测井-毛管压力法对非均质油藏油水分布的研究

储层压汞实验数据有限,对于非均质性储层来说实验样品的代表性也受到局限。测井是预测储层物性的有效方法,而毛管压力与储层物性间存着密切的联系。本文通过建立起测井与毛管压力的关系,利用已揭示油水界面的钻井资料,建立了非均质油层油水界面的预测方法,即构建了油水界面深度与孔隙度、渗透率的相互关系,即H_1=H_2+t(1/(〖K_1〗^b 〖φ_1〗^c )-1/(〖K_2〗^b 〖φ_2〗^c )),并结合对胜坨油田二区8砂组油层多口见油水井的测井的数据,对该公式进行了标定和应用,实现了对研究区油水分布特征的预测,研究结果表明：胜坨油田二区8砂组油层未被完全水淹的油层主要分布于7、9号断层附近的河口坝的顶部、砂坝侧缘沉积,以及正向微型构造内。整体上,二区8砂组油层含油面积大幅度减小,含油面积仅为2.78km2,占原含油面积的23%左右,含油区不连片,形成了4个相对孤立的含油区,即2312井区、22137-20160井区、21182-21199井区以及2326-25276井区。     

鄯善油田三间房组油藏油水界面分布状态的主导因素分析

近期的新钻加密井发现鄯善油田三间房组油藏油水界面与开发初期所认为的形态有明显不同.通过对油水界面分布情况及地层水矿化度、化学成分、水型等方面的研究,认为造成这种状况的主导因素是鄯善油田正好位于地下水排泄区内,地下水自西北部侵入鄯善油田,使西区、北区油水界面严重抬升,地层水矿化度及化学成分也发生了相应的变化.这对确定新钻加密井井深,提高水淹层解释符合率具有现实的指导作用.     

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。     

基于物质平衡方程的断溶体油藏动态油水界面预测新模型

断溶体油藏裂-洞空间发育、结构复杂,开发过程中动态油水界面难以确定.在孤立溶洞和多供给溶洞两类典型缝洞组合模式的基础上,假设井筒与溶洞为垂向自由流,推导微可压缩流体在溶洞内流动的井底压力与溶洞平均压力基本解;视孤立溶洞为单一封闭储集体,多供给溶洞为通过裂缝连通的多套储集体,运用物质平衡方程建立一种新的断溶体油藏动态油水...     

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     

熵权非均质综合指数算法及其应用

利用熵权方法可以计算非均质综合指数 ,其方法包括确定对象的集合、指标因素的集合、指标矩阵、归一化指标值、指标权重以及计算综合指数等。熵权非均质综合指数算法可将数值有差异的属性参数对非均质指数的贡献进行弱化和强化 ,即去同存异 ;熵权非均质指数的大小能定量表征储层的非均质性。利用该方法在胜坨油田坨2 1断块进行了应用 ,定量地刻划了储层的层间、层内和平面非均质性 ,取得了满意的效果     

特高含水期油藏调整挖潜研究

经历了30多年的开发,胜坨油田已经进入了特高含水开发后期,调整和挖潜的难度增大,在非均质油藏中,潜力往往分布于压力水平较低的层段,从压力状况入手分析油藏潜力是一种新的尝试。通过对胜坨油田二区83-5单元地层压力状况的分析,指导特高含水期油藏调整挖潜的工作,总结出了对特高含水期油藏开发有着指导意义的一些结论和建议,在开发实践中取得了较好的效果,对进入特高含水后期的老油田的开发有一定参考价值。     

地下水侵入对三间房组油藏油水界面的影响

鄯善油田经过10多年开发,地层水的分布状况变得比较复杂。近期新钻加密井发现三间房组油藏油水界面分布特征与开发初期所认为的情况有明显差别,整体呈北高南低、西高东低特点。对油水界面变化情况及地层水矿化度、化学成分、水型等资料分析表明：自北向南地层水矿化度逐渐升高,水型也由NaHCO₃型逐渐过渡到CaCl₂型。通过对地层水中不同类型离子的组合特征及含量变化分析,结合邻区地层水分布特征,认为造成目前油水界面分布状态的主要原因是地下存在一个水动力系统,自西北部侵入鄯善油田,使西区、北区油水界面严重抬升,地层水矿化度及化学成分也发生了相应变化。为油田确定今后新钻加密井的井深及提高水淹层解释的符合率提供了有力的依据;同时也为分析油水界面变化的影响因素提供了一个新思路。     

