海上低渗透油藏非线性渗流渗透率下限实验研究

应力敏感对储层的损害具有不可逆性,启动压力梯度导致油藏中出现不流动区;因此,界定海上低渗透油藏非线性渗流的渗透率下限对制定高效开发技术政策至关重要。分别选取珠江口盆地东部10块和17块典型低渗透岩芯开展应力敏感实验和启动压力梯度实验研究。通过实验结果分析,分别建立了应力敏感、启动压力梯度与油藏岩石渗透率的关系模型,定量表征了海上低渗透油藏非线性渗流特征。选用油藏实际参数,模拟计算应力敏感和启动压力梯度对产能的影响,界定了珠江口盆地东部低渗透油藏应力敏感渗透率下限为10×10-3μm2,启动压力梯度下限38×10-3μm2,以此指导南海东部低渗透油藏合理开发技术政策制定,从而为提高油田开发效果奠定了基础。     

特低渗透油藏可动流体百分数参数及其应用

针对特低渗透油藏特点,阐述了可动流体百分数参数的概念、测试原理及在特低渗透储层评价中的意义,分析了可动流体百分数与渗透率和驱油效率的关系,研究了特低渗透岩心在不同围压下可动流体百分数的变化规律,并对不同特低渗透开发区块进行可动流体百分数测试.研究结果表明:可动流体百分数是评价储层渗流能力及开发潜力的一个重要物性参数,可用可动流体百分数预测特低渗透油藏开发效果.对于特低渗油藏,可动流体百分数是一个比孔隙度和渗透率更能表征储层渗透率的参数.不同的围压,其可动流体百分数和束缚水饱和度是不同的.并对不同特低渗透开发区块进行了可动流体百分数测试.测试结果表明,用可动流体百分数预测特低渗透储层开发效果与油田现场实际开发效果一致,也验证了可动流体百分数概念的可行性.     

大45超低渗透油藏非线性渗流数值模拟

为了评价非线性渗流规律下的井网适应性,以大45超低渗透区块为例,应用研制的非线性渗流数值模拟软件进行数值模拟研究.设计6套井网转注方案研究不同转注时机对油田开发的影响,并优选最优方案.研究表明:非线性渗流数值模拟软件适用于超低渗透油藏;大45油藏现有菱形反九点500 m×100 m井网动用程度低,井网适应性差,需通过井网调整改善油藏动用程度;越早转注,采出程度越高;综合含水率60%左右为最佳转注时机;井网转注提高了地层压力梯度,增大了流动区域,进而改善了油田的开发效果;超低渗透油藏开发过程中,非线性渗流占据了流体渗流的主导地位,以非线性渗流规律为基础的数值模拟软件能够更准确地预测该类型油藏的开发特征.     

低渗透油藏井间储量动用状况分析新方法

油藏启动压力梯度对油藏的储层动用有着很大的影响,启动压力梯度越大储层越难动用。从低渗透油藏流体
渗流机理上出发,采用现场早期束缚水条件下单相渗流的生产动态数据及试井解释资料,利用试井方法求得研究区的
启动压力梯度,并建立启动压力梯度与渗透率的关系。分析典型反九点井组内注水井与采油井井间的驱动压力梯度
变化特点,据此确定井间储层物性与储量动用关系。通过对比实际储层的渗透率值与所得到的储层流体启动所需渗
透率值的大小,从而判断储层内流体是否流动。该方法采用定量分析低渗透油藏井间储量动用状况,为同类油藏确定
井间剩余油分布提供了参考。     

低渗透储层微观结构特征研究

不同低渗透油藏的开发特征表现出的差异与岩石物性、复杂的孔隙结构密切相关。采取恒速压汞方法,讨论储层各微观参数与地层渗透率之间的相互影响。低渗透岩石具有独特的微观孔隙结构,喉道半径低,孔喉比大,喉道形状复杂是渗透率低的本质原因。     

