镇原油田长81油藏储层特征与工艺改造

随着鄂尔多斯盆地镇原油田81油藏规模开发和产建区块西进,储层物性变差,单井试排、试采产量下降明显,为提高单井产量,以提高储层改造体积及改善裂缝导流能力为目标的储层改造势在必行。针对长81油藏储层发育特征,参照华庆油田长6油藏储层工艺改造成果和经验,采用斜井多段压裂、定向射孔和混合水体积压裂等新工艺对储层进行改造和适应性分析,结果表明:实施斜井多段压裂技术单井增产13.69%;实施定向射孔技术单井增产19.09%;实施混合水体积压裂技术单井增产效果最显著,可达242%。已开展的现场试验结果,证明针对储层发育特征实施的储层新工艺改造技术,对提高超低渗透油藏开发效果具有重要意义。     

镇泾油田长6和长8油层组储层特征及伤害因素分析

通过对鄂尔多斯盆地镇泾油田上三叠统延长组长6与长8油层组储层的岩石学特征、孔隙类型、孔隙结构特征、成岩作用及储层物性的研究,结合X-射线衍射分析、扫描电镜和储层敏感性试验结果,分析了长6、长8储层的伤害因素。结果表明,研究区长6、长8砂岩主要为低孔、低渗的中细粒长石砂岩,其孔喉类型为细孔—小喉型。砂岩填隙物中的黏土矿物是造成储层敏感性伤害的主要因素。砂岩的成分成熟度及结构成熟度较低、孔隙喉道细小以及成岩作用中的压实作用和胶结作用都是降低储层的孔隙度和渗透率的因素,也是储层伤害的因素,因此要加以防范。     

微电阻率扫描成像测井技术在镇泾5井区的应用

镇泾5井区是一个新发现的探区,其储层为致密砂岩并伴有裂缝存在,用常规测井对该区块进行地层评价遇到了许多困难;而利用微电阻率扫描成像测井技术能很好地识别储层和有效裂缝,判断裂缝产状,评价裂缝对产能的贡献,识别地应力方向,较好地解决了该井区测井评价问题。     

西峰油田白马区长8油藏地质特征及开发对策

目的对西峰油田白马区长8油藏地质特征制定合适的开发对策,使其得到有效开发。方法采用油藏工程计算、数值模拟、室内化验分析和现场试验确定有效的开发对策。结果合理的井网系统、注水时机和添加剂的采用,使白马区获得了较好的开发效果。结论采用菱形反九点井网实施超前注水开发,并在注入水中添加黏土稳定剂和润湿性反转剂可以改善长8油藏的开发效果。     

西峰油田LM井区长7储层微观孔隙结构特征

采用薄片、扫描电镜、高压压汞等多种技术手段,对西峰油田LM井区长7储层孔隙结构进行系统分析和深入研究,结果表明:长7储层属于特低孔超低渗储层,成岩作用强,次生溶孔较为发育,长石、岩屑及碳酸盐胶结物等易溶矿物的溶蚀是形成次生孔隙的重要原因,中孔及大孔是主要储集空间,细喉及微喉是基本渗流通道,微裂缝极大改善了储层渗流能力.研究区长7储层具有复杂的孔隙结构,微观的孔隙结构特征是造成油井产能差异的重要因素.     

安塞油田高52井区储层保护钻井液研究

针对安塞油田高52井区长10储层黏土含量高、水敏和碱敏性强,现用钻井液体系pH高、滤失量大、对储层伤害较严重的问题,从钻井液材料的选择及钻井液配方优化等方面入手,研制出了针对安塞油田长10储层的低固相"双保型"钻井液体系.室内评价和现场试验结果表明,当膨润土的质量分数为3%,FT-342的质量分数为0.3%,ZNJ-1的质量分数为0.3%,GK-0901的质量分数为2.0%,pH为8.5时,所得钻井液体系API滤失量在7 mL以下,马氏漏斗黏度在45～60 s,塑性黏度在10～20 mPa.s,动切力在5～10 Pa,岩心渗透率恢复率在78%～94%,平均恢复率为85.86%,可有效降低钻井液对储层的损害.     

储层三维模型在彩9区块油藏描述中的应用

储层三维建模是油藏描述的一项基础内容,在油藏开发中后期的油藏描述中应用很广泛,最基本的应用是为油藏数值模拟提供模拟网格.本文探讨了储三维模型在其它方面的应用.以准噶尔盆地彩南油田彩9区块三工河组丰富的动、静态资料为基础,依次建立构造模型、相模型和属性参数模型.结合大量的生产井资料,讨论了三种模型的应用,从构造模型着手分析微型构造起伏对生产的影响,通过相模型研究微相分布对有利区域的控制,从属性参数模型讨论非渗透区的存在对开发的制约,并提出几个有潜力的井区作为下一步的挖潜目标.     

