厚层块状冲积扇沉积演化特征及其对油气富集的控制作用 —以百口泉油田百21井区百口泉组油藏为例

综合应用研究区丰富的密井网资料、取心分析化验资料及开发实践认识,通过取心井单井沉积相标定、平剖面沉积特征解剖,结合油层展布特征分析,明确了百口泉组厚层块状砂砾岩的沉积演化规律,并在此基础上了探讨了其油气差异富集机理。研究表明:(1)研究区百口泉组为干旱型冲积扇沉积,根据其内部沉积特征的差异可进一步划分为扇根及扇中2个亚相和7个微相单元,扇根以主槽微相发育为主,扇中以辫流水道微相发育为主。(2)百口泉组冲积扇整体呈不断退积的特征,B3砂组以扇根主槽块状砂砾岩发育为主,整体呈连片分布特征;B2砂组为扇根主槽向扇中辫流带过渡沉积,砂砾岩体由块状向近层状演化;B1砂组以扇中辫流水道发育为主,辫流水道砂体呈层状展布特征。(3)研究区油气富集平面呈现断裂处连片富集、近断裂处条带状富集和远断裂处富集较差的特征,剖面上呈现底部B3砂组富集较差,中部B2砂组最为富集,顶部B1砂组富集稍差的特征。研究区油气差异富集整体受构造及沉积特征的共同控制,断裂为油气运移路径,后期起到遮挡作用,加之断裂处扇根主槽块状砂砾岩储集层发育,导致其油气较富集;近断裂处受扇中辫流水道优势储层条带状分布的控制,油气富集亦呈条带状分布特征;远离断裂处扇中外缘有利储层发育较差,油气富集程度较低。     

相对渗透率与含水饱和度关系微观机理

经验表明大多数岩石的相对渗透率随饱和度变化曲线具有中间段为直线但两端弯曲的特征。然而,目前对于相对渗透率比值变化规律的微观机理及原因不清楚。岩石多孔介质可以认为由一束束弯曲毛细管束组成,因此岩石多孔介质渗流规律是毛细管孔隙微观渗流的宏观反映。基于毛细管孔隙的两相渗流规律,在毛细管两相流流型分析基础上,研究了毛细管不同流态的微观渗流机理,建立了相对渗透率比值和流体饱和度关系的微观机理模型,从理论上阐述了岩石相对渗透率比值随流体饱和度变化的微观机理。研究表明:相对渗透率变化的微观机理模型与多孔介质渗流的经验规律相一致;液滴流及环状流分别导致了相对渗透率曲线的上翘及下翘;弹状流流态下相对渗透率变化的微观模型与经验公式拟合曲线基本一致;弹状流是曲线出现直线规律的根本原因,也是经验公式的理论基础。     

高含水油藏“二三结合”优化技术研究进展

中国陆上老油田大多数已经进入高含水期,面临迫近经济极限产量的危机,亟须转变传统开发模式。在汲取二次开发"重构地下认识体系,重建井网结构,重组地面工艺流程",即三大重构的成功开发理念与经验的基础上,"二三结合"开发理念应运而生。"二三结合"是指将二次开发精细水驱采油与三次采油层系井网协同优化部署,立足当前水驱方式精细挖潜,适时转入三次采油,追求精细水驱与三次采油衔接最优化、各类油层转换有序化,实现总体采收率最大化和经济效益的最优化。以"二三结合"开发理念作指导,条件各异类型多样的不同油藏,具有相对应的开发模式,既有针对性也有普遍性。"二三结合"技术主要在于油藏适应性评价,立体井网层系重构,以及转化时机技术的研究。高含水油藏"二三结合"优化技术,为油田实现经济有效开发提供有力的技术支撑。     

基于沉积过程的储层表征研究进展及发展趋势

沉积过程的分析是从沉积成因角度恢复和再现地质体的沉积演化过程,同时是阐明沉积地质体形成机理的重要研究手段。基于沉积过程的储层表征以沉积成因为切入点,通过合理的重建储层沉积过程表征储层,更有利于储层形成机理的研究。近年随着沉积学的发展及相关学科科学技术的进步,沉积过程的研究呈现全面发展的态势:利用现代沉积提供的不同时段沉积影像资料,获取不同时期沉积特征进而重建连续的沉积演化过程;通过物理沉积模拟实验,在短时间内再现和重建沉积过程;利用数值模拟方法,在给定合理参数的前提下定量模拟沉积过程;利用露头结合探地雷达,精细刻画储层内部结构,进而探讨沉积过程理解储层形成机理;在地下密井网条件下,应用多井所揭示的沉积构型特征及其之间的关系,结合地震连续切片成果,明确储层三维空间展布,在沉积学原理指导下恢复其演化过程。各种研究方法为储层沉积过程的研究提供了技术支持,同时各方法又存在其自身的不足,有待进一步完善。今后储层沉积过程的研究应在完善各研究方法的基础上不断融合发展,综合多方面的资料,借鉴不同方法所给予的启示,最终合理的重建沉积过程更好的表征储层并揭示储层形成机理。     

