SAMGORI FIELD, REPUBLIC OF GEORGIA: CRITICAL REVIEW OF ISLAND-ARC OIL AND GAS

The Samgori field in the Republic of Georgia (CIS) has produced more than 165 million brls of oil since its discovery in 1974, and the development of recently-discovered deep gas is now under way. The field produces oil from an Eocene volcaniclastic section which has been interpreted as being associated with an island arc. Available data from the field include well logs, porosity and permeability measurements from cores, chemical analyses of fluids produced, and reservoir-performance history. These data comprise the basis for an investigation of generation, migration and entrapment of hydrocarbons.
The Samgori field provides evidence that requisite parameters for significant accumulations of oil and gas are present in Georgia. The existence of other large fields depends primarily upon the occurrence of suitable reservoir rocks. Volcanogenic rocks offer potential reservoirs, but the importance of enhanced secondary porosity development must be emphasized. Regional porosity within the volcaniclastic section has developed as a result of zeolitization coupled with fracturing, a situation evidenced by infiltration of meteoric water over large distances. In view of this, reasonable possibilities exist for the occurrence of similar reservoirs nearby. The ability to predict zeolitization and fracturing elsewhere in Georgia would be critical to exploration success.     

利用压差法进行低孔、低渗储层产能评价——以塔里木盆地大北气田白垩系巴什基奇克组为例

塔里木盆地大北气田白垩系巴什基奇克组为典型的裂缝性致密砂岩储层,低孔、低渗基岩与裂缝形成的双孔隙结构造成储层内部气、水关系复杂。针对此类储层,利用传统的地质和测井方法进行产能评价一直以来都是难点。基于高等渗流力学理论,本次研究认为决定流体产能的参数是地层压差和孔隙毛管压力,只有当地层压差克服了储层中各相流体产生的毛管压力的阻碍,才能从孔隙介质中产出。在分析大量的岩心压汞资料的基础上,通过多元回归建立利用孔隙度、渗透率计算平均孔隙喉道半径的模型,基于孔隙介质中各相流体分布形态,转化得到各相毛管压力及等效压差,建立了利用"压差法"进行产能及流体性质判别的模型。选择大北气田3口井5个测试层段,对模型计算结果的准确性进行验证。在裂缝层段及非裂缝层段,评价结果与测试结果基本吻合,达到了设计的要求。     

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。     

应用产能模拟技术确定储层基质孔、渗下限

采用WS-2000全模拟岩心综合测试系统，在全模拟条件下研究了四川盆地和鄂尔多斯盆地碎屑岩油、气藏在弹性开采过程中，产量和模拟生产压差的关系，得到了日产气（油）量与储层岩石物性呈正相关关系，在模拟生产压差范围内，单井产量随生产压差增大而增大的认识；根据工业产油（气）井的产量标准，应用产能模拟资料确定：鄂尔多斯盆地P₁x₈储层孔隙度下限为5%，渗透率下限为0.4×10^-3μm²；四川盆地J₃p储层孔隙度下限为6.7%，渗透率下限为0.4×10^-3μm²，T₃x²产层孔隙度和渗透率下限分别为3.3%和0.045×10^-3μm²；J₂s油藏的孔隙度下限为2.7%，而渗透率下限则为0.24×10^-3μm²。其中除T₃x²气藏外，其余油气藏下限值均已被生产证实。     

三塘湖盆地牛圈湖油田低孔特低渗储集层特征及形成机理

三塘湖盆地牛圈湖油田西山窑组储集层埋深浅（小于2 000 m），储集层类型却属于低孔特低渗型。为揭示其储集层特征及形成机理，通过岩心观察、铸体薄片鉴定、常规高压压汞实验和电镜扫描等技术，结合区域构造资料分析，进行了储集层特征及低孔特低渗形成机理研究。结果表明:西山窑组储集层以长石岩屑砂岩为主，储集空间类型有原生粒间孔、溶蚀孔及裂缝。沉积、成岩和构造三重因素共同作用，造成了储集层低孔特低渗；西山窑组早期因为含煤地层的酸性环境导致碳酸盐胶结弱，颗粒间缺少支撑而发生较强烈的快速压实，同时沉积作用又从粒径大小和填隙物含量上控制着储集层原始物性特征，成岩过程中发生的压实作用致使减孔率达到18%，酸性环境还导致高岭石的大量形成、石英次生加大边的发育及晚期的含铁质碳酸盐胶结的发育，胶结减孔率为5%左右；构造应力形成的裂缝为后期溶蚀作用的发生提供了一定通道，但岩石已在早期压实作用下基本固结致密，且煤层厚度较薄、酸性流体含量不足，难以在小体积粒间大规模流动，溶解强度不大，导致对渗透率贡献很大的粗喉道较少，形成了低孔特低渗储集层。      

