安塞油田长6特低渗储层特征

安塞油田长6储层属三角洲前缘相沉积砂体,储层分布广泛厚度稳定,为正反旋回砂体叠加沉积,是一个典型的特低渗透油藏,通过大量的室内分析资料,对储层的沉积特征,孔隙微观结构特征,物性分布特征以及在纵横向上的差异作了深入的分析。对渗透率剖面进行了综合分类;长6特低渗储层渗透率剖面主要分为三大类,不同的剖面类型对油井产量及注水开发效果有不同的影响,分析可为特低渗油控水稳油及稳定产量提供可靠的地质基础。     

陇东地区曙光油田长6~3特低渗砂岩储层沉积特征及含油性

以录井和实验分析资料为依据,以综合研究为手段,以曙光油田长63储层为对象,对陇东地区中生界延长组长6储层沉积特征及其含油性进行了分析.认为曙光油田长63储层属于低孔特低渗砂岩储层,为进积型三角洲前缘亚相沉积,储层特征及含油性向上部变好;河口砂坝砂体是其主要和良好的储层类型.三角洲前缘主体区为良好储层的主要发育场所,也是油气的主要富集区.垂向沉积层序及其横向进积配置控制了长63储层在剖面上的组合发育及其综合特征的演变;平面沉积相带控制了长63储层沉积类型、叠合程度及岩性和物性的综合展布,进而控制了油气的分布范围.     

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田低渗透砂岩沉积微相特征及对产量的控制

鄂尔多斯盆地上三叠统长6油层是盆地的主力油层.以盆地东部的甘谷驿油田为例,分析了该油层的沉积微相特征、产量分布特征及其相互关系,认为储层的沉积微相控制油井的产量;研究区(水下)分流河道砂体渗透性好,油井产量高;高产油井在平面上呈条带状分布,与储层的沉积微相展布、渗透率平面展布基本一致.     

永宁油田双805井区长6储层特征分析

目的探究永宁油田双805井区长6储层的特征及控制因素,为研究区科学有效的开采提供依据。方法在储层沉积相研究的基础上,运用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、压汞及测井等资料对储层进行综合分析。结果研究区长6储层岩性主要为细粒长石砂岩。储集空间以粒内溶孔及铸模孔为主,晶间微孔、晶内微孔次之;孔隙结构复杂,排驱压力、中值压力等参数明显偏高;储层物性较差,非均质性较强,属于中小孔微细喉型低渗、特低渗储层。结论研究区长6储层为受三角洲控制的岩性油藏,砂体分布受沉积微相展布控制,水下分流河道及河口坝复合发育的主砂带是渗透率较高区,也是油气分布富集的有利区带。     

鄂尔多斯盆地南泥湾油田河庄坪区延长组储层特征

南泥湾油田河庄坪区为低孔低渗油田,查明该区储层特征对勘探、开发具有重要的理论和指导意义,通过露头观察、岩心室内分析试验等手段,对该区储层储层沉积相沉积微相特征、岩石学特征、储层孔隙类型、储层物性和成岩作用等进行研究,认为本区长4+5和长6储层为三角洲前缘沉积,砂体主要为水下分流河道砂体,主要为细粒长石砂岩,其中砂岩以浅灰色、灰色和浅灰绿色中细粒砂岩为主,分选较好,次棱角状,其成分成熟度和结构成熟度较高,本区主要储层长4+5、长6,其孔隙组合类型为溶蚀孔-剩余孔-微裂缝配套型,储层物性属低孔、低渗、小喉道为其特点,属低孔特低渗储层,碎屑岩的成岩变化,对碎屑岩储层的孔隙形成、保存及破坏起着极为重要的作用。碎屑岩储层及其储集性能既受沉积相的控制,又受到成岩作用的强烈影响。     

鄂尔多斯盆地低渗透油田注水开发的调整与优化

根据鄂尔多斯盆地成功开发的主要特低渗油田——安塞、靖安、华池油田长6、长3油层的储层特征及开发实践,提出了改善特低渗油田注水开发效果的注采参数、注水方式优化及调整技术,从而达到提高单井产量及最终采收率,降低开发投资和生产成本,以提高整体开发效益的目的.     

