塔巴庙上古生界碎屑岩储层非均质性及控制因素

储层非均质性是沉积、成岩和构造因素共同作用的结果.通过对鄂尔多斯盆地塔巴庙上古生界碎屑岩储层层内非均质性及微观非均质性的研究,认为储层的层内非均质性主要受控于沉积作用,沉积构造和沉积韵律决定了储层层内非均质性,而储层的微观非均质性主要受控于成岩作用,压实作用和溶蚀作用的不均衡性是影响储层微观非均质性的主要因素.通过对储层非均质性及控制因素的分析,为研究储层内天然气的分布规律提供了地质基础,并有利于指导后期的天然气勘探和开发工作.     

鄂尔多斯盆地合水地区长8储层微观非均质性的试验分析

通过真实砂岩微观孔隙模型试验,对鄂尔多斯盆地合水地区长8储层的微观非均质性进行研究.结果表明:研究区长8储层的微观非均质性很强,且存在储层物性越好其微观非均质性越强的特点;沉积微相和溶蚀作用是影响微观非均质性的主要因素;微观非均质性是影响水驱油效果和剩余油分布的内因;在充分研究合水地区长8储层4种主要孔隙类型的基础上,建议相应地针对原生粒间孔隙和溶蚀孔隙型、微裂缝型、自生矿物晶间微孔隙型制定3类注水开发方案.     

蟠龙油田F110井区延长组储层微观非均质性模拟

通过真实砂岩微观孔隙模型实验.对储层内油、水两相流体的微观渗流机理进行模拟,以求更深层次地了解研究区延长组砂岩储层的微观非均质性及其对剩余油分布的影响.分析认为,研究区延长组储层的微观非均质性很强,且存在储层物性越好,其微观非均质性越强的特点,成岩作用和孔隙结构是影响微观非均质性的主要因素.实验表明,微观非均质性是影响水驱油效果和剩余油形成的内因.在充分认识研究区延长组砂岩储层4种主要孔隙类型的基础上,根据实验结果,建议相应地制定3类注水开发方案,剩余原生粒间孔隙型和次生溶蚀孔隙型归为一类,微裂缝型一类,自生矿物晶间微孔隙型一类.     

白豹地区长3储层微观非均质性的实验研究

目的 探讨鄂尔多斯盆地白豹地区长3储层的微观非均质性特征.方法 通过真实砂岩微观模型实验对储层进行研究.结果 白豹地区长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本区长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.     

高尚堡油田沙河街组三段Es_3~(2+3)亚段储层非均质性研究

利用测井多井评价资料求取的储层参数,结合岩心分析资料,对高尚堡油田主体开发区Es32+3亚段储层的微观、层内、层间、平面非均质性进行了多角度的研究;分析了影响储层非均质性的主要因素以及储层非均质性对注水开发的影响.研究结果表明:本区整体上属强非均质性储层,其储层非均质性受沉积环境、成岩作用和构造运动控制,是影响注水开发效果的主要因素.     

鄂尔多斯盆地英旺油田长8储层非均质性研究

通过岩心分析、压汞试验等方法研究了英旺油田延长组长8储层的非均质特征,认为本区长8储层的层内、层间和平面非均质性及微观非均质性均比较强,其变化规律主要受沉积相带的控制,层内非均质性主要受沉积韵律和层内夹层影响,层间非均质性取决于层间隔层展布和储层性质变化,平面非均质性与砂体形态及接触关系密切相关.     

