难采油田不同区块储层物性特征及分类评价

 以柴达木盆地3个难采区块为例,针对其储层物性差、注水效果差、微观结构认识不深入等问题,应用恒速压汞、核磁共振及非线性渗流等室内实验技术,对研究区3个主力区块储层的物性特征及微观孔隙结构特征进行了系统研究。在低渗透油田储层分类系数评价方法的基础上,加入表征裂缝发育程度的的评价参数--脆性指数,形成了符合难采油田开发现状的六元分类系数评价方法。研究表明:难采油田储层整体属于典型的低孔、特低渗透储层,不同区块储层物性特征与孔喉特征参数的差异,均归因于储层微观孔隙结构的差异。开展柴达木盆地难采油田相对富集区块的开发潜力分析评价,其分类结果与油田实际开发生产效果相吻合。     

八面河油田水淹层储层性质变化及测井响应特征研究

随着油田水驱开发程度的不断提高,油田的水淹程度日趋增高,导致储层的岩石物理化学性质、孔隙结构、流体性质、以及油气水分布状态等,都会发生不同程度的改变,对于非均质性强、孔隙结构复杂的储层,其变化更趋复杂,给水淹层的识别、解释评价带来极大的困难。因此,研究油层水淹规律、水淹前后储层的性质变化及测井响应特征的变化规律,对油田开发后期的测井解释、精细储层剩余油描述,及方案调整具有十分重要的指导意义。     

东河砂岩水淹后岩石物理特性变化规律研究

为了准确确定东河砂岩水淹后储层的含油饱和度,进而判断油藏的水淹程度,以岩石物理实验为基础,系统 分析了油驱水与水驱油过程中岩电参数的变化规律,研究结果表明,东河砂岩水淹后a、m 不变化,只与岩石自身特性 有关;水淹后岩性系数（b）也基本不变,但饱和度指数（n）发生了变化,物性差时n 变小,物性好时n 变大。根据岩电 参数的变化规律,建立了变岩电参数计算模型,提高了物性较差储层的饱和度计算精度。利用不同矿化度下水驱油岩 电实验,分析了储层水淹后电性特征的变化规律,污水水淹后储层电阻率随含水饱和度的增加而降低,淡水中低水淹 时储层电阻率随含水饱和度的增加而降低,淡水高水淹或强水洗后储层电阻率随含水饱和度的增加而升高。     

哈南油田阿尔善组油藏储层特征研究

以岩石薄片、铸体薄片、毛管压力曲线等分析资料为基础,结合储层物性测井参数解释结果,对哈南油田阿尔善组储层从岩性组成、物性特征、孔隙类型及孔隙结构、非均质性等方面进行了综合评价,认为该储层为一套中低孔、中低渗储层,其物性主要受沉积微相、成岩后生作用和构造应力等因素影响,其层内、层间和平面非均质性均较强。最后综合储层的岩性、物性、成岩后生作用和孔隙结构等特征,对哈南油田阿尔善组储层进行了分类,将其划分为四大类。     

水驱砂岩油藏储层物性时变规律分析方法综述

油田水驱开发以来,受注入水影响,储层物性变化较大。砂岩油藏具有非均质性强,黏土含量高等特点,经过多年注水冲刷以及开采后期油水重力分异作用影响,储层易形成局部优势渗流通道,地下渗流场发生很大变化,进而影响油藏开发后期油水运动和剩余油分布规律。依据初始储层物性参数已不能有效指导开发后期工作。为全面了解水驱油田储层物性变化研究方法及应用情况,寻找适合不同油田开发后期适用性技术方法,本文进行了大量调研,认为通过采用取心资料分析、驱替实验、孔隙网络模型、孔喉结构分形表征等方法,可从微观角度对孔喉特征参数进行描述,是研究储层微观物性变化的重要手段;而借助密闭取心、水驱油实验、数值模拟技术可定量表征储层参数变化,是研究储层宏观参数变化的重要手段。通过总结砂岩储层时变分析各方法的优势及存在问题,以期在实际应用中采用合理方法研究储层参数时变规律,精准刻画不同流动单元内物性参数变化,建立动态地质模型,精确模拟开发中后期油田剩余油分布,为油田开发调整提供可靠依据。     

