的表征方法,去尽可能简单、高效地刻画复合水道内部的泥质渗流屏障的分布,以对开发效果加以预测,是应该关注的重点。

3.3 砂体内部渗流屏障的表征

地震平面图上,沿井底连线方向,泥质条带即渗流屏障的发育程度并不相同。沿两井射孔段间渗流屏障的发育程度将极大程度的决定了井底的连通情况、注采受效模式和注水上升规律。分析平面上两条单一水道接触面上泥质的发育情况,即可大致得到井间的连通情况。

在最理想的情况下,两条河道间泥质全部破坏,无法观测到渗流屏障。但是随着残留泥质的增多,两条河道间接触的位置开始出现零星呈点状的泥质残留,并逐渐增多呈现为线状。

3.3.1 散点式渗流屏障

图 10为4D地震响应图,其中,橙红的部分为注入水已波及区域,颜色越红,表明含水率越高。从图中可见,在I-4井到P-2井的连通区内,砂体发育非常连片而均质,只有零星的点状渗流屏障。此时,两套单砂体间基本不存在渗流屏障,波及均匀,波及前缘比较规律,且基本不会出现沿某些方向的突进。

图10 散点式渗流屏障水驱波及范围平面图 Fig. 10 Water sweeping area of scattered seepage barrier

此类砂体发育在后期河道搬运能力较强的区域,将前一期河道未固结的泥岩及河道边部的低渗砂岩完全破坏,此时,两条河道间已基本呈现砂体-砂体的形式接触。

3.3.2 线段式渗流屏障

随着水道冲刷能力的减弱,或者水道搬运物质泥质含量的增多,位于水道边部的泥质逐渐连片,从平面图上看,泥质渗流屏障在单砂体边界接触的位置连成线,使得渗流屏障整体上呈现多个线段式的组合(图 11)。

图11 线段式渗流屏障水驱波及范围平面图 Fig. 11 Water sweeping area of line on segment seepage barrier

图 11所示,此时,泥质条带的遮挡作用已经比较明显,在从I-7井向P-1井的注入过程中,当注入水遇到条带装渗流屏障的遮挡(图 11中P-1井附近,渗流屏障已连续发育,呈现线段状),此时注入水会发生绕行,使得注水前缘呈发散状,且经常会沿某些方向突进(颜色较深的条带)。从开发效果上看,该井组的开发效果确实要差于I-4井和P-2井这一井组。

3.3.3 复合式点断式渗流屏障

因为目标油田砂体发育情况比较复杂,在平面的某些位置发育复合连通的情况。不仅如此,由于目标油田存在两个层的砂体搭接情况,可以将两个层合并提取属性,将大型复合水道的边界也视为砂体内存在的渗流屏障,用同样的思路在边界处展开连通关系分析。此时,虽然井间仍然连通,但是因为注入水在层间、层内串层流动,砂体连通性需要综合判断。

3.4 注水受效模式分析

在地下开发过程中,如果砂体均质且注采井间连通性较好,注入水应沿着注水井向采油井方向均匀移动。此时,因为水驱前缘比较均匀,驱替比较充分,无水采油期较长,产油量高且比较稳定。但是该类井一旦见水,含水上升较快,产油量迅速下降。将此类情形作为标准,分析随着渗流屏障增多、砂体连通性变差而导致的注水受效模式变化和含水上升的变化。

3.4.1 直线连通式

在生产压差的驱动下,如果储层砂体均匀、基本没有渗流屏障,此时注入水在水井和油井井底的连线上近似呈直线运动(图 12)。

图12 直线连通式示意图(俯视图) Fig. 12 Linear connectivity diagram(Top view)

此时,水驱均匀,无水采油期较长,产油量高且相对比较稳定。见水后,含水率迅速上升,日产油递减速度快,达到较高的含水率后保持相对稳定(图 13)。

图13 直线连通式典型生产井生产动态曲线 Fig. 13 Production performance curve of typical production wells with linear connection
3.4.2 波动连通式

随着井间泥质隔夹层的增多,在生产压差和泥质的共同作用下,渗流屏障的遮挡作用逐渐明显起来。此时,注入水在渗流屏障处会发生散射,但在压力衰减作用的控制下,在发生散射后会逐渐再次返回井底连线处,即围绕着主流线方向波动前进(图 14)。

图14 波动连通式示意图(俯视图) Fig. 14 Wave connectivity diagram (Top view)

砂体内的渗流屏障以散点式渗流屏障为主时应为此类连通模式。如油田典型生产井所示,此时井下砂体的遮挡作用相对较弱,井底间相对比较均质,因此,油井虽然见水时间比直接连通式短(非均质性导致的局部突进),但是因为整体水驱前缘比较稳定,未全面见水,会保持相对较长的低含水期(图 15)。此时,产油量也伴随着含水率的逐渐上升而稳步下降,速率较慢。

