鄂尔多斯盆地合水地区长8储层微观非均质性的试验分析

通过真实砂岩微观孔隙模型试验,对鄂尔多斯盆地合水地区长8储层的微观非均质性进行研究.结果表明:研究区长8储层的微观非均质性很强,且存在储层物性越好其微观非均质性越强的特点;沉积微相和溶蚀作用是影响微观非均质性的主要因素;微观非均质性是影响水驱油效果和剩余油分布的内因;在充分研究合水地区长8储层4种主要孔隙类型的基础上,建议相应地针对原生粒间孔隙和溶蚀孔隙型、微裂缝型、自生矿物晶间微孔隙型制定3类注水开发方案.     

白豹地区长3储层微观非均质性的实验研究

目的 探讨鄂尔多斯盆地白豹地区长3储层的微观非均质性特征.方法 通过真实砂岩微观模型实验对储层进行研究.结果 白豹地区长3储层为致密型砂岩,真实砂岩微观模型实验直观地显示出长3储层具有很强的微观非均质性.结论 砂岩的成岩作用和孔隙结构是影响本区长3储层微观非均质性的主要原因.在低渗透砂岩中,溶蚀作用引起砂岩产生强烈的非均质性,而这些砂岩则形成长3储层的高渗带.     

储层特征与真实砂岩微观模型实验研究——以鄂尔多斯盆地华池地区长3储层为例

目的 探讨鄂尔多斯盆地华池地区长3储层特征.方法 利用真实砂岩微观模型实验对储层进行研究.结果 鄂尔多斯盆地华池地区长3储层为致密型砂岩,真实砂岩微观模型实验直观地显示出鄂尔多斯盆地华池地区长3储层具有很强的微观非均质性.结论 砂岩的成岩作用和孔隙结构是影响鄂尔多斯盆地华池地区长3储层微观非均质性的主要原因.在低渗透砂岩中,溶蚀作用引起砂岩产生强烈的非均质性,而这些砂岩则形成长3储层的高渗带.     

鄂尔多斯盆地西区油田延长组长8储层特征及影响因素

通过岩心观察、测井及各类分析测试资料,对西区油田长8储层岩石学、孔隙结构和储层物性等特征进行了研究.结果表明:研究区延长组长8储层为典型的特低孔-特低渗储层,层内非均质性较强,主要呈强-中等非均质型;储层砂体为成分成熟度和结构成熟度都较低的岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩;储集空间主要为粒间孔和长石溶孔;孔隙结构类型以小孔中细喉型和小孔微细喉型为主;研究区长8储层物性受沉积微相、孔隙结构、成岩作用的共同影响;不同沉积微相储层的物性差异较大;成岩作用对储层物性的影响具有两面性,压实作用、胶结作用导致储层致密,物性变差;溶蚀作用与烃类充注改善了储层物性.     

微观非均质储层注水开发室内模拟及监测方法

储层微观非均质性普遍存在且影响着渗流特征。为了直观有效地表征和模拟储层微观非均质特征及其对水驱开发效果的影响,室内条件下研制了具有微观非均质特征的可视化填砂模型和砂岩岩心模型。分别采用录像观察和饱和度测试的方法,实验模拟并监测水驱开发动态,分析渗流特征及残余油的形成与分布,明确储层微观非均质性对注水开发效果的影响。两种模型实验结果表明:局部低渗形成的微观非均质性易使油水前缘不稳定,指进明显,出口见水较快,驱油效率较低;注水开发后微观非均质储层残余油主要分散分布在局部低渗部位以及低渗部位之间的水动力滞留带;通过录像方法能直观定性地跟踪水驱开发动态,而采用饱和度测试分析可以定量表征油水变化情况,两者相结合可以较全面分析微观非均质对渗流特征及水驱开发效果的影响。     

