低渗透非均质砂岩油藏启动压力梯度研究

理论推导与室内实验相结合,建立了低渗透非均质砂岩油藏启动压力梯度确定方法。首先借助油藏流场与电场相似的原理,推导了非均质砂岩油藏启动压力梯度计算公式。其次基于稳定流实验方法,建立了非均质砂岩油藏启动压力梯度测试方法。结果表明:低渗透非均质砂岩油藏的启动压力梯度确定遵循两个等效原则。平面非均质油藏的启动压力梯度等于各级渗透率段的启动压力梯度关于长度的加权平均;纵向非均质油藏的启动压力梯度等于各渗透率层的启动压力梯度关于渗透率与渗流面积乘积的加权平均。研究成果可用于有效指导低渗透非均质砂岩油藏的合理井距确定,促进该类油藏的高效开发。     

非均质油藏容积法储量计算方法研究

以非均质油藏岩心和试油资料为基础,对测井地质资料进行处理, 求取了油藏含油面积、油层有效厚度、孔隙度及原始油、剩余油饱和度等储量参数。本文旨在探索,以工作站为平台,以多学科工作组为组织方式,充分利用地震-测井反演技术描述非均质性,并采用容积法进行非均质油藏储量计算。     

非均质性对超低渗透油藏产水机制影响实验

 针对超低渗透油藏普遍发育微裂缝、导致储层非均质性强的特点,开展了裂缝型岩心的制作和不同组合方式下的超低渗透油藏天然能量开采的物理模拟实验。基质与裂缝型岩心并联水驱油实验模拟不同非均质性储层油藏产水规律。实验结果表明,非均质储层含水上升曲线分为无水采油期、含水上升期和高含水上升期、高含水期4个阶段。含水上升规律主要受储层平均渗透率、渗透率级差、微裂缝发育特征和含水层能量的影响。对于非均质性较强的超低渗透油藏,应重点关注较高渗透率储层、水层和裂缝较发育储层的含水上升变化特征。     

非均质油藏水驱后剩余油分布实验研究及潜力评价

为更好揭示非均质油藏水驱后剩余油分布规律和动用条件,在冀东油田非均质性强的不同区块中,通过改进电阻率测试含油饱和度的方法,研究了影响电阻率与含油饱和度对应关系的主要因素,开展了在不同非均质性岩心中水驱后聚合物驱的不同位置含油饱和度对比实验。结果表明:渗流速度对饱和水的岩心电阻率曲线影响不大;地层水矿化度对水驱中岩心电阻率影响较大,矿化度从1 629 mg/L增加到3 847 mg/L时,岩心电阻率下降了10~10~2数量级;在矿化度一定条件下,渗透率越低,喉道间彼此连通的概率越小,宏观上的岩心电阻率越高;对于纵向非均质油藏,水驱后开采潜力区域为正韵律分布下中渗层的远井地带和低渗层;且随非均质程度的增强,水驱后该区域开采潜力越大;对于纵向非均质油藏水驱后聚合物驱,使高渗层的含油饱和度从0.55~0.58降低到0.28~0.38,使中渗层含油饱和度从0.87降低到0.58~0.63,降低幅度为33.33%~49.09%;使低渗层的含油饱和度从0.92~0.95降低到0.66~0.83,聚合物驱能很好的携带中高渗层的残余油滴,对低渗层远井地带动用效果较差。     

一种定量描述油藏渗透率水平非均质性的新方法

基于多孔介质中的渗流过程,定义了一个定量评价油藏渗透率水平非均质性的新参数———非均质系数.均质时非均质系数最小,其值为1,非均质时其值大于1.该参数与渗透率数列的统计性质无关,仅取决于渗透率数列的非均质性.分析表明,它能很好地定量评价渗透率数列的非均质性及其对渗流过程的影响.     

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。     

低渗非均质油藏注气提高采收率实验研究

针对长庆油田某区块低渗透裂缝性油藏裂缝发育、非均质性严重的特点,通过实验研究了注入时机对氮气驱油效率的影响,优选氮气驱注入方式并对气液比和段塞大小进行了优化。实验结果表明:N2注入时机对原油采收率有较大影响,N2注入时机应尽早。气液交替注入方式更有利于低渗油藏特别是非均质油藏的开发。气液比和段塞大小对氮气驱开发效果均有显著影响,优选结果是气液比1∶1,氮气段塞个数为5。     

