低渗透储层综合分类评价——以濮城油田为例

以濮城油田为例，对低渗透储层进行了分类评价，根据评价原则及主要参数，将储层分为一般低渗透层、特低渗透层、超低渗透层、致密层、非常致密层及裂隙-孔隙层六种类型，为进一步认识油层内部结构特点及合理开发，提高最终采收率提供科学依据。     

鄂尔多斯盆地重点含油区块长4-+-5-长8油层组低渗透储层综合评

通过分析鄂尔多斯盆地重点含油区块长4+5-8油层组低渗透储层特征共性及差异性,首次建立了鄂尔多斯盆地三叠系长4+5-8油层组低渗透储层统一的分类评价标准,并对鄂尔多斯盆地重点含油区块长4+5-8油层组低渗透储层进行储层综合评价.一方面评价出了有利储层发育区,为盆地长4+5-8油层组大型低渗透岩性油藏勘探、评价及开发提供...     

低渗透致密砂岩储层中石油微观赋存状态与油源关系——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组为例

明确低渗透储层孔隙分布及不同尺度孔隙中石油微观赋存状态是认识致密油特征的关键。应用核磁共振测试技术对鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密砂岩储层进行研究,发现了鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密砂岩储层普遍发育纳米孔隙,具大孔、中孔、小孔、微孔及纳米孔多尺度孔隙发育特征。通过对近源与远源油藏储层多尺度孔隙中石油的微观赋存状态分析,明确了近源油藏储层具从大孔到纳米孔隙连续性赋存石油特征,且微孔至纳米孔隙含油饱满;远源油藏储层石油有选择性地赋存在大至中孔隙中,纳米孔隙不含油。延长组7段(长7)生烃增压产生的异常压力,控制石油在具多尺度孔隙的低渗透致密砂岩储层中差异性赋存,这为认识盆地致密油分布规律提供了理论依据。由此指出长7烃源岩分布区的长8油层组上部、长7油层组和长6油层组下部致密砂岩是今后致密油研究和勘探开发的主要目标。     

鄂尔多斯盆地重点含油区块长4-+-5-长8油层组低渗透储层综合评

通过分析鄂尔多斯盆地重点含油区块长4+5-8油层组低渗透储层特征共性及差异性,首次建立了鄂尔多斯盆地三叠系长4+5-8油层组低渗透储层统一的分类评价标准,并对鄂尔多斯盆地重点含油区块长4+5-8油层组低渗透储层进行储层综合评价.一方面评价出了有利储层发育区,为盆地长4+5-8油层组大型低渗透岩性油藏勘探、评价及开发提供了地质依据;另一方面改变了以往不同区块长4+5-8油层组储层分类评价结果不具可对比性的局面.     

致密油藏储层综合评价新方法

致密油藏开发需要储层评价作为指导,但尚无一套评价方法立足于致密油开发实际。通过对大庆油田和长庆油田典型致密油储层岩心进行实验研究,运用统计学方法和数值模拟方法,优选了平均喉道半径、可动流体百分数、脆性指数、地层压力系数、启动压力梯度、原油黏度６ 个参数用于致密储层评价。在低渗透油藏参数评价界限基础上,补充了地层压力系数和脆性指数分类界限;提出了致密油储层综合分类评价方法,将致密储层按综合分类系数分为４类。应用结果表明,大庆油田龙西区块的扶余油层和高台子油层,长庆油田的长８、长９ 储层为Ⅱ-Ⅲ类储层,有一定开发潜力。     

论低渗透储层的分类与评价标准——以鄂尔多斯盆地为例

根据鄂尔多斯盆地三叠系储层300余块压汞样品、260余块铸体及100余块图像孔隙分析结果,参考前人关于碎屑岩储层特别是低渗透储层的划分标准,文章将低渗透砂岩储集层分为4类4个亚类,4类即低渗透层（Ⅰ类）、特低渗透层（Ⅱ类）、超低渗透层（Ⅲ类）、致密层（Ⅳ类）,其中特低渗透层和超低渗透层是鄂尔多斯盆地三叠系延长组的主要储层类型,故又根据孔隙结构特征、物性特征以及油层厚度的常用划分标准等将二者各细分为2个亚类。     

