复杂火山岩油藏储集空间类型及其有效性评价——以克拉玛依油田克92井区石炭系油藏为例

以准噶尔盆地西北缘克拉玛依油田克92井区石炭系油藏为例,从宏观和微观二方面资料入手,系统阐述了复杂火山岩油藏储集空间及其组合类型,定量描述了火山岩油藏储集空间几何形态和发育状况;通过缝、洞产状分析和充填程度、含油性评价,认为火山岩主要发育裂缝单一介质和孔隙-裂缝双重介质二类储层;提出岩性和距石炭系顶界深度为影响裂缝和溶蚀孔洞发育程度的主要因素;利用核磁共振、孔渗和孔喉结构资料,确定了基质有效孔隙下限值,为该类油藏储量评价以及制定合理开发技术政策提供了依据.     

利用 CT技术研究裂缝性油藏改性淀粉凝胶调堵液流转向

针对常规方法研究裂缝性油藏封堵后液流转向过程不能观察油藏内部孔隙结构和流体运移特征的问题,运用改性淀粉凝胶封堵人工裂缝, 利用 CT扫描技术和岩心驱替实验, 研究了裂缝性油藏调堵液流转向机理, 通过 CT图像呈现岩心孔隙特征、 油水分布及裂缝封堵后注入水扩大波及体积过程。结果表明, 人工裂缝贯穿整条岩心, 孔隙分布均匀, 平均孔隙度 22.7%, 注入水沿着裂缝窜流, 不能建立起有效的驱替压差, 基质波及程度低, 一次水驱原油采收率仅为 10.6%。改性淀粉凝胶可有效封堵裂缝孔道, 迫使注入水液流转向, 启动岩心基质, 二次水驱波及体积大约扩大到岩心基质体积的 2/3, 最终采收率为 46.1%, 提高了 35.5%。CT扫描技术为研究封堵裂缝性油藏机理提供了可视手段。图 7参 18     

非均匀裂缝性油藏压力动态

在介绍具有连续基质颗粒大小分布和孔间表皮裂缝性油藏的不稳定压力分析模型的同时。提出了代表实际变化的裂缝密度和均匀性油藏的基质岩块大小分布概率密度函数，给出Laplace空间井筒压力解。该理论通过裂缝跨度变化拓宽了以前的双孔隙油藏模型，在不考虑孔间表皮的情况下，对非均匀裂缝性油藏压力动态进行了分析。     

三塘湖盆地火山岩储层测井定量评价方法

三塘湖盆地火山岩地层岩性、孔隙结构复杂,电阻率测井受背景电阻率影响大,测井定量评价难度很大。针对岩性识别、物性参数和饱和度定量计算三大难点,利用图像处理技术提取火山岩结构特征,结合常规测井资料特征,采用支持向量机方法在多维空间中识别火山岩性;以混合骨架模型和复杂孔隙结构模型为基础,评价储层基质孔隙、裂缝孔隙和渗透率等物性参数;通过消除背景导电饱和度模型,消除火山岩背景电阻率的影响,并利用裂缝孔隙性地层电阻率模型确定不导电水饱和度,求取非均质的复杂孔隙结构火山岩地层含油饱和度,从而形成了一套完整的火山岩定量评价方法。     

裂缝性低渗透双重孔隙介质产能动态数值模拟

低渗透油田开发与裂缝密切相关,与常规油藏相比,低渗透裂缝油藏裂缝和基质中产能动态复杂多变,如何计算、预测和分析裂缝和基质的产能动态是低渗透油田开发的重要任务。采用理论研究及数值模拟的方法,将天然裂缝表征成果应用到油藏工程研究中,提出了结合地质科学和油藏工程数据来表征和研究低渗透裂缝性油藏特征的方法,在前人研究的基础上建立了裂缝系统和基质系统的连续性方程和辅助方程,开发了预测低渗透裂缝油藏开发动态的数值模拟器,来定量研究基质-裂缝之间的流体交换和产能动态。最后利用实例对表征方法和模拟器进行了验证,这对于制定裂缝性低渗透油藏开发方案和优化油藏采收率有重要的指导作用。     

