鄂尔多斯盆地富县地区长8致密油储层敏感性评价

以鄂尔多斯盆地富县地区长8致密油储层为例,通过室内敏感性试验、扫描电镜、物性测试、X衍射等资料综合分析,得出:该区长8致密油储层具有弱速敏、中等偏弱盐敏、弱水敏、中等偏弱酸敏、弱碱敏的特征。富县西北部储层盐敏和碱敏有明显不同,应在注水开发过程中防止高于临界矿化度(30 g/L)的流体和避免使用强碱工作液对储层造成损害。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密油藏储层特征

利用铸体薄片、扫描电镜和恒速压汞等先进的技术和方法,研究了陇东地区长7致密储层的物性特征,岩石学特征、结构特征和孔喉特征。结果表明,陇东地区长7储层属于特低孔超低渗透储层,岩石主要是岩屑砂岩,并且填隙物含量高,其中水云母对喉道的切割作用是研究区成为致密油藏的重要原因;孔隙类型以微孔为主,喉道细微,储层物性主要由喉道来决定。     

鄂尔多斯盆地长7致密油储层岩心渗吸试验

根据对水渗吸理论和渗吸试验的研究,渗吸作用力主要为重力和毛管力,两种作用力在不同渗吸条件和渗流阶段占不同的主导地位。采用核磁共振技术,结合长7致密油岩心渗吸试验,在核磁分析岩心内部孔喉结构和精确度量油水饱和度变化的前提下对渗吸结果进行分析。结果表明:静态渗吸采收率与Bond数的倒数密切相关,鄂尔多斯盆地长7致密岩心渗吸采收率为30%~35%,最佳渗吸采收率时的Bond数倒数值约为1。对比动态渗吸驱替与静态渗吸试验结果发现,驱替速率越小,大孔喉内原油采收率越低,而小孔喉内的油水饱和度基本相同。鄂尔多斯盆地致密油长7储层渗吸规律的研究,为致密油注水吞吐开发、提高裂缝性水湿油藏的采收率提供理论基础。     

鄂尔多斯盆地长7致密油储层二氧化碳驱油实验

鄂尔多斯盆地长7致密油储层具有致密和低压的特征,采用常规注水开发存在采收率低的问题,从而制约了致密油的开发效果。针对鄂尔多斯盆地长7致密油储层注水开发采收率低的问题,基于CO_2驱油细管实验、原油流变性测试实验、CO_2浸泡岩心实验以及岩心驱替实验,并结合润湿接触角测试方法和核磁共振成像技术,研究了长7致密油储层CO_2驱油的增产机理。研究结果表明:长7致密油最小混相压力为23.9 MPa,在长7致密油储层CO_2驱过程中,注采井间CO_2非混相驱占主导,在注入井附近局部区域可能出现混相驱;在地层温度压力(75℃,18 MPa)条件下,未溶解CO_2原油的黏度为8.87 mPa·s,溶解CO_2的原油黏度为7.99 mPa·s,其黏度降低幅度为9.9%;CO_2水溶液浸泡24 h后,长7致密砂岩的润湿接触角从66.1°降低到54.0°,亲水性增强;水驱致密砂岩岩心的驱油效率为47.2%,CO_2的驱油效率为71.5%,较水驱提高驱油效率24.3%,且致密砂岩渗透率越高CO_2驱油效果越好。实验证明CO_2驱可以显著提高长7致密油储层的驱油效率,是长7致密油高效开发的重要技术。     