塔里木盆地致密砂岩气储层微观孔隙结构

为研究塔里木盆地库车坳陷储层储集条件及其微观孔隙结构,应用核磁共振技术测定不规则岩样核磁孔隙度与核磁渗透率,应用高速离心实验标定岩样T2截止值,划定可动流体饱和度与不同喉道半径控制的可动流体体积分数,应用低温氮气吸附实验,深入分析岩样微观孔隙结构,建立致密砂岩储层渗透率、可动流体饱和度与微观孔隙特征之间的关系。研究结果表明:库车坳陷J1a层位致密砂岩气藏在深度4~5 km的储层占主要部分,平均渗透率0.021×10-3~3.982×10-3μm2,平均孔隙度2.96%~7.17%;平均比表面1.83~2.35 m2/g,为页岩的1/10;该储层中半径为50 nm以下喉道控制孔隙占总孔隙60%左右,半径50 nm以下孔隙以介孔为主,平均占总孔隙的33.03%。当渗透率由0.1×10-3μm2以下逐渐增大至1×10-3μm2以上时,砂岩孔隙形状由墨水瓶孔为主逐渐变为平行板状孔,再逐渐变为V型孔。库车坳陷致密砂岩气物性较差,占总孔隙27%的由半径50 nm以下喉道控制的较大孔隙可以作为致密砂岩气藏进一步开发突破点。     

低渗透油藏毛管压力曲线特征分析及应用

我国低渗透油田的储量在探明未动用的地质储量中占有较大的比例。深入研究该类储层的孔隙结构特征对低渗透油层的渗流机理研究及对低渗透油田的合理开发具有重要实际指导意义。通过对低渗透油藏毛管压力曲线的定性特征和定量特征参数分析,发现该类油藏毛管压力曲线符合双曲线变化规律,引用油田压汞法所测得的毛管压力数据,对毛管压力曲线进行双曲线拟合,得到了良好的效果以及有关储层孔隙结构的特征参数。由此可知,低渗透储层具有pd和pc50高、r50小等特点。     

毛管力对油藏水驱特征影响分析

注水开发是油田最主要的开发方式之一。注入水波及面积是影响油藏采收率的重要因素。油藏内注入水流动方向及波及面积与其所受合力的方向及大小有关。尤其对于低渗透油藏,毛管力对油藏内油水渗流规律的影响不容忽视。基于渗流力学理论,利用数值模拟和矢量叠加方法,计算了正韵律正方形储层模型中各网格内流体所受注入水压力、重力和毛管力等作用力合力的大小和方向,实现了储层内任意网格油水渗流作用力的定量表征。数值模拟结果表明,对于亲水正韵律油藏,储层上部渗透率变低使毛管力增大,当毛管力增大到一定程度时,注入水会从下部的高渗透层段向上部的低渗透层段渗流,导致上部低渗层段的水驱效果好于下部储层,在油藏开发后期剩余油主要分布在下部的高渗透层段内。如果油藏渗透率较大,油藏内无毛管力影响时,开发后期剩余油主要分布在上部的低渗透层段内,对下部高渗透层段实施封堵措施,有利于提高油藏采收率。     

盐溶解结晶对储层物性影响的数学表征

碳酸盐岩储层的孔隙结构复杂,渗透率和产能较低,储层孔隙结构发生变化会影响油藏开发效果;因此清楚地了解低渗透碳酸盐岩储层的孔隙度和渗透率变化机理对开发该类油藏具有重要意义。在注水开发过程中,部分碳酸盐岩油藏孔渗物性明显变好。针对此现象,从钙芒硝溶解、结晶对储层孔渗的影响机理方面进行研究,建立了考虑钙芒硝溶解、结晶作用的渗流数学模型;利用有限差分方法对该模型进行求解,得出了钙芒硝溶解、结晶对储层物性变化的影响规律,能够为高含盐碳酸盐岩储层注水开发起到一定指导作用。     

溶孔-粒间孔组合对超低渗透储层物性的影响——以西峰油田庆阳区长8油层为例

目的 研究溶孔-粒间孔组合对超低渗透储层物性的影响.方法 通过岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞等先进的实验方法和系统的分析化验,微观、定量分析各类孔隙及其孔隙结构特征以及对储层物性的影响.结果 与庆阳全区长8储层相比,庄58井区由于溶孔-粒间孔较发育,使得长8储层喉道半径(0.1-2.6μm)、孔隙度(11.5%)、渗透率(1.17×10-3μm2)分别好于全区长8储层喉道半径(O.1～1.0μm)、孔隙度(10.9%)、渗透率(O.68×10-2μm2).结论 发育溶孔-粒间孔组合的储层,其物性相对较好.     

