大牛地气田下石盒子组盒3段储层地质特征

下石盒子组盒3段是鄂尔多斯盆地北部大牛地气田的主要勘探目的层。从沉积相和岩石学特征入手,结合常规薄片分析、孔渗分析、压汞试验分析成果,利用数理统计方法,对盒3储层特征进行了分析研究,结果表明该套储层为低孔隙、低渗透率储层,具有较高的排驱压力,较小的孔喉半径,且孔喉分选性差。在前人研究的基础上,结合低渗透油田的评价方法,确定了以岩性、物性、孔隙结构、含气性及电性等参数来进行储层分析评价的方法,认为盒3段以Ⅲ类储层为主,其次为Ⅱ类储层和Ⅰ类储层。     

鄂尔多斯盆地下寺湾油田柳洛峪区块长2储层物性影响因素

通过铸体薄片、扫描电镜、X黏土衍射、物性等测试分析方法,对下寺湾油田柳洛峪区块长2储层特征和物性影响因素进行综合研究。研究表明柳洛峪区块长2储层物性整体上呈现出低孔、低渗的特征,孔隙类型主要以粒间孔、长石溶孔为主。沉积相带和成岩作用是储层物性演化过程中的关键影响因素。     

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。     

榆林气田二叠系山西组流动单元

鄂尔多斯盆地东部榆林气田山西组储层具有低孔低渗、岩性复杂、孔隙结构复杂的特征.以层或层组为单元的砂体(岩性)、孔隙度和渗透率等参数的宏观分布研究已经达不到该区储层精细评价的要求,而储层的微观孔隙结构比储层宏观物性更能反映本区储层的本质特征.因此开展了该区储层流动单元测井评价研究.基于岩心和测井资料从孔隙几何学角度研究了工区储层的流动单元特征,采用FZI法把该区划分为5种类型的流动单元,同类流动单元的孔-渗关系呈现出规律性变化,其孔隙类型和结构趋于一致,表现出相似的测井响应特征,从而建立了研究区流动单元的划分及分类评价模式.     

X区块低孔渗气藏储层特征及分类评价研究

在岩心实验、物性实验、压汞实验、核磁共振实验等资料综合分析的基础上,结合测井资料、试采资料,对X区块主要目的层H2~H6层位储层特征及分类评价方法进行研究。研究表明,储层岩性以细砂岩为主,岩石成分以石英含量居多;储层以低孔低渗、特低孔低渗地层为主;孔隙结构中岩石孔隙喉道对储层渗流能力具有明显的控制作用,可动流体饱和度、可动流体孔隙度受储层物性的影响较大。根据储层特征,提出了孔渗关系图谱,用于描述地层流体分布特征与地层孔渗关系。应用K-means聚类分析的方法建立了储层分类评价标准,利用Fisher线性判别方法建立了储层类型判别函数,应用效果与测井资料符合程度高。储层分类方法可为寻找研究区相对优质的储层位置提供依据,为其他区块勘探提供指导。     

黄陵探区长6微观孔喉特征及影响因素

黄陵探区隶属鄂尔多斯盆地南部,长6是本区主要目的层位,为研究低渗储层微观孔隙结构与物性差异的关系,从微观角度认识孔喉特征,并分析储层物性原因。本文通过电镜扫描、物性分析、恒速压汞等方法对该区域长6油层岩石样品测试,研究其微观特征,定量表征孔喉参数。结果表明:长6油层储集空间主要为岩屑溶孔和粒间孔,溶孔主要为长石颗粒溶孔;恒速压汞分析,样品平均孔隙较低,说明储层比较致密,物性差,孔隙平均值为0.5%,喉道半径平均为0.4μm;孔隙特征与物性变化有明显关系,孔隙度、渗透率越大,物性较好。综合表明,储层物性、孔喉组成,岩石学特征是影响微观特征主要因素。     

