深入分析辽河油田锦612块油层地质情况及开发建议

辽河油田锦612块在采取一系列进攻性措施补充地层能量的情况下,区块产量依然下降,进攻性措施只能减缓区块产量递减,如果依然只是依靠天然能量开发,必然会出现产量的大幅度递减,成为影响稳产的重要因素,经过对地层情况进行深入分析,可以积极转变开发方式,补充地层能量。     

鄂尔多斯盆地中西部长10储层水驱油特征及影响因素分析

为进一步探讨鄂尔多斯盆地中西部长10储层超低渗透油藏的水驱油渗流特征,弄清储层渗流机理,为该区域有效开发提供理论指导,以吴起地区为研究对象,利用物性分析、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、可视化微观水驱油实验、岩心多相渗流实验等分析测试手段,分析了研究区长10储层的微观孔喉结构、水驱油渗流特征及影响因素。研究表明,研究区长10储层孔隙类型以粒间孔为主,长石溶孔和沸石溶孔次之,喉道类型以片状及弯片状喉道为主。孔喉结构可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类,不同类别孔隙结构的储层,其水驱油在储层孔道的驱替方式主体为活塞式驱替,非活塞式驱替比较少见;不同类别孔隙结构储层,注入水在孔隙网络中的驱替特征差异较大,Ⅰ类储层的驱替方式主要为均匀状驱替和网状-均匀状驱替,Ⅱ类储层的驱替方式主要为网状驱替,Ⅲ类储层的驱替方式主要为指状驱替和网状-指状驱替。水驱油渗流特征及驱替效率主要受储层物性、孔喉结构和驱替压力、注水倍数等因素影响。研究认为：储层从Ⅰ类至Ⅲ类,储层物性与孔喉结构依次变差,孔隙网络中水驱油方式由均匀状→网状→指状变化,水驱油效率依次降低;该类储层喉道的大小是影响水驱油效率的最重要因素,储层喉道半径越大,驱油效...     

轮南地区奥陶系储层特征及其影响因素

奥陶系碳酸盐岩储层是轮南地区主要产层之一,油气藏类型为古潜山油藏.自早奥陶世(O1p)至晚奥陶世(O3S),奥陶系经历了半局限台地相→开阔海台地相→台地边缘相→台缘斜坡相→混积浅水陆棚相的沉积演化,沉积了多种岩石类型,储层岩石主要为亮晶颗粒灰岩.压实作用、胶结作用使得奥陶系储层基质孔隙度较低、孔喉结构差,为差或非储层.由于奥陶系后多次构造运动,使奥陶系裂缝、岩溶作用发育,形成有大量溶蚀孔、洞、缝的有效储层.岩溶、裂缝发育区,为储层的有利分布区.轮南地区西部、中部为风化壳岩溶发育区,东部为深部岩溶发育区.     

海上S油田注水开发后期储层物性变化规律及应用

注水开发是提高油田开发效果的主要措施,长期注水对储层物性有较大影响。采用室内实验,测井参数解释及油藏数值模拟方法对渤海S油田的孔隙度、渗透率以及原油的黏度3种主要物性参数进行分析,总结出了注水开发前后储层物性的变化规律。研究认为:经过长期水驱后,油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加,但表现出两种相反的变化趋势:高渗透储层渗透率增加,大孔隙的数量逐渐增多;低渗透储层孔隙度、渗透率减小。储层这两种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重,储层层间矛盾日益突出。油田原油性质表现出黏度增加,胶质和沥青质含量上升等变差的趋势。通过采取分层酸化、分层调剖以及优化注水的措施,油田取得了较好的增油效果。     

某A区块合理注水开发调整方法分析

该文通过对某A块地质特征和开发特点出发,对区块开发调整方法的研究和实践,分析了注水开发过程中在各阶段存在的主要问题及产生的主要原因。摸索出了一条低渗透裂缝性油田由开发初期同步注水、温和注水转成分层注水、线性注水的调整技术手段,改善水驱开发效果,缓解开发过程中的平面矛盾和层间矛盾取得了较好的区块稳产效果。     