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。     

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四川盆地中部公山庙沙一段油藏为构造岩性复合油藏 ,单井测试日产原油在数吨至百吨之间。储层具典型的低孔渗特征 ,产层段孔隙度一般在 3%～ 6 % ,平均 3.9% ;渗透率在 1.0× 10 -4μm2 ～ 1.0× 10 -3 μm2 ,平均2 .6 4× 10 -4μm2 。文章在静态、动态分析的基础上 ,应用核磁共振、水膜实验、渗流能力模拟及岩心产能模拟等机理实验研究表明尽管储层基质物性为低孔低渗 ,但其仍具备储渗能力 ,储渗类型为裂缝—孔隙型。并在此基础上结合地层能量以及原油性质综合研究认为低孔渗储层基质产油有以下主要原因 :①孔隙结构好的储层为油流提供了较好的储渗体系 :②充足的地层能量为原油渗流提供了动力基础 ;③以小分子为主的低粘度、低密度优质油有助于原油的渗流。较好的解释了该油藏低孔渗储层产油的机理 ,对以低孔渗储层为主的四川盆地砂岩油气藏勘探具有重要指导意义。同时对国内此类低孔渗油气藏勘探也具借鉴意义     

松辽盆地南部影响储油物性因素的初步分析

松辽盆地南部,经过多年地质勘探,积累了较丰富的资料。为了在盆地南部寻找新的油气富集区,必须对盆地南部储油岩的特征变化进行研究。为此,笔者整理了从1973年以来的薄片的物性分析成果,以白垩系泉头组四段-嫩江组为重点,对影响本区储油岩性能的因素进行了探讨。      

启动压力梯度和应力敏感效应对低渗透油藏直井产能的影响

由于低渗透油藏普遍具有低孔、低渗特征,导致其油水渗流存在非线性和流态的多变性,使得流体的渗流不再符合经典的达西定律。考虑启动压力梯度和基于岩石本体有效应力理论的应力敏感效应的综合影响,推导出修正的低渗透油藏直井产能方程。以某低渗透油藏为例,研究启动压力梯度和应力敏感效应对其产能的影响。结果表明,低渗透油井中启动压力梯度比应力敏感对产能的影响大,建议进行产能预测时充分考虑启动压力梯度的影响。     

G43断块油藏整体压裂技术研究与应用

G43区块主力产层为中孔中渗储层,地层饱和压力低,弹性采收率低;岩石塑性较强,造成支撑剂嵌入,前期压裂效果差。为提高压裂开发效果,进行了整体压裂技术研究。通过原油性质测试表明,区块原油胶质沥青质较重,在前置液前加降黏液以避免原油乳化;岩石力学试验表明,区块岩石易发生支撑剂嵌入,且储层为中孔、中低渗储层,压裂设计应以提高裂缝导流能力为主,具体措施包括通过单剂优选和整体性能测试,优选出适合G43区块的压裂液体系,该体系具有携砂性能好、低摩阻、低残渣的特点,可减少压裂液对地层及支撑裂缝的伤害;通过支撑剂导流能力试验,结合整体压裂裂缝参数优化,采用大粒径陶粒或组合陶粒压裂技术提高支撑裂缝导流能力。3口井的现场实施表明,G43断块整体压裂各项技术措施针性强,压后增产效果显著,推动了G43区块压裂开发的有效实施。     

准噶尔盆地中拐凸起佳木河组储集层物性实测值校正

准噶尔盆地西北缘中拐凸起佳木河组致密砂岩储集层岩心实测渗透率主要分布在0.100~1 000.000 mD,与测井渗透率相差4~6个数量级,实测渗透率明显失真,影响了储集层评价的准确性。从研究区地质背景出发,综合测井和岩心资料,通过对该区10口井644块样品薄片进行分析,结合压汞法、铸体薄片、X射线衍射、图像分析统计等,分析了储集层物性实测值失真主因。研究结果表明：取至地表的岩心中,胶结物浊沸石减压膨胀形成的假粒缘缝,是引起测试岩心渗透率异常偏高的主因;浊沸石含量与假缝面孔率、地层电阻率与中子孔隙度比值呈正相关;当浊沸石含量小于5%,假缝面孔率在1%以下,孔隙度与渗透率呈良好相关关系,但随着浊沸石含量增加,渗透率明显变大（多数在1.000 mD以上）,与区内储集层类型和测井结果不符。通过分析岩石薄片和测井资料,确定假缝面孔率与浊沸石含量和假缝孔隙度的关系,并参照测井孔隙度,剔除假缝孔隙度,得到校正后的真孔隙度和对应的渗透率。校正后的储集层渗透率主要分布在0.001~5.000 mD,与测井渗透率接近,证实校正方法可靠。     

