高含水油田大孔道特征及控制机理分析——以陇东地区延9油组为例

综合研究区不同时期的测井、分析化验、生产动态等资料,对鄂尔多斯盆地陇东地区延9油组注水开发前后储层的特征进行对比研究,分析注水开发后大孔道发育的特征,从层内、平面、微观、层间非均质性4个方面,厘清储层非均质性对大孔道发育的控制机理。研究认为,大孔道发育是沉积、成岩作用与长期注水共同作用的结果;优势岩相分布的河道下部、心滩是延9油组大孔道形成的主要层段;单层层内渗透率大于30×10~(-3)μm~2、渗透率级差大于9、超邻层数倍的相对吸水量,是大孔道发育的一般特征;沿主河道、心滩主流线方向的井间是大孔道分布的集中区域;高岭石含量变化可以作为陇东地区大孔道形成的重要指示标志。同时,以模糊数学方法为基础,选取微相类型、比吸水指数、渗透率、渗透率级差、相对吸水量5个代表储层非均质性的参数,对陇东地区延9油组大孔道发育概率进行分类评价,可为相近储层条件的其他油田的开发提供参考。     

鄂尔多斯盆地长4+52注水开发及其影响因素:以横山油田为例

为提高单井产量以及研究特低渗透油田注水开发的控制因素,实现油田稳产高产。通过动态数据,试油、试采等数据进行整理分析,利用正方形反九点法对横山油田麻地沟区长4+52油层亚组井网进行注水见效分析并对其影响因素进行分析。结果表明,油井见效分为明显见效、中等见效、微弱见效三种类型,分别占比为48.28%、41.38%、10.34%,见效方向主要以多向受效为主,其中在多向见效中又以五向见效为主。控制因素中主要有沉积微相、渗透率、井距三种,分流河道砂体发育,砂体越厚、连通性越好,油井越容易受效;油井注采见效程度好的,其渗透率也较好,渗透率越高,油井越容易受效;注采井距从150-300m都有分布,说明井距并不是影响注采见效的唯一因素,而且井距大小的选择与研究区砂体厚度、连通性及储层物性密切相关。     

注水开发前后储层优势通道变化特征--以双河油田Ⅶ下层系为例

我国大部分油田已进入特高含水开发阶段,中高渗储层采出程度较高,稳产难度越来越大。随着Ⅶ下层系进入特高含水开发阶段,因长期注水开发,优势通道已发生变化。对Ⅶ下层系注水前后储层优势通道变化特征研究表明,由于储层的沉积特点,在注水开发注入体积倍数增大,储层的孔隙度、渗透率变化特征表现为先减小后增大的特征,影响优势通道范围增加。认清优势通道的变化特征对后期开发动态调整,优化注采结构,进一步研究剩余油分布具有重要意义。     

相对高放射性砂岩成因及储集性能定性评价——以鄂尔多斯盆地志丹油田长6油层组为例

鄂尔多斯盆地志丹油田长6部分砂岩放射性较高,且整体具有低阻特点.相对高放射性和低阻特征给测井识别砂泥岩带来一定的困难,易把相对高放射性砂岩当成泥岩处理,从而造成有效储层的漏失.以生产动态资料为根据,利用测井和岩心资料,结合岩石物理分析,对相对高放射性砂岩的成因及其储集性能进行了综合分析.研究认为,研究区长6储层砂岩的相对高放射性是钙碱性火山物质溶解、蚀变造成Th、U的富集而形成的;火山物质沉积方式不同,相对高放射性砂岩储层自然伽马曲线形态特征不同,储集性能也有差别;水携式含凝灰质砂岩自然伽马曲线呈箱状、中—高值放射性,储集性能较好,空降型凝灰岩自然伽马曲线呈尖刀状、高放射性,储集性能较差.