一种特低渗透油层有效厚度标准研究

低渗透储层有着不同于常规储层的测井响应,其测井响应中来自油气的成分少,有生产能力的低孔隙度储层与无效层段之间的差异很少,测井解释的难度很大。针对白豹油田长3、长4＋5低渗透油层有效厚度及其夹层的测井响应特征,利用自然伽马、自然电位、声波时差、密度、中子、微电极等多种测井曲线,结合岩心分析、地质及试油等资料综合对比研究,充分利用了测井资料识别影响低渗透储层参数变化的地质因素及特点,建立了有效厚度的物性、电性下限和夹层扣除标准。通过该区目的层段80多口井低渗透储层的精细评价处理,有效地剔除了钙质夹层、泥质夹层、致密层、千砂层和不够标准的差油层,确定了各井油层有效厚度,提高了该区目的层段油藏测井解释和有利区预测的精度,为该区特低渗透油田增储上产提供了可靠依据。     

WQ油田C6油藏储量筛选动用技术研究

随着勘探开发的不断深入,WQ油田C6油藏储层勘探开发界限逐步转入到0.3 m D以下,品位低,有效动用难度大。按照长庆油田分类标准,渗透率作为储量筛选评价的主要参数,0.3 m D～0.5 m D为超低渗透Ⅱ类油藏,≤0.3 m D为超低渗透Ⅲ类油藏或致密油,对于超低渗Ⅲ类油藏或致密油,由于非线性渗流特征影响,仅仅以渗透率进行分类不能完全适应储层特征。因此构建或引用较为科学合理的数学参数,针对WQ油田C6油藏低孔、低渗的储层特征,进一步细化储量筛选评价标准,重新筛选经济可采储量十分必要。本文利用地层系数、储能系数及单井产能三参数图版,建立了适应性较强的储量筛选评价标准,为矿场油层评价提供一种新方法,同时开展了C6油层综合评价及有利区筛选,简单介绍了提高单井产能的技术手段。     

低渗透砂岩储层可动流体赋存特征及影响因素研究——以姬塬油田长6储层为例

为了评价姬塬地区长6致密砂岩储层,综合应用恒速压汞及核磁共振等实验对储层样品进行了测试,探讨了储层微观孔喉与可动流体的赋存特征及影响因素。研究结果表明,孔喉半径比大、分布范围宽、主流喉道半径小是导致低渗透储层物性差、孔隙结构复杂、可动流体含量低的关键因素,从而使低渗透储层表现出排驱压力高、小喉道发育、可动流体动用程度低等特点;可动流体的充注以及驱替受到孔喉特征与配置关系的影响,流体可动用程度低是致密砂岩储层开发效果较差的重要因素;储层的开发效果可以通过可动流体的赋存特征来预测。     

“动力圈闭”——低渗透致密储层中油气充注成藏的主要作用

流体在低渗透致密储层中的渗流属低速非达西流,且只有在达到所需启动压力梯度后渗流才能发生。超压是油气在低渗透致密储层中运聚的主要动力,而"动力圈闭"就是油气被超压充注到低渗透致密储层中最重要的一种成藏作用,也是在低渗透致密储层中能滞留油气聚集成藏的一个三维空间。"动力圈闭"与中、高渗透储层中的构造、地层、岩性等常规圈闭相比较,除充注动力、渗流方式不同外,在油气水关系、圈闭的形态和分布上也有很大的差异。源岩与储层大范围叠置或互层,生烃超压近源充注,以及在孔缝网络中的短距离运移是形成动力圈闭的有利条件,并最终可导致地层中大面积连续含烃。源岩与储层"甜点"叠合部位的动力圈闭最容易富集油气而形成非常规油气藏。动力圈闭概念的提出,希望能为丰富石油地质学的理论、深化油气藏的分类和非常规油气藏的勘探提供思路。     

低渗透油田开发的难点和主要对策

国内低渗透油田石油地质储量丰富,据初步统计,渗透率小于50×10-3μm2的非稠油低渗透油藏中的未动用储量占全国未动用储量总数的50%以上。低渗透油田虽然地质条件差、开发难度大,但随着我国经济的快速发展,对石油产品的需求越来越大,低渗透油田的丰富石油储量越来越受到关注。论述了我国低渗透油田开发中存在的问题,分析了影响开发效果的主要因素,提出了有效开发低渗透油田的主要技术措施,为改善我国低渗透油田的开发效果提供一些参考意见。     

致密油气藏储层应力敏感各向异性及其微观机制——以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油层为例