图15 波动连通式典型生产井生产动态曲线 Fig. 15 Production performance curve of typical production wells with wave connection
3.4.3 绕射连通式

当遮挡物足够多的情况下,散射作用会进一步加强。此时,在沿井底连线的中心线上可能因遮挡较多,水流方向难以返回中心线上,呈发散状(图 16)。

图16 绕射连通式示意图(俯视图) Fig. 16 Diffract connectivity diagram(Top view)

在此种情况下,因为渗流屏障的遮挡作用,连通性较差,会导致无水采油期相对波动连通式略长(主要是因为连通性差)。同时,因为其非均质性较强,水驱前缘不统一,其见水后的含水上升速度一般也低于直线连通式(图 17)。绕射连通式见水后日产油量递减速度介于直线连通式和波动连通式。

图17 绕射连通式典型生产井生产动态曲线 Fig. 17 Production performance curve of typical production wells with diffract connection

需要指出的是,在此3种情况下,井间都是连通的,这是3种连通模式在理想状态下的水流运动形态。不仅如此,在得到此结论后,可以反过来在生产中根据油田采油井的生产动态判断储层的连通状态以及注入水的波及情况,对未来生产情况做预期,并提前策划和部署加密井进行挖潜等工作。

4 应用分析

在重力流沉积形成的浊积水道和浊积朵叶中,高级别的砂体界面易于识别,特征明显,但基本是复合砂体的包络面。在该油田的开发生产中,基本是在同一个复合河道带或砂体内进行开发,对开发的影响较小,影响砂体连通性的主要是低级别的界面。在露头上可以看到,低级别的界面杂而繁多,宽度延伸较小,尖灭很快,难以一一科学合理地组合在一起(由于后期水道的破坏作用,可能水道的边界已经只剩部分残留),或者强行组合在一起的其实是多条河道的残留物(多解性强)。同时,在开发过程中,特别是低级别的界面,其本身不会完全地封堵储层,只起到遮挡和阻碍作用。此时,残留的众多低级别界面整体的发育程度和发育频率对注水效果影响往往更为重要。

研究中采用了构型分级思想和构型边界识别思路,但是没有一味追求划分出每一条河道的边界和识别出每一条单河道的范围。在无法准确刻画单一砂体范围的情况下,采取模糊处理,以生产效果为导向进行砂体反推研究。因为此时整体泥质含量、河道边界等不连续界限的级别、尺度反而容易识别和界定。在连通区内、特别是波及范围内,该方法具有非常好的应用效果和较好的工作效率,这在生产油田连通性快速评估、加密井井位部署、随钻快速跟踪研究中有非常高的应用价值。

5 结论

(1) 在相变快速、砂泥比较高的浊积储层中,通过表征注采井对间渗流屏障是一种比较方便、准确、快速判断井间连通性的方法。渗流屏障的发育情况综合受到原始沉积作用和后续保存作用的双重控制。随着向盆地中心的推进、后期水道冲刷能力的减弱,泥质含量逐渐增多,导致单河道间的渗流屏障逐渐从点状变为线状,井间的连通性逐渐变差。

(2) 随着井间渗流屏障的增多,从散点式变为线段式,储层的连通模式从完全连通的直线连通式逐渐变为波动连通式和绕射连通式。注入水开始越来越远离井底连线的中心线,并且连通性逐渐变差。

(3) 由于注入水被渗流屏障的遮挡,注入水在井间运行的路线和时间会发生变化。当渗流屏障极少时,注入水会沿井底均匀推进,无水采油期长,一旦见水,含水率迅速上升;当渗流屏障逐渐增多,注入水发生绕射和散射,容易导致局部突进,使得无水采油期相对变短,含水率的上升速率有所减缓。

(4) 在砂泥比极高的浊积砂体中,影响砂体内部连通性的主要渗流屏障为原始沉积经过破坏作用后,能保存下来的水道边部的泥质。因为破坏作用强烈,一方面,难以复原和刻画原单一水道、单一朵叶的形态;另一方面,在注采井组间所有残留下的渗流屏障的总体发育情况才是控制井间连通性的核心,是注水开发最需要关注和解决的核心问题。