准噶尔盆地东部石炭系火山岩储层特征研究

基于17口钻井的地质与测井资料以及141块岩石样品的物性测试结果,结合火山岩的岩性、岩相特征和产能资料分析,研究了准噶尔盆地东部石炭系不同火山岩岩体储层的特征和分布规律。结果显示,本区发育6种火山岩和2种岩相：XS3岩体以安山岩、火山角砾岩和溢流相为主;XS6岩体以碳质泥岩、火山角砾岩、凝灰岩和爆发相为主。XS3和XS6岩体的主要储集空间是溶孔,气孔和裂缝次之;物性表现为高孔、低渗的特点;喉道微细,分选差。XS3岩体整体物性优于XS6岩体。有效储层受岩性、岩相和大型断裂的控制。岩性决定了储集空间类型和物性;岩相控制储层的纵向分布;断裂控制了储层的空间展布和次生裂缝发育程度,靠近深断裂的地方,有效储层集中发育。     

Ms7.0芦山地震的发生与水库有关吗？

 2013年4月20日芦山地震发生后,围绕芦山地震的发生是否与三峡水库、紫坪铺及瀑布沟等水库蓄水有关的争论较多。但定性的讨论难以给出一个确切的定论。本文拟从定量计算分析讨论三峡、紫坪铺和瀑布沟水库蓄水对芦山地震震源处弹性应力场和孔隙压力场的影响。计算结果初步表明,三峡、紫坪铺及瀑布沟水库蓄水引起芦山地震震源处的弹性应力变化仅为几十Pa;在低渗透系数(扩散系数小于1m²/s)时,3个水库蓄水造成的孔隙压力变化接近于0,对M_s^7.0芦山地震的发生几乎没有影响;当取高渗透扩散系数(10m²/s)时,只有瀑布沟水库蓄水引起震源处孔隙压力增加3.2kPa,库仑应力变化1.9kPa,然而连续延伸100km高渗透率断层基本不可能存在;在选取扩散系数1m²/s时,3个水库若均蓄水100a对M_s^7.0芦山地震震源处孔隙压力也仅仅达到kPa量级。研究结果表明,此次M_s^7.0芦山地震的发生与三峡、紫坪铺、瀑布沟等水库蓄水无关。     

多期次油气成藏与油气藏成因类型--以吐哈盆地为例

目的 探讨遭受强烈构造变形的叠合盆地中油气成藏规律及其油气藏成因类型。方法 基于油气藏形成包括成熟烃源岩、油气运聚、通道和储层空间等因素，从油气成藏历史分析的角度探讨了油气形成的动力作用过程。结果 根据油气藏保存期间被改造或破坏的强烈程度，地质历史时期形成的地质油气藏可以演变成为4种基本的工业油气藏，即原生型、残余型、次生型和复合型工业油气藏。结论 对于构造变动强烈、烃源岩层位多、热演化历程复杂的叠合盆地．其油气藏类型复杂．油气勘探的难度增大。     

地震属性油气储层预测技术及其应用

按沿层方式对苏北盆地溱潼凹陷泰州组砂岩储层提取了20余种属性,经过优化并在最佳时窗段内通过井-震精细标定后可识别出三角洲前缘亚相沉积,指示出三角洲朵叶向凹陷深湖区的进积分布状况.对松辽盆地长岭断陷内营城组火山岩储层,按层间平均等分顶底时窗厚度作为约束界面的方式提取了30余种属性,从波阻抗及地震相的识别入手仔细区分火山岩储层地震属性平面展布特征,在已获工业油流的钻井指示下确定地震属性异常变化区域,从而有针对性圈定火山岩体储层的平面分布范围.     

裂缝性低渗透油藏储层物性的主控因素及其对产能的影响——以大情字井油田黑43区块为例

裂缝性低渗透岩性油藏物性复杂,控制因素多样,开采难度大,寻找储层物性的主控因素是该类油藏有效开发的基础。以大情字井油田黑43块为例,在对青山口组青一段储层沉积相、岩性特征、裂缝方向、低幅度构造综合评价基础上,分析了低渗透裂缝性油藏储集特征,探讨了储层性质对单井产能的影响。分析认为,黑43区块低渗透储层物性主要受沉积相和裂缝控制,剩余储量分布与构造幅度、油藏内的油水分异差别、储集层岩性变化密切相关,为裂缝性低渗透油藏有效开发提供参考。     

辽河西部凹陷曙103块潜山油藏储层特征

辽河西部凹陷曙 10 3块潜山由中元古界长城系高于庄组泥粉晶白云岩、灰质白云岩和白云质灰岩组成 ,其主要的储集空间包括溶蚀孔洞、构造裂缝及微孔微缝等。该区溶蚀孔洞非常发育 ,根据其规模可分为大、中、小型溶洞及溶孔 ,其中大、中型溶洞常因坍塌和充填而失去储集能力 ,而小型溶洞和溶孔等则成为该潜山的主要储集空间。高角度构造缝对该储层储集空间的贡献最大 ,其优势发育方位为北东—南西向 ,与区域构造线方位一致。压力测试结果表明 ,该区储层中显微级的微孔和微裂缝经过一段时间的开采后 ,替代宏观溶孔和裂缝而成为主要的供油空间 ,这表明它也是很重要的储集空间。对各井开采现状及采油层段的对比研究表明 ,曙 10 3块潜山储层的发育受古地貌位置、构造位置及沉积旋回的控制 ,好的储层段主要分布在潜山顶面及地貌高点     

