考虑埋深的物性下限确定方法——以G油田P油层为例

确定储层物性下限的方法很多,但是确定的物性下限均为某一固定值。对于埋深变化较大的岩性油藏,存在较大的误差。以G油田P油层为例论述了应用常规方法确定物性下限存在的问题,并应用考虑埋深的试油法和经验统计法确定了G油田P油层的物性下限,其确定的动态物性下限更符合油田的实际情况,对于向斜油藏的成藏机理,以及后续的储层评价方式都具有值得思考的意义。     

确定特低渗油气层有效压裂的下限值—以泌阳凹陷安棚油田为例

安棚油田碎屑岩储层属扇三角洲沉积,储层埋藏深,胶结致密,具有特低孔特低渗储层特征;油气藏类型复杂,有普通黑油油藏、挥发油藏和凝析气藏等。通过综合应用Hobson法、产能法、浮力法等得到含不同流体储层的下限标准,确定了油层和凝析气层有效压裂的物性下限值,为压裂层位的选取和特低渗油气田的有效开发提供了科学依据。     

关于建立海拉尔盆地J油田P油组有效厚度划分的电性标准

海拉尔盆地J油田储层类型多样, 储层岩性复杂, 以砂岩、砂砾岩、凝灰质砂岩和沉凝灰岩为主,而且储层物性变化较大, 使常规测井资料难以准确划分储层和储层评价。结合研究区地质特点,应用试油法、经验统计法、含油产状法等方法来确定不同层位储层物性下限标准;以物性下限标准为基础,优选对储层岩性、物性、含油性敏感的测井曲线,建立有效厚度划分的电性标准。提高该区开发井有效厚度的测井解释精度,满足油田开发的需要。     

关于建立海拉尔盆地J油田P油组有效厚度划分的电性标准

海拉尔盆地J油田储层类型多样,储层岩性复杂,以砂岩、砂砾岩、凝灰质砂岩和沉凝灰岩为主,而且储层物性变化较大,使常规测井资料难以准确划分储层和储层评价.结合研究区地质特点,应用试油法、经验统计法、含油产状法等方法来确定不同层位储层物性下限标准.以物性下限标准为基础,优选对储层岩性、物性、含油性敏感的测井曲线,建立有效厚度划分的电性标准.提高该区开发井有效厚度的测井解释精度,满足油田开发的需要.     

东营凹陷古近系红层砂体有效储层的物性下限及控制因素

依据试油、压汞、物性等资料,综合利用分布函数曲线法、试油法、束缚水饱和度法分别求取东营凹陷孔一段一沙四下亚段红层砂体不同埋深下有效储层的物性下限,结合红层砂体沉积、成岩作用、地层压力特征探讨有效储层发育的控制因素.结果表明:红层砂体不同埋深下有效储层的物性下限与深度存在函数关系;沉积作用是红层砂体有效储层发育程度的主控...     

克拉玛依九区火山岩储层主控因素与物性下限

火山岩油藏岩性复杂,储层物性的控制因素和物性下限难以确定,致使对火山岩油藏试油、试采以及压裂改造等带来不便。利用岩芯观察、岩芯物性分析化验、试油试采、测井解释等多种分析手段,从火山岩岩性特征、岩相特征、储集空间类型、构造位置等与物性特征进行对比分析出发,研究了影响克拉玛依油田九区石炭系火山岩储层物性的控制因素。在弄清储层物性主要控制因素的基础上,采用生产动态资料刻度静态地质资料的方法确定了物性下限。研究结果表明:影响该区火山岩储层物性的主要因素是岩性岩相和构造位置,其次是储集空间和风化程度;并最终确定出石炭系不同储层基质物性下限值,沉积岩类为6.5%、凝灰岩类为5.0%、熔岩类为4.5%。     

低渗透砂岩储层物性及含油性下限的综合分析研究

低渗透砂岩储集层是一个复杂的系统,其物性受储层特征、地层温度、地层压力等众多因素的影响,导致有效储层物性下限确定较为困难。本次研究以鄂尔多斯盆地马岭油田延10油层组为例,应用经验统计法、分布函数曲线法、测试法等多种方法相互对比、验证,综合标定储层物性与含油性下限分别为:孔隙度为11.7%、渗透率为1.2×10-3μm2;含油饱和度为43%。为油田的进一步开发提供可靠依据。     

大情字井油田青一段特低渗透储层物性主控因素

为研究地质作用对特低渗透储层物性的影响,查明影响储层物性的主控因素,提高油气勘探的成功率,依托岩心观察、岩心物性分析化验和薄片鉴定等资料,选取岩性、沉积、溶蚀、胶结、构造及埋深6个影响因素,采用地质统计学和参数交会图相关分析等方法,对松辽盆地大情字井油田青一段特低渗透储层物性影响因素进行了系统研究。结果表明:青一段储层物性存在一定的差异,具有低孔-特低孔、特低渗-超低渗的特点;岩性、沉积相是影响储层物性的最重要主控因素,细砂岩较其他岩性的物性好,邻近沉积物源的井区物性较好,远离沉积物源的井区物性相对较差;溶蚀作用和胶结作用从建设性和破坏性两方面均对储层物性有较大的影响,碳酸盐、泥质胶结是导致储层孔隙度、渗透性变差的一个重要影响因素;构造作用仅在断层附近能够改善储层的渗透性能,而远离断层的井区物性几乎不受构造作用的影响;随埋深增加,储层孔隙度和渗透率降低趋势均不明显,揭示出埋深对储层物性影响较小的特征。     