Integrated petrophysical log characterization for tight carbonate reservoir effectiveness: A case study from the Longgang area, Sichuan Basin, China

Ultra-low porosity and permeability, inhomogeneous fracture distribution, and complex storage space together make the effectiveness evaluation of tight carbonate reservoirs difficult. Aiming at the carbonate reservoirs of the Da＇anzhai Formation in the Longgang area of the Sichuan Basin, based on petrophysical experiments and logging response characteristics, we investigated the storage properties of matrix pores and the characteristics of fracture development to establish a method for the characterization of effectiveness of tight reservoirs. Mercury injection and nuclear magnetic resonance （NMR） experiments show that the conventional relationship between porosity and permeability cannot fully reflect the fluid flow behavior in tight matrix pores. Under reservoir conditions, the tight reservoirs still possess certain storage space and permeability, which are controlled by the characteristic structures of the matrix porosity. The degree of fracture development is crucial to the productivity and quality of tight reservoirs. By combining the fracture development similarity of the same type of reservoirs and the fracture development heterogeneity in the same block, a three-level classification method of fracture development was established on the basis of fracture porosity distribution and its cumulative features. According to the actual production data, based on the effectiveness analysis of the matrix pores and fast inversion of fracture parameters from dual laterolog data, we divided the effective reservoirs into three classes： Class I with developed fractures and pores, and high-intermediate productivity; Class II with moderately developed fractures and pores or of fractured type, and intermediate-low productivity; Class III with poorly developed fractures and matrix pores, and extremely low productivity. Accordingly log classification standards were set up. Production data shows that the classification of effective reservoirs is highly consistent with the reservoir productivity level, providing a new approach for the effectiveness evaluation of tight reservoirs.     

高孔高渗储层保护修井液在海上油田的应用

渤海南部A油田明化镇储层岩性为含砾砂岩,平均孔隙度30.9%,渗透率1 551 mD,具有高孔高渗特征。随着地层能量的不断下降,油井在修井过程中出现了不同程度的修井工作液漏失现象,导致水敏、结垢等伤害。本文通过对X井储层伤害因素分析,开发了针对该高孔高渗储层保护的修井工作液。现场应用表明,使用该体系在投产后油井产能恢复周期短,产液含水下降快,具有良好的增油效果。表明该体系能有效减小黏土膨胀、微粒运移、原油乳化、水敏等伤害,增大油流通道,提高作业后油井产能。     

山东车镇凹陷义北油田中生代煌斑岩侵入体油藏孔隙研究

在山东胜利油田,发现一个罕见的中生代煌斑岩侵入体油藏,并获得能稳产的工业油流。生油岩为下第三系沙河街组的暗色泥岩。储油的煌斑岩储集性能好,最大孔隙度为25.2%,最大渗透率为30mD,均高于相邻的砂岩储层,属孔隙型储集岩。辉石和角闪石晶溶孔是主要储集空间类型。溶解作用是在深埋期进行的,溶质来自生油岩的有机酸。构造裂缝发育,为酸性溶液运移提供了通道,对深埋期次生孔隙的形成起了重要作用。     

陇东地区长 9 油层组砂岩储层成岩作用精细研究

长 9 油层组是鄂尔多斯盆地陇东地区最具石油勘探潜力的地层单元之一,而有关该地层单元的储层特征研究非常薄弱,成为制约该区长9 油层组高效勘探开发的难点。 在薄片鉴定、扫描电镜、镜质体反射率和物性分析的基础上,对陇东地区长 9 油层组砂岩储层特征进行了深入研究。 结果表明：有利储层发育的岩性主要为水下分流河道微相的中-细粒岩屑长石砂岩和长石砂岩,是储层发育的物质基础;机械压实和方解石、石英及伊/蒙混层、伊利石、高岭石和浊沸石等次生矿物的胶结作用对孔喉具有不同程度的封堵,是储层孔隙缩减、渗透率降低的主要原因;早期次生绿泥石环边和伊/蒙混层环边胶结物虽然占据了部分孔隙和降低了储层的孔隙度与渗透率,但同时也增强了砂岩的抗压实能力和抑制了次生石英沉淀,是部分原生粒间孔隙得以保存和有利储层发育的重要条件;深部有机酸热液对不稳定组分的溶蚀作用有利于各类次生孔隙的发育,对改善储层的孔渗性贡献最大,是形成优质储层的关键。     