松辽盆地扶新隆起带扶余油层储层特征研究及分类评价

利用铸体薄片、扫描电镜和压汞等资料,对扶新隆起带扶余油层进行了储层特征研究。结果表明储层类型主要为特低孔-低孔、非渗-超低渗储层,物性受成岩作用、沉积作用、微观孔隙结构等多因素影响。孔隙类型以次生孔隙为主,溶蚀作用是其主要成因。选用物性、岩性、微观孔隙结构等多个参数,将扶余油层储层划分为3类,其中Ⅱ类储层物性中等,是扶余油层产能贡献的主体储层,为今后研究的重点。     

东营凹陷史家地区沙三段低渗透储层微观特征

对东营凹陷史家地区沙三段低渗透储层的岩石成分、物性、成岩作用、孔隙结构以及粘土矿物的潜在敏感性特征进行了研究,揭示了储层的微观非均质性。研究表明,储层成岩作用强,成岩阶段为晚成岩Ａ期;储层孔隙类型以次生为主,孔隙结构以大孔较细喉为主。储层微观非均质性强,粘土含量高,并多以晶体较大的自生矿物形式充填在孔隙中,在油田开发中应注意潜在的水敏性和速敏性。     

马岭油田北三区延10_1~2储层微观孔隙结构特征及其生产动态分析

利用铸体薄片、扫描电镜、常规压汞、恒速压汞及核磁共振等资料,对马岭油田北三区延1012低渗透储层开展微观孔隙结构特征及其分类的研究。结果表明,研究区储层孔隙结构非均质性强,粒间孔、溶孔和晶间孔是主要的储集空间,片状或弯片状、点状喉道发育。孔隙结构可划分为大—中孔粗喉型、中孔中喉型及小孔细喉型3类;各类孔隙结构储层的储集空间类型、物性特征及产液能力不同,喉道大小是决定储层渗流能力、影响开发效果的关键因素;核磁共振和压汞实验拟合共同确定出该区储层的流动孔喉下限为0.232μm;孔隙和喉道特征共同决定了孔渗性的大小;较强的孔隙结构非均质性使得每类孔隙结构的相对渗透率曲线形态复杂多样,所建立的孔隙结构分类标准与储层的产油能力有很好的线形因果关系。     

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。     

鄂尔多斯盆地超低渗透储层形成的宏观地质因素分析

 鄂尔多斯盆地由于特殊的构造特征和沉积背景形成了大面积的低渗透储层。根据扫描电镜、铸体薄片、岩心观察、物性分析、岩心分析化验等资料总结分析了鄂尔多斯盆地X油田长6₃超低渗透储层的微观特征,分析得出超低渗透储层主要受沉积和成岩作用影响。研究区岩性偏细,以细砂岩为主;填隙物含量高;储集空间主要以剩余原生粒间孔与溶蚀孔隙为主。从物性角度来看,储层主要属于低孔、特低孔、超低孔-超低渗储层,以小孔细喉型为主。储层微观特征主要受宏观地质因素控制。沉积作用控制着储层的岩性和填隙物的含量,决定着原生孔隙的大小。成岩作用的压实作用与胶结作用破坏了原生孔隙,溶蚀作用提供了大比例的次生孔隙,改善了研究区的储集空间。     

基于模糊数学理论的储层评价-以鄂尔多斯盆地 富黄地区延长组长9油层为例

鄂尔多斯盆地延长组中下部组合油气勘探开发程度相对较低,超低渗储层分类与评价是制约该组合层系油气勘探开发的关键。选取可动流体百分数、主流孔喉半径均值、启动压力梯度、黏土矿物含量以及原油黏度作为低渗储层评价指标,建立评价体系,运用模糊数学理论,建立模糊数学模型,对长9储层进行定量评价,进而建立储层评价体系。研究表明,富黄地区长9储层主要为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层,不含Ⅳ类储层。通过对富黄地区长9储层和沉积相平面图对比分析,储层分级结果与有利沉积相储层展布有较高的契合度,以期为延长组超低渗油气勘探和开发提供指导。     