多层砂岩油藏层内纵向非均质性表征方法探索

提出了基于拟相对渗透率曲线的层内纵向非均质性表征方法。根据具有区域代表性的岩芯规模的相对渗透率曲线计算出任意测井分度点的相对渗透率曲线;基于层状砂岩油藏动力拟函数的思想,计算出井点小层产层规模的动力拟相对渗透率曲线;研究了岩芯规模的相对渗透率函数与产层规模动力拟相对渗透率函数之间的关系;采用插值方法得到井间任意网格动力拟相对渗透率曲线;最后采用等效含水率方法对油藏模型任意网格的原始相对渗透率曲线进行端点标定,确定不同区域的动力拟相对渗透率曲线。采用上述方法对海上M油田X井组进行了历史拟合,与传统数值模拟方法相比,该方法历史拟合程度更高,更能精确地描述非均质性储层综合驱替特征。     

滩坝相低渗透油藏储层非均质性与剩余油分布

综合运用岩心分析、测井、生产测试等静态和动态资料,从多层次、多角度逐级揭示了平方王油田沙四中滩坝沉积特点。从层内非均质、层间非均质、平面非均质这三类储层的宏观非均质性入手,探讨了滩坝相低渗透油藏储层层宏观非均质性的地质特征及其对水驱油开发和剩余油形成、分布的控制作用。研究表明,层间非均质和层内非均质主要控制了油层的水淹层厚度及垂向的剩余油分布;平面非均质和层内非均质主要控制了油层的水淹面积和平面剩     

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。     

白云岩油藏低渗透条带对剩余油分布的影响

YM白云岩油藏已进入高含水开采期,如何寻找剩余油并进行挖潜是目前面临的重要问题。该类型储层中普遍存在低渗透条带,建立机理模型,通过对低渗透条带的渗透率、厚度、产状及与储层渗透率的组合关系进行敏感性分析,研究结果表明,渗流阻挡作用的强弱主要与其渗透率大小有关,当渗透率小于0.01 mD时,能够起到较好的渗流阻挡作用;同等条件下,厚度越大,渗流阻挡作用越强;根据分布形态与样式不同,对剩余油的控制程度I类> Ⅱ类> Ⅲ类> IV类;若有两条交错的低渗透条带,则对剩余油的控制程度V类> VI类。低渗透条带在一定生产时间内可以形成渗流屏障,成为控制剩余油分布的重要因素。     

塔中白云岩岩溶储层地震正演模拟及其响应

针对塔中地区埋深在5 000 m以下白云岩岩溶储层发育的类型和特点,通过建立的2种随机地震地质模型和1种实钻井随机模型,采用弹性波传播交错网格高阶差分模拟方法,分别模拟了基于实际介质模型条件和当岩溶储层孔缝洞内充填物性质发生变化时的地震波场响应.结果表明,对于单层储层厚度大于7 m、子波频率为20~30 Hz的地震响应表现为弱反射能量或呈现峰-谷-峰似串珠状的弱反射特征,当充填物性质由致密到疏松、流体含量增多或子波频率提高时,其串珠状反射能量和强度也明显增强.另外模拟结果还揭示,地震对大于7 m的单层储层厚度的分辨能力远大于存在薄夹层的具有相同叠加储层厚度的情况.     

深层低渗稠油径向钻孔储层敏感参数研究

深层低渗稠油油藏具有地质条件复杂、储量丰度低、经济效益差等特点,采用常规稠油热采或冷采工艺均无法实现有效动用,考虑径向钻孔技术具有定层位、定方位、定深度等技术优势,建立基于径向钻孔方式下的数值模拟模型,开展储层敏感参数间相互关系研究,最终建立径向钻孔模型下的开发技术界限筛选图版,为后期能否顺利实施径向钻孔提供合理筛选标准。     

白音查干凹陷油藏烃类非均质性及充注史分析

应用油藏地球化学原理，从研究油藏烃类流体非均质性入手，分析了烃类的运移效应，充注期次、方向和顺序认为（１）凹陷内存在有两类来自同一烃源岩在不同热演化阶段排烃、聚集而形成的不同成熟度的原油；（２）两类原油具有不同的运移效应，是两期烃类充注作用的结果；（３）达尔其构造油藏中的烃类注入方向自北向南，其中白音断层上升盘达３、６井原油是早期流体运移的产物，而下降盘达１、２、３井等原油则是晚期烃类充注作用的结果．     

塔里木盆地震旦——-寒武系白云岩储层构造裂缝有效性研究

通过对塔里木盆地震旦?寒武系白云岩储层构造裂缝的测量、统计和研究, 结合岩芯观察和测井数据分析, 认为构造裂缝对白云岩的原生孔洞和部分次生孔洞起一定的连通作用, 对白云岩储层起一定的改造作用。对塔里木盆地塔中地区、牙哈地区、英买力地区和巴楚地区4个区块构造裂缝有效性与开度和倾角的关系研究后认为, 塔里木盆地震旦?寒武系白云岩开度较窄的裂缝和高角度裂缝的有效性较高, 该类构造裂缝对白云岩储层起良好的改造作用。     