参考文献
[1]
李磊, 王英民, 黄志超, 等. 尼日尔三角洲深水区层序地层及地震相研究[J]. 沉积学报, 2008, 26(3): 407-416.
LI Lei, WANG Yingmin, HUANG Zhichao, et al. Study on sequence stratigraphy and seismic facies in deep-water Niger Delta[J]. Acta Sedimentological Sinica, 2008, 26(3): 407-416. doi: 10.14027/j.cnki.cjxb.2008.03.004
[2]
吕明, 王颖, 陈莹. 尼日利亚深水区海底扇沉积模式成因探讨及勘探意义[J]. 中国海上油气, 2008, 20(4): 275-282.
Mi ng, WANG Ying, CHEN Ying. A discussion on origins of submarine fan deposition model and its exploration significance in Nigeria deep-water area[J]. China Offshore Oil and Gas, 2008, 20(4): 275-282. doi: 10.3969/j.issn.1673-1506.2008.04.016
[3]
赵晓明, 吴胜和, 刘丽. 西非陆坡区深水复合水道沉积构型模式[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2012, 36(6): 1-5.
ZHAO Xiaoming, WU Shenghe, LIU Li. Sedimentary architecture model of deep-water channel complexes in slope area of West Africa[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2012, 36(6): 1-5. doi: 10.3969/j.issn.1673-5005.2012.06.001
[4]
赵晓明, 吴胜和, 刘丽. 尼日尔三角洲盆地AKPO油田新近系深水浊积水道储层构型表征[J]. 石油学报, 2012, 33(6): 1049-1058.
ZHAO Xiaoming, WU Shenghe, LIU Li. Characterization of reservoir architectures for Neogene deepwater turbidity channels of AKPO Oilfield in Niger Delta Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2012, 33(6): 1049-1058.
[5]
张文彪, 段太忠, 刘志强, 等. 深水浊积水道多点地质统计模拟以安哥拉Plutonio油田为例[J]. 石油勘探与开发, 2016, 43(3): 403-410.
ZHANG Wenbiao, DUAN Taizhong, LIU Zhiqiang, et al. Application of multi-point geostatistics in deep-water turbidity channel simulation:A case study of Plutonio Oilfield in Angola[J]. Petroleum Exploration and Development, 2016, 43(3): 403-410. doi: 10.11698/PED.2016.03.10
[6]
卜范青, 张宇焜, 杨宝泉, 等. 深水复合浊积水道砂体连通性精细表征技术及应用[J]. 断块油气田, 2015, 22(3): 309-313, 337.
BU Fanqing, ZHANG Yukun, YANG Baoquan, et al. Technique and application of fine connectivity characterization of composite deep water turbidite channels[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2015, 22(3): 309-313, 337. doi: 10.6056/dkyqt201503009
[7]
卜范青, 张旭, 陈国宁. 尼日尔三角洲盆地重力流沉积模式及储层特征以AKPO油田为例[J]. 西安石油大学学报(自然科学版), 2017, 32(1): 64-70.
BU Fanqing, ZHANG Xu, CHEN Guoning. Gravity flow depositional mode and reservoir characteristics of Niger Delta Basin:Taking AKPO Oilfield as an example[J]. Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition), 2017, 32(1): 64-70. doi: 10.3969/j.issn.1673-064X.2017.01.010
[8]
林煜, 吴胜和, 王星, 等. 深水浊积水道体系构型模式研究以西非尼日尔三角洲盆地某深水研究区为例[J]. 地质论评, 2013, 59(3): 510-520.
LIN Yu, WU Shenghe, WANG Xing, et al. Research on architecture model of deepwater turbidity channel system:A case study of a deepwater research area in Niger Delta Basin, West Africa[J]. Geological Review, 2013, 59(3): 510-520. doi: 10.16509/j.georeview.2013.03.007
[9]
林煜, 吴胜和, 王星, 等. 尼日尔三角洲盆地深水油田A海底扇储层质量差异[J]. 石油与天然气地质, 2014, 35(4): 494-502.
LIN Yu, WU Shenghe, WANG Xing, et al. Reservoir quality differences of submarine fans in deep-water Oilfield A in Niger Delta Basin, West Africa[J]. Oil & Gas Geology, 2014, 35(4): 494-502. doi: 10.11743/ogg201408
[10]
林煜, 吴胜和, 王星, 等. 深水浊积朵叶储层构型模式研究[J]. 天然气地球科学, 2014, 25(8): 1197-1204.
LIN Yu, WU Shenghe, WANG Xing, et al. Research on reservoir architecture models of deep-water turbidite lobes[J]. Natural Gas Geoscience, 2014, 25(8): 1197-1204. doi: 10.11764/j.issn.1672-1926.2014.08.1197
[11]
ZHAO Xiaoming, QI Kun, LIU Li, et al. Development of a partially-avulsed submarine channel on the Niger Delta continental slope:Architecture and controlling factors[J]. Marine & Petroleum Geology, 2018, 95: 30-49. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2018.04.015
[12]
