镇泾油田长8储层裂缝识别机理及方法

镇泾长8为致密超低渗油藏,储层裂缝发育,通过野外露头调查、岩心观察、测井等手段对其裂缝产状、发育特征描述表明,长8发育一套高角度构造缝和成岩缝,裂缝走向NE组系为主.在此基础上,分析不同手段下裂缝识别的机理,通过岩心、成像测井标定常规测井,建立常规测井裂缝识别方法和标准,进而明确岩性、岩层厚度和断层为其控制因素.     

长8超低渗透储层压力传播与合理井网形式研究

镇泾油田长8储层属于低孔超低渗储层,依据储层分类标准在平面上可划分为孔隙型和裂缝型。为了研究不同类型储层压力传播与井网匹配关系,对长8油藏典型油水井动态指标进行分析,给出不同类型储层压力传播特征和合理井网形式;综合应用矢量井网和数值模拟方法对不同井排距方案进行预测,确定合理井排距。研究结果表明:孔隙型储层油井初产低、递减快、压力传播慢、传播范围小;注水井吸水能力随注水量增加而降低。裂缝型储层采油井初产高、递减慢、注水井吸水能力强、吸水指数存在明显拐点。孔隙型储层中部署菱形反九点井网,合理井距范围450～500m,合理排距范围110～130m;裂缝型储层部署矩形井网(行列式),合理井距范围400～450m,合理排距范围130～150m。     

长8超低渗透储层压力传播与井网匹配关系研究

镇泾油田长8储层属于低孔超低渗储层,依据储层分类标准在平面上可划分为孔隙型和裂缝型。为了研究不同类型储层压力传播与井网匹配关系,对长8油藏典型油水井动态指标进行分析,给出不同类型储层压力传播特征和合理井网形式。综合应用矢量井网和数值模拟方法对不同井排距方案进行预测,确定合理井排距。研究结果表明,孔隙型储层油井初产低、递减快、压力传播慢、传播范围小;注水井吸水能力随注水量增加而降低。裂缝型储层采油井初产高、递减慢、注水井吸水能力强、吸水指数存在明显拐点。孔隙型储层中部署菱形反九点井网,合理井距范围450～500 m,合理排距范围110～130 m;裂缝型储层部署矩形井网(行列式),合理井距范围400～450 m,合理排距范围130～150 m。     

鄂尔多斯盆地西南部致密砂岩储层微观裂缝特征及控制因素——以红河油田长8储层为例

以鄂尔多斯盆地西南部红河油田长8致密砂岩储层为例,根据铸体薄片、扫描电镜分析,结合岩心和测井资料,采用地质学统计的方法,对微观裂缝的发育特征及控制因素进行系统分析,在此基础上,分析典型区块Q1井区的微观裂缝分布特征。结果表明:从地质成因上,该区致密砂岩储层的微观裂缝可以分为构造、成岩、构造-成岩和异常高压成因4种类型,其中以构造成因的微裂缝和构造-成岩成因的微裂缝为主,该区微观裂缝大部分为有效裂缝,少量无效裂缝被方解石、石英及炭质等充填。该区微观裂缝的发育程度受沉积作用、成岩作用、构造作用及异常高压作用控制。云母、岩屑等塑性成分含量越高,杂基含量越多,岩石颗粒越细,微裂缝发育程度越差;压实作用越强,越有利于构造-成岩成因的粒内缝、粒缘缝发育;随着胶结强度增强,粒内缝和粒缘缝发育程度降低,利于发育构造成因的微裂缝。典型区块Q1井区,在细砂岩强压实方解石强胶结相中,微观裂缝发育程度最强;其次为细砂岩强压实相和中-细砂岩方解石中胶结相;在细砂岩高岭石胶结相和绿泥石胶结中溶解相中,微观裂缝发育程度较弱;在泥岩中微观裂缝发育程度最弱。     

镇泾油田长8块储层压力传播研究与井网初步模拟

镇泾油田长8块超低渗油藏储层类型分为孔隙型、裂缝型2种,不同储层类型产生的地层压力传播效果不同。要保证油藏的开采效果,需明确不同类型储层对应的井网排布关系。为此,针对长8块储层地质特征,在油水井动态指标分析基础上,研究了不同储层类型的压力传播特征,并初步确定出相应的井网形式。然后应用矢量井网和数值模拟方法对不同井排距方案进行了模拟,预测出了井网的合理排距。该研究对长8块超低渗油藏不同储层类型的进一步勘探开发提供了初步理论依据。     