低渗-特低渗油藏油水相对渗透率及水驱油效率影响因素研究

了解和掌握低渗-特低渗油藏的相对渗透率和水驱油规律,对于准确认识该油田区块流体渗流特征,合理、高效开发油田有着十分重大的意义。以鄯善油田特低渗储层为例,通过室内岩心实验,分析了不同因素对于低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率和水驱油效率的影响。结果表明：岩心渗透率、原油粘度的变化都会影响低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率曲线特征。同时,低渗-特低渗油藏的水驱油效率也会随着岩心渗透率、驱替速度和原油粘度的变化而变化。     

陵二西区三间房组油藏储层动用状况分析

目的 研究丘陵油田陵二西区三间房组油藏储层动用状况的影响因素.方法 利用油田的动静态资料、测井资料、录井资料等进行综合分析.结果 一般注采比越高,储层动用程度也越高;平面上砂体分布面积广、连片性好、钻遇率高的小层动用较好,反之则较差;辫状河道沉积的砂体动用程度好于溢岸沉积的砂体;剖面上的动用程度与沉积的旋回性及韵律性有关,一般正韵律的储层动用程度较差,复合韵律的储层动用程度较好,并且随着时间的推移动用好的小层会越来越好,动用差的小层会越来越差;渗透率大小较其非均质程度对储层动用控制作用更为明显,但当渗透率接近时,渗透率的非均质程度对流体渗流才会起到明显的影响;但也有相反的情况,还有待于进一步研究.结论 研究例区储层动用程度的好坏与多种因素有关.     

鄂尔多斯盆地西区油田延长组长8储层特征及影响因素

通过岩心观察、测井及各类分析测试资料,对西区油田长8储层岩石学、孔隙结构和储层物性等特征进行了研究.结果表明:研究区延长组长8储层为典型的特低孔-特低渗储层,层内非均质性较强,主要呈强-中等非均质型;储层砂体为成分成熟度和结构成熟度都较低的岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩;储集空间主要为粒间孔和长石溶孔;孔隙结构类型以小孔中细喉型和小孔微细喉型为主;研究区长8储层物性受沉积微相、孔隙结构、成岩作用的共同影响;不同沉积微相储层的物性差异较大;成岩作用对储层物性的影响具有两面性,压实作用、胶结作用导致储层致密,物性变差;溶蚀作用与烃类充注改善了储层物性.     

特低渗透油藏可动流体百分数参数及其应用

针对特低渗透油藏特点,阐述了可动流体百分数参数的概念、测试原理及在特低渗透储层评价中的意义,分析了可动流体百分数与渗透率和驱油效率的关系,研究了特低渗透岩心在不同围压下可动流体百分数的变化规律,并对不同特低渗透开发区块进行可动流体百分数测试.研究结果表明:可动流体百分数是评价储层渗流能力及开发潜力的一个重要物性参数,可用可动流体百分数预测特低渗透油藏开发效果.对于特低渗油藏,可动流体百分数是一个比孔隙度和渗透率更能表征储层渗透率的参数.不同的围压,其可动流体百分数和束缚水饱和度是不同的.并对不同特低渗透开发区块进行了可动流体百分数测试.测试结果表明,用可动流体百分数预测特低渗透储层开发效果与油田现场实际开发效果一致,也验证了可动流体百分数概念的可行性.     

华池油田长3油层沉积微相与含油性关系

对华 1 5 2井区沉积微相与含油性进行了较全面的分析 ,认为华 1 5 2井区长 3油层的沉积相为吴旗—华池三角洲前缘亚相的一个分支 .根据其岩性、电性及沉积构造特征 ,将其划分为 4个沉积单元 .每个单元又划分为水下分流河道、河口坝、天然堤、分流间洼地、分流间湾 5个沉积微相 ,每个沉积微相都有其独特的特点和沉积空间展布规律 .分析这些特征和规律 ,展示出华 1 5 2区长 3砂层是由水下分流河道砂体、河口坝砂体等多个微相叠合而成的复杂叠合体 ,从而构成典型的建设型鸟足状三角洲前缘砂体 .这一砂体的特征是鄂尔多斯盆地延长组上部储层的典型代表 ,也是形成油藏的主要砂体     

靖安油田张渠一、二区储层控制因素分析

运用储层控制因素分析方法 ,系统分析了靖安油田张渠一、二区岩性、电性和沉积环境 ,认为张渠一、二区具有同一物源、同一水动力体系和同一沉积环境 ,由于水动力条件上的差异 ,导致储层电性、物性、砂体展布及油藏控制因素等方面具有差异性 :张渠一区以辫状河心滩的沉积为主 ,水道发育 ,储层由两个左右对称的 A,B砂体和 B砂体的延伸部分 C砂体组成 ,非均质性强 ,含油饱和度低 ,含水率高 ;张渠二区以低弯度曲流河边滩的沉积为主 ,储层由上下对称的上、中、下三个砂体组成 ,沿河道呈长条状分布 ,横向连通性好 ,含油饱和度高 ,含水率低 .     

