低渗透砂岩油藏单砂体内部相对高渗透段定量识别

通过吉林英东油田岩心数据分析,对低渗透储层单砂体内部高渗透段开展定量研究,建立渗透率级差法和累积渗透率贡献值法来定量求取低渗透储层单砂体内部高渗透段下限值,采用贝叶斯判别分析法建立不同渗透层段的判别函数,进行非取心井高渗透段的定量识别。结果表明:强水动力条件是其沉积成因,后期次生溶蚀孔是微观成因;河口坝微相的高渗透段主要分布在中部,长条状分布,长宽比4∶1,席状砂微相的高渗透段主要发育在单砂体内的中下部,连通性好,分布面积大,长宽比3∶2,水下分流河道的高渗透段分布在下部,顺着河道中心呈豆荚状零散分布,分布面积较小;可以采用泡沫气驱方式封堵高渗透段,扩大波及体积,提高高渗透段的剩余油采收率。     

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。     

低渗透油田精细油藏描述研究进展

从国内外研究现状入手,详细介绍了目前低渗透油田精细油藏描述研究的现状,对比了国内外相关研究的差异。认为低渗透储层的渗透率在(0. 1～50)×10~(-3)μm~2。结合研究实践,总结了低渗透油田精细油藏描述研究的5个关键问题,即多方法单砂体精细预测和刻画、多信息裂缝表征、储层微观孔隙结构研究、低渗透储层流动单元分类、低渗透储层保护技术等。同时指出了低渗透油田精细油藏描述5个方向的发展趋势:微构造描述;储层成岩作用等地质成因分析;对低渗透油田注CO_2及氮气或注聚合物采油等机理进行相关实验研究;在低油价背景下精细油藏描述加强经济有效性评价,保证精细油藏描述研究成果在开发调整方案、老油田滚动扩边等生产实践中能够顺利应用;精细油藏描述中为水平井设计及其他工程措施的实施开展的相关基础研究。     

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田低渗透砂岩沉积微相特征及对产量的控制

鄂尔多斯盆地上三叠统长6油层是盆地的主力油层.以盆地东部的甘谷驿油田为例,分析了该油层的沉积微相特征、产量分布特征及其相互关系,认为储层的沉积微相控制油井的产量;研究区(水下)分流河道砂体渗透性好,油井产量高;高产油井在平面上呈条带状分布,与储层的沉积微相展布、渗透率平面展布基本一致.     

矩法在研究低渗透储层孔隙结构中的应用及软件开发

对确定储集层孔隙结构特征参数的两种常用方法进行了分析讨论。结果表明：对于一些具有较大孔隙度、渗透率，原始粒间孔隙遭到破坏不严重的中、高渗透砂岩储层，大多数孔隙喉造大小遵从正态分布，利用正态分布法确定岩石孔隙结构特征参数是适用的。而对于低渗透储层，其孔喉分布通常受成岩及后生作用过程中几种成因的综合影响。矩法考虑了储层岩石的成岩作用及后生作用等因素对储层岩石孔隙结构的影响。因此，利用矩法确定低渗透储层的孔隙结构特征参数比正态概率法更为合理。通过东濮凹陷桥口地区Es3^3段孔隙结构特征参数计算的实例说明该方法的应用，并根据矩法的原理，使用Matlab5.3开发出运行于Windows下的压汞数据处理系统YGPS。     

高渗透水泥施工及防砂性能研究

对高渗透水泥体系的综合性能和防砂能力进行了试验分析研究。结果表明该高渗透水泥具有良好的施工性能和较强的阻挡出砂的能力;可以将该高渗透水泥在钻井和扩眼后泵注到可能出砂的裸眼层段进行先期防砂;对于已经出砂的油井,也可以在清洗砂堵后将高渗透水泥浆挤入高渗砂层,待其凝固后形成高渗透性人工屏障进行后期防砂。从而为防砂提供了一种新的技术思路,既是在钻井完后,在固井施工时对于可能出砂的层段就考虑采用高渗透水泥充填以代替裸眼完井、砾石填充等常规完井工艺。这将是裸眼完井技术的一种革新,是一种有发展潜力的防砂技术。     