新立油田扶杨油层油藏特征研究

新立油田处于松辽盆地中央坳陷区最西端,扶杨油层包括扶余油层以及杨大城子油层,油层厚度约500 m,是新立油田主要目的层.通过岩心、测井、录井、钻井、试油以及PVT资料的研究,对油藏的构造、沉积、储层、油层展布有系统性认识.研究认为,储层物性条件差,孔隙度与渗透率都很低;油层分布范围广,平面连通性好,但单井有效厚度差异大,主体中心区厚度较大,并向周边逐渐减薄.油藏的控制因素由于方向的不同而不同:东西向油藏主要受到构造和断层因素控制,形成构造油藏以及断块油藏;南北向油藏含油范围与构造范围分布不统一,主要受岩性控制,发育有岩性油藏.新立油田扶杨油层整体属于构造——岩性油藏.在未来的工作中,要加大沉积预测以及地震方面的研究,从而形成综合性的地震地质分析和一套切实可行的预测含油有利区的方法.     

水驱砂岩油藏储层物性时变规律分析方法综述

油田水驱开发以来,受注入水影响,储层物性变化较大。砂岩油藏具有非均质性强,黏土含量高等特点,经过多年注水冲刷以及开采后期油水重力分异作用影响,储层易形成局部优势渗流通道,地下渗流场发生很大变化,进而影响油藏开发后期油水运动和剩余油分布规律。依据初始储层物性参数已不能有效指导开发后期工作。为全面了解水驱油田储层物性变化研究方法及应用情况,寻找适合不同油田开发后期适用性技术方法,本文进行了大量调研,认为通过采用取心资料分析、驱替实验、孔隙网络模型、孔喉结构分形表征等方法,可从微观角度对孔喉特征参数进行描述,是研究储层微观物性变化的重要手段;而借助密闭取心、水驱油实验、数值模拟技术可定量表征储层参数变化,是研究储层宏观参数变化的重要手段。通过总结砂岩储层时变分析各方法的优势及存在问题,以期在实际应用中采用合理方法研究储层参数时变规律,精准刻画不同流动单元内物性参数变化,建立动态地质模型,精确模拟开发中后期油田剩余油分布,为油田开发调整提供可靠依据。     

克拉玛依油田水驱后期转蒸汽驱开发效果分析

针对新疆克拉玛依油田的特点,运用数值模拟方法,研究了原油组成、含油饱和度、孔隙度、渗透率、厚度、深度、净总厚度比和原油粘度等几个主要油藏参数以及转驱时注采井布置方式对蒸汽驱开发效果的影响。原油粘度较高的水驱油藏在水驱后期转蒸汽驱能够提高油藏的最终开发效果,对于新疆克拉玛依油田符合筛选标准的油藏,在水驱后期转蒸汽驱可以提高采收率２０％以上。     

砂岩储集层水淹层评价的地化录井方法

砂岩储集层水淹层评价一直是困扰油田开发工作者的一个难题,应用地化录井资料开展水淹层评价是储层地
球化学研究的一个新领域,可为油田二次开发寻找剩余油开辟新的途径。在深入分析油层水淹机理的基础上,从岩石
热解和气相色谱实验入手,结合密闭取芯井资料,通过计算孔隙度、含油饱和度、驱油效率等评价参数,建立砂岩储集
层水淹层评价模型和解释图版,形成一套具有适用性的定量计算和定性识别相结合砂岩储集层水淹层评价方法。应
用该方法,对A 盆地B 油田C 区D 层砂岩储层进行了7 口井水淹层评价,结果表明,利用地化录井方法评价砂岩水淹
层,经试油结果验证,符合程度较高,达到95% 以上,说明该方法适用性强,为油田开发中后期挖潜方案的调整和采收
率的提高奠定了基础。     

基于核磁共振测井的束缚水饱和度评价方法：以中东地区M层组的孔隙型碳酸盐岩储层为例

束缚水饱和度是储层流体性质识别和油气藏储层评价的关键参数。利用地球物理测井资料进行储层束缚水饱和度评价是目前广泛使用的方法,其中核磁共振测井一般通过确定横向弛豫时间截止值来计算储层束缚水饱和度,而在中东H油田M层组核磁共振实验研究中发现,部分实验样品出现了“扩散耦合”现象,导致通过T₂截止值难以准确求取储层束缚水饱和度。通过提取核磁共振T₂谱中反映孔隙结构与流体赋存状态信息的特征参数,并结合铸体薄片等资料探讨这些参数与束缚水饱和度之间的相关关系,规避T₂截止值从而避免“扩散耦合”现象对模型的影响。实验结果表明,束缚水饱和度与核磁孔隙度、区间孔隙分量及T₂几何均值之间具有相关性,并基于上述参数建立了束缚水饱和度预测模型,在中东H油田M层组中对预测模型进行实际井验证,取得良好应用效果,为后续判别储层流体性质与水淹层识别打下坚实基础。     

