扶余油田泉四段裂缝发育特征及其对开发的影响

油田注水开发过程中,天然裂缝水窜具有强烈的普遍性和方向性。准确地认清天然裂缝产状,特别是油层富集部位的裂缝分布特征,无疑是高含水裂缝性低渗透油田进行调整挖潜、提高注水采收率的基础和关键。充分利用现有的密闭取芯、开发动态等资料,对研究区天然裂缝的分布特性进行系统分析之后,深入剖析了裂缝对注水开发的影响机理。研究结果表明,扶余油田泉四段多发育规模小、延伸短的高角度裂缝,裂缝发育方向以东西方向为主;注水开发过程中,由于东西向裂缝发育,注入水迅速沿东西方向裂缝灌通而发生窜流,致使泉四段油层水淹,并在东西向油水井之间易形成剩余油;东西方向注入水体积波及系数小,水驱效果差。     

广西百色油田那读组油基钻井液技术

针对广西百色油田那读组地层复杂,在该地层钻进极易发生井壁失稳导致恶性坍塌的井下复杂情况,特别是 在水平井钻井施工过程中,更易发生恶性坍塌甚至卡钻的问题,开展了针对性的那读组水平井强封堵油基钻井液体系 研究。该钻井液体系以纳米级固液复合等封堵材料增强封堵性能,同时体系具有较强的抗污染性能、良好的润滑性 能等特性。该体系在坤8-6HF 井三开进行了现场试验,应用效果表明该体系能有效地保持井眼稳定,优质的油基钻 井液性能满足了安全钻井施工的需要,很好地解决了百色地区那读组水平井钻井过程中的恶性坍塌等技术难题。     

西峰油田LM井区长7储层微观孔隙结构特征

采用薄片、扫描电镜、高压压汞等多种技术手段,对西峰油田LM井区长7储层孔隙结构进行系统分析和深入研究,结果表明:长7储层属于特低孔超低渗储层,成岩作用强,次生溶孔较为发育,长石、岩屑及碳酸盐胶结物等易溶矿物的溶蚀是形成次生孔隙的重要原因,中孔及大孔是主要储集空间,细喉及微喉是基本渗流通道,微裂缝极大改善了储层渗流能力.研究区长7储层具有复杂的孔隙结构,微观的孔隙结构特征是造成油井产能差异的重要因素.     

大庆油田杏六区块东部聚合物驱试井分析

对大庆油田杏六区东部区块聚驱条件下含水率、产液量等动态参数的变化规律进行了综合评价.同时结合生产井实例对杏六区聚合物驱试井曲线的变化特征进行分析.结果表明:注聚合物后地层渗透率降低,渗流阻力增大,注采压差增大;各注聚试验区虽然注入压力有较大幅度的增加,而生产井流动压力却有不同程度的下降,含水率下降,产液量上升;根据试井解释时采用的油藏模型,可以判断在聚合物驱油过程中,油藏模型由均质油藏变化为复合油藏再变化为均质油藏,或由均质油藏变为均质加边界油藏再变化为均质油藏;为防止聚合物突破时间过快,可在聚合物驱油初期对地层进行适当调剖,避免油藏过早达到均质油藏阶段,这有利于提高中低渗透层的出油潜力,有效提高原油采收率.     

塔河油田4区岩溶缝洞型储层及其控制因素*

塔河油田4区下奥陶统碳酸盐岩储层以溶洞、溶孔和裂缝为主,溶洞是最有效的储集体,裂缝次之。基质孔渗性极差,难以构成有效的储集空间。受海西早期构造运动的影响,研究区发育北北东、北北西以及北东向3个方向的裂缝。综合岩芯岩溶特征描述、电子探针元素分析以及同位素分析等方面的研究,发现研究区发育4期岩溶作用,其中加里东中晚期与海西早期的岩溶作用对研究区溶洞的形成起到了重要的控制作用。岩溶地貌控制了缝洞型储集体的分布,处在不同岩溶相带的古水系对缝洞体形态产生影响,断裂及其伴生裂缝增加了地表水及地下水与碳酸盐岩的接触面积和溶蚀范围,使得研究区内放空漏失井90%集中在断裂带附近,断裂带是裂缝与岩溶发育的密集带。     

