高含水期剩余油的影响因素及分布

大庆油田已进入高含水开发阶段,寻找和开发剩余油非常重要。大庆油田三个密集井网试验区的实验结果表明,沉积微相是影响剩余油平面分布的主要因素,大型河道砂中的剩余油主要分布于砂体物性变差的部位;分流河道及水下分流河道砂中的剩余油主要存在于薄砂层或孤立的小透镜体中;沉积韵律层渗透性的差异控制剩余油的纵向分布,厚油层顶部是剩余油富集的有利区段。另外,开发因素对剩余油的分布亦有一定的影响。不同成因的砂体中,剩余油分布不同。分流河道砂体、分流间砂体及水下分流砂体因非均质性严重,故易形成剩余油。     

扶余油田泉四段储层非均质性及对剩余油分布的控制

以岩心分析、测井曲线、动态数据等资料为基础,对扶余油田中区泉四段储层宏观非均质特征及对剩余油分布的影响进行研究。结果表明:研究区储层非均质性严重,层内主要发育泥质、钙质、泥砾3种夹层类型,层间砂体表现为5种垂向连通方式;平面上孔渗参数、非均质系数分布明显受沉积微相及砂体分布的影响,河道主体部分参数值较强,向河道侧翼过渡,参数值具有变小的趋势;隔夹层的不连续分布使储层非均质性愈加严重,同时由于隔夹层的分割,使得整个砂体被分割成相互独立的几个部分,改变了传统的韵律性砂体的剩余油富集模式,且隔层的横向分布范围对剩余油的分布范围也有较大的影响。     

胜坨油田二区高含水期三角洲储层非均质特征

胜坨油田二区沙二段 7,8砂组三角洲砂岩油藏高含水期 (综合含水率大于 90 % )的储层层内、层间非均质性有所减弱 ,但是其平面非均质性增强 ,且不同微相不同部位的储层非均质性有较大差异。但是 ,大都具较小的非均质综合指数 ,呈现出较强的非均质性。按照非均质性的强弱 ,这些微相依次为分流间湾、天然堤、远砂坝、水下分流河道和河口砂坝。其中在河口砂坝内 ,侧缘储层的非均质性最强 ,坝主体次之 ,坝顶部则呈中等非均质性。较强的储层非均质性对注水开发影响较大 ,因而造成剩余油分布的较大差异     

胜坨油田二区高含水期三角洲储层非均质特征

胜坨油田二区沙二段7,8砂组三角洲砂岩油藏高含水期（综合含水率大于90％）的储层层内、层间非均质性有所减弱,但是其平面非均质性增强,且不同微相不同部位的储层非均质性有较大差异。但是,大都具较小的非均质综合指数,呈现出较强的非均质性。按照非均质性的强弱,这些微相依次为分流间湾、天然堤、远砂坝、水下分流河道和河口砂坝。其中在河口砂坝内,侧缘储层的非均质性最强,坝主体次之,坝顶部则呈中等非均质性。较强的储层非均质性对注水开发影响较大,因而造成剩余油分布的较大差异。     

孤东油田七区中馆4-馆6砂层组储层非均质性及其对剩余油分布的控制作用

根据孤东油田七区中馆 4—馆 6砂层组河流相疏松砂岩储层特征 ,将储层参数、流体性质的非均质性与生产动态紧密结合 ,分析了储层非均质性对注水开发效果的影响以及对剩余油分布的控制作用。研究结果表明 ,孤东油田七区中馆 4—馆 6砂岩储层非均质性强 ,对剩余油的分布具有明显的控制作用。在平面上 ,非主力相带砂体边缘和废弃河道的砂体以及高渗向低渗的过渡带形成了剩余油饱和度相对高值区。在垂向上 ,非主力小层砂岩分布局限 ,储层物性差 ,油层厚度薄 ,尽管其剩余油饱和度相对较高 ,但其剩余油储量有限 ;相反 ,主力小层的剩余油饱和度相对较低 ,但可采剩余油储量较大。储层层内非均质性包括简单正韵律、复杂正韵律、均质韵律、反韵律和复合韵律 5种形式。其中简单正韵律和复杂正韵律层内剩余油较富集 ,前者主要富集在层序中上部 ,而后者在层序内较多层段富集剩余油。     