低渗透多孔介质变渗透率数值模拟方法

 根据流体在低渗透多孔介质中的渗流特征,建立了低渗透多孔介质数学模型,通过引入无因次渗透率变化系数描述低速非达西渗流规律,并基于黑油模型数值模拟系统,开发了低渗透多孔介质变渗透率数值模拟软件。采用矿场实际数据,分别使用达西渗流、考虑启动压力梯度为常数的拟线性渗流和变渗透率渗流模型,对五点井网进行模拟计算,对比分析了不同渗流规律下的油井产油量、含水率、含油饱和度及不同时间的地层渗透率分布。结果表明,变渗透率渗流模型计算的油井产油量、含水率和含油饱和度分布介于达西渗流和拟启动压力梯度渗流模拟结果之间,油水井附近地层渗流能力强,远离主流线地层渗流能力弱;井距越小,地层渗流能力越强;流体在低渗透多孔介质的渗流过程中,达西渗流仅发生在井筒附近小面积区域内,地层大部分区域发生变渗透率渗流,且占据了地层渗流的主导地位,变渗透率数值模拟方法弥补了其他方法未考虑渗透率变化因素的不足,变渗透率数值模拟软件能够更准确地预测流体在低渗透多孔介质中的流动特征。     

辫状河砂体三维构型地质建模研究

采用“模式预测”的砂体内部构型研究方法,对萨北油田高含水后期密井网条件下辫状河砂体构型模式、夹层类型和夹层延伸规模进行了精细描述。建立了适合萨北油田辫状河砂体的“叠覆泛砂体”构型沉积模式,根据构型沉积模式把砂体内部夹层分为3种类型,确定了垂直水流方向夹层空间延伸规模。采用基于目标的算法建立了砂体内部构型模型及参数模型,总结出高含水后期辫状河砂体内部呈现低未水淹部位少、剩余油潜力较小的基本特点。研究结果表明,辫状河砂体内部夹层空间延伸长度90~140m,总体呈水平分布,层内低未水淹部位少于10%。利用层内机械和化学堵水技术对19口油井进行了细分堵水,取得较好挖潜效果,为油田开发后期层内挖潜提供了地质依据。     

砂柱微生物注浆的水力渗透性质试验研究

为了有效实现防渗堵漏,对砂柱微生物注浆的水力渗透性质进行试验研究。砂柱微生物注浆采用巴氏芽孢杆菌菌种,向试验装置中注入胶结液与菌液,静置完成微生物注浆。对实际工程问题物理模型进行简化处理,构造满足工程特性的数学模型,对模型赋予参数、初始条件及边界条件,为砂柱微生物注浆水利渗透性质试验提供依据。构造均质高孔隙率砂岩非稳定达西渗流数学模型,计算可体现砂柱微生物注浆水力渗透性质的孔隙率与渗透率。将已有实验结果和数值模拟结果进行比较,对数值模型合理性进行验证。通过观察孔隙率与渗透率对砂柱微生物注浆的水利渗透性质进行试验分析。结果发现,砂柱微生物注浆可降低砂柱孔隙率与渗透率,提高砂土水力渗透性质。     

低渗透油藏产能主要影响因素分析与评价

影响低渗透油藏产能的因素众多而复杂,因此正确分析和评价这些因素,对于低渗透油田勘探开发有重要的指导意义。石油地质学、测井学、渗流力学和油藏工程等多学科结合,分析了影响低渗透油田产能和开发效果的主要因素,对各因素进行评价,并与油田实际生产情况进行了验证和比较。研究表明,储层产能宏观上受沉积微相和流动单元的控制。油层有效厚度及其渗透率是影响储层产能的主要因素,部署井位时,要确保有较大的油层厚度,否则,井的产量不但不高,而且无法保持稳产。对于渗透率各向异性的储层,部署开发井网时,要优选最优的井排距比和井网形式,确保油藏有较高的整体采收率。     

非均质复杂断块油藏沉积微相研究及应用

桥口油田位于东濮凹陷的中部,属典型的非均质复杂断块油藏,由于油藏主力高渗层见效水淹,低渗层水驱动用难度大,使得综合含水急剧上升,年产油量大幅度减少.根据沉积微相与储层岩性、物性及与剩余油分布关系的研究,采取开发对策,对有利的河道微相带(T)部署调整井挖掘水动力滞流区剩余油.对储层物性较差的河间砂及远砂微相带(Q,Y)剩余油相对富集的部分干层、未解层、油水层重新认识,从中优选后进行挖潜.对微相过渡带,引入"隔相注水"模式,提高了低渗层水驱动用程度,减缓油田自然递减.开发实践证实:以沉积微相研究为基础,对非均质油藏实施分微相带系统开发,可以较好改善油藏开发效果;沉积微相研究是挖掘非均质复杂断块油藏层间潜力,实现开发层系由高渗层向低渗层转移的一种有效途径.     