鄂尔多斯盆地劳山油田W110井区长6储层敏感性分析

针对劳山油田W110井区长6储层低孔、特低渗的特征,通过系统的岩心流动实验,评价了储层敏感程度。研究结果表明:W110井区长6储层整体存在中等盐敏、中等偏弱酸敏和弱水敏、强碱敏和无速敏的特征。储层敏感性相对较弱,对研究区开采影响较大的为酸敏和碱敏,中等偏弱的酸敏使得研究区可适当进行酸化改造,强碱敏导致在注入液时需注意注入液pH值对储层的伤害。     

姬塬油田长4+5砂岩储层微裂缝与水驱油特征

目的对鄂尔多斯盆地姬塬油田长4 5砂岩储层微裂缝与水驱油特征进行综合研究。方法在研究区评价井、探井、生产井动态资料解释的基础上,通过岩心观察、薄片分析、真实砂岩微观模型水驱油实验的方法分析裂缝与水驱油特征。结果姬塬油田长4 5储层岩性主要为岩屑长石砂岩,岩屑平均含量17.1%;几乎在所有的岩石碎屑集合体中均发育有微裂缝,微裂缝的发育受控于3种因素:三角洲古坡度、成岩过程中的差异压实作用和构造运动。结论长4 5储层基质孔隙主要通过岩屑中的微裂缝相互连通,两者之间构成良好的网络连通系统;储层中微裂缝对储集空间的贡献作用不大,微裂缝能够降低注水压力,对于连通基质孔隙、提高储层的渗流能力起到重要的作用。     

塔河油田三叠系层序地层与沉积相研究

在分析三叠系岩心、录井、测井资料的基础上,将三叠系划分为8个三级层序,并识别出辫状河、湖泊及辫状河三角洲3种沉积相类型.高位体系域以辫状三角洲细砂岩为主,湖侵体系域以湖相泥岩为主,低位体系域发育粗粒的陆上河流沉积.储层主要发育在各三级层序的低位体系域,即粗粒的陆上河流沉积体系.三叠系最有利的沉积相带分布在盐边和盐上地区,因此,盐边和盐上的岩性、构造叠置区是三叠系最有利的油气勘探地区.     

广利油田沙四上亚段成藏地质特征与勘探方向

广利油田位于东营凹陷中央隆起带东端南翼,根据地质特征及测井剖面的综合分析,认为该区沙四上亚段发育了辫状河三角洲前缘沉积,辫状河道和前缘砂坝共同控制了辫状河三角洲前缘砂体的形态展布.辫状河道砂体和前缘砂坝砂体是广利油田的优质储层.广利油田西部的牛庄洼陷有沙三中、下亚段和沙四上亚段2套烃源岩,特别是沙四上亚段的油页岩可以为广利油田提供充足的油气.广利油田鼻状构造和辫状河三角洲前缘砂体的良好配置是油气聚集成藏的关键因素,鼻状背斜的西翼是广利油田下一步勘探的有利方向.     

高南油田东三段低渗储层特征及其控制因素

以储层微观特征及孔隙结构分析为手段,对高南油田低渗储层的特征及其控制因素进行了研究.结果表明:高南东三段储层岩石类型以长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩为主,储层中起决定作用的孔隙类型主要为粒间溶孔及长石粒内溶孔;喉道主要为片状及弯片状,发育了大孔粗喉型、大-中孔中-细喉型、中孔细喉型、细孔细喉型、微细孔喉型等5种孔喉组合类型;高南东三段60%以上的储层属低渗储层,砂体成因类型、成岩作用及储层微观孔隙结构等是控制低渗储层形成的主要因素;多数低渗储层属于分流河口砂坝成因,压实作用是低渗储层形成的关键成岩作用,储层中喉道直径均值较低及喉道类型是决定研究区储层低渗的直接原因.