孤东油田七区中馆4-馆6砂层组储层非均质性及其对剩余油分布的控制作用

根据孤东油田七区中馆4-馆6砂层组河流相疏松砂岩储层特征,将储层参数、流体性质的非均质性与生产动态紧密结合,分析了储层非均质性对注水开发效果的影响以及对剩余油分布的控制作用。研究结果表明,孤东油田七区中馆4-馆6砂岩储层非均质性强,对剩余油的分布具有明显的控制作用。在平面上,非主力相带砂体边缘和废弃河道的砂体以及高渗向低渗的过渡带形成了剩余油饱和度相对高值区。在垂向上,非主力小层砂岩分布局限,储层物性差,油层厚度薄,尽管其剩余油饱和度相对较高,但其剩余油储量有限;相反,主力小层的剩余油饱和度相对较低,但可采剩余油储量较大。储层层内非均质性包括简单正韵律、复杂正韵律、均质韵律、反韵律和复合韵律5种形式。其中简单正韵律和复杂正韵律层内剩余油较富集,前者主要富集在层序中上部,而后者在层序内较多层段富集剩余油。     

延安地区长6储层非均性特征

储层的物性是影响油气的聚集、储存和开采的重要地质因素。通过岩芯薄片、测井曲线、钻井资料等数据的统计分析,对延安地区延长组长6油层储集层的层内、层间和平面的非均质性特征进行研究,进而确定储层非均质性对油藏的形成及开发的影响。结果表明:延安地区长6储层为三角洲前缘亚相,水下分流河道砂体为主要的储油层,河道主体相对河道两侧非均质性较弱,储层表现为低孔-低渗的特征,层内非均质性较强,以下细上粗的反韵律为主,层理较发育,泥质夹层和钙质夹层为主要的层内夹层,渗透率表现为低孔-低渗的特征;储层内部单砂层较多且不连续,分层系数较大,层间隔层较发育,层间非均质性较强;从平面非均质性来看,砂体以条状、片状为主,砂体整体连通性一般较好,水下分流河道砂体的非均质性较弱,分流间湾、河口坝和天然堤等砂体的非均质性较强。从单层砂体来看,长6_2分层系数最大,层间隔层最多,层间非均质性最强;长6_4整体砂厚较薄,有效砂岩密度最小,非均质性也较强。     

辽河油田古近系沙河街组三段储层宏观非均质性研究——以沈84-安12块储层为例

通过对本区辫状河三角洲沉积体系内各微相砂体的平面及空间展布、砂体的几何形态、孔渗特征等研究 ,揭示了辽河油田沈 84-安 1 2块古近系沙河街组三段储层的宏观非均质特征 .对沉积体系内河口坝及水下重力流砂体、水下分流河道砂体、辫状分流河道砂体、决口扇及决口河道砂体的几何形态特征及内部物性分布规律进行了重点分析 ,总结了本区储层特征 :单砂体多数呈正韵律 ,层内孔渗特征差异明显 ,单层层数多 ,砂体沉积微相变化快 ,储层在平面上及垂向上、层间及层内的非均质性较强 .并得出如下结论 :本区三角洲前缘的水下分流河道砂体和三角洲平原的辫状分流河道砂体均达到中孔、中高渗储层标准 ,是本区主要含油砂体 .     