羌塘盆地侏罗系低渗透砂岩储层成因分类及有利储层预测

羌塘盆地侏罗系地层厚度大 ,分布面积广 ,砂岩储层发育 ,但砂岩储集物性及孔隙结构普遍较差 ,现有露头样品分析表明 ,其储层主要为低特低渗储层。侏罗系低渗砂岩储层特征主要受沉积相带与压实、胶结等成岩作用的控制。依据其储层的控制因素 ,将其划分为强压实型、中等压实碳酸盐胶结型、强压溶石英次生加大型、泥质包壳粘土矿物胶结型、沥青充填型、不稳定组分溶解溶蚀型 6种低特低渗砂岩储集层类型 ,这些类型各具不同的储集潜力和分布范围。其中 ,发育于三角洲前缘等相带中的不稳定组分溶解、溶蚀型低渗砂岩储层储集性能较好 ,为羌塘盆地最有利的碎屑岩储层。     

濮城油田南区沙二上4-7砂层组低渗储层特征及成因分析

利用岩心观察描述、薄片、铸体薄片、扫描电镜、岩心分析化验等资料，对濮城油田南区沙二上4-7砂层组沉积特征及储层低渗透成因进行了研究。结果表明，该区沙二上4-7砂层组为小型闭塞陆相断陷湖盆三角洲前缘沉积，其岩石成分和结构成熟度低，塑性岩屑和杂基含量高，属于低渗透储层，目前处于晚成岩A1亚期。沉积因素对低渗透储层的形成起决定性作用，它不仅直接导致储层低孔、低渗，极易被压实，而且储层单层厚度小，粒度细，胶结物含量高，原生孔隙不发育，使得地下酸性流体难以进入。影响了溶蚀作用的进程。成岩作用是储层低渗透成因的最主要的影响因素，中强的压实和胶结作用使原生孔隙空间不断缩小，孔渗性降低，岩石致密；而溶蚀作用不充分，对储层没能发挥明显的改造作用，也是低渗储层形成的一个重要原因。     

濮城油田南区沙二上4-7砂层组储层孔隙结构及与驱油效率的关系

利用薄片、铸体薄片、扫描电镜、岩石物性和压汞资料，对濮城油田南区沙二上4—7砂层组储层岩石特征及其微观孔隙结构进行了全面的研究．结果表明，储层岩性混杂、属低渗储层；发育原生粒间孔、残余粒间孔、晶间及晶内微孔、溶蚀孔及微裂缝5类孔隙类型，以中细孔细、微细喉孔隙结构类型为主；储层孔隙小、喉道细，分布区间宽，孔喉参数变化范围大，分选和均质程度低，孔喉比偏大，孔隙结构的非均质性较强．在此研究的基础上，利用相关分析法定量分析了储层退汞效率与孔隙结构参数的关系，认为储层退汞效率与各孔隙结构参数之间存在负相关关系；其中，随孔隙度、渗透率增大退汞效率迅速降低，而随孔喉增大退汞效率缓慢减小，喉道分选性与驱油效率呈负相关，但相关性较差，另外，驱油效率随岩样束缚水饱和度增加而增大，随岩样孔隙体积的增加而降低．总体上，储层驱油效率随孔隙结构的变好而降低．     

二次加砂压裂技术在海上低孔渗砂岩气藏的应用

东海低渗储层具有埋藏深、温度高、边底水发育、平台空间小等特点,采用传统加砂压裂方式初期产量低、压后压降快、有效产能低,无法满足海上经济有效开发的需求。因此,基于平台化压裂的技术瓶颈,开展二次加砂压裂增产机理及适应性评估,通过技术优化研究,确定了二次加砂压裂施工排量、加砂规模、二次加砂比例、中途停泵时间等关键参数,优选评价了压裂液和支撑剂材料,并评估了平台空间综合利用,形成了一种适合海上低渗平台开发的增产技术。DX-B5井的实施效果表明:二次加砂压裂技术首次应用于海上低渗油气田,并取得显著的增产效果,相比邻井初期产量增加了2倍,累计产量增加了3倍,针对类似储层条件的油气井,可推广应用于东海及国内其他海域的低渗储层增产开发。     