克拉玛依油田七西区三叠系下克拉玛依组储层微观非均质性定量评价

克拉玛依油田七西区克下组油藏开发面临单井产量衰减快、含水高,水驱开发效果差,剩余油分布规律不明确,需要加强目的储层微观非均质性评价。利用岩心观察、薄片分析等研究手段,对储层岩石学及储集特征进行分析;以压汞实验分析为基础,利用“主要流动空间”和“分形维数”分别从“量”和“形”的角度关注目的储层孔隙结构非均质性程度,对储层微观非均质性进行定量表征。结果表明：克下组储层岩性以砂砾岩为主,储集空间类型多样,以剩余粒间孔为主,储层以低孔特低渗为主。“主要流动空间”反映渗流能力贡献率为95%的主要流动空间仅占整体储集空间的不到三分之一;受微裂缝影响,“分形维数”分布于2.6～2.7的样品孔隙结构相对较好,整体反映出储层孔隙结构非均质性很强,最终主要利用上述两个参数对储层微观非均质性进行合理评价,为后续高效开发提供地质依据。     

微观剩余油仿真实验研究

针对仿真孔隙模型、人造砂岩模型和砂岩微观孔隙模型,通过模拟实验对微观剩余油分布进行了综合研究,探讨了水驱油微观机理,归纳出水驱后剩余油的分布规律,研究了活性水以及聚合物驱后的剩余油分布规律。研究认为：仿真孔隙模型是根据孔喉网络结构通过光化学刻蚀的方法制作而成,可视性强;人造砂岩模型具有真实砂岩储层介质的条件,可重复使用;砂岩微观孔隙模型保留了砂岩的原始孔隙结构,也保存了大部分胶结物和填隙物,具有真实性。     

辽河盆地荣 37 块气田下第三系储层孔隙结构及非均质性研究

通过对岩芯、薄片及沉积微相等资料的分析，结合压汞测试结果，重点分析了辽河盆地荣３７块气田下第三系沙河街组和东营组砂岩储层的孔隙类型、孔隙结构及其非均质性特征，指出粒间孔及粒间溶蚀扩大孔为主要储集空间；提出９种孔隙结构类型，其中东营组曲流河点坝微相砂体孔隙结构类型良好。对储层进行了层内、层间及平面非均质研究，指出天然气储层平面及层内非均质性强，而层间非均质性相对较弱。依据研究结果对今后开发该气田提出了建议。     

孤岛油田储层微观结构特征及其对驱油效率的影响

利用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜和压汞资料 ,对孤岛油田馆上段储层微观结构进行了全面研究。馆上段的孔隙结构可以分为 4种类型 ,以Ⅱ ,Ⅲ类孔隙结构为主 ,微观非均质性严重。沉积环境和成岩作用是影响储层微观结构的主要地质因素 ,经过长期注水开发 ,在一定程度上改善了储层微观结构。储层孔喉分布和孔隙结构的非均质性是影响孤岛油田驱油效率的主要因素之一 ,岩石润湿性的分布不均匀是影响驱油效率的另一重要因素。     

孤岛油田储层微观结构特征及其对驱油效率的影响

利用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜和压汞资料，对孤岛油田馆上段储层微观结构进行了全面研究。馆上段的孔隙结构可以分为4种类型，以Ⅱ，Ⅲ类孔隙结构为主，微观非均质性严重。沉积环境和成岩作用是影响储层微观结构的主要地质因素，经过长期注水开发，在一定程度上改善了储层微观结构。储层孔喉分布和孔隙结构的非均质性是影响孤岛油田驱油效率的主要因素之一，岩石润湿性的分布不均匀是影响驱油效率的另一重要因素。     

基于模糊数学理论的储层评价-以鄂尔多斯盆地 富黄地区延长组长9油层为例

鄂尔多斯盆地延长组中下部组合油气勘探开发程度相对较低,超低渗储层分类与评价是制约该组合层系油气勘探开发的关键。选取可动流体百分数、主流孔喉半径均值、启动压力梯度、黏土矿物含量以及原油黏度作为低渗储层评价指标,建立评价体系,运用模糊数学理论,建立模糊数学模型,对长9储层进行定量评价,进而建立储层评价体系。研究表明,富黄地区长9储层主要为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层,不含Ⅳ类储层。通过对富黄地区长9储层和沉积相平面图对比分析,储层分级结果与有利沉积相储层展布有较高的契合度,以期为延长组超低渗油气勘探和开发提供指导。     