辽河西部凹陷曙103块潜山油藏储层特征

辽河西部凹陷曙103块潜山由中元古界长城系高于庄组泥－粉晶白云岩、灰质白云岩和白云质灰岩组成,其主要的储集空间包括溶蚀孔洞、构造裂缝及微孔微缝等。该区溶蚀孔洞非常发育,根据其规模可分为大、中、小型溶洞及溶孔,其中大、中型溶洞常因坍塌和充填而失去储集能力,而小型溶洞和溶孔等则成为该潜山的主要储集空间。高角度构造缝对该储层储集空间的贡献最大,其优势发育方位为北东－南西向,与区域构造线方位一致。压力测试结果表明,该区储层中显微级的微孔和微裂缝经过一段时间的开采后,替代宏观溶孔和裂缝而成为主要的供油空间,这表明它也是很重要的储集空间。对各井开采现状及采油层段的对比研究表明,曙103块潜山储层的发育受古地貌位置、构造位置及沉积旋回的控制,好的储层段主要分布在潜山顶面及地貌高点。     

扶余油层沉积特征及对油气分布的控制作用-以松辽盆地大庆长垣以东地区为例

在大量录井和密井网测井数据基础上结合岩芯和重矿物资料,对物源体系、储层沉积特征及单砂体级沉积微相进行了研究。结果表明长垣以东地区扶余层主要受北部拜泉—青冈物源和西南保康物源控制,两物源在徐家围子附近交汇后向东流出,发育典型的河控浅水三角洲沉积体系。以三角洲平原和内前缘亚相为主,微相类型主要为顺直型分流河道,呈北东向和南北向展布;平面上砂体在北部和西南部最厚,向凹陷中心逐渐减薄;垂向上中部(FⅠ6-FⅡ1小层)砂体最发育,是主要的储集层位。沉积微相与构造叠合显示出沉积微相明显控制了油气的分布,分流河道砂与构造合理配置形成的构造-岩性圈闭,为下一步油气勘探的最有利部位。     

低、无污染基质孔隙型灰岩储层基质酸化增产可行性探索

伊拉克某油田灰岩储层三口低、无污染井基质酸化作业后平均增产幅度仅7%,符合目前业界对此类井酸化提产效果甚微的共识。根据目前碳酸盐岩储层酸化增产机理最新研究,并结合该单重介质储层渗流特征分析以及该储层测井、试井解释结果,对无污染井酸化提产幅度公式进行改进,引入蚓孔参数对提产幅度的影响。然后根据Gadanski等公式计算目标蚓孔长度和提产幅度所需的酸液量,并优化排量形成深穿造主蚓孔酸化设计。现场实验结果表明,三口普通酸化工艺无效或提产幅度低的井在采用深穿工艺后产量均有一定幅度提高。从而通过理论计算以及现场实验证明,对于基质孔隙型灰岩储层,即使是无污染或者污染程度低的油井,采用适当的深穿透酸化造主蚓孔工艺仍可实现一定幅度的提产。     

吉林大安北油田葡萄花储层岩石基本特征

为了更好地认识大安北油田葡萄花储层特性,并为大安北油田勘探开发提供依据,通过薄片鉴定、Ｘ射线衍射分析和电镜分析等研究手段,详细分析研究了大安北油田葡萄花储层岩石的基本特征．研究结果表明：葡萄花储层岩石类型主要有细砂岩、粉砂岩、中砂岩、不等粒砂岩和砂砾岩,含油砂岩以粉砂岩和细砂岩为主;组成储层砂岩的碎屑成分有岩浆岩、变质岩和沉积岩,主要以岩浆岩岩屑和变质岩岩屑为主,据此可以认为葡萄花油层储层砂岩大多为长石岩屑粉砂岩或长石岩屑细砂岩;储层砂岩的填隙物成分主要为各类粘土矿物和碳酸盐类矿物,由于储层岩石高含泥质和钙质,使储层砂岩具有低孔、低渗的特征;储层的主要损害因素为速敏、微粒运移、酸敏和水敏损害．