低渗透油藏加密井评价与加密技术界限计算方法——以鄂尔多斯盆地盘古梁长6油藏为例

目前中国低渗透油藏加密井及更新井产量在油藏总产量中占有重大比例,但同一井区内加密井生产效果差别巨大,亟需开展加密井单井评价及加密技术界限研究,指导低渗透油藏井网加密调整.分析盘古梁长6油藏历年投产加密井的实际生产动态数据,给出加密井生产动态模式划分标准以评价加密井单井开发效果.利用数值模拟方法定量研究了加密井网和加密时机对低渗透油藏加密效果的影响.结果 表明:加密井网井排距对加密效果影响最大,其次是加密井类型,最后是加密时机.利用油藏工程方法给出了低渗透油藏加密极限井距和加密时机的计算方法,对低渗透油藏井网加密调整具有指导意义.     

濮城油田南区沙二上4~7低渗储层特征

根据铸体薄片、扫描电镜、物性、岩芯、测井和地质模型等资料,对濮城南区沙二上4~7储层进行详细研究,认为该套储层储集空间以剩余原生粒间孔和次生粒间孔组合为主;排驱压力和饱和度中值压力较高,孔喉半径小且分选性较差,歪度小,溶蚀作用对改善喉道连通性的效果不佳,渗透率较低。储层质量受沉积作用和成岩作用的综合影响,其中,沉积作用是形成低渗透储层的最基本因素,决定了后期成岩作用的类型和强度,强烈的压实作用和胶结作用对形成低孔低渗储层起了决定性作用。利用储层物性和孔隙结构参数,将其储层划分为4类,其中Ⅰ、Ⅱ类储层主要分布在三角洲前缘水下分流河道和河口坝微相。     

低渗油藏非均质性对采收率的影响因素研究

摘要：低渗透油藏的开发技术已成为我国油气开采领域的重要研究内容,而低渗透油藏非均质性是影响其最终采收率的主要因素。为此,从典型油藏地质模型出发,通过建立油藏数值模拟机理模型,筛选了油层厚度、隔层厚度、渗透率、渗透率各向异性系数为评价指标,分析了单因素及其组合对油藏采收率的影响,研究表明储层渗透率及渗透率各向异性是影响低渗透油藏采收率的最主要因素。研究结果对低渗油藏开发的调整以及后期挖潜等方面具有重要的指导意义。     

胜利油田王家岗地区下第三系沙四段砂岩储集层类型及分布

根据岩性和电性特征 ,对胜利油田王家岗地区下第三系沙四段砂岩储集层的类型及分布进行了研究。研究结果表明 ,王家岗地区沙四段自上而下可划分为 4个砂层组和蓝灰段 ,其中第三和第四砂层组为主要砂岩储集层发育段。根据地质、地震和测井相资料 ,又将第三砂层组划分为 7种沉积微相 ;第四砂层组划分为 6种沉积微相。研究还表明 ,该地区的砂岩储集层分为中孔中渗、中孔低渗和低孔低渗 3种储集层类型 ,其中以低孔低渗储集层为主 ,其储集层物性主要受沉积相类型和成岩作用所控制     

多方法定量评价低渗储层贾敏效应影响因素——以塔里木油田轮古7井区为例

定量评价各类因素对贾敏效应的影响程度,对改善低渗透油藏的水驱开发效果具有重要意义.以塔里木油田轮古7井区为例,结合本区地质特征,选择渗透率、液相侵入深度、驱替压力、孔喉比、孔隙度、截面积等作为影响贾敏效应的因素,通过灰色关联分析法与相对比较法对上述影响因素进行定量分析,确定其影响权重.研究表明,两种方法的研究结果一致,即孔喉比和孔隙度是贾敏效应的主要影响因素,并通过岩心流动实验验证了上述研究结果的可靠性.