延长油田滞后注水区注水开发特征及效果

 延长油田地理位置处于黄土高原之中,水资源匮乏,地面条件恶劣,早期开发未实施注水,且井网很不规则.为高效开发石油资源,近年采取补救性注水开发,取得了显著的增油效果,但也暴露了很多问题.本文通过注水区产量、含水、地层压力、注水压力、注采比及采收率分析,研究了延长低渗透油田注水开发特征,评价注水开发效果及注水参数的适应性.不同的油藏性质表现出不同的注水开发特征,反映了对不同注水技术政策的需求.延安组底水油藏和弱底水发育的延长组长2油藏,储层物性相对较好,渗透率在2.0×10^-3—80×10^-3μm²之间,在温和注水条件下,储层流体以孔隙渗流为主,注水各向受效均衡,油田原有不规则井网基本适应.延长组长6油藏为裂缝性岩性油藏,储层物性差,渗透率在0.3×10^-3—2.0×10^-3μm²之间,注水开发受储层裂缝及砂体展布方向影响较大,油田原有不规则井网注水适应性差,方向性含水上升快,后期调整困难,沿裂缝强化注水方式很难在老井区实施.指出针对长6油藏不规则井网,常规堵水、调剖措施将是改善注水开发效果的有效途径,并提出增加注水井的“多点少注”的注水开发方式的设想.针对长6油藏纵向多油层复合连片的特点,提出分层注水的必要性.     

黄陵探区延长组储层压裂改造工艺技术分析

黄陵探区深湖相延长组储层发现规模石油储量,这是延长油田的重大发现。针对黄陵区延长组储层连续性差、含油砂体变化快、非均质性强,具有低孔、低渗、低压、低丰度的特点,在近几年的石油勘探过程中,通过不断研究、试验和现场应用,总结出一套基本适应于该区延长组储层的压裂改造工艺,现场施工后取得了较好的效果。为此,从射孔工艺、加砂压裂工艺特别是压裂液体系、支撑剂、施工主要参数的确定、压裂配套工艺等多个方面进行了阐述,并对现场的施工情况和室内的研究成果加以分析和佐证。最后,对黄陵延长组储层的下一步压裂改造工作提出了建议。     

下寺湾油田泉65井区长2油藏压裂改造工艺优化研究

泉65井区是一个多油层复合浅层油田,三叠系延长组长2,侏罗系延安组Y7、Y9均获得工业油流。三叠系延长组长2油层组,是泉65井区2010年开发的主力油层,属典型的低压、低渗、低温地层,这种油层浅、低压、低渗、低温的地质特性,决定了压裂增产为其主要的增产方式。三叠系长2油藏油水关系复杂、非均质性较强制约了水力压裂工艺的实施,油层改造是实现高效开采的关键。结合2010年与2006-2009年压裂工艺及施工参数及现场实验基础上进行系统性总结分析,提出了长2油层的压裂改造思路及模式,对于提高低渗透油藏开发具有重要作用。     

孤东油田七区中馆4-馆6砂层组储层非均质性及其对剩余油分布的控制作用

根据孤东油田七区中馆 4—馆 6砂层组河流相疏松砂岩储层特征 ,将储层参数、流体性质的非均质性与生产动态紧密结合 ,分析了储层非均质性对注水开发效果的影响以及对剩余油分布的控制作用。研究结果表明 ,孤东油田七区中馆 4—馆 6砂岩储层非均质性强 ,对剩余油的分布具有明显的控制作用。在平面上 ,非主力相带砂体边缘和废弃河道的砂体以及高渗向低渗的过渡带形成了剩余油饱和度相对高值区。在垂向上 ,非主力小层砂岩分布局限 ,储层物性差 ,油层厚度薄 ,尽管其剩余油饱和度相对较高 ,但其剩余油储量有限 ;相反 ,主力小层的剩余油饱和度相对较低 ,但可采剩余油储量较大。储层层内非均质性包括简单正韵律、复杂正韵律、均质韵律、反韵律和复合韵律 5种形式。其中简单正韵律和复杂正韵律层内剩余油较富集 ,前者主要富集在层序中上部 ,而后者在层序内较多层段富集剩余油。     

鄂尔多斯盆地陆相页岩气压裂技术现状

鄂尔多斯盆地三叠系延长组陆相油页岩是延长组页岩气的生、储层位.延长陆相页岩具有埋藏深度浅、分布稳定,厚度较大,孔隙度、基质渗透率极低,岩性脆等特点.延长油田结合自身陆相页岩气储层的特点,通过对页岩气储层改造方式、增产机理、区域层位选择等论证优化后,经过三年多时间的室内实验研究及现场试验,优化出了适合陆相页岩储层的压裂液体系,并首次将CO2压裂工艺技术应用于陆相页岩气压裂,逐步形成了一套适合延长组陆相页岩气储层压裂改造工艺技术,并在延长油田多口页岩气井现场应用,取得了陆相页岩气储层改造的技术突破.     