苏北低渗透油藏CO2驱油开发模式探讨

CO₂驱是改善低渗油藏开发效果行之有效的方法之一。针对中国石化华东油气田苏北低渗透油藏三十多年的CO₂驱油矿场实践,将华东目前注气区块按油藏特点和不同注气时机总结为4种开发模式。详细阐述了每种模式的驱油机理、适合油藏类型和典型实例。其中,深层低渗透油藏同步注气开发模式适合于深层、强水敏的低渗透油藏,能较好地补充地层能量;大倾角油藏衰竭开采后注气（吞吐）开发模式适合于大倾角、薄层且分布稳定的特低渗透油藏,可大幅度提高单井产能;高含水油藏水驱转注气开发模式适合于注水开发效果差的中高含水低渗透油藏,能有效改善水驱开发效果;二次注气开发模式适合于注气开发后再次注气的低渗透油藏,通过对开发层系、注采结构、注入方式和注入剖面的综合调整抑制气窜,可再次提高采收率。该研究成果对于低渗透油藏的CO₂驱油方式选择具有借鉴价值。     

现金流方法在未开发低品位油藏经济评价中的应用

对低品位油藏的评价目前尚无统一的标准和评价方法。国内外大多数都采用现金流方法。利用现金流方法,即利用净现值、内部收益率和投资回收期三种模型评价油藏。本文对中国某油田低渗透砂岩油藏难动用区块及中高渗复杂断块砂岩油藏难动用区块进行评价,得出了低渗透砂岩油藏难动用储量界限标准和中高渗复杂断块砂岩油藏难动用储量界限标准;得出了低渗透砂岩油藏难动用储量界限标准图版和中高渗复杂断块砂岩油藏难动用储量界限标准图版。该方法为低品位油藏及其它类型油藏的界定奠定了理论基础。     

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。     

柴北缘潜西地区上干柴沟组储层特征与控制因素分析

运用铸体薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光、物性测试等手段,研究柴达木盆地北缘潜西地区上干柴沟组的储层岩石学、孔隙类型、物性特征及成岩作用特征.储层岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,岩石结构成熟度和成分成熟度均较低;储层类型主要为孔隙型,孔隙类型以粒间溶孔和粒内溶孔为主,孔隙结构为特小孔细喉.储层平均孔隙度为14.4...     

现河低渗透储层开发单元分类评价

从决定储层性质的内在参数入手,结合对应开发单元的开发动态和开发效果建立评价体系,根据评价原则和标准以及现河低渗透开发的实际,对现河低渗透储层单元进行分类评价,以期更加准确地认识油层的内部结构特点,为合理开发、提高最终采收率提供科学依据.     

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。     

柴达木盆地西部地区隐蔽油气藏形成与分布

柴达木盆地西部地区沉积以近物源、多物源的冲积扇—河流—三角洲—湖泊沉积体系为特征,岩性横向变化大,各种砂体岩性圈闭十分发育;构造活动强烈且具多期性,形成多种地层、裂缝、复合型隐蔽圈闭以及隐伏的构造圈闭.充足的油源为该区隐蔽油气藏的形成提供了丰厚的物质基础;晚期生烃保证了后期形成的裂缝型隐蔽圈闭也可成藏.分析柴西地区隐蔽油气藏的形成条件,认为柴西地区隐蔽油气藏类型多,分布广,蕴藏储量大,具有相当大的勘探潜力.     

塔北与巴楚下丘里塔格群白云岩储层特征对比

针对塔北和巴楚地区下丘里塔格群白云岩储层特征的差异问题，通过岩芯描述、薄片鉴定、阴极发光、扫描电镜、物性分析以及压汞等资料从岩石学、储集空间、物性及孔隙结构几个方面进行研究。结果表明：塔北地区主要为晶粒白云岩和颗粒白云岩；储集空间以晶间孔、晶间溶孔、溶蚀孔洞和裂缝为主，储集空间类型组合多样；喉道主要为粗-细喉型，分选好，孔喉分布均匀，连通性较好，物性较好；此外该区构造破裂作用和岩溶作用发育，也改善了储层物性。巴楚地区以晶粒白云岩和泥微晶白云岩为主；溶蚀孔洞、裂缝的发育程度和规模不如塔北地区，储集空间类型组合较单一；喉道多为细-微喉型，分选差，孔喉分布极不均匀，连通性差，物性较差。塔北地区白云岩储层物性好于巴楚地区，造成该差异的原因主要是受到了沉积作用和成岩作用的共同影响。