体积积分法在油气藏评价中的应用 ——以伊拉克哈法亚油田为例

油气藏评价通常采用容积法,储集层体积是由含油气面积与地层有效厚度直接相乘来获得,这忽视了圈闭构造形态变化的影响。现提出采用体积积分法计算储集层体积并对油气藏进行评价,目的是使用更接近真实值的储集层体积,获得更准确的油气资源量。通过对伊拉克哈法亚油田上白垩统Tanuma组油藏深入研究,结合地震资料和井资料,建立了基于储集层构造图的体积积分法模型。同时,将容积法中含油气面积和有效厚度两个参数分别取大、中、小值,形成了9种组合结果。通过对比发现,体积积分法结果和容积法评价结果中值或平均值非常相近。本研究认为,体积积分法计算结果能够反映圈闭构造形态的变化,与容积法相比确定性更大;而容积法取值更灵活,能更好地反映油气藏资源量范围。     

西非北加蓬次盆G区块UPC段油气成藏模式及主控因素

 加蓬盆地作为西非被动大陆边缘重要的含油气沉积盆地,是目前油气勘探的热点地区,而G区块是中国在北加蓬次盆地的重要投资勘探开发区块。对该区块地层和沉积特征,以及烃源岩、储层、盖层、输导体系等油气成藏条件的分析表明,Ｇ区块石油地质条件优越,发育有优质烃源岩,而U.P.C.段作为G区块的主力产油层,储层物性很好,且该区块储盖组合配置关系良好。G区块油藏多为受构造控制的断背斜、断块油藏,油气主要富集在构造高点。研究表明,Ｇ区块油气成藏模式为“深源充注,断层盐边砂体输导,构造成藏”,油气成藏的主控因素为与盐运动相关的构造圈闭。     

基于数值模拟的水淹储层原始电阻率反演方法

针对注水油藏开发中储层原始电阻率准确恢复的问题,以克拉玛依油田砾岩油藏为研究对象,基于储层纵向侵入的地层模式,利用岩石物理体积模型建立砾岩油藏原始电阻率恢复的理论模型,分析影响水淹储层电阻率变化的2个因素。在细分砾岩岩性的基础上,利用岩心分析数据、生产动态以及测井曲线等资料建立了黏土变化量、束缚水电阻率和含水体积增加等3个变量的反演模型,并且依据多元线性回归模型计算储层的原始含油饱和度,最终定义原始含油饱和度和目前含油饱和度的差值与原始含油饱和度的比值为储层的采出指数。研究结果表明:影响储层电阻率的因素主要为注入水对泥质的冲刷导致黏土体积减少,以及注入水对孔隙中原油的驱替导致含水体积升高,并且由于矿化度的差异注入水与原始地层水进行离子交换和平衡。采出指数利用相对值的原理消除了砾岩岩性和非均质对水淹层定量评价的影响,相对于含油饱和度和产水率2个传统的水淹敏感参数,采出指数的解释精度达到了82%,为油田二次开发方案的制定和井网的调整提供技术支撑。     

NMR弛豫方法测定储油岩芯的有效渗透率

在对储油岩芯液体吸附特性研究的基础上，提出了用核磁共振豫方法测定岩芯有效渗透率的方法，并对实际样品进行了测定分析，获得了较满意的结果。测定的有效渗透率较传统方法测定的结果更接近于实际的储油岩层的渗透率。有效渗透率的值可以用来进行油藏注水开发效果分析，研究油层剩余油分布。     

剩余油“势控论”的初步构建及再生潜力区模式

油田开发(注水)中剩余油的分布与富集规律受油藏的静态与动态因素控制,低势闭合区是形成经济可动剩余油的必要条件,是油藏剩余油可能分布与富集的基本单元,而仅立足于单一的静态因素的“正向型微构造”控油论不能合理地解释开发实践中潜力区的新类型与新领域.由此提出并初步构建了剩余油的“势控论”理论,摆脱了油田剩余油分布与富集的“正向型微构造”控油论的束缚,同时,建立了“动态富集再生油藏成藏模式”,为目前油田剩余油研究与实践领域的开拓提供了理论基础,拓展了油田的挖潜领域与方向.这将对我国老油田后期的挖潜与提高采收率,尤其是特高含水低效开发油藏的战略调整、停产与半停产油藏的产能恢复及废弃油藏的再度开发等二次采油期的延拓具有重要的战略意义.