油藏烃类差异性研究与应用

油藏开发过程中和地质色层效应存在着两个非均质体,即储层本身的非均质体和储层流体差异性引起的流体非均质体．油藏烃类纵横向上化学组成与物理性质（含相态）的差异性是油藏描述,特别是精细描述的主要内容．从油藏的油源、储层的注入过程、二次运移过程中烃类组成的变化以及储层的混合作用四个方面较全面、系统的分析了烃类差异性形成的机理．并且从确定油藏注入史、确定储层内部连通性和流体界面以及进行油田开发动态监测等方面总结了这一研究的应用进展．烃类差异性研究不仅具有学术价值,而且具有一定的实用价值．它为精细油藏描述开拓了新的思路和方法、进而为扩大油气勘探领域提供了新的工具,为提高油气采收率技术和开发方案的可靠性提供了更有效的技术手段．     

精细油藏数值模拟中非均质性的表征技术

油藏描述技术 ,特别是储层非均质性定量描述技术的快速发展给油藏数值模拟研究中非均质性的合理表征带来了相当大的挑战 .介绍了包括垂向上细分层策略、细化相渗类型及辅助技术 ,单网格的非均质性界定和渗流规律研究及单网格层次体现流体物性的非均质性等储层非均质定量描述的数值模拟表征技术 ,其目的在于缩小油藏数值模拟模型的非均质性表征尺度 ,保证油藏地质模型与油藏数值模型的准确对接 ,提高预测精度和指导生产的效能     

基于层次分析的层状油藏采收率敏感性研究

针对储层和流体层间非均质性强、层间矛盾严重、层系划分、井网部署影响因素对层状油藏开发效果影响程度不一的问题,结合实际层状油藏的储层特点和开发特征,基于油藏数值模拟方法和层次分析理论,对海外H层状油藏采收率影响因素进行研究,评价H油藏采收率对储层渗透率级差、原油黏度级差、地层压力级差、油层厚度及采油速度等影响因素的敏感性。结果表明:层状油藏开发初期采油速度对采收率影响最为明显,但从油藏储层和流体特征出发,油藏采收率对流体黏度级差变化最为敏感,其次为渗透率级差和地层压力级差,受储层厚度级差的影响最小。     

埕岛油田馆上段储层非均质性研究

通过对我国第一个浅海-极浅海特大油田—埕岛油田馆上段储层层内韵律性、层间差异性、平面上砂体连续性、层间层内隔夹层的定量评价以及储层微观孔隙结构的研究,揭示了埕岛油田馆上段储层宏观、微观非均质特征,指出埕岛油田馆上段储层平面非均质性与微相带、砂体发育密切相关,并建立了埕岛油田馆上段储层四种类型的孔隙结构模式,对指导埕岛油田馆上段油藏进行各种开发调整有着重要的指导意义。     

东营凹陷史115浊积扇油藏储层非均质性的时空演变规律及主要控制要素研究

以东营凹陷中央隆起带西段史115深水浊积扇岩性油藏为例,对储层非均质性的时空演变规律及主要控制要素进行研究,认为构造运动、湖平面变化、沉积物供给和古地貌等要素控制了扇体的发育,从而导致储层非均质性在不同时间和空间里表现出明显的差异.浊积扇发育早期,构造运动和古地貌造成扇体规模较小,储层非均质性最强.浊积扇发育中期,构造运动减弱和填平补齐作用导致扇体分布范围增大,储层非均质性较强.浊积扇发育晚期,随着构造运动进一步减弱、湖平面下降,扇体平面分布范围更加广泛,储层非均质性最弱.     

陕北吴起地区延长组储层非均质性特征

储层非均质性是造成储层砂体内部渗透率垂向及平面变化的主要因素。通过对砂岩储层中碎屑颗粒、填隙物含量等演示学特征及成岩作用的分析,利用非均质性计算指标分析吴起地区延长组储层非均质性特征。研究表明吴起地区延长组以发育长石砂岩为主,具有分成熟度高、分选好的特征,成岩作用主要表现为压实和压溶、胶结作用、交代作用和溶蚀作用,从层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性等非均质性指标分析认为,单砂体粒度特征以正韵律、正韵律叠加和复合韵律较为发育,层理构造的垂向变化引起渗透率的垂向变化,泥质夹层、钙质夹层对油藏进行了分割,储层砂体渗透率值非均质性强的特征明显。储层非均质性差异导致吴起地区延长组砂体在平面上使得渗透率值呈北东-南西向展布,是由于不同沉积环境水动力条件变化的结果。     

致密砂岩储层非均质成因研究

从致密砂岩储层形成过程入手,以分析不同测试化验资料反映的储层差异性为主要方法,开展鄂尔多斯盆地南部红河油田川口条带延长组长8段致密储层非均质成因研究.结果 表明,沉积、成岩和裂缝是致密砂岩非均质性形成的重要因素.沉积作用导致的砂体叠置样式和碎屑颗粒差异形成了宏观非均质性,并且砂体叠置样式对后续成岩作用和裂缝发育有较大的...     