中国陆相致密储层应力敏感各向异性研究对低渗透油气藏开发过程中储层伤害评价具有重要作用。鉴于注水开发过程中的实际问题,选取鄂尔多斯盆地安塞油田长6油层3块典型岩样,分别从水平X,Y及垂直Z方向钻取小岩心柱,并依次恢复至地层条件下变化围压测定渗透率,并结合铸体薄片、扫描电镜及XRD等实验,对致密油气藏储层渗透率应力敏感各向异性及其微观机制进行分析。研究结果表明：不同岩样的应力敏感性存在差异,且同一岩样不同方向的应力敏感性也存在差异,应力敏感性指数由强到弱分别为细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑质石英粉砂岩和中细粒岩屑长石砂岩,各向异性系数由强到弱分别为长石岩屑质石英粉砂岩、中细粒岩屑长石砂岩和细粒岩屑长石砂岩。通过微观实验可知,不同类型储层的矿物成分、排列方式及孔隙结构特征差异大,是造成储层应力敏感各向异性的关键因素。因此认为,致密油气藏不同类型储层应力敏感及各向异性存在较大差异,而储层微观非均质性特征是应力敏感及各向异性的主要影响因素。这一结论对鄂尔多斯盆地陆相致密非均质性储层的高效开发具有重要意义。     

深层低渗凝析气藏反凝析特征研究

深层低渗凝析气藏数量越来越多，了解其反凝析特征是气藏开发正确决策的重要基础。以中原油田的深层低渗凝析气藏为主要研究对象，通过CVD测试及真实岩心衰竭实验测试，研究了深层低渗凝析气藏的反凝析特征。研究结果表明：PVT筒的定容衰竭与多孔介质中的衰竭特征有较大的差异，因此应尽可能采用岩心衰竭实验研究深层低渗凝析气藏的真实反凝析相态特征；中原油田深层低渗凝析气藏衰竭开发过程中反凝析呈中等偏低水平。近井地层的反凝析液堆积速度较慢，最大反凝析液饱和度值对应的地层压力与气藏标定的废弃压力接近。这表明中原油田深层低渗凝析气藏比较适合于采用衰竭方式开发；中原油田深层低渗凝析气藏衰竭开发过程中产生的凝析油饱和度小于临界流动饱和度，析出的凝析油不会产生反蒸发，因此在气藏开发过程中防止反凝析污婆就显得非常重要．     

北部湾低渗透油田储层“甜点”评价方法

海上油田经济门槛高、工业开发下限难以确定。目前,主要通过储层"甜点"的开发带动低渗透油田的建产,因此,海上低渗透油田储层"甜点"的识别十分重要。通过分析南海西部北部湾油田大量室内实验和生产测试资料,明确储层微观孔喉结构的差异是影响低渗透储层渗流能力的主要因素。利用地质统计学方法和聚类分析方法筛选出表征低渗透储层特征的关键参数,建立储层品质指数与储层微观参数和渗流能力的关系,量化5类低渗透储层的分类界限,进而基于灰色关联理论建立低渗透储层分类评价方法,定量评价了北部湾油田低渗透区块的储层品质,并根据北部湾低渗透油田产能评价方法和产量递减规律,结合区域经济评价参数与开发模式建立合理的经济评价模型。通过引入储层价值因子绘制海上储层"甜点"工业开发评价图版,确定北部湾油田能够实现工业开发的储层"甜点"下限为Ⅲ类储层,评价结果与油田实际开发情况匹配。同时,根据北部湾油田低渗透区块的区域规律,确定储层"甜点"工业开发的有效渗透率下限为1.1~1.6 mD。     

致密砂岩气藏储层物性上限界定与分布特征

致密砂岩气成藏形成过程受到砂岩储层低孔、低渗特点的控制,人们已经认识到只有在某一上限值以下的储层中才会形成大面积低丰度的致密砂岩气聚集,但这一界限值一直缺少公认的标准。通过收集国内外典型致密砂岩气藏实测储层物性数据,经过统计分析,研究致密储层渗透率、孔隙度分布规律,总结致密物性的形成原因和致密砂岩气成藏特征。数据分析结果表明国内外典型致密砂岩气藏常规测试渗透率有超过80%的数据点小于0.1×10^-3 μm²。经过校正的原地渗透率值比常规渗透率低一个数量级。据此可以用常规渗透率0.1×10^-3 μm²作为致密砂岩储层物性上限,具有合理性和可操作性。通过统计全球致密砂岩气藏数据,认识到致密砂岩储层形成环境多样,深度跨度大,地质年代差异大。构造活动、沉积环境和成岩作用是形成储层致密的主要原因,但在各个盆地具体表现各有不同。通过气源、构造活动强度和储层致密程度可以圈定致密砂岩气的分布范围。     