鄂尔多斯盆地红河地区长8段沉积相与砂体展布

三叠系延长组长8段是鄂尔多斯盆地西南部主要产油层之一。前人根据露头、钻井资料的矿物成分和含量统计认为长8段为南西—北东走向的三角洲前缘分流河道沉积。以往通常是将有利的河道砂岩储层描述为南西—北东向延伸的直线状。但首次获得镇泾地区南部红河三维地震资料后,综合钻井资料得出了多种方向、形态的主河道砂体展布。结合区域长8段地层的展布、古构造和湖泊发育状况,认为红河三维地震区的长8段为辫状河—曲流河沉积,河道砂体宽厚比为1/500~1/1000,长8段河道呈南东、南北、近东西多种方向,优质储集体为心滩式纵坝砂体,漫滩及河道边部砂体物性较差。镇泾地区长8段湖相及三角洲相沉积不发育。     

鄂尔多斯盆地代家坪地区延长组8段低孔渗砂岩成岩作用及成岩相

上三叠统延长组长8段砂岩是鄂尔多斯盆地代家坪地区重要的勘探目的层,以长石岩屑细砂岩和岩屑长石细砂岩为主,目前处于中成岩A期,属典型低孔特低渗储层。强烈的成岩作用是储层致密化的主要原因,其中压实作用和碳酸盐岩胶结作用造成储层原生孔隙大量丧失,绿泥石胶结和长石溶蚀对储层物性改善起到了积极作用,碱-酸-碱交替的成岩介质环境变化控制了粘土矿物形成、碳酸盐胶结物沉淀以及长石溶蚀作用。综合多项定性和定量参数,将长8段砂岩划分为5种成岩相类型,定量计算不同成岩相埋藏过程中孔隙演化表明,由沉积作用形成的不同成岩相中砂岩原始组分差异是导致胶结类型和溶蚀程度差异的物质基础,不同成岩相中成岩作用类型及强度是造成砂岩孔隙演化及物性差异的主要原因。优质砂岩储层分布与成岩相密切相关,其中分布于水下分流河道砂体中的弱压实绿泥石胶结相和中压实次生溶蚀相砂岩物性最好,是研究区长8段砂岩储层中最有利的成岩相带。     

渭北油田延长组长3储层孔隙类型及物性控制因素

通过岩心物性分析、铸体薄片、扫描电镜等资料,对渭北油田长3储层的孔隙类型、物性特征进行研究。研究结果表明,区内长3储层孔隙类型以粒间溶孔为主,储层物性的主要控制因素为沉积微相、成岩作用和砂体厚度。根据物性主控因素对长3储层进行综合评价,建立了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层评价标准,物性最好的一类储层特征参数为河口坝叠置带、碳酸盐胶结物含量小于7%、砂体厚度大于18 m,孔隙度大于12%、渗透率大于0.5×10-3μm2。     

镇泾油田长8超低渗油藏应力敏感性实验研究

用两种方法对鄂尔多斯盆地南部镇泾油田长8油藏砂岩进行了应力敏感实验,实验结果表明,渗透率随有效应力的变化而变化幅度较大,内压较大时,渗透率随围压的变化而变化幅度很大。应力敏感性评价采用了三种方法,其中,采用应力敏感指数法评价储层为弱应力敏感,此法符合实际生产过程,具有参考价值。     

红河油田长8超低渗油藏水平井注水开发试验效果评价

红河油田长8超低渗油藏先期利用水平井分段压裂技术进行天然能量开发,存在递减快、采收率低的突出问题。为明确合理的开发技术政策,对注水开发试验区的井网井距、注采参数等进行跟踪评价,采用理论计算、相似油藏类比和矿场试验相结合的方法,重点就避免快速水窜、确保有效注水开展研究,明确了现有井网井距及油藏工程参数进一步优化的原则:1平注平采优于直注平采;2注采井距一般应大于700 m;3宜采用温和注水,单井注水压力应小于15 MPa,单井日注水量应控制在15~20 m3。基于研究成果,在红河油田长8油藏采用抽稀井网、适当扩大现有井距的方式,对其它的6个井组提出了油藏工程参数优化建议。