草古潜山裂缝性碳酸盐岩油藏油水界面确定及有利区预测

草古地区奥陶系潜山油藏岩性以碳酸盐岩为主,储集空间和渗流通道主要为裂缝,其次为溶蚀孔洞。草古潜山油藏具有较高的初始产能,但开发过程中水侵严重,导致储层流体性质判别和油水界面确定困难,极大地影响了草古潜山油藏的生产开发。为了更有效地对草古潜山油藏进行生产开发,首先,以成像测井标定常规测井建立了储层识别与分类标准,利用电法和非电法测井组合图版进行流体性质识别;其次,结合测井解释和试采结果确定油藏原始油水界面,并且在考虑断层和裂缝影响的条件下,提出了一种单井动态油水界面预测方法;最后,叠合储层分布、裂缝分布与剩余油分布确定了开发潜力有利区。研究结果表明:草古潜山油藏储层可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类;声波～深电阻率/浅电阻率(AC～RD/RS)图版和自然电位*深电阻率/浅电阻率～深电阻率(SP*RD/RS～RD)图版结合可有效区分油层、水层和干层;油藏原始油水界面深度为920 m,考虑垂直裂缝影响的油水界面计算公式能较准确确定动态油水界面;过断层的井初期含水率高,远离断层的井含水率上升速度快;平均裂缝孔隙度越高、Ⅰ类储层占比越高,含水率上升速度越快;A113、A11-9、A1-4井区具有开发调整潜力。提出的油水界面及有利区的确定方法为后期油藏开发提供了依据,也为其他裂缝性油藏的开发提供了新思路。     

沉积界面控制的三角洲前缘精细地层对比方法

针对三角洲前缘岩性变化大,旋回性对比易产生多解性的问题,以东营凹陷胜坨油田沙二段8砂组三角洲前缘为例,提出了以沉积界面为约束的精细地层对比方法。将三角洲前缘地层中的沉积界面按规模大小划分为五级,采用沉积界面逐级识别和界面趋势逐级借鉴的原则,通过五级界面的识别与对比建立复合成因砂体格架,通过四级、三级界面的识别和对比建立单一成因砂体及增生体格架。研究表明:三角洲前缘地层中各级沉积界面的分布主要受古地形控制,且具有继承性,在古地形平坦条件下以近水平产状为主,在坡折带则以倾斜产状为主。受沉积界面控制,三角洲前缘复合成因砂体、单一成因砂体以及增生体总体上表现为低角度前积特征,但在坡折带具有高角度前积特征。利用沉积界面逐级对比方法建立的地层格架具有沉积学的意义,能够客观反映三角洲前缘对湖盆的充填过程。     

胜坨油田沙河街组二段三角洲相储层特征及影响因素

胜坨油田沙河街组二段是主力产油层系,随着开发的深入,出砂、水窜等情况日益严重.因而,对其储层特征进行研究有助于进一步开发.通过对取芯井段的岩石薄片、岩心铸体薄片观察,结合沉积微相及储层物性资料的对比分析,对沙河街组二段下部三角洲相储层砂岩的岩石学特征、物性特征、成岩作用等作了较为详细的研究.研究表明胜坨油田沙二段三角洲相储层总体上为一套砂(砾)岩体,岩性以粉细砂岩为主,成分成熟度及结构成熟度均较低,但储层孔渗性较好,属于高孔高渗性储层.影响沙二段储层物性的影响因素很多,其中沉积相带对储层物性起控制作用;岩性特征对储层物性影响也较大;成岩作用对储层物性也有一定的影响,压实作用是导致原生孔隙度减小的主要原因,颗粒及胶结物的溶蚀是产生次生孔隙的主要因素.     