一种利用生产动态资料确定水驱前缘的方法

针对长庆油田低渗透储集层岩性致密、注水受效不均衡、单井产量低、平面非均质性强等导致地下水驱不均的问题,依据低渗透油藏水驱理论建立基础模型,并考虑注采井网中生产井的干扰,根据势的叠加原理,引入生产井影响因子系数,建立了井组单元内水驱前缘的简易确定方法。将该方法应用于鄂尔多斯盆地某超低渗透油藏加密调整部署,通过生产实例验证,该方法简便易行,计算结果可靠。     

致密储层复杂流体模型及其适用性分析

致密油气储层普遍面临油气流动性低、产量不稳定的问题,对低孔渗致密储层的渗透率预测是油气勘探开发中亟待解决的问题。致密储层流体流动的关键机理不清楚,传统孔隙介质流体模型难以为渗透率预测提供足够的理论支撑,这些问题均制约了渗透率预测的准确度。针对微纳米尺度的致密储层孔隙结构,详细分析了致密储层复杂流体模型的理论基础和适用范围。不同尺度孔隙空间流动参数的数值计算和对比分析结果表明,Knudsen模型适用于较低压力下微纳米孔隙中的气体流动,对于致密储层油、水等液体或稠密气体来说,Knudsen流动的影响可以忽略;Forchheimer模型适用于孔隙介质中流体速度较高的情况,当致密储层中流体流速较低时,对流动惯性项的修正基本可以忽略。流体模型理论及其适应性分析对于深入理解致密储层复杂流动现象至关重要,研究结果为致密储层渗透率技术的应用研究提供了理论基础。     

应用遗传神经网络研究低渗透储层成岩储集相—以胜利渤南油田三区沙河街组为例

以渤南油田三区沙河街组为例,应用遗传人工神经网络模式识别方法,开展了低渗透储层成岩储集相的研究。该工作是在储集层沉积相、成岩作用研究的基础上,选用流动层带指标、孔隙度、渗透率、粒度中值、泥质含量、孔喉半径均值和变异系数等7项参数,采用神经网络模式识别方法,通过建立遗传神经网络的学习及预测模型,对渤南油田三区沙河街组进行了成岩储集相识别,识别出4类成岩储集相:不稳定组分强溶解次生孔隙成岩储集相、碳酸盐胶结物溶解次生孔隙成岩储集相、强压实强胶结残余粒间孔成岩储集相和极强压实强胶结致密成岩储集相。Ⅰ类储集相的储集性能最好,Ⅳ类最差,为非储层或差储层。     

低渗气藏气体渗流滑脱效应影响研究

低渗透气藏储层致密、渗透率极低、以微孔道为主，当气体在低渗孔隙介质中低速渗流时，气体渗流的主要物理特征是具有“滑脱效应”。为此，研究了具有滑脱效应的储层渗透率界限以及孔隙压力条件。通过对苏里格气田32块低渗岩心样品所进行的实验，探讨了低渗气藏天然气渗流规律。研究表明，当努森数介于0.1~1时，气体渗流不遵从克氏方程。实验结果还表明：克氏系数随储层渗透率的增大而减小，当储层渗透率大于0.1×10^-3μm²时，气体滑脱效应可以忽略不计；克氏系数随平均孔隙压力的增大而减小，当孔隙压力大于1.5 MPa时，气体滑脱效应也可以忽略不计。     

低渗透油藏数值模拟中渗透率建模新方法

针对微裂缝低渗透砂岩油藏普遍存在的测井渗透率与油田开发实际渗透率差异较大的矛盾,提出以油田实际生产目的层段为单位,应用平面径向流产能公式,结合油田初产资料求取动态渗透率,引入校正系数,将测井渗透率校正到油田开发动态渗透率的方法.应用该方法对靖安油田白于山区微裂缝低渗透砂岩油藏进行测井渗透率校正,建立油藏数值模拟的渗透率模型.结果表明:应用该方法校正的测井渗透率所建立的渗透率模型拟合效果更加符合油田开发实际状况.