西湖凹陷某构造花港组致密砂岩储层的渗流特征

研究西湖凹陷某构造渐新统花港组致密砂岩储层的渗流特征,旨在为该气藏的高效开发提供指导性意见。利用铸体薄片、扫描电镜资料,综合分析物性测试、压汞、核磁共振、水驱气等实验数据,研究西湖凹陷某构造花港组致密砂岩储层的孔隙结构、气水渗流特征及其影响因素。该区致密砂岩储层孔隙类型以粒间溶孔为主,孔喉半径细小,且孔喉分选性差,排驱压力高;致密砂岩储层束缚水饱和度高,两相渗流区窄,气相相对渗透率较低,且见水后急剧下降,残余气饱和度较高,最终采收率低,且无水期采收率占最终采收率的比例很大,应充分重视储层见水前的天然气开采。储层渗流特征受物性、孔隙结构、原始含水饱和度以及润湿性等多种因素的影响,其中孔隙结构影响最大。     

基于核磁共振技术的储层微观特征分类评价——以王龙庄油田阜宁组为例

储层分类评价对于油田开发具有重要意义,而核磁共振技术在储层评价中的应用越来越广泛。利用核磁共振、扫描电镜、重矿物、薄片等实验数据,采用记点统计、离心截止值筛选、T2弛豫时间分析等方法对王龙庄油田的储层特征进行研究,认为储层的岩石类型以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,原生粒间孔隙是王龙庄油田主要储集空间。油田内部各小断块储层类型差异体现了孔隙结构强非均质性的特点。结合沉积微相、物性以及核磁共振等微观实验,将储层分为3类,其中阜二段三亚段滩坝砂体对应A类孔隙结构,属物性较好的A类储层,该类储层是王龙庄油田的优质储层,该认识对指导王龙庄油田的调整开发具有现实意义。     

直罗油田长6储层孔隙特征及其影响因素

在沉积相研究的基础上,根据铸体薄片、扫描电镜及物性资料观测的孔隙及成岩特征进行分析,探讨直罗油田比6储层的孔隙特征及其影响因素,明确储层储集性能的主要控制因素。直罗油田长6储层的孔隙类型以长石、岩屑、碳酸盐胶结物溶蚀产生的次生孔隙为主,微喉为其主要的渗流通道。该区主要的成岩作用为压实及压溶作用、胶结作用、溶蚀作用。沉积环境对储层有着先天性的控制作用,压实及压溶作用、胶结作用使储层原生孔隙迅速减少,储层物性变差,溶蚀作用改善了砂岩的孔隙结构,但程度并不大,最终导致本区长6储层低孔低渗的特点。     

扶余油田注水开发过程中储层孔隙结构变化特征

研究油田注水开发过程中储层孔隙结构及演化特征,对于制定剩余油开发方案意义重大。利用不同含水期密闭取心井的薄片、扫描电镜、压汞及物性等分析化验资料,在翔实分析储层孔隙结构特征的基础上,利用统计分析手段查明了该油田注水开发过程中储层孔隙结构演化特征。研究结果表明,扶余油田储层孔隙类型主要为粒间孔与粒间溶孔,胶结物主要为泥质;由于注入水的冲刷影响,致使孔隙中的粘土矿物分散及漂移,进而导致胶结类型由中低含水期孔隙-接触式转变为高含水期的孔隙式;注水开发对孔隙半径均值和中值的影响较小;最大、平均孔隙半径相同的情况下,渗透性随着水淹程度加大,渗透率增大,而孔隙半径中值、孔隙半径均值变化较小。     

海上S油田注水开发后期储层物性变化规律及应用

注水开发是提高油田开发效果的主要措施,长期注水对储层物性有较大影响。采用室内实验,测井参数解释及油藏数值模拟方法对渤海S油田的孔隙度、渗透率以及原油的黏度3种主要物性参数进行分析,总结出了注水开发前后储层物性的变化规律。研究认为:经过长期水驱后,油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加,但表现出两种相反的变化趋势:高渗透储层渗透率增加,大孔隙的数量逐渐增多;低渗透储层孔隙度、渗透率减小。储层这两种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重,储层层间矛盾日益突出。油田原油性质表现出黏度增加,胶质和沥青质含量上升等变差的趋势。通过采取分层酸化、分层调剖以及优化注水的措施,油田取得了较好的增油效果。     