陇东地区长7致密油储层微观孔喉结构特征

对11块不同渗透率级别的致密油岩心进行了恒速压汞测试,定量对比分析了孔喉特征参数的差异程度,明确了制约储层品质的关键因素。研究表明:不同渗透率级别样品微观孔喉特征的差异主要体现在喉道参数上,样品渗透率越小,小喉道所占比例越高,对渗透率起主要贡献的喉道所占比例越少,孔喉比差异增大;主流喉道半径与渗透率之间表现出良好的相关性:渗透率较小时,主流喉道的较小波动会引起渗透率的明显变化;孔隙、喉道和总进汞量主要受渗透率影响,喉道进汞量受渗透率的影响更大。致密油储层物性(尤其是渗透率)受喉道参数(尤其是主流喉道)的控制,喉道半径大小制约致密油储层品质,影响开发效果。     

云南老厂矿区煤层气地质条件

在分析矿区地质条件、煤岩及煤储层特征的基础上,探讨研究区煤层气地质条件.结果表明:老厂矿区龙潭组和长兴组含煤性好,煤层厚度大并且分布稳定,煤质以无烟煤为主,生烃量大,生烃能力强;煤岩组分稳定,镜质组含量高,对甲烷吸附性强;煤层孔隙度较低,渗透率中等;解吸率和储层压力偏高,中等含气性,含气量在6.02 ～ 18.95 m3/t.研究区构造类型和水文地质条件相对简单,围岩封盖及地下水封堵作用强,利于煤层气的富集成藏.综合分析认为,老厂矿区属中型富甲烷煤层气目标区,煤层气成藏地质条件优越,煤层气资源丰富,开采条件优越.     

不同渗透率储层应力敏感性试验对比

针对低渗油气田开发中存在的应力敏感性损害,选取天然储层岩心,开展不同渗透率储层应力敏感性试验对比研究,建立渗透率与有效应力之间的数学关系。对应力敏感性损害机制进行分析。基于平面径向流渗流理论,计算应力敏感性损害对低渗油田产能的影响。结果表明:随有效应力增加,中、高渗储层属于"缓慢下降"型应力敏感性损害模式,储层损害程度较弱;低渗、超低渗储层则属于"先快后慢"型应力敏感性损害模式,储层损害程度较强;储层孔喉结构特征及其尺寸分布是储层应力敏感性损害的主要控制因素;在油井井壁附近存在"渗透率漏斗",一定程度上影响了油井产能。     

华庆地区长6致密油储层微观孔喉结构特征

针对鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系延长组长6段致密油储层,应用恒速压汞和微、纳米CT扫描分析等技术手段和方法,开展了微观孔喉结构特征研究。研究结果表明,长6致密油储层孔隙以微米级孔隙为主,纳米级孔隙分布频率较低,主流喉道半径为1.07 μm,平均喉道半径为0.84 μm;平均孔隙半径为140.12 μm,平均孔喉比为281.03,微纳米孔喉特征明显。喉道半径、孔喉比与孔渗关系表明,孔喉特征是影响和制约储层物性的关键因素,孔喉特征参数对渗透率的影响和制约要明显高于其对孔隙度的影响。致密油储层微纳米CT实验表明,致密油储层发育孔喉网络复杂的纳米微米级孔喉系统,且具连通性;微纳米孔隙结构三维重构显示,纳米孔隙一般呈椭圆形、长条形和不规则形,微米级孔隙呈现圆形、椭圆形、三角形和不规则形,石油赋存在较大孔隙的团块状、球形斑点状孔隙结构和微裂缝中。     

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田上三叠统长6油层孔喉结构特征及其影响因素

长6油层为该区的主产层之一.为了确定造成长6油层低渗、特低渗的原因,对储层岩石学、沉积体系、孔喉结构及孔渗特征进行了综合分析,总结了长6油层的孔喉结构特征,进一步分析了其影响因素.结果表明:长6油层的孔喉结构主要为中、低孔—微喉型,孔喉结构的特征主要是受成岩作用的影响而形成的;长6油层这种中、低孔—微喉型孔喉结构控制了长6油层的产能,使长6油层成为低渗、特低渗型油层.     