裂缝性底水油藏基质储量动用程度研究

裂缝性底水油藏的储层类型为双重孔隙介质,分为裂缝和基岩两部分,目前国内外一般都是对整个油藏的采出程度进行研究,对裂缝性油藏裂缝系统和基质系统采出程度分别研究的极少,这类油藏由于裂缝发育、底水能量强,容易造成底水沿裂缝的快速锥进,油井含水上升快,产量递减幅度大,因此准确认识基质系统储量的动用程度对于该类型油藏的开发具有一定指导意义。利用物质平衡方法分别建立了基质、裂缝系统的物质平衡方程,结合Leverett函数,通过实例分别计算出了某裂缝性底水油藏基质系统和裂缝系统储量的动用程度,并预测了最终基质系统储量的采出程度;将该结果与同类裂缝性油藏开发效果对比表明,该裂缝性底水油藏裂缝系统和基质系统的动用程度都较好。     

辽河断陷盆地东部凹陷黄沙坨油田火山岩油藏特征

黄沙坨油田是辽河盆地火山岩储层中首次获得千万吨级规模的油田.由于火山岩储层岩性复杂、变化快,油藏不确定的因素较多,因此火山岩油藏的开采存在着一定的难度.通过对研究区构造的精细解释,落实了黄砂坨油田的断裂构造格局.同时对黄沙坨油田火山岩岩石的化学成分进行分析统计,运用岩性观察、铸体薄片、压汞及常规物性分析等方法,确定了该区火山岩储集空间具有裂缝-孔隙双重介质的特征,属复合性储层.并通过对黄沙坨油田的油藏类型、油藏开采特征、流体性质及开采特征分析与评价,证实了黄沙坨油田属于受构造和岩性控制的边底水块状裂缝性粗面岩油藏.     

裂缝孔隙介质储层产能确定方法

碳酸岩油藏、火山岩油藏的储层大多为洞穴型、孔洞型、裂缝型、裂缝孔洞型储层,如塔里木奥陶系碳酸岩油藏、克拉玛依石炭系火山油藏等.这类油藏储层非均质性强,储层一般为块状分布,油井产能确定困难.为此以油井控制面积为基础,将控制范围内储层分为裂缝储集和孔隙溶洞储集2个储集系统,建立产能计算的双渗流模型,由此分析计算产能.通过5口井实例计算,与实际生产符合很好.裂缝储集的范围、裂缝参数等由测井等方法建立裂缝参数确定.     

水平井在火山岩底水油藏开发中的应用

根据准噶尔盆地石西油田石炭系火山岩油藏地质特征,应用现代油藏工程和数值模拟技术对比分析了该油藏应用水平井与直井的开采效果,论证了应用水平井开发的可行性。同时根据油田地质特征进行水平井地质设计、产能分析,确定其合理产能。油田动态数据对比表明,水平井对深层、低渗透、裂缝性、块状底水、异常高压的天然裂缝性火山岩油藏具有较好的适应性,水平井产能的确定结果是可信的,其方法也是可行的。     

三塘湖盆地火山岩油气藏特征及有利成藏条件

三塘湖盆地火山岩的分布广、厚度大，油气显示层数，含油产状多为油斑、油迹。孔隙以次生的溶蚀孔缝为主，原生孔隙为杏仁孔和气孔，大多孤立存在，一般小于5％，但裂缝发育带的孔隙度可达8．3％～22．1％。孔隙为溶蚀孔隙、风化-淋滤孔缝、孔隙-裂缝型、裂缝-混合孔隙等4种类型。油藏为裂缝性油藏，北东-东西向构造及断裂控制主要的油气藏分布，火山岩裂缝的主要发育期与排烃期相近，有利于成藏，致密火山岩提供了火山岩油气成藏良好的封盖条件。     