特低渗透砂砾岩储层核磁共振可动流体参数分析

 利用核磁共振技术,对乌里雅斯太油田腾格尔III油层组（TIII）及阿尔善油层组37块低渗透砂砾岩储层岩样进行可动流体测试,测试结果与常规砂岩储层进行对比,分析可动流体百分数与渗透率和驱油效率的关系。研究结果表明,特低渗透砂砾岩储层可动流体含量较低,非均质性强;特低渗透砂砾岩储层的核磁共振特点与常规特低渗透砂岩储层有所不同,表现为特低渗透砂砾岩储层核磁共振T2谱单峰结构增多,T2截止值增大;可动流体百分数与渗透率有一定的相关性,且渗透率越大,相关性越好;对于不同油层组,可动流体平均含量随渗透率增大而增加;可动流体百分数越大,驱油效率越高;可动流体含量低是特低渗透砂砾岩储层开发效果不好的主要因素,可用可动流体百分数预测储层的开发效果。     

孤东油田上第三系馆陶组上段储层非均质模式研究

从岩性、物性、孔隙结构、砂体展布等方面。详细讨论了孤东油田上第三系馆陶组不同沉积微相的非均质性，并结合油田开发特征，建立了辫状河心滩、曲流河边滩、河道充填及河道边缘４类主要储层的非均质模式，其中心滩、边滩砂体属中等非均质性储层，是油田开发最有利的油层；河道充填砂体属中偏强非均质性储层，是油田开发较有利的油层；河道边缘砂体则属较强的非均质性储层，属较差油层。     

流花油田礁灰岩储层微观性质及驱替特征研究

与碎屑岩储层相比,礁灰岩储层的微观孔隙结构复杂且具有油湿性,其水驱油机理主控因素尚不明确。采用“岩芯扫描电镜、铸体薄片、压汞、润湿性”等静态资料与“微观驱替及岩芯驱替实验”等动态测试相结合的分析方法,建立了“静态数据动态化”的渗流机理研究新方法,明确了礁灰岩储层的微观性质与流体驱替特征的关系以及不同孔隙结构的剩余油分布规律。研究表明,流花礁灰岩储层微观孔隙结构可分为4类,其中,I、Ⅱ、Ⅲ类为有利储层,具有低排驱压力、低退汞效率及强非均质性的特点,储层渗流能力与储层类型关系密切,主控因素有储层类型、孔喉半径比和润湿性3个关键因素。水驱前后的油水分布特点及不同岩芯驱替动态与驱替效果受储层微观性质控制并有直接的相关性。     

火山泥石流: 一种新的油气储集类型——-来自海拉尔-塔木察格盆地下白垩统的证据

海拉尔-塔木察格盆地早白垩世由若干个北东向展布的含火山断陷盆地成群排列组成。早期大量的火山物质充填在盆地箕状断陷湖盆中心,形成内源型火山泥石流油气藏,成为一种新的而且是该盆地主要的油气储集类型。通过大量的岩石学观察研究, 表明盆地内储层岩性组合不同于通常火山碎屑岩中的“凝灰质砂岩”或“凝灰质砂砾岩”,而是火山泥石流快速堆积的混杂岩相,有其特殊的储层沉积成因和特定的古地理环境,属于一种研究程度较低的新型沉积成因储层类型。该种储层类型具有凝灰岩与正常砂砾岩混杂堆积、岩性复杂、分选差、孔隙类型复杂多样、渗透率低、非均质性强等特点。储层物理、化学性质不稳定,敏感性强,胶结作用弱,常规注水开采容易造成水敏、速敏、套损、套变和出砂严重等问题,开发难度大。探讨了火山泥石流储层成因机理,可为优选开发方案、制定合理的开发技术政策、获得经济有效开发提供理论依据。     