基于油藏流场强度的井网优化方法研究

受地质情况、井网条件、流体物性影响,在注水开发油藏中的某些部位会出现以注入水快速突破、注入水无效 循环等为特征的不均衡驱替。对于非均质油藏,为了实现相对较高的均衡驱替,获得更高的原油采收率,布井时必须 充分考虑储层的非均质性进行井网优化设计。通过分析,选取油藏流场强度变异系数最小作为优化目标,建立了井网 优化数学模型,使用遗传算法求解数学模型,获取与储层非均质匹配的最优井网。油藏实例进行的分析结果表明,用 优化后的井网进行生产,水驱状况得到改善,提高了采收率。     

砂岩油藏多层合采层间干扰及开发策略研究

A 油田在纵向上储层多,且各油层物性相差悬殊、流体性质各异、储量分散。油田在笼统注水或多层合采开
发过程中,势必会受储层非均质影响,逐渐暴露出注入水单层突进、含水上升快、储量动用程度不均、各层采出程度不
等、油藏采收率低等问题。如何提高此类纵向非均质油藏的采收率是当前所面临的重要问题。以油藏数值模拟技术
为手段,根据A 油田均质模型进行了多层合采条件下层间干扰的单因素以及复合因素的敏感性分析,并针对油田实际
非均质模型进行了不同开发方式下储层动用特征、开发效果评价以及开发指标对比,推荐了该油田切实可行的开发技
术方案、提出了指导类似油田开发的技术策略和措施。     

水平井开发油藏储层建模研究——以塔河一区三叠系下油组为例

对于水平井开发油藏储层建模而言,能建立反映储层非均质性特征的模型是该类油藏储层建模的重要目标,但常规建模技术并不能反映水平井段的非均质性,本文以塔河一区三叠系下油组为例,在充分考虑储层非均质性等特征的基础上,通过设置断块网格数的方式,对水平方向的参数采用不同的插值方法,建立了能精确刻画水平井段储层非均质性的三维地质模型。     

非均质性对超低渗透油藏产水机制影响实验

 针对超低渗透油藏普遍发育微裂缝、导致储层非均质性强的特点,开展了裂缝型岩心的制作和不同组合方式下的超低渗透油藏天然能量开采的物理模拟实验。基质与裂缝型岩心并联水驱油实验模拟不同非均质性储层油藏产水规律。实验结果表明,非均质储层含水上升曲线分为无水采油期、含水上升期和高含水上升期、高含水期4个阶段。含水上升规律主要受储层平均渗透率、渗透率级差、微裂缝发育特征和含水层能量的影响。对于非均质性较强的超低渗透油藏,应重点关注较高渗透率储层、水层和裂缝较发育储层的含水上升变化特征。     

延安地区长6储层非均性特征

储层的物性是影响油气的聚集、储存和开采的重要地质因素。通过岩芯薄片、测井曲线、钻井资料等数据的统计分析,对延安地区延长组长6油层储集层的层内、层间和平面的非均质性特征进行研究,进而确定储层非均质性对油藏的形成及开发的影响。结果表明:延安地区长6储层为三角洲前缘亚相,水下分流河道砂体为主要的储油层,河道主体相对河道两侧非均质性较弱,储层表现为低孔-低渗的特征,层内非均质性较强,以下细上粗的反韵律为主,层理较发育,泥质夹层和钙质夹层为主要的层内夹层,渗透率表现为低孔-低渗的特征;储层内部单砂层较多且不连续,分层系数较大,层间隔层较发育,层间非均质性较强;从平面非均质性来看,砂体以条状、片状为主,砂体整体连通性一般较好,水下分流河道砂体的非均质性较弱,分流间湾、河口坝和天然堤等砂体的非均质性较强。从单层砂体来看,长6_2分层系数最大,层间隔层最多,层间非均质性最强;长6_4整体砂厚较薄,有效砂岩密度最小,非均质性也较强。     

2012-26 科技新闻媒体关注指数排行榜

 在油藏开发中后期,受储层非均质性、开发方式等因素影响,剩余油分布日益复杂,多呈现“整体分散、局部富集”的特点,而传统的层内、层间及平面非均质性研究已无法解决高含水期开发过程中存在的一系列矛盾。针对这一问题,国内外学者在开发地质学领域引入了储层构型的概念,其研究核心是以层序地层学、沉积学等理论和方法为依据,深化砂体内部储层结构及渗流屏障认识,旨在通过对地下储层中油、气等流体赋存空间的精细刻画,为剩余油挖潜和提高油藏开发效果提供依据。     

乌里雅斯太凹陷南洼槽低渗透油藏勘探研究方法及勘探效果

针对乌里雅斯太凹陷南洼槽储层物性差、非均质性强、油藏类型以岩性和地层油藏为主的低渗透油藏特点,以沉积储层为主要研究内容,通过层序地层学方法和储层预测新技术的应用,识别出多个不同时期、不同类型的砂体,圈定了砂体范围,预测了有利储层部位。在3年的勘探实践中,先后钻探了10余口探井,全部获得成功,勘探取得了重大突破。     