鄂尔多斯盆地致密油储层覆压孔渗特征实验研究

覆压下岩石的孔渗变化往往会对油藏的后续开发产生一定影响。为了研究鄂尔多斯盆地致密油储层覆压孔渗特征,利用YC-4型覆压孔渗测定仪对鄂尔多斯盆地133块致密油岩心进行了覆压孔渗实验,并利用同步辐射成像技术,分析了3块不同渗透率岩心的微观孔隙结构特征。研究结果表明：(1)相对孔隙度比值和相对渗透率比值与有效覆压有很好的相关关系,随上覆压力的增加,其相对孔隙度比值和相对渗透率比值变化均较大,与传统的认识不同;(2)在油层条件下,其相对孔隙度、渗透率比值以及不可逆渗透率损失与渗透率均具有很好的半对数关系,在油层条件下的孔隙度、渗透率的值与在地面的孔渗差异较大,其影响不可忽略;(3)致密油岩心的渗透率越低,其微观非均质性越强,孔隙连通性越差。     

鄂尔多斯盆地环江地区长8储层成藏特征

鄂尔多斯盆地环江地区长8油藏有较大的勘探潜力,为典型的低孔低渗储层;储层孔隙类型多样,通过岩石学特征、填隙物、孔隙类型等描述,对环江地区延长组长8储层特征及影响因素进行研究。认为该区具有良好的开发前景。为超低渗透油藏的有效开发提供了理论依据。     

裂缝对鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密岩心水驱渗流特征的影响

在分析鄂尔多斯盆地长7天然裂缝和体积压裂人工裂缝特征的基础上,采用等效处理岩心实验法探索裂缝对长7致密岩心水驱渗流特征的影响。实验结果表明:不论是以基质渗流或者以裂缝渗流为主的岩心,油相相对渗透率都呈现出靠椅型相渗曲线特征;同时随着裂缝与基质渗透率级差和驱替压差的增大,与基质渗流为主的岩心相比,裂缝岩心渗透率曲线等渗点左移,油水相渗透率增大,但两相共流区变窄,含水上升加快,残余油饱和度升高。在同一驱替压差下,随着裂缝与基质渗透率级差的增大,致密岩心水驱油具有低含水时间短,见水后含水上升快的特征。随着驱替压差增大,以基质渗流为主的岩心,见水提前,但无水期驱油效率和最终驱油效率都增大;以裂缝渗流为主的岩心,见水提前,无水期驱油效率和最终驱油效率都降低。     

致密油藏动态渗吸实验及主控因素

渗吸作用对于致密油藏的注水开发有着重要作用,目前中外学者在动态渗吸方面开展大量的室内研究,但由于实验模型设计过于理想,不能真实而全面地反映注水驱替过程中储层特征、裂缝及注水参数对动态渗吸的影响规律。针对以上问题,设计制作了二维平板双重介质模型,定量评价了基质渗透率、储层非均质性、层内天然裂缝、人工裂缝、层间非均质性、隔层发育程度及注水速度对渗吸贡献的大小,明确了影响渗吸贡献的主控因素。结果表明,层内天然裂缝和注水速度是影响基质渗吸贡献的主要因素,基质渗透率和人工裂缝影响次之,隔夹层发育程度影响最小,建立了一种适用于双重介质储层的基质-裂缝采出程度贡献估算方法,实现了定量计算并区分基质与裂缝对采收率的贡献率。     

致密砂岩储层特征及控制因素——以鄂尔多斯盆地陕北地区长7和长10储层为例

通过薄片、扫描电镜、X衍射、压汞等实验测试数据,对比研究鄂尔多斯盆地陕北地区上三叠统延长组长7和长10致密砂岩储层的微观结构、物性及主控因素,探讨沉积、成岩作用对储层储集性能的影响。结果表明:(1)长10储层相较于长7储层孔喉更粗,孔喉分选更好,驱替压力更小,储集性能类型更优;(2)长10储层为三角洲平原水下分流河道沉积的中—粗砂岩,分选磨圆较好,杂基含量低,而长7储层为三角洲—湖泊沉积的细砂岩和粉砂岩,分选磨圆较差,杂基含量高,长10的沉积环境利于形成优质储层。研究认为,压实作用、硅质、胶结作用对长7和长10储层的致密化影响最大;绿泥石胶结作用和长石溶蚀作用在一定程度上改善了长7和长10储层物性。同时,长10储层浊沸石溶蚀作用发育,是造成长10、长7储层物性差异较大的关键。     

