塔中地区奥陶系热液溶蚀作用特征及其对储层物性的影响

介绍塔中地区碳酸盐岩溶蚀、热液白云岩化的标志,并识别出4种热液矿物组合。包裹体测温数据显示,热液产生于深埋藏作用,塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩所经历过的热事件主要有3期。奥陶系碳酸盐岩热液对灰岩的溶蚀作用改善了岩石物性,而遭受白云岩化之后物性改善并不明显,作用于碳酸盐岩后使岩石的孔隙度和渗透率明显增加。热液流体的驱动力来自构造挤压,而不整合面和层位控制的热液溶蚀灰岩是该区重要的储层类型。     

应用聚类分析和数值模拟技术处理渗透率方法

在油藏数值模拟过程中,渗透率、含油饱和度、孔隙度等重要物性参数都是从地质模型中导出的,这些参数的准确性对制定各项开发方案非常重要,其中渗透率具有各向异性的特点,但是从模型中导出的渗透率只有一维的数值,对此以往的处理方法是根据经验赋值来确定三维方向上的渗透率值,这样就大大降低了其准确性。将Ward聚类分析方法引入到油藏数值模拟中,经过空间几何处理后可得到三维模拟网格中渗透率数据,大大提高了数值模拟的精确度。该方法在生产实例中得到了很好的应用,为油田高效开发方案的制定提供了有力依据。     

渤海薄层边水气顶砂岩油藏高效开发研究与实践

薄层边水气顶砂岩油藏能否高效开发,关键取决于能否根据实际地下油藏特征选取适当的开采方式。如何避免气窜与水锥是面临的难题。通过理论研究评价气顶、边水天然能量大小,尝试先期充分利用天然能量,东侧气顶内注气补充地层能量,西侧油环采油的开发模式,视地层压力情况后期增加新注水井点。实践证明该油藏开发效果显著,这为类似气顶油藏开发提供较好借鉴经验。     

非均质变异系数对S/P驱各小层驱油效果及动态特征的影响

利用数值模拟技术,在45℃及大庆地层水条件下,研究了油层非均质变异系数(V_k)对表面活性剂/聚合物(S/P)复合驱时各小层驱油效果及动态特征的影响。用油藏数值模拟软件建立理想地质模型,纵向分为7个小层,V_k相同时(V_k>0),1～7小层的渗透率从小到大。当0相似文献   

BZ油田井间动态连通性研究

BZ油田油藏是渤海典型的中高孔渗稠油油藏,目前处于高含水阶段,开展油藏井间动态连通性的研究对后期剩余油挖潜有重要指导意义。稠油油藏原油粘度较高,存在启动压力梯度,传统的井间动态连通性研究方法不适用于稠油油藏。为此,基于系统分析思想,将注水井、生产井及其井间介质看作一个系统,根据物质平衡原理和稠油油藏的产量描述模型,考虑启动压力梯度影响,利用油田的注采生产资料,建立稠油油藏注采井间动态连通性评价的新模型,并利用最小二乘原理反演得到注采关联系数,进而分析BZ油田的井间动态连通状况。研究结果为渤海BZ油田及其他相似油藏的井间动态连通性分析提供了科学依据。     

不同有机物连续驱替对岩心渗透率的影响

在油田开发的过程中,由于钻井、完井、压裂等原因引起的机械杂质对油层的污染、地层流体中细菌的滋生、地层本身的结垢和结蜡等,对地层产生很大伤害,使油井产量下降。基于各种不同有机物连续驱替对岩心渗透率影响的实验,通过用煤油、混苯、大阳离子聚合物、小阳离子聚合物分别对不同渗透率的8块人造岩心和8块天然岩心进行驱替,测量出不同时间间隔下不同时间点的岩心渗透率,分析总结渗透率变化曲线,研究有机物对人造岩心和天然岩心的渗透性的影响,从而得出岩心渗透率在有机物驱替条件下的变化规律。     

基于微流控模型的渤海典型高渗砂岩储层油水赋存规律

为进一步明确高渗砂岩储层水驱过程中微观油水赋存规律,通过扫描储层岩心,建立了渤海高渗砂岩微流控模型;基于形状因子和欧拉数等微观参数,编制计算程序,精细识别并提取膜状、滴状和柱状等5类剩余油的微观表征;针对不同流体物性及开发方式设计实验方案,明确了渤海典型高渗砂岩在不同原油性质及开发制度下微观油水赋存规律及演化特征。结果显示：随着剩余油非连续相增加,水淹范围内的绕流区、滞留区难以再动用,多孔和簇状剩余油成为主要的剩余油赋存形态;高速驱替水驱波及范围更大,但注入水绕流易导致采出端提前见水,波及范围不再显著增加;低黏储层中,高速驱替相较低速驱替波及系数提升0.154;高黏储层中,液流改向调整后水驱末期波及系数提高0.137。对于渤海油田典型储层物性及高含水开发阶段条件下,低黏储层更适合提高驱替速度进行挖潜,高黏储层适合液流改向进一步动用剩余油。研究结果为渤海油田水驱高效开发提供了借鉴。