胜坨油田二区沉积微相特征与剩余油分布

以岩心分析和测井解释为依据,对胜坨油田二区沙河街组沉积微相与剩余油分布进行了研究。研究结果表明,胜坨油田二区沙河街组二段发育典型的河控三角洲沉积,其中7砂层组为三角洲平原沉积,发育水下分流河道、天然堤、分流间湾微相,各小层及韵律层网状河道特征明显;8砂层组为三角洲前缘沉积,发育河口砂坝、远砂坝微相,每个韵律层从岸向盆地依次出现坝顶部、坝主体和坝侧缘及远砂坝。在本区,沙河街组二段沉积微相控制了油藏的剩余油分布：在纵向上,剩余油主要富集在分流河道的中上部、河间薄层砂体和河口砂坝中下部;平面上,剩余油富集在河道边缘、坝侧缘、坝顶部的砂层中。     

吴起北部长6段沉积微相特征及其对储层非均质性的影响

为解决鄂尔多斯盆地吴起北部长6段沉积微相环境多变且储层非均质性强,加之两者之间关系复杂,导致储层有利区预测困难的问题,采用岩心观察及薄片鉴定、粒度分析、测井分析等方法对长6段的沉积微相特征进行研究,并利用统计学方法对储层的非均质性特征进行探讨。在此基础上,从河道期次、单期河道砂体厚度、河道的叠加宽度以及砂体连通性等角度分析了沉积微相与储层非均质性的关系。结果表明：湖泊三角洲前缘亚相沉积为研究区长6段的主要沉积体系类型,沉积微相类型较多,包括水下分流河道、水下天然堤、分流间湾和河口坝;单期河道的砂厚变化范围影响储层层内非均质性的强弱,河道期次与层间非均质性关系密切,而分流河道的叠加宽度以及砂体的连通性主要控制储层平面非均质性。     

扇三角洲水下分流河道砂体注采井网优化

高含水老油田经过长期注水开发,油水关系分布进一步复杂化,随着油气藏开发的不断深入,剩余油分布越
来越分散,相关地质研究越来越细。剩余油分布不但受储层物性、砂体分布、构造的影响,同时也受注采井网与砂体配
置关系的影响,因此注采井网与砂体如何进行配置的研究成为老油田进一步提高采收率的关键因素之一。以冀东高
深南某断块为例,建立了扇三角洲前缘砂体地质模型,在搞清扇三角洲前缘水下分流河道的基础上,应用数值模拟研
究了水下分流河道砂体与储层物源方向对注采井网、井位的影响,提出了扇三角洲前缘水下分流河道储层类型的注采
井网部署优化方案。     

辽河西部凹陷古近系扇三角洲前缘沉积特征

针对研究区砂体成因机制不明确的问题,对辽河西部凹陷A区块于楼油层沉积体系进行了分析。应用丰富的岩芯、测井及粒度等资料,对沉积相特征、平面展布及时空演化过程进行了详细描述。结果表明,研究区发育扇三角洲前缘亚相储层,可进一步划分为水下分流河道、河口砂坝、水下分流河道间砂、水下分流河道间泥及前缘席状砂5种微相。目的油层以水下分流河道沉积为主,呈条带状沿北西南东向展布,整体上表现为基准面下降的水退旋回。从下至上,y₂₄^I小层表现为基准面上升后又下降的震荡过程,y₂₃^I小层表现为基准面上升的过程,而y₁₂^I小层表现为基准面下降的过程。储层非均质性受沉积展布与沉积演化的影响。通过对研究区沉积体系的精细解剖,为"相控建模"和进一步的剩余油分布研究提供了坚实的地质基础,为开发方式的调整提供了重要依据。     

鄂尔多斯盆地合水地区长8油层组非均质性研究

 从层间非均质性、层内非均质性和平面非均质性3方面对鄂尔多斯合水地区长8油层组非均质性进行了研究。研究区长81油层组和长82油层组砂体频率和砂体密度相近,层间渗透率非均质性较弱,层间隔层厚度变化较大,整体上长8油层组层间非均质性较弱;研究区长81、长82夹层发育,存在多段高渗层,层内渗透率的变异系数、突进系数和级差都较大,两油层段的层内非均质性均较强;研究区长81、长82流动单元分布受沉积微相的影响明显,差、中流动单元分布较多,好流动单元分布较少。     