ZHAO Xiaoming, QI Kun, LIU Li, et al. Quantitative characterization and controlling factor analysis of the morphology of Bukuma-minor channel on southern Niger Delta Slope[J]. Interpretation, 2018, 6(2): 57-69. doi: 10.1190/IN.2017-0147.1
[13]
LIU Li, ZHANG Tingshan, ZHAO Xiaoming, et al. Sedimentary architecture models of deepwater turbidite channel systems in the Niger Delta continental slope, West Africa[J]. Petroleum Science, 2013, 10(2): 139-148. doi: 10.1007/s12182-013-0261-x
[14]
赵晓明, 吴胜和, 岳大力, 等. 西非某油田深水海底扇岩石相类型及其识别方法研究[J]. 测井技术, 2010, 34(5): 505-510.
ZHAO Xiaoming, WU Shenghe, YUE Dali, et al. Research on litho faces types and identification method of deep-water submarine fan:Taking one oilfield of West African as a case[J]. Well Logging Technology, 2010, 34(5): 505-510. doi: 10.16489/j.issn.1004-1338.2010.05.008
[15]
胡孝林, 于水, 刘新颖. 尼日尔三角洲盆地过路朵叶体特征及发育模式[J]. 东北石油大学学报, 2014, 38(5): 31-39.
HU Xiaolin, YU Shui, LIU Xinying. Characteristic and development model of transient lobe in Niger Delta Basin[J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2014, 38(5): 31-39. doi: 10.3969/j.issn.2095-4107.2014.05.005
[16]
刘喜玲, 于水, 陶维祥, 等. 尼日尔三角洲盆地海陆过渡区油气成藏规律[J]. 西安石油大学学报(自然科学版), 2012, 27(5): 27-31.
LIU Xiling, YU Shui, TAO Weixiang, et al. Study on hydrocarbon accumulation of the sea-onshore transitional zone in Niger Delta Basin[J]. Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition), 2012, 27(5): 27-31. doi: 10.3969/j.issn.1673-064X.2012.05.006
[17]
赵鹏飞, 李丹, 杨香华, 等. 尼日尔三角洲前缘重力流水道砂体的沉积构成特征[J]. 地质科技情报, 2014, 33(2): 28-37.
ZHAO Pengfei, LI Dan, YANG Xianghua, et al. Sedimentary architecture characteristics of the gravity flow channel sandbodies in the Niger Delta Front[J]. Geological Science and Technology Information, 2014, 33(2): 28-37.
[18]
赵鹏飞, 杨香华, 张会来, 等. 深海浊积扇朵叶复合体的沉积构成特征与油气水系统:以尼日尔三角洲前缘深水区K油田为例[J]. 地球科学, 2017, 42(11): 1972-1983.
ZHAO Pengfei, YANG Xianghua, ZHANG Huilai, et al. The sedimentary architecture characteristics and fluid system of the deep sea turbidite-lobe complex sandbodies:A case study of the deepwater region in the Niger Delta Front[J]. Earth Science, 2017, 42(11): 1972-1983. doi: 10.3799/dqkx.2017.125
[19]
卜范青, 张旭. 深水重力流复合下切水道体系精细地质表征与建模以西非尼日尔三角洲盆地OML130区块为例[J]. 海相油气地质, 2018, 23(2): 90-96.
BU Fanqing, ZHANG Xu. Geological modeling of combined incised-channel system in deep-water sediment gravity flow deposits:A case of Block OML130 in Niger Delta Basin, West Africa[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2018, 23(2): 90-96. doi: 10.3969/j.issn.1672-9854.2018.02.012
[20]
宋兆杰, 李治平, 赖枫鹏, 等. 高含水期油田水驱特征曲线关系式的理论推导[J]. 石油勘探与开发, 2013, 40(2): 201.
SONG Zhaojie, LI Zhiping, LAI Fengpeng, et al. Derivation of water flooding characteristic curve for high watercut oilfields[J]. Petroleum Exploration and Development, 2013, 40(2): 201. doi: 10.11698/PED.2013.02.09
[21]
李传亮. 油藏工程原理[M]. 2版. 北京: 石油工业出版社, 2011.
[22]
王继强, 石成方, 纪淑红, 等. 特高含水期新型水驱特征曲线[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(6): 955-960.
WANG Jiqiang, SHI Chengfang, JI Shuhong, et al. New water drive characteristic curves at ultra-high water cut stage[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(6): 955-960. doi: 10.11698/PED.2017.06.13
[23]
苑志旺, 杨宝泉, 杨莉, 等. 深水浊积砂岩油田含水上升机理及优化注水技术以西非尼日尔三角洲盆地AKPO油田为例[J]. 石油勘探与开发, 2018, 45(2): 1-10.
YUAN Zhiwang, YUAN Baoquan, YANG Li, et al. Watercut rising mechanism and optimized water injection technology for deepwater turbidity sandstone oilfield:Taking AKPO Oilfield in Niger Delta Basin as an example[J]. Petroleum Exploration and Development, 2018, 45(2): 1-10. doi: 10.11698/PED.2018.02.11