层序格架内成岩特征差异及其成因机制

综合利用各项资料,结合孔隙演化定量研究方法,对层序格架内成岩特征差异及成因机制进行研究。结果表明:层序格架内成岩特征差异包括层序界面和层序单元两个方面;层序界面对胶结作用和溶蚀作用控制较强,界面附近胶结物含量一般更高,部分层序界面附近溶蚀强度更大;层序单元方面,受层序演化控制,不同单元沉积环境、沉积物特征不同,经历相同的成岩过程后,其压实、胶结、溶蚀作用强度不同;对于压实作用,早期海侵前滨砂岩和早期高位过渡带砂岩强度较高,而晚期海侵临滨砂岩程度较弱;对于胶结作用,早期高位过渡带砂岩、早期海侵前滨砂岩、晚期海侵临滨砂岩胶结强度依次减弱;对于溶蚀作用,早期海侵前滨砂岩、晚期海侵临滨砂岩、早期高位过渡带砂岩强度依次增强。     

苏丹穆格拉德盆地福拉凹陷AG1层低阻油层形成机制及其控制因素

首先综合各项资料研究低阻油层成因,并将低阻油层按成因分类,分别研究其测井响应特征,然后明确不同油田各成因类型分布,将其与储层地质特征对比分析,明确低阻油层形成控制因素。结果表明,低阻油层形成机制包括泥质含量高、孔隙结构复杂、存在导电矿物、黏土矿物附加导电、油气充注不足等。低阻油层形成控制因素可分为沉积因素、成岩因素、沉积-成岩综合因素及成藏因素。沉积因素对低阻油层的控制主要通过对泥质含量的控制实现;成岩因素对低阻油层的控制主要体现在导电胶结物的沉淀和孔隙结构复杂化上;沉积-成岩综合因素对低阻油层的控制主要体现在黏土矿物和有效储层展布上;成藏因素的控制作用体现在条件较差时,油气充注不足,造成油层低阻。各油田储层地质特征不同,低阻油层控制因素不同,最终造成低阻油层成因类型分布出现差异。     

切面积法在致密气藏多段压裂水平井中的应用

基于数值模拟软件,建立了致密气藏多段压裂水平井模型,将切面积法应用到多段压裂水平井泄流面积的研究,并对相关影响参数作了敏感性分析。结果表明:渗透率对泄流面积的影响最为敏感,其次影响较大的有生产压差、裂缝半长、裂缝条数,而裂缝传导率、油藏厚度、孔隙度以及岩石压缩系数等对泄流面积影响微弱。根据以上结论对东北某致密砂岩气藏区块压裂水平井参数作了优化设计,获得了较好的效果。     

超低渗透油藏压裂水平井注采缝网形式研究

为了延长压裂水平井的无水采油期、提高水平井单井产量和采出程度、降低水平井含水上升率,推导了直井 注水压裂水平井开采水驱前缘推进距离计算公式,采用油藏数值模拟和油藏工程分析方法,优化了直井水平井注采缝 网形式和水平段长度,研究了最优裂缝穿透比和最优排距。研究结果表明,五点法注采井网与七点法注采井网相比, 阶段采出程度高、含水上升慢;均匀布缝、哑铃型裂缝和纺锤型裂缝相比,纺锤型裂缝累产量高,采出程度大,在相同 采出程度下纺锤型裂缝含水率低,水驱前缘到达纺锤型裂缝的时间长,延长了其无水采油期;超低渗透油藏水平井水 平段越短阶段采出程度越高,水平段长度超过500 m 后随着长度增加投资回收期增大、净现金流量减小;纺锤型裂缝 五点法井网在最优裂缝穿透比为0.7 时的最优排距为300 m。