辫状河储层内部建筑结构及剩余油分布研究

储层内部建筑结构是影响开发效果的决定性因素,对剩余油分布具有控制作用。基于河流相建筑结构分析理论,在辫状河沉积模式指导下,采用层次分析法,从开发角度对砂体内部结构进行精细解剖,识别和确定出辫状河道、心滩坝、废弃河道和落淤层等结构要素,弄清各级次、各期次结构要素的接触关系,完成辫状河储层内部结构的精细表征;基于内部结构表征成果,结合不同时期水淹层测井解释结果和生产动态资料,恢复不同开发调整时期的水淹特征,动态表征辫状河储层内部结构控制下的水淹过程,并依据小井距密闭取芯井精细水洗结果验证,总结不同储层结构控制下的剩余油分布模式。结果表明,辫状河储层整体以高含水为主,水淹呈不均匀立体式、随机式特征,不具有分段水淹的特点,未水淹部位分布非常零散,局部物性变差部位、落淤层和低渗屏障遮挡部位直接控制了剩余油的分布。     

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明,宏观影响因素主要有7种,其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差,易于形成剩余油;小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集,且向上驱油对油井生产有利;靠近断层的地带封闭性好,剩余油相对富集;注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差,剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成,其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中,宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用,它们决定油层孔喉结构及润湿性,提供水驱油动力,控制水驱油过程,影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明，宏观影响因素主要有7种，其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差，易于形成剩余油；小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集，且向上驱油对油井生产有利；靠近断层的地带封闭性好，剩余油相对富集；注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差，剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成，其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中，宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用，它们决定油层孔喉结构及润湿性，提供水驱油动力，控制水驱油过程，影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

低阻低饱和油藏早期见水机理探讨

WZA油田为低阻低饱和油藏,和常规油藏对比有不同见水特征。从成藏机理着手,分析油气成藏时浮力和毛管附加力的关系,结合密闭取芯实验,提出低阻层“复合油水藏”模式。研究认为WZA油田构造幅度低,地层倾角小,储层孔喉较细,油水密度差小,成藏时毛管附加力作为阻力起主导作用,影响油气充注,较细孔喉存在“可动原生水”。在开发早期时“可动原生水”快速进入油井导致含水率迅速升高,最终稳定时的含水率取决于初始平均含水饱和度。“复合油水藏“模式对正确认识低阻油藏和含水规律具有重要意义。     

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。     

法21断块储层非均质性研究

储层非均质性变化是影响地下油、气、水运动及油气采收率的主要因素。本文以法21断块的岩石物性分析资料为基础，分析了该断块的层内、层问及平面的非均质性变化特点，从而为该断块制定开发调整方案奠定了基础。本文的分析方法也可推广到对同类型非均质性油藏的研究。     

低渗油藏非均质性对采收率的影响因素研究

摘要：低渗透油藏的开发技术已成为我国油气开采领域的重要研究内容,而低渗透油藏非均质性是影响其最终采收率的主要因素。为此,从典型油藏地质模型出发,通过建立油藏数值模拟机理模型,筛选了油层厚度、隔层厚度、渗透率、渗透率各向异性系数为评价指标,分析了单因素及其组合对油藏采收率的影响,研究表明储层渗透率及渗透率各向异性是影响低渗透油藏采收率的最主要因素。研究结果对低渗油藏开发的调整以及后期挖潜等方面具有重要的指导意义。     

特低渗透油藏CO2非混相驱油机理研究

针对大庆油田树101井区特低渗透油层,结合油藏条件,通过一系列室内实验,确定了CO2驱油机理。研究表明：随着CO2注入量增加,溶解油气比、体积系数和膨胀系数增大,粘度降低,束缚水体积膨胀。在27MPa下注入CO2,地层油体积膨胀1.4847倍,残余油饱和度降低11.43%,地层油粘度降低到原粘度的48.51%,束缚水体积膨胀1.1324倍。同时当地层压力从27Mpa降低到原始地层压力后,依靠溶解CO2膨胀能,可采出原油15.49%。此外,注入CO2后,CO2-地层油的界面张力降低,CO2可使地层油中的轻质烃抽提和汽化,从而提高采收率。     

胜坨油田三角洲相储集层流动单元研究

根据岩心和测井资料并利用模糊聚类方法 ,对胜坨油田二区沙二段 83 层三角洲相储集层特点进行了研究。研究结果表明 ,将该区三角洲储集层流动单元分为 4种类型 ,并从岩性、物性、电性、微观和空间分布、非均质及水淹特征等方面分析了每类流动单元的特点 ,建立了流动单元模式。 4种流动单元的宏观、微观及空间分布规律是 ,在垂向上受沉积韵律控制 ,在平面上受沉积相带分布控制。流动单元与剩余油的形成及分布有关 ,将剩余油的形成与流动单元结合起来研究 ,可以更好地预测剩余油分布 ,从而指导油田开发