沈84块S_3~4Ⅱ油组小层油藏及剩余油参数分布

利用灰色系统理论水淹层测井解释软件系统,通过沈８４ 块 Ｓ４３Ⅱ油组小层油藏实际应用,处理区块不同开发期 １２０ 多口井相应水淹层测井地质资料,分别利用水淹层测井解释的研究成果,提取和集总油藏及剩余油参数,编制研究区块 Ｓ４３ Ⅱ 油组各小层油藏孔隙度、渗透率、原始油饱和度、剩余油饱和度及油层有效厚度的平面分布图件．依照 Ｓ４３Ⅱ 期水系发育、油藏及剩余油参数的分布和大小,对主要调整挖潜的 Ⅱ８ 小层参数做作了具体的描述,并按 Ⅱ８、Ⅱ７、Ⅱ５ 、Ⅱ６、Ⅱ３、Ⅱ４、Ⅱ１、Ⅱ２ 小层顺序,分别阐明了各小层油藏及剩余油参数的分布和富集范围,为区块油藏综合治理和进一步开发提供了依据．     

胜坨油田特高含水期储层岩石物理相研究

应用沉积岩石微相与成岩储集相叠加法对胜坨油田沙二段 14,2 3 小层进行了岩石物理相分类及储集层综合评价 ,并研究了储层孔隙网络非均质性、岩石物理相带对剩余油的控制作用。研究结果表明 ,14小层岩石物理相可划分为 6类 ;2 3 小层可划分为 5类。各类岩石物理相之间的储集性能有明显差别。对特高含水期不同岩石物理相带的剩余油分布的分析表明 ,14小层的第 4类和 2 3 小层的第 3类岩石物理相带的剩余油饱和度最高 ,说明在相同成因的储集层中 ,中等物性的岩石物理相带的非均质现象较严重 ,其剩余油较富集 ,因而在此相带布井采油 ,油井含水率比同期老井降低 13.1% ,这进一步说明用岩石物理相来预测特高含水期的剩余油分布是可行的。     

蟠龙油田三叠系长2油组油气富集规律

鄂尔多斯盆地陕北斜坡为一平缓的西倾单斜,通常认为长2油藏的形成和分布主要受沉积相和优质储层控制,构造、裂缝等其他地质因素作用较弱。对陕北斜坡东部蟠龙油田长2油层组油气富集主控因素的研究表明,蟠龙油田长2油藏的形成和富集受沉积相带和优质储层、鼻状隆起背景、区域盖层与局部盖层、运移通道等多种因素控制,其中,鼻状隆起与局部盖层对长2油藏意义更为突出,鼻状隆起的围斜部位油藏最为富集,而局部盖层拓展了油层纵向分布范围。长2油藏类型复杂多样,除岩性油藏以外,以构造-岩性为主的复合油藏是该区长2油藏的主要类型。     

鄂南地区上三叠统延长组层序地层特征及其控藏因素分析

以层序地层学理论为指导,综合岩心、钻井、测井及地震资料,将鄂尔多斯盆地南部上三叠统延长组划分为4个三级层序和11个四级层序,建立研究区层序地层格架;分析了层序格架内砂体时空展布特征,认识到储集层受到层序界面的控制,基准面旋回上升半旋回的早中期以及下降半旋回的中晚期砂体为优质储集体,建立了研究区层序地层格架内砂体的发育模式;分析了层序格架内的成藏组合,明确了研究区层序格架内的油气藏特征及分布,指出研究区发育"下生上储"型曲流河三角洲油气藏、"上生下储"型辫状河三角洲油气藏和"上生下储"型或"下生上储"型深水重力流油气藏3种油气藏类型,并对其有利勘探目标进行了预测.