致密砂岩储层敏感性评价及影响因素分析——以鄂尔多斯盆地盐池地区长8储层为例

以鄂尔多斯盆地盐池地区长8储层为例,利用薄片鉴定、X射线衍射、高压压汞和岩芯流体驱替实验等手段,对储层的敏感性开展定量评价,并深入剖析其影响因素。结果表明,鄂尔多斯盆地盐池地区长8致密砂岩储层的敏感性主要表现为中等偏强水敏、弱-中等偏弱酸敏、弱-中等偏弱碱敏和弱盐敏特征。储层的敏感性特征受黏土矿物成分、岩石矿物学特征、孔隙结构和物性影响,其中黏土矿物的含量和组成是主要影响因素,实际开发过程中应予以高度重视。研究结论可为致密砂岩油藏开发中后期提高采收率提供重要的科学依据。     

鄂尔多斯盆地长7致密油储渗特征及分类评价研究

在前人对鄂尔多斯盆地长7致密油储层特征研究的基础上,为了更好地确定合理致密油开发技术政策,按照全面和简洁的储层分类原则,筛选了有效孔隙度、有效吼道半径、可动油饱和度和启动压力梯度4项关键参数表征长7致密油的储渗特征;通过恒速压汞、启动压力梯度和可动油饱和度测试实验,建立有效孔隙度、有效吼道半径、可动油饱和度和启动压力梯度与储层渗透率的定量关系。依据将含油性评价和渗流能力评价相结合的原则,构建了致密油四元分类系数新方法。依据该方法,将四元分类系数值在1. 6～2. 3的分类为致密油Ⅰ类,在0～1. 6的分类为致密油Ⅱ类,在-3. 0～0的分类为致密油Ⅲ类。结合致密油不同类型水驱极限流动距离,初步形成了致密油Ⅰ类采用五点井网注水开发,致密油Ⅱ类初期采用自然能量开发,后期注水吞吐;致密油Ⅲ类初期采用自然能量开发,后期注气吞吐的3种开发方式。近年来,鄂尔多斯盆地长7致密油主要动用Ⅰ+Ⅱ类,均取得了较好的实施效果。     

鄂尔多斯盆地中西部长10储层水驱油特征及影响因素分析

为进一步探讨鄂尔多斯盆地中西部长10储层超低渗透油藏的水驱油渗流特征,弄清储层渗流机理,为该区域有效开发提供理论指导,以吴起地区为研究对象,利用物性分析、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、可视化微观水驱油实验、岩心多相渗流实验等分析测试手段,分析了研究区长10储层的微观孔喉结构、水驱油渗流特征及影响因素。研究表明,研究区长10储层孔隙类型以粒间孔为主,长石溶孔和沸石溶孔次之,喉道类型以片状及弯片状喉道为主。孔喉结构可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类,不同类别孔隙结构的储层,其水驱油在储层孔道的驱替方式主体为活塞式驱替,非活塞式驱替比较少见;不同类别孔隙结构储层,注入水在孔隙网络中的驱替特征差异较大,Ⅰ类储层的驱替方式主要为均匀状驱替和网状-均匀状驱替,Ⅱ类储层的驱替方式主要为网状驱替,Ⅲ类储层的驱替方式主要为指状驱替和网状-指状驱替。水驱油渗流特征及驱替效率主要受储层物性、孔喉结构和驱替压力、注水倍数等因素影响。研究认为：储层从Ⅰ类至Ⅲ类,储层物性与孔喉结构依次变差,孔隙网络中水驱油方式由均匀状→网状→指状变化,水驱油效率依次降低;该类储层喉道的大小是影响水驱油效率的最重要因素,储层喉道半径越大,驱油效...     