影响特低-超低渗透砂岩油藏开发效果的因素分析

以特低-超低渗透砂岩油藏为研究对象,应用恒速压汞技术深入分析其微观孔隙结构,通过低渗透物理模拟试验研究该类储层的应力敏感性、单相流体渗流以及油水两相渗流特征,并从微观孔隙结构角度进行解释,在此基础上讨论该类油藏开发效果的影响因素。结果表明:微观孔隙结构是决定和影响特低-超低渗透油藏开发难度和开发效果的根本性因素;当渗透率小于2×10-3μm2时,孔喉微细,储层动用难是开发面临的最核心的矛盾,但储层一旦得到有效动用,因其良好的喉道分选,开发效果会比较好;而当渗透率大于5×10-3μm2时,流体流动通道较宽,建立起有效的驱动压力体系较为容易,开发此类储层面临的关键问题是微观非均质性降低了储层的开发效果。     

碎屑岩储层流动单元研究进展

储层流动单元研究最主要的目的是揭示储层的非均质性,流动单元研究的深入开展是深化和发展油藏表征的关键。目前来看,在流动单元的概念、划分方法及控制因素等方面尚未完全达成共识,且在流动单元三维建模及油藏数值模拟研究还比较薄弱。因此,在参考国内外大量文献的基础上,详细阐述了流动单元的概念提出及发展历程;概述了流动单元研究的目的和意义;总结了流动单元的主要研究方法,包括以地质研究为主及以数学研究为主2大类,并进一步指出了各类方法划分流动单元过程中存在的局限性及亟待解决的问题;主要从沉积、成岩及构造等方面分析了碎屑岩储层流动单元的控制因素;最后从储层构型、建模、油藏数值模拟及剩余油分布4个角度展望了流动单元研究的发展方向;全文对流动单元研究成果的总结和介绍将推动我国陆相碎屑岩储层流动单元研究的深入发展。     

砂体输导物性下限研究

砂体输导物性下限是指砂体输导油气需要满足的物性最低值,确定砂体输导物性下限是判断砂体能否输导的前提。笔者运用最小有效孔喉半径法和分布函数曲线法,求取渤海湾盆地埕岛地区砂体输导物性下限。结果表明输导砂体的孔隙度下限与深度的对数呈线性关系,渗透率下限与深度呈指数函数关系,并综合上述2种方法计算结果 建立埕岛地区砂体输导物性下限计算公式。利用研究区现有资料进行检验,准确率为91.5%。该公式的建立为埕岛地区砂体输导物性下限判别提供依据,同时也为其它地区砂体输导物性下限的求取提供借鉴的方法。     

鄂尔多斯盆地苏5区块盒8段砂体结构与展布特征

研究鄂尔多斯盆地苏里格地区苏5区块下二叠统盒8段砂体特征,确定有利的勘探目标层位.通过岩芯观察,结合测井解释成果,对盒8段沉积相进行研究,确定盒8段下部主要发育缓坡型辫状河沉积,盒8段上部则主要为多河道低弯度曲流河沉积.根据测井曲线形态对盒8段小层砂体进行对比和追踪,确定盒8段砂体在研究区中部主要呈近南－北向展布,在研究区西部主要沿北西－南东向展布,而在研究区东部则呈北东－南西向展布的特征.综合砂岩累计厚度对砂体平面展布及演化特征进行研究,认为物源区构造活动的减缓和河流作用的减弱导致砂体规模逐渐变小.根据砂、泥岩厚度及其组合方式的不同,将盒8段砂体划分为4种结构类型:连续叠置型、间隔叠置型、互层型和透镜型.砂体结构与储集物性存在密切联系,连续叠置型砂体孔隙度和渗透性最高,而透镜型砂体物性最差,盒8段下部砂体结构及储集性能明显优于盒8段上部,为最有利的勘探目标层位.     