克拉玛依油田九_5区石炭系火山岩储层分类及开发实践

克拉玛依油田九5区石炭系油藏是准噶尔盆地克-百断裂带上盘石炭系油藏的一部分,属裂缝性火山岩油藏,为低孔低渗双重介质块状油藏。通过油藏微观研究和单井产量分析,认为石炭系储层主要表现为I类裂缝型(IF)、I类裂缝-基质型(IFM)、II类裂缝-基质型(IIFM)、II类基质型(IIM)、III类基质型(IIIM)共3大类5小类,各类型储层静态和动态特征明显。平面上,石炭系储层从火山口向外依次发育I类、II类、III类储层;剖面上,I类储层主要分布于石炭系中上部,II类储层在石炭系全层段均有分布,III类储层主要分布于石炭系下部。根据不同类型储层特点及其分布规律,制定了针对性的增产措施,并取得了较好的开发效果,预测油藏最终采收率可达16.7%。     

江苏油田泥灰岩裂缝性储层测井解释方法研究

从泥灰岩裂缝性储层的岩石成份、孔隙结构等分析化验数据入手,根据岩心孔、洞、缝观察描述和统计分析,以岩心刻度测井思路研究了与泥岩、泥灰岩地质特征相匹配的双重孔隙结构模型,建立了计算裂缝性储集层物性参数(总孔隙度、基质孔隙度、孔洞孔隙度、裂缝孔隙度)的系统方法.研究了储层类型并应用双孔隙度指数法、三孔隙度法、曲线变化率法、电阻率指示法、次生孔隙度法和综合指示法进行泥灰岩裂缝发育程度评价.     

TRACER RESPONSE IN PARTIALLY FRACTURED RESERVOIRS

There is considerable interest in the petroleum industry to characterize partially fractured reservoirs and to develop an increased understanding of the physics of fluid flow in these types of reservoirs. This is because fractured reservoirs have different behavior and there exist a large number of these reservoirs that are not fully developed. This paper presents a numerical simulation study that was performed to investigate the effect of rock properties on the tracer response in partially fractured reservoirs using a finite difference numerical simulator. These properties include fracture intensity, fracture porosity and matrix permeability. The functional relationships between these parameters and the calculated effective permeabilities are also investigated. Several images, each with different probability of fracture intensity, were generated randomly. Numerical simulations of single-phase tracer transport were then performed in each of the generated fractured models. Results show that the fracture intensity, fracture porosity and matrix permeability have a significant effect on the tracer response in naturally fractured reservoirs. Depending on the reservoir properties, the results also show that the flow in partially fractured reservoirs can be either matrix-dominated or fracture-dominated. The characteristics of each regime and the conditions for its occurrence are presented.     

火山岩储层构造裂缝的测井识别及解释

针对辽河油田欢喜岭地区火山岩储层分布和结构构造特点,研究和分析了该地区不同类型火山岩的测井响应特征,结合不同岩性的测井曲线特征对各种火山岩进行了划分,同时利用电导率测井、声波测井、放射性测井和地层倾角测井等方法对火山岩储层的构造裂缝进行了识别,利用裂缝的测井解释成果建立了该区裂缝孔隙度地质模型,进行了裂缝倾角的判定及裂缝孔隙度的计算及火山岩储层评价.     

裂缝性储层应力敏感性数值模拟——以库车坳陷克深气田为例

针对裂缝性储层应力敏感性的常规研究方法难以做到与实际相符且不能定量分析的问题,采用储层裂缝数值模拟方法,对克深气田裂缝性储层的应力敏感性进行了研究,并分析了应力敏感性的影响因素。研究结果显示:随着有效应力的增加,裂缝的孔隙度和渗透率均随之下降,表现出较强的应力敏感,且裂缝渗透率的应力敏感程度强于裂缝孔隙度,并可采用指数函数对应力敏感曲线进行拟合;储层裂缝孔渗参数的初始值越高,其应力敏感性越强,即相对高渗储层的应力敏感性要强于相对低渗储层;对于低渗透的裂缝性储层,储层岩石塑性越强其应力敏感程度越高;不同充填程度裂缝的应力敏感性由强到弱依次为未充填缝、半充填缝和全充填缝。     