裂缝性致密砂岩油藏渗吸驱油效果影响因素

裂缝性致密砂岩储层物性较差,非均质性强,且发育微裂缝,注水开发效果较差,渗吸驱油作为致密油储层水驱采油的一种主要机理受到越来越多的关注。室内以鄂尔多斯盆地某油田裂缝性致密砂岩储层天然岩心为研究对象,通过自发渗吸实验,评价了原油黏度、注入水矿化度、温度、渗透率、润湿性以及表面活性剂对渗吸驱油效果的影响。结果表明,原油黏度越低,注入水矿化度越低,温度越高,渗透率越大时,渗吸驱油采收率越高;其中润湿性对渗吸采收率的影响最为显著,岩石越亲水,渗吸驱油效果越好;阴离子型表面活性剂ZYL-1能够通过改变岩石表面润湿性和降低油水界面张力来提高渗吸驱油采收率;加入0. 3%ZYL-1后的周期注水最终采收率可以达到45. 6%,远远高于单独水驱时的28. 9%。矿场试验结果表明,注入表面活性剂ZYL-1关井渗吸驱油后,取得了显著的增产效果,说明间歇式周期注水和表面活性剂渗吸驱油相结合的方式能够提高裂缝性致密砂岩油藏的采收率。     

鄂尔多斯盆地志丹地区长9致密油储层特征及控制因素分析

鄂尔多斯盆地延长组下组合普遍发育致密储层,寻找其中相对高孔渗层段是当前延长组致密油勘探开发的重点工作之一。以志丹地区长9油层组致密油储层为例,综合运用测井、岩心测试等资料,借助阴极发光、扫描电镜等手段,对储层岩石学特征、孔隙类型及物性进行了研究。从宏观和微观两方面分析了控制储层物性的因素,在此基础上对储层进行综合分类,并指出了相对高孔渗层段。研究结果表明,长9油层组储层以岩屑砂岩、长石-岩屑砂岩和岩屑-长石砂岩为主;孔隙以粒间孔隙和长石溶孔为主;沉积微相是其发育的宏观控制因素,其中河口坝中上部和水下分流河道中部物性最好;砂岩粒度、盐酸盐岩含量、岩屑含量及长石含量是储层发育的微观控制因素。细-中砂岩储层物性较好;碳酸盐含量小于10%有利于储层物性发育;岩屑含量越高,储层物性越差;长石含量越高,储层物性越好。综合考虑储层发育的多种控制因素,可以将储层分为5种类型,其中粒度较粗、岩屑含量较低、长石含量较高及碳酸盐岩含量小于10%条件的I类和Ⅱ类储层较好,是勘探有利目标区;Ⅲ类储层中等,Ⅳ类储层物性差-致密,Ⅴ类属于致密层。研究成果对延长组致密油勘探开发有一定的借鉴意义。     

裂缝性油藏水驱油渗吸理论及数学模型

以Kazemi在1989年提出的裂缝性油藏水驱油理论模型为研究对象,通过采用合适的差分格式来验证Kazemi模型数值解的正确性,并在此基础上修正完善岩块渗吸项,建立新的拟线性渗流模型,利用特征线法求得解析解,进一步完善裂缝性油藏水驱油理论,结果可更有效地指导该类油藏的开发.     

致密砂岩储层微观孔喉结构及其对渗流特征的影响——以鄂尔多斯盆地周长地区长8储层为例

通过铸体薄片、高压压汞、恒速压汞、X衍射、核磁共振及渗流实验等多种实验手段,分析研究了周长地区长8致密砂岩储层孔喉结构特征及其对渗流特征的影响。结果表明,研究区储层主要发育粒间孔和长石溶孔,孔隙面孔率低;喉道类型以片状-弯曲片状和缩颈式喉道为主;岩石排驱压力低,进汞饱和度高,但退汞效率低,一方面是由于孔喉连通性差,另一方面储层中的黏土矿物也对退汞效率产生了影响。孔喉结构是影响致密砂岩储层渗流特征的主要因素,其中,喉道半径、孔喉比及连通性等决定储层渗流能力的关键。大喉道主要提供储层的渗流能力,而中-小孔喉则对储集能力的贡献更大。     