鄂尔多斯盆地下寺湾油田柳洛峪区块长2储层物性影响因素

通过铸体薄片、扫描电镜、X黏土衍射、物性等测试分析方法,对下寺湾油田柳洛峪区块长2储层特征和物性影响因素进行综合研究。研究表明柳洛峪区块长2储层物性整体上呈现出低孔、低渗的特征,孔隙类型主要以粒间孔、长石溶孔为主。沉积相带和成岩作用是储层物性演化过程中的关键影响因素。     

体育教师人格素养与教学效果关系的研究

通过体育教师人格素养与教学效果关系的研究,论述了以下四方面的问题：人格素养与教学效果之间的辨证关系;高尚人格素养在体育教学中的表现形式;怎样才能成为学生认可的人格素养高尚与教学效果良好的体育教师;人格素养高尚与教学效果良好的保持和提高。     

孔隙结构对碎屑储集岩物性控制作用的定量描述

油气储集岩的微观孔隙结构对其物性具有重要的控制作用.通过扫描电镜的直接观察和对应的孔渗物性分析揭示了微观孔隙结构与岩石孔渗性能呈良好的正相关关系.由常规压汞法可以提取多项表征储集层微观孔隙结构的特征参数,使用对应分析数学地质手段筛选出主控因素.通过多元线性回归,获得了储集岩孔隙度、渗透率与其孔隙结构参数之间的定量关系,以及储集岩孔隙度与其孔隙结构参数及矿物组成之间的定量关系.这些定量关系证明了孔隙结构对碎屑储集岩物性的明显控制作用,为储集岩孔渗性能的预测提供了新的手段.     

Analysis of pore system model and physical property of coal reservoir in the Qinshui Basin

The Qinshui Basin in China is a major area for exploration and development of high rank coalbed methane. Due to the high rank coal and complicated pore system, no substantial breakthrough in the exploration and development of coalbed methane has been made until now. Many systematic tests show that a pore system of coal reservoir has some features as follows: the porosity is relatively low; the pore system is dominated by micropores and transition pores; mesopores take the second place, and macropores are nearly absent, which is exceedingly adverse for production of coal-bed methane. However, testing data also revealed the differential development for the pore of high rank coal reservoirs in the Qinshui Basin, which necessarily led to the different physical properties of desorption, diffusion and permeability. This paper classifies the testing data using cluster analysis method and selects the typical samples to establish four pore system models, analyzes the differences of reservoir physical property, and provides a guidance for the exploration and development of coalbed methane in the Qinshui Basin.     

致密砂岩气藏渗流模式及其影响效果分析

低渗致密砂岩气藏储层物性差,狭小的孔隙空间易产生启动压力,但压裂后投产的生产方式导致气藏原本的渗流模式发生改变。本文以川西致密砂岩气藏为研究对象,利用室内岩心实验及数值模拟技术,对比气藏实际生产指标,模拟储层渗流模式及其对开发效果的影响。结果表明,大规模压裂后投产的致密砂岩气藏原本单一的孔隙内渗流转变为孔隙内,孔隙到裂缝,裂缝到裂缝的多级渗流,基质与基质、基质与裂缝间的启动压力大幅度影响开发效果,渗流模式如模型4所示。气藏物性越差,启动压力梯度对开发效果影响越大,其中渗透率小于0.2×10-3μm2、含水饱和度大于45%是启动压力梯度对开发效果大幅度影响的临界点。基质-压裂区间启动压力梯度对开发效果影响甚微,而基质间启动压力对开发效果影响大,启动压力梯度越小,影响幅度越大,启动压力梯度小于4MPa/100m时,采收率及地层压力下降率降低幅度高达40%。