歧口凹陷沙一下亚段白云岩储集空间特征研究

 歧口凹陷沙一下亚段白云岩分布广泛,白云岩可以发育物性良好的储层。根据钻井岩心、地球化学特征、扫描电镜、电子探针及物性资料,确定了该套地层白云岩储层的主要岩石类型及储集空间类型：岩石类型可分为微晶白云岩、泥晶白云岩、砂质云岩、灰质云岩和云质灰岩;储集空间有晶间孔、粒间孔、溶蚀孔、构造缝、溶蚀缝等,主要以次生孔隙和裂缝为主。微晶白云岩储集物性较好,主要为晶间孔、粒间孔及裂缝,为较好的储层。分析了目的层白云岩储层的主要成岩作用及期次,主要有胶结作用、压实、压溶作用、白云岩化作用、溶蚀作用等。明确了改善及破坏白云岩储集性能的成岩作用类型,其中对储集性产生积极影响的有溶蚀作用、白云岩化作用,消极影响的有压实、压溶作用、胶结作用。建立了歧口凹陷沙一下亚段白云岩化作用影响储层物性模式,稀土元素Eu异常特征揭示了本区白云岩化作用的两种成因环境：准同生期的回流渗透白云岩化作用和成岩期的埋藏白云岩化作用,通常准同生期的回流渗透白云岩经过深部热液流体的改造,发生埋藏白云岩化作用,多见于裂缝发育区,后者较前者对白云岩储层的改善作用更为明显。     

孔隙型小层间强非均质碳酸盐岩油藏注水优化方法

为改善伊拉克AHDEB复杂孔隙型碳酸盐岩油藏Khasib层小层间强非均质性导致水平井注水水窜、波及体积较小等问题,在油藏注水突破机理研究基础上,进行了注采评价优化方法研究。依据水平井井轨迹纵向穿行储层及生产特征情况,划分了3类特征井,并根据其不同生产阶段的生产特征定义了5个评价指标：历史生产因子(IDH)、剩余储量因子(IDR)、生产潜力因子(IDF)、注水需求因子(IDI)和提液生产因子(IDE),建立了单井注水生产分级雷达综合评价图版,定量表征了水平井在不同生产阶段的生产能力,结合地层压力变化数据可实时指导油藏注水优化。结果表明,该图版可以合理评价Khasib层单井注水开发效果,单井调整后生产效果良好,研究结果为实施“一井一策”的差异化精细注水提供有力支持。     

大庆低渗透油田扶余油层超前注水实验

为研究大庆低渗透油田扶余油层超前注水过程中渗透率级差对采收率的影响和超前注水开发效果不佳的原因,通过人造长岩心超前注水驱油室内模拟实验,确定了合理地层压力水平和渗透率级别对采收率的影响程度。结果表明:大庆油田扶余油层超前注水过程中,合理地层压力水平应当保持在原始地层压力的120%左右。在合理地层压力保持水平下,超前注水较同步注水初期产油量高,采油速度高,无水采油期短,且对含水率上升具有一定抑制作用;同时,超前注水实施过程中,储层渗透率越低,超前注水对采收率提升的效果越好。     

柴达木盆地M区砂岩气藏储层地质建模分析

为表征M区储层在三维空间的展布特征,指导新井部署,确保天然气科学合理高效地开发,通过三维地质建模平台,采用确定性建模和随机建模相结合,地震解释和地层划分与对比相融合,"岩相模型相控、流体模型相制"的方法,研究M区砂体展布、流体分布及接触关系。结果表明,运用该方法指导建立的三维地质模型在储量核算时能够充分匹配实际生产动态,便于剩余气分布规律研究,有效指导天然气高效开发,提高砂体控制程度。这种方法对于砂岩气藏储层较为适用。     

大庆扶余油层致密储层孔隙结构及非均质性研究

扶余油层是大庆油田的主力产油层之一,发育的致密储层为非常规油气聚集的重要场所,但是孔隙结构较为复杂,非均质性极强。为了研究扶余油层不同类型致密砂岩储层的孔隙结构及其非均质性,本文应用分形几何理论,在高压压汞实验资料的基础上,结合物性测试以及矿物分析对矿物组分的测定,选取扶余油层K1q3、K1q4的8块样品进行分析,根据压汞曲线形态的差异、孔喉半径及排驱压力特征划分出3类储层：低排驱压力微-微细喉道型、中排驱压力-微喉道型、高排驱压力-吸附喉道型。计算致密砂岩储层孔隙结构的分形维数并讨论其地质意义。结果发现：各类储层均呈现两段式分形特征,得到两个分形维数：D1范围为2.9908～2.9956,平均为2.9933,D2范围为2.5738～2.6664,平均为2.6101。大庆扶余油层孔喉结构的复杂程度及非均质性对致密储层的储集空间和储层的渗流能力具有较强的控制作用,分形维数越大,孔喉结构越复杂,非均质性越强。