储层特征与真实砂岩微观模型实验研究——以鄂尔多斯盆地华池地区长3储层为例

目的 探讨鄂尔多斯盆地华池地区长3储层特征.方法 利用真实砂岩微观模型实验对储层进行研究.结果 鄂尔多斯盆地华池地区长3储层为致密型砂岩,真实砂岩微观模型实验直观地显示出鄂尔多斯盆地华池地区长3储层具有很强的微观非均质性.结论 砂岩的成岩作用和孔隙结构是影响鄂尔多斯盆地华池地区长3储层微观非均质性的主要原因.在低渗透砂岩中,溶蚀作用引起砂岩产生强烈的非均质性,而这些砂岩则形成长3储层的高渗带.     

鄂尔多斯盆地致密油藏天然裂缝与人工裂缝特征及开发意义

裂缝特征参数是致密油藏开发方式及井网优化的依据;针对致密油藏体积压裂下如何确定开发方式,通过对矿场测试的人工裂缝、天然裂缝和地应力方向采用高斯函数拟合,研究三者之间优势方向的耦合关系。针对致密油藏体积压裂人工裂缝有效参数的认识,提出以自然能量开发井网为研究对象,依据人工压裂缝控制区域和非控制区域压力变化规律的差异性,通过建立水平井分区渗流模型及拟合水平井生产数据,确定人工裂缝有效缝长;在此基础上,建立典型井精细地质模型及数值模型,对比不同裂缝有效宽度下数值模拟平均单段产量与实际统计单段平均产量,观察水平检查井取芯结果。结果表明:人工裂缝的优势方向与地应力优势方向基本一致;地应力的优势方向与天然裂缝优势方向差异较大的致密油藏,采用准自然能量开发,基本一致或差异小的致密油藏,具有注水补充能量的潜力;人工裂缝平均有效宽度小于等于10 m。     

深水致密砂岩储层特征及成岩相分析——以鄂尔多斯盆地西峰地区长7油层组为例

基于铸体薄片、岩心相、测井相、扫描电镜、高压压汞、物性等资料,结合前人的研究成果,系统研究长7储层特征,对其成岩相进行分析,旨在找出有利成岩相类型,并以此为依据,预测优质储层分布规律.结果表明:①西峰地区长7油层组为湖底扇重力流沉积,沉积类型为砂质碎屑流、浊流、滑塌体、泥质碎屑流,储集砂体以砂质碎屑流与浊流为主,滑塌体...     

致密砂岩油优质储层形成机理--以鄂尔多斯盆地合水地区长7油层组为例

有别于国内外大多数致密油藏呈异常高压的特征,鄂尔多斯延长组长7油层组(简称长7)致密砂岩油呈异常低压的特征。因此,创新致密砂岩油藏的开发地质研究思路和方法是成功开发鄂尔多斯盆地长7致密砂岩油的前提。文中以鄂尔多斯盆地合水地区长7致密砂岩油为例,研究其储层现状特征、致密化成因和优质储层的形成机理,最终认为合水长7砂岩原始组成中的杂基含量高、塑性岩屑发育、火山灰物质丰富是导致储层致密化的内因,强烈的压实作用与泥质胶结作用是导致长7储层致密化的外因,烃源岩演化过程中的有机酸侵入溶解作用和区域构造应力控制下的破裂作用是长7致密砂岩油藏中存在优质储层的成因机制。研究结论为合水长7致密砂岩油的经济有效开发奠定理论基础,其研究思路和方法对于国内外其他致密油储层评价具有一定的借鉴意义。