长期停产对油田开发规律的影响

油田开发中途停产对油田开发规律、油田可采储量和采收率的影响至关重要,是油田进行开发调整不可忽略 的影响因素。通过分析停产阶段前后油田的开发规律,将停产前和复产后的产油量、含水变化规律进行对比,研究停 产关井对产量趋势的影响。从油田实际生产出发,依托实际油田生产数据,利用含水率和采出程度关系曲线、无因次 单峰周期模型、产量递减模型、水驱特征曲线预测停产前和复产后油田的可采储量和最终采收率。通过多种油藏工程 方法相互验证,判断长期停产对油田开发以及油藏特征的影响程度,指明停产阶段地层能量恢复和油水重新分布、运 移对油田开发产生的有利影响,填补油田长期大范围停产对油田开发规律影响这方面的研究空白,为同类油田的开发 规律分析提供思路和方法借鉴。     

低渗透油藏注水开发储层动态特征变化

为了解低渗透油藏长期注水后储层特征的变化及其机理,以马岭油田南二区延9油藏为例,通过室内物理模拟实验法研究注水开发前后储层物性、孔隙特征和渗流特征的变化。研究结果表明:长期注水后,储层渗透率明显增大,孔隙度增加较小,且储层渗透率越高,水洗程度越大,储层物性的增加幅度越大;储层物性的增加主要与水洗后黏土矿物含量的降低有关,其中伊利石和伊蒙混层的相对含量明显降低,高岭石相对含量明显增大;水洗后储层岩石表面油膜脱落,岩石润湿性由亲油性变为亲水性;注入水与储层岩石的相互作用使油水相流动能力增强,两相区范围变宽,水驱油效率提高。可见马岭油田南二区延9油藏注水开发中储层的变化有利于油田的开发。     

油藏描述中的流体性质研究

油藏描述中的流体性质可以通过分析原油、天然气和地层水性质的各项参数.确定油藏内不同层系、不同断块的流体性质类型和纵横向的分布特点.阐明流体性质非均质性对油井产能的影响,指出改善开发效果的有利区块和层位,为油藏地质模型建立、储量计算和油藏综合评价提供参数。     

西峰油田长8低渗致密储层微观特征

油田开发的重心在储层,储层认识的核心在微观特征。利用铸体薄片、粒度分析、X衍射、压汞和物性测试等化验资料,系统研究了西峰油田长8低渗致密储层微观特征,分析了储层低渗致密原因。结果表明:(1)长8储层由中-细粒岩屑长石砂岩(占62%)和长石岩屑砂岩(占38%)构成,三端元组分中石英平均含量31. 5%、长石含量29. 7%、岩屑含量27. 6%;(2)岩石填隙物平均含量11. 2%,其中绿泥石及铁方解石最为发育,占填隙物总量66%;(3)孔隙以粒间孔(占62. 6%)和溶孔(占34. 2%)为主、喉道呈片状和弯片状,平均孔径51μm、中值喉道半径0. 17μm,孔喉组合为细孔-小喉型;(4)长8储层成分成熟度低、填隙物含量高、孔喉细小以及较为强烈的成岩作用是导致储层低渗致密的主要原因。研究成果深化了低渗致密储层地质认识,为西峰油田深入开发提供参考,并对类似油田储层微观特征研究提供借鉴。     

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。     

陆西地区清水河组一段储层特征及差异性分析

为了厘清陆梁隆起西部清水河组一段砂（砂砾）岩储层特征及控制因素,指导甜点储层的勘探,通过大量岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射分析,并结合岩芯观察、物性及压汞分析,对清水河组一段砂岩和砂砾岩储层进行了对比研究。研究认为,两种储层宏、微观特征差异明显。（1）砂岩储层主要为中细粒长石岩屑砂岩,主要分布于研究区的北西侧;砂砾岩储层主要为细砾岩和砂质细砾岩,主要分布于研究区的北东侧。（2）砂岩储集空间以原生孔隙为主,斜长石溶蚀孔隙为辅;砂砾岩储集空间主要是粒间方解石溶孔。（3）砂岩储层平均孔隙度14%,砂砾岩为11%,砂岩储层物性好于砂砾岩储层,但孔喉结构砂砾岩储层较好,以大孔偏粗歪度为主。（4）砂岩受压实作用影响较强,北部构造高部位的河道砂岩（如夏盐8井区）因埋深较浅,压实较弱、物性较好;砂砾岩储层早期受强烈的碳酸盐胶结作用而致密化,储层物性受控于断层发育处的溶蚀作用。