大庆萨尔图油田北部萨一油层组沉积微相再认识

 大庆萨尔图油田北部萨尔图油层组是重要的含油层段。以前一直认为萨一油层组是三角洲外前缘亚相,发育大面积的席状砂,水下分流河道砂体不发育。随着勘探开发的深入和井网的加密,本文根据岩心、测井曲线等特征认为,萨一油层组具有明显水下分流河道特征,为三角洲内前缘亚相;主要发育水下分流河道微相、席状砂间微相、席内缘微相、席外缘微相。水下分流河道微相是区分三角洲内、外前缘亚相的重要标志,本文通过分析研究区沉积特征,建立测井相模式,给出了萨一油层组平面微相中典型水下分流河道的特征。水下分流河道砂体与外前缘席状砂在砂体形态、规模、分布面积、连续状况及储油物性等方面具有非常大的差别,在开发方案及开发效果上具有不同特征。这一认识上的转变将为萨一油层组的开发提供重要的地质依据,为油田剩余油评价提供一个新的增长点。     

浅水三角洲分流河道砂体内部结构及其对气水分布的影响——以四川盆地中江气田沙溪庙组为例

研究四川盆地中江气田中侏罗统沙溪庙组河道砂体内部结构特征及其对气水分布的影响.在现代沉积、野外露头、岩心、测井、地震资料和生产测试资料的基础上,开展了浅水三角洲分流河道砂体内部结构特征研究,建立了相应的构型模式,分析了不同河道构型模式下的气水分布特征.结果表明:沙溪庙组为曲流河入湖的河控浅水三角洲平原—前缘沉积,发育曲...     

岩石物理相在砂砾岩储层分类评价中的应用——以M1井区上乌尔禾组为例

玛湖凹陷M1井区上乌尔禾组砂砾岩储层非均质性强,孔隙结构和试油产能差异大,主控因素不明.利用岩心、薄片、测录井及试油等资料,对M1井区上乌尔禾组的沉积相、成岩相、裂缝相以及储层综合分类展开研究.结果表明,扇三角洲砂砾岩储层主要为重力流及牵引流2种成因类型,对应扇面河道、水下分支河道、泥石流3种沉积微相.可识别出弱成岩作用相、溶蚀相、压实致密相、方解石胶结相4种成岩相.沉积相与成岩相是影响该区储层的主控因素,依此将储层分为水下分流河道-弱成岩作用相、水下分流河道-溶蚀相、扇面河道-弱成岩作用相、扇面河道-溶蚀相、泥石流-压实致密相、砂砾岩方解石胶结成岩相6种岩石物理相.依据沉积相和成岩相对于储层的影响,将6种岩石物理相归纳为3种类型储层,其中Ⅰ类和Ⅱ类储层最好,Ⅲ类储层最差,胶结致密.该区岩石物理相与试油结果匹配好,可有效预测有利储层分布区.     

胜坨油田三角洲储层岩石物理特征

注水开发油田三角洲储层剩余油分布复杂 ,其主要原因是储层间不同微相及不同部位的岩石物理特征有明显差异。对胜坨油田二区沙河街组二段 7、8砂层组岩心及测井分析资料进行了研究 ,结果表明 ,随注水开发程度的提高 ,三角洲储层表现为强亲水性 ;不同微相及不同部位砂体的毛管压力差异明显 ,这种差异也是造成剩余油分布复杂的重要原因。储层的相对渗透率曲线交点平均值较大 ,形态不对称 ,油水两相共渗区跨度较小 ,这进一步印证了储层的强亲水润湿性。该研究结果对研究区剩余油的挖潜具有重要的指导意义