盘40块储层砂体构成研究

盘40断块馆III7属于高渗低温稠油底水油藏,石油地质储量399万吨。由于储层非均质性严重、油层温度低、原油粘度高、泥质含量高易伤害,一直未找到适合的开发方式,开发效果很差。为了解决储层非均质问题,开展了储层砂体构成研究,解决了储层划分问题,为本块的调整提供了基础。     

濮城油田南区沙二上2+3油藏储层评价

沙二上2+3油藏是濮城油田的主要产油层系,剖析其储层性质,对油田的开发有重要的意义.从岩性、物性、孔隙性和非均质性等方面,对油藏储层进行评价.认为该砂岩储层物性整体上比较好,孔隙度和渗透率均较高,沉积相和成岩作用是储层物性的主要影响因素,按照王允城的储层分类评价标准属于Ⅰc、Ⅱ和Ⅲ类储层,但非均质性很严重,层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性均以严重非均质为主.     

延长地区延长组储层非均质性特征

为了研究延长地区延长组储层非均质性特征,通过宏观和微观2方面,根据测井资料、岩心观察、岩心分析化验资料、压汞测试等方法对影响储层非均质性的各项参数进行了讨论。研究认为,粒度分布的韵律性对纵向上储层非均质性具有一定的控制作用;粒度均一的部位物性较好,层理构造密度较大的层段物性较差,隔夹层越薄,分布范围越小,油气越容易发生垂向运移,隔夹层对油气在纵向上的分布起重要影响;层内非均质性可用渗透率变异系数、突进系数、级差等参数进行评价,层间隔层对流体运动起隔挡作用;储层砂体的平面连续性及物性是控制储层非均质性的重要因素,三角洲水下分流河道砂体构成了延长地区延长组含油砂体的基本骨架,主流方向上砂体呈条带状分布,砂体在所处的相带不同,表现出不同的连通性和非均质性;成岩过程中原生孔隙与后期改造形成的次生孔隙控制着油气进入储层的饱满程度。分析认为,延长地区延长组储层非均质性特征表现为粒度韵律、层理构造、隔夹层、渗透率、砂体几何形态、孔隙结构等因素的不均一性。     

塔河油田6区、7区岩溶型碳酸盐岩油藏动态连通性及缝洞单元划分

塔河油田6区、7区奥陶系碳酸盐岩是以表生岩溶和构造运动为主形成的非均质性极强的溶洞-裂缝型复杂油藏.溶洞、溶蚀裂缝和溶蚀孔,是主要的油藏储集孔隙系统;裂缝,是其主要的流体通道系统.随着油藏的不断开发,油藏储集体极强的非均质性和孔洞系统的复杂性,严重制约了奥陶系油藏后续的开发效果.针对储集空间分布的复杂性,利用油藏动态资料,分析井间储层的连通性,进而对研究区缝洞单元的划分就十分必要.油藏动态资料包括:井间类干扰、示踪剂注采响应以及流体物性差异等资料.通过应用塔河油田6区、7区的动态资料,对研究区内的井组进行了连通性的确定以及缝洞单元的划分.这对于研究区后续的注水开发及剩余油的挖潜提供了一定的依据.     

杏北区长6储层非均质性对含油性分布的影响

目的 评价安塞油田杏北区长6储层的宏观、微观非均质性,分析各类非均质性对含油分布的控制作用.方法 在储层沉积微相研究的基础上,综合运用岩心观察、薄片分析、压汞等各类测试、测井资料进行研究.结果 研究区储层砂体的平面连续性及物性状况是控制储层含油性的重要因素;储层在纵向上粒度韵律性、渗透率非均质对含油性在纵向上分布起到一定的控制作用:粒度较粗、物性较好的部位往往含油性较好;隔夹层越薄,分布范围越小,油气越容易发生垂向运移,对油气在纵向上的分布也起重要影响;储层孔隙结构的微观非均质性控制着油气进入储层的饱满程度.结论 研究区长6储层非均质性主要通过砂体平面展布、层内岩性和物性差异以及隔层分布等因素影响储层含油性分布.对该研究区储层非均质性与合油性分布关系的系统研究,对于评价油藏、预测有利含油区带并制定合理的开发方案有指导意义.     

油藏数值模拟基础数据库

由于不同成因的单砂体质量的差异性及其连通情况的复杂性,导致流体在平面及纵向上渗流的差异。因此,基于单砂体的三维精细地质建模成为开发中后期剩余油分布预测及油田开发调整的重要基础。地质建模将地质认识三维可视化、定量化,是地质认识的集合体。针对地质模型可以提供任意方向的属性切片,进行油藏非均质性分析,为进一步数值模拟提供模型基础。