基于恒速压汞技术的砂砾岩复模态特征表征

针对砂砾岩储层砾石、砂级颗粒和粘土级颗粒混杂堆积的复模态结构导致的复杂孔喉分布,应用恒速压汞技术假设多孔介质由孔径大小不同的孔隙和吼道构成的理论模型优势以区分孔隙和吼道的大小分布,对新疆百口泉油田百口泉组砂砾岩储层进行了直观、定量的测试分析。结果表明:(1)砂砾岩储层孔隙分布多呈单峰态,孔隙半径分布范围为53~559μm,平均214μm,砂砾岩储层喉道分布呈宽缓的多峰态,且主峰值喉道半径偏小(5μm),喉道半径分布范围为1~29μm,平均为8μm,孔喉比亦表现为多峰态的分布特征,分布范围为5~295,平均46,砂砾岩储层喉道的极强非均质性是导致其储层微观结构复杂的决定性因素;(2)根据压汞曲线形态及不同孔径单元进汞曲线关系将其分为3类并对应研究区3种储层类型。第一类初期孔隙及喉道进汞一致且缓慢上升,后期发生不同程度的上翘,指示了该类储层孔喉比小,连通性好的特征,为较优质的储层。第二类初期表现为喉道进汞曲线大幅升高与孔隙进汞曲线分离,后期缓慢升高的特征,反映了该类储层喉道发育较差,孔隙发育尚可,整体为储集性能较好但渗流性能较差的特征。第三类压汞曲线表现为孔隙及喉道的进汞压力快速大幅升高趋势,指示了孔隙及喉道均不太发育且连通性较差的特征,为较差的储层类型。     

准噶尔盆地西北缘砾岩油藏广义水驱图版建立及应用

标准的童氏图版已经被广泛应用于中高渗透率砂岩水驱油田的可采储量预测和采收率标定,以及水驱开发中后期含水率预测,但是对于具有复模态孔隙特征和严重非均质性的砾岩油藏适应性较差。根据准噶尔盆地西北缘71个砾岩区块实际生产动态数据,使用数理统计学方法,把经验系数7.5修正为8.65,引入水油比修正系数c,并建立砾岩油藏广义水驱图版。经过实例分析,证明砾岩油藏广义水驱图版对于百口泉油田砾岩区块适应性较好,并且对于整个西北缘砾岩油藏水驱开发具有指导意义。     

压裂致密油藏产能递减分析方法

致密油储层自然渗透率低,孔隙结构细小、流体流动难度大,一般采用压裂井衰竭开发方式。压裂后储层将形成裂缝、基质两种渗流介质。在综合考虑介质类型及不同介质渗流能力基础上,结合物质平衡方程及产能方程,建立了压裂致密油储层的产量递减模型。实例分析表明,产量递减模型与生产动态数据吻合度较高;而常规Arps递减由于没有考虑基质与裂缝的差异性,递减曲线与生产动态数据吻合度相对较低。因此,该方法可以用于压裂致密油藏产能递减规律的分析。     

高含水油藏“二三结合”关键技术研究进展

中国陆上老油田大多数已经进入高含水期,面临迫近经济极限产量的危机,亟需转变传统开发模式。在汲取二次开发“重构地下认识体系,重建井网结构,重组地面工艺流程”,即三大重构的成功开发理念与经验的基础上,“二三结合”开发理念应运而生。“二三结合”是指将二次开发精细水驱采油与三次采油层系井网协同优化部署,立足当前水驱方式精细挖潜,适时转入三次采油,追求精细水驱与三次采油衔接最优化、各类油层转换有序化,实现总体采收率最大化和经济效益的最优化。以“二三结合”开发理念作指导,条件各异类型多样的不同油藏,具有相对应的开发模式,既有针对性也有普遍性。“二三结合”技术主要在于油藏适应性评价,立体井网层系重构,以及转化时机技术的研究。高含水油藏“二三结合”关键技术,为油田实现经济有效开发提供有力技术支撑。