渤中19-6深部潜山高温气层保护钻井液技术

针对渤中19-6深部潜山高温气层特点,通过岩心分析和敏感性评价实验,分析了渤中19-6储层主要损害机理,并优化出了一套综合性能较好的抗高温水基钻井液配方。实验表明,该气层基质为典型的低孔低渗储层,黏土矿物含量较少,微裂缝较发育,具有强速敏性、中等偏弱应力敏感性,水敏性、盐敏性和碱敏性较弱,无酸敏性损害等。储层微裂缝发育易导致外来固相侵入损害,微裂缝内颗粒胶结疏松可促进速敏性损害,也存在水锁损害。优化钻井液的岩心渗透率恢复值达85.95%,水锁损害率为13.21%,其储层保护性能优异;可抗温210℃,也可抗10% NaCl、1% CaCl₂和8%劣质土的污染,满足渤中19-6区块深部潜山气层钻井工程及储层保护技术要求。      

准噶尔盆地西北缘二叠系储层特征及分类

准噶尔盆地西北缘二叠系储层包括了砂砾岩、火山碎屑岩和火山岩两大类,总体上属于低-中孔渗储层,但孔隙度、渗透率的分布较为分散,显示了二叠系储层物性的非均质特征.碎屑岩储层中主要的储集空间为剩余粒间孔隙以及在此基础上扩大溶蚀的孔隙;火山岩储层中则以火山岩基质溶蚀孔为主,构造缝、溶蚀缝次之.次生溶蚀孔隙是形成高质量储层的重要组成部分.研究发现,次生孔隙发育带与地层沉积间断密切相关.通过对储层物性和孔隙结构等8个参数变量采用Q型因子分析后,确定了孔隙度下限为9%,碎屑岩储层的渗透率下限为0.2×10^-3μm²,火山岩储层的渗透率下限为0.2×10^-3μm².以此为标准可将二叠系碎屑岩储层和火山岩储层划分为类.     

热采井注入压力影响因素灰色关联分析

海上稠油油田采用多元热流体热采技术取得了显著的效果,但有些热采井注入压力高、注入速度低,无法按工艺设计要求实现注入,因而需对目前认识尚不清楚的注入压力影响因素进行研究。文章结合工程实际,通过对现场7口典型井的注入压力及相关数据统计,包括黏度、渗透率、孔隙度、注入速度、静压、水平段长度共6项因素,运用灰色系统理论中的关联分析原理,分析了影响注入压力的各种因素的关联度。对相关的6个影响因素的分析表明,油藏本身的物性条件,如孔隙度、渗透率对注入压力的影响非常大,注入流体的速度和水平段的长度也明显影响注入压力,研究成果为下一步优化多元热流体注入能力提供了技术依据。     

鄂尔多斯盆地延安地区长4＋5油层组致密砂岩储层特征

根据岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X射线衍射、压汞和物性分析等资料,对延安地区长4＋5油层组致密砂岩储层特征进行了研究.结果表明：延安地区长4＋5油层组储层岩石类型主要为细粒长石砂岩;孔隙度和渗透率分别为6.0％～10.0％和0.2～2.0mD,为典型的致密砂岩储层;储集空间主要为残余粒间孔,其次为长石和浊沸石溶孔;孔隙结构以小孔细喉型为主,其次为小孔中细喉型和细孔微细喉型;压实作用及绿泥石、方解石和浊沸石胶结作用是造成储层物性变差的主要因素,而溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性.该研究成果为延安地区长4＋5油层组致密砂岩油藏滚动勘探开发提供了地质依据.     

非达西渗流效应对考虑原油压缩系数低渗透油藏直井产能的影响

低渗透油藏普遍具有低孔、低渗特征,导致其油水渗流存在非线性和流态的多变性,使得流体的渗流不再符合经典的达西定律。考虑启动压力梯度、原油压缩系数和基于岩石本体有效应力理论的应力敏感效应的综合影响,推导出修正的低渗透油藏直井产能方程。以某低渗透油藏为例,力F究启动压力梯度、原油压缩系数应力敏感效应对其产能的影响。结果表明低...