鄂尔多斯盆地城华地区长3油组高分辨率层序地层学分析

运用高分辨率层序地层学的基准面旋回原理,以钻井、测井资料的综合研究为基础,对鄂尔多斯盆地城华地区长3油层组进行高分辨率层序地层学分析,将其划分为超短期、短期和中期3个级次的基准面旋回层序.各级基准面旋回可进一步分为向上"变深"和向上"变浅"非对称型与对称型两大类3种基本层序类型和更多的亚类型.重点论述了超短期基准面旋回层序沉积背景、叠加式样和沉积动力学过程.在研究超短期和短期旋回叠加和分布规律的基础上,总结出短期基准面旋回的分布模式.研究表明自水下分流河道向河口坝中期基准面旋回层序结构稳定的变化规律,与处于三角洲强烈进积期的长3油层组沉积演化特征是一致的.     

鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长4+5储层砂岩成岩作用

根据砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等,研究了甘谷驿油田长4+5油层砂体的岩石学特征、成岩作用.研究表明:该区长4+5储层储集砂体成分主要以长石砂岩为主;储层砂岩的成岩作用处于晚成岩A期,早期的压实作用、多种矿物胶结作用是使物性变差的两个重要成岩作用;而溶蚀作用,特别是长石的溶蚀是使储层物性变好的重要成岩控制因素.     

南梁油田长4+5储层泥质含量计算方法

基于现有的自然伽马、自然电位、电阻率、密度-中子测井泥质含量计算方法,给出不仅适用于高伽马储层,而且对常规低伽马储层亦有较好适用性的泥质含量最小值融合法。利用该法对南梁油田长4+5高、低伽马交互储层的泥质含量进行测井处理与解释,结果表明计算结果与实验室分析化验的泥质含量较为吻合。该法能够较准确地对研究区高、低伽马交互储层泥质含量进行计算的同时,降低了高伽马储层识别的难度,而且对相邻区块高、低伽马交互储层泥质含量计算具有较好的普适性。     

吴定地区延长组长4+5砂岩储层特征研究

目的对鄂尔多斯盆地吴定地区延长组砂岩储层储集物性特征进行研究。方法通过常规物性、岩石及铸体薄片、X射线衍射、扫描电镜、高压压汞等多项测试方法,对鄂尔多斯盆地吴定地区长4+5储层含油砂体的岩石学特征、储集类型、孔隙结构特征、岩心孔隙度和渗透率的相关性进行分析和研究。结果研究区储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩,岩石中原生粒间孔隙较少,主要为次生粒间孔隙、溶蚀粒内孔及铸模孔、填充物内溶孔。压汞分析表明,储层孔隙结构特征变化较大,以微细喉道为主,岩心普遍排驱压力偏高,退汞效率偏低,孔隙度与渗透率间的线性相关性不好,储层为低孔特低渗储层。结论岩屑、云母和填隙物含量较高及抗压实性能不足是导致研究区储层低孔低渗的重要物质原因,储层具有一定的储集性能,但产能大小与有效微裂缝的存在密切相关。机械压实作用是储层孔隙丧失的主要外在因素,压实作用使原始沉积物的孔隙度减少了62%,较高含量的铁方解石使岩石胶结致密并充填在孔隙空间导致岩石进一步致密化,建设性成岩作用对储层物性改善不足。     

川口油田北区长6油层组沉积微相分布及其演化

目的 为使沉积微相分析的精度与可靠性较传统沉积微相研究有明显的提高。方法 运用MATLAB语言编制了软件包，定量研究了长62分流河道微相向长61曲流河道微相演化的过程。结果 对长6沉积微相进行了精细解释，识别出河道微相、天然堤微相、决口扇微相和分流间湾微相。结论 川口油田北区长6油层组沉积微相的形成，代表了一种由三角洲前缘向三角洲平原然后再向曲流河过渡的沉积演化类型。     

安塞油田上三叠统延长组长6油藏储集因素

目的为了更好地勘探安塞油田长6油藏,研究影响石油富集成藏的因素。方法通过岩心观察、薄片观察、扫描电镜及阴极发光、粒度分析,对安塞油田长6油层组岩性特征、沉积相特征及成岩作用进行研究。结果该区长6油层组油砂体累计厚度较大,粒度细,沉积相变快,储层物性纵、横向具有明显的非均质性;影响石油富集成藏的储集因素包括岩石学组分、沉积相、砂体展布、成岩作用及物性等;沉积相是最主要的因素,三角洲前缘水下分流河道砂体是主要的储集体。结论安塞油田下一步勘探重点应在水下分流河道砂体带上寻找次生孔隙发育区。