高强震动酸化工艺技术在河南油田的推广应用

针对河南油田油层非均质性、低渗透、近井地带污染严重的问题 ,应用高强震动酸化工艺技术 ,克服了常规酸化效果差、有效期短的弊端 .该工艺技术的核心就是将物理解堵和化学酸化法有机结合起来处理油层 .高强震动酸化工艺技术在河南油田应用 36井次 ,措施有效率 (注水井 2 9井次 ,油井 7井次 )达 90 .62 %以上 ,工艺成功率 1 0 0 % ,累计增注水量 44万 m3 ,平均有效期 8个月以上 .现场试验证明 ,该技术对改造油水井地层堵塞效果好 ,见效快 ,特别适合于物性极差的油砂体上倾尖灭的油层的解堵和改造     

特高含水期整装油藏数值模拟中的几个关键问题

油藏经过长期注水冲刷以后,储层渗透率及油水运动规律发生明显变化,特别是进入特高含水期后,储层的这种变化特征以及夹层和高渗流带对剩余油的影响,是油藏数值模拟需要考虑的重要因素。通过对泥质、灰质、物性夹层参数进行分类赋值,并建立储层物性渗透率时变模型和不同含水阶段相对渗透率模型,实现高精度历史拟合和剩余油描述,为制定开发技术政策界限以及设计优化开发调整方案提供可靠依据。     

低界面张力黏弹流体驱油效果评价及微观驱油机理

特低渗油藏储层物性差、层间非均质性强,注水开发过程中普遍存在含水率上升快,产量递减严重等问题,为进一步改善特低渗透油藏水驱开发效果,开展了低界面张力黏弹流体驱油研究。采用岩心驱油实验评价低界面张力黏弹流体驱油效果,并利用微观可视模拟技术研究低界面张力黏弹流体微观驱油机理。结果表明,岩心单管和双管驱油实验水驱结束,转注低界面张力黏弹流体后,采收率分别提高了7.47%、23.14%;低界面张力黏弹流体的注入可对驱油剖面进行有效调整,增加原油动用程度;水驱后剩余油主要以簇状、孤岛状、膜状、盲端状以及柱状5种形式存在,簇状剩余油所在比例最大;低界面张力黏弹流体可通过增黏、屏蔽暂堵、乳化以及岩石表面润湿性改变等多种作用机制协同,将水驱后剩余油以“塞流式”或乳化分散形成小油滴被夹带渗流运移产出,具有较好的流度控制和洗油能力,在特低渗油藏开发中具有优异的潜在应用前景。     

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     

不同油藏条件下相渗曲线分析

通过室内一维物理模拟实验,结合现场实际生产资料,开展不同油藏条件下一维恒 速水驱实验,对比不同油藏条件下油水相对渗透率曲线、特征点,分析相对渗透率曲线特征、束缚水饱和度、残余油饱和度及水相端点值的变化规律,研究结果表明：①对于稠油油藏虽然不同粘度的相渗曲线形态略有不同,但整体表现为油相相对渗透率高,水相相对渗透率非常低（水相相对渗透率端点值多数低于0.1）,等渗点靠右,等渗区面积小的特点;②对于低渗透油藏,整体表现为束缚水饱和度和残余油饱和度都非常高,等渗区面积较窄,油相相对渗透率下降急剧、水相相对渗透率较高的特点。通过相渗曲线的特征可以定性地判断储层性质,为现场施工措施提供合理的指导。     

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 .     

低渗透储层特征与测井评价方法

低渗透储层是我国目前油气勘探的主要目标之一。根据低渗透储层特征及岩石物理实验结果，对吉林油田W地区低渗透储层的成因机理进行了分析。研究结果表明，该地区的扇三角洲前缘亚相沉积的储层岩石矿物成熟度低，具有以细砂和粉细砂岩为主的储层岩性特征，这为低渗透储层的形成提供了先天条件。后经成岩压实作用及粘土矿物的充填，造成孔喉半径变小，孔隙结构复杂，孔隙空间对水的滞留能力加强，束缚水饱和度高，油层与水层电阻率差别减小，电阻率增大指数小于3。岩心实验结果分析还表明，综合物性参数可用于表征岩石孔隙结构的复杂性，且与束缚水饱和度有很好的相关性，据此建立了束缚水饱和度解释模型。在6种不同矿化度溶液下测量完全饱和溶液的岩心电导率，岩心电导率与溶液电导率的关系曲线表明，粘土矿物不存在附加导电性，阿尔奇公式仍可用于求取含水饱和度。用该模型对油田12口井资料进行了处理，结果显示其解释油水层效果与原有模型相比有明显改善。     

陕北志吴定地区延长组长_6油层组储集层评价

陕北志吴定地区延长组长6油层组是陕北地区中生界主力产油层,研究表明其储集层为湖泊-三角洲沉积体系的沉积砂体,砂岩储集层属典型的长石细砂岩,对孔隙形成和改善具建设性的成岩作用是溶蚀及蚀变作用;孔隙组合类型主要为粒间溶孔型;储层物性总体上为中—低孔隙度和低渗透率,在纵向上自下而上物性逐渐变好,平面上在河口砂坝及水下分流河道发育区物性较好;孔隙结构为小—细孔细喉型和细孔细喉—微喉型.长6油层组砂岩储集层综合分类评价为特低孔隙度、特低渗透率的致密砂岩储集层.