兴城地区火山岩储层孔洞裂缝发育与产能关系研究

对油气储层的产能进行定性或定量评价一直是勘探开发的一项基本任务。针对徐深气田兴城地区火山岩储层类型多样,孔隙结构复杂,储层非均质性强的特点,在对研究区火山岩储层地质及试气资料分析的基础上,应用常规和成像测井资料,论述了总孔隙度、次生孔隙度、次生发育厚度、孔洞裂缝发育程度等参数与产能的关系。并利用上述参数建立了火山岩储层产能评价标准。在实际应用中取得了比较满意的效果,对今后天然气火山岩储层的产能预测和气田开发部署具有较高的参考价值。     

裂缝性油气藏采收率：100个裂缝性油气田实例的经验总结

通过对世界上100个裂缝性油气藏的综合评价，研究储集层及流体本身的性质(包括孔隙度、渗透率、黏度、可动油比例、含水饱和度、润湿性及裂缝分布特征等)和驱动机制及油藏管理战略(优化日产量和采用不同类型的提高采收率技术)对其最终采收率的影响。将裂缝性油气藏分为4类：I类的基质几乎没有孔隙度和渗透率，裂缝是储存空间和流体流动的通道；Ⅱ类的基质有较低的孔隙度和渗透率，基质提供储存空间，裂缝提供流动通道；Ⅲ类(微孔隙)的基质具有高孔隙度和低渗透率，基质提供储存空间，裂缝提供流动通道；Ⅳ类(大孔隙)的基质具有高的孔隙度和渗透率，基质提供储存空间和流动通道，裂缝仅增加渗透率。对26个Ⅱ类油气藏和20个Ⅲ类油气藏的开采历史的研究表明：Ⅱ类油气藏的采收率受水驱强度和最优日产量控制，日产量过高会很容易破坏Ⅱ类油气藏，一些Ⅱ类油气藏如果管理得当，采收率可以很高，不需要二次或三次采油；Ⅲ类油气藏的采收率主要受岩石和流体本身性质的影响，特别是基质渗透率、流体重度、润湿性以及裂缝强度等，不进行二次或三次采油不可能完全开采，往往需要采用一些提高采收率的专门技术。以往将Ⅱ类和Ⅲ类裂缝性油气藏归为一类，认识它们的区别将有助于选择更好的开发策略。     

Modification of Vogel's Inflow Performance Relationship (IPR) for Dual Porosity Model

The performance of a solution gas-drive reservoir can be predicted using Vogel inflow performance relation (or IPR), which simply relates the deliverability of a well to bottom-hole pressure and average reservoir pressure. While many studies have shown the success of Vogel-type IPR for single porosity reservoirs, the applicability of this method for naturally fractured reservoirs (NFRs), is under question mainly because of the complex flow behavior in matrix and fracture systems. The present study is undertaken to determine if the relation between NFR flowing wellbore pressure and oil production rate could be described by Vogel's IPR. For this purpose, a synthetic dual porosity fractured reservoir with typical rock and fluid properties is considered as a base-case. Identifying important parameters affecting the performance of a naturally fracture reservoir, a total of 22 simulations covering a wide range of reservoir fluid properties, fracture permeabilities, capillary pressure, block height, and recovery factor are made. The results show significant errors between simulation output and Vogel's IPR. A modification is made on Vogel's IPR to use it for performance prediction of dual porosity model.     

准噶尔盆地车91井区石炭系火山岩油藏特征

采用油气藏综合研究方法,对准噶尔盆地车91井区石炭系火山岩油藏进行了分析。研究认为,该井区油藏储层主要岩性为爆发相火山角砾岩,属于孔隙-裂缝双重介质;紧邻油藏之上地层中总有裂缝发育,油藏与裂缝段具有很好的下、上近邻组合特征;油藏类型为受边底水控制的不规则块状油气藏;油藏具良好的保存条件,但在大断裂附近封闭保存条件明显变差,油质变重,油气曾受到氧化作用。最后指出,确定地层中裂缝发育的区域对该区石炭系的油气勘探具有一定的指导作用。