微观非均质储层注水开发室内模拟及监测方法

储层微观非均质性普遍存在且影响着渗流特征。为了直观有效地表征和模拟储层微观非均质特征及其对水驱开发效果的影响,室内条件下研制了具有微观非均质特征的可视化填砂模型和砂岩岩心模型。分别采用录像观察和饱和度测试的方法,实验模拟并监测水驱开发动态,分析渗流特征及残余油的形成与分布,明确储层微观非均质性对注水开发效果的影响。两种模型实验结果表明:局部低渗形成的微观非均质性易使油水前缘不稳定,指进明显,出口见水较快,驱油效率较低;注水开发后微观非均质储层残余油主要分散分布在局部低渗部位以及低渗部位之间的水动力滞留带;通过录像方法能直观定性地跟踪水驱开发动态,而采用饱和度测试分析可以定量表征油水变化情况,两者相结合可以较全面分析微观非均质对渗流特征及水驱开发效果的影响。     

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.     

基于测井资料定量表征页岩储层非均质性

为了解决页岩储层非均质性影响因素多以及难以综合定量表征页岩储层非均质性的问题,基于洛伦兹曲线理论计算页岩宏观非均质性的总有机碳含量、微观非均质性的矿物组分和有效孔隙度以及岩石力学参数非均质性的杨氏模量和泊松比等影响因素的洛伦兹系数,结合运用层次分析法确定影响因素权重,建立综合定量表征页岩储层非均质性方法。研究表明:该方法表征结果与预测布缝方式和压裂施工曲线吻合较好。该方法为页岩储层非均质性表征提供了一种思路,同时对威远地区压前预测和压后评价具有一定参考价值。     

低渗透超前注水储层油水分布

通过压汞实验、CT孔隙扫描实验分析了储层的微观孔隙结构特征,应用岩心实验、微观模型实验研究了超前注水过程中油水分布特征。通过研究得出,三塘湖储层的微观非均质性较强,超前注水会使储层的油水分布发生明显变化。随着超前注水压力和超前注水时间的增加,储层非均质性变强,注入水沿渗透率较高的层位窜流,产生微观指进现象,导致超前注水生产后油井含水率上升快。因此,在非均质性较强的低压、低渗油藏超前注水过程中,应合理优化超前注水压力与加压时间,减少注入水窜的发生。     

杏北区长6储层非均质性对含油性分布的影响

目的 评价安塞油田杏北区长6储层的宏观、微观非均质性,分析各类非均质性对含油分布的控制作用.方法 在储层沉积微相研究的基础上,综合运用岩心观察、薄片分析、压汞等各类测试、测井资料进行研究.结果 研究区储层砂体的平面连续性及物性状况是控制储层含油性的重要因素;储层在纵向上粒度韵律性、渗透率非均质对含油性在纵向上分布起到一定的控制作用:粒度较粗、物性较好的部位往往含油性较好;隔夹层越薄,分布范围越小,油气越容易发生垂向运移,对油气在纵向上的分布也起重要影响;储层孔隙结构的微观非均质性控制着油气进入储层的饱满程度.结论 研究区长6储层非均质性主要通过砂体平面展布、层内岩性和物性差异以及隔层分布等因素影响储层含油性分布.对该研究区储层非均质性与合油性分布关系的系统研究,对于评价油藏、预测有利含油区带并制定合理的开发方案有指导意义.     

克拉玛依油田七西区三叠系下克拉玛依组储层微观非均质性定量评价

克拉玛依油田七西区克下组油藏开发面临单井产量衰减快、含水高,水驱开发效果差,剩余油分布规律不明确,需要加强目的储层微观非均质性评价。利用岩心观察、薄片分析等研究手段,对储层岩石学及储集特征进行分析;以压汞实验分析为基础,利用“主要流动空间”和“分形维数”分别从“量”和“形”的角度关注目的储层孔隙结构非均质性程度,对储层微观非均质性进行定量表征。结果表明：克下组储层岩性以砂砾岩为主,储集空间类型多样,以剩余粒间孔为主,储层以低孔特低渗为主。“主要流动空间”反映渗流能力贡献率为95%的主要流动空间仅占整体储集空间的不到三分之一;受微裂缝影响,“分形维数”分布于2.6～2.7的样品孔隙结构相对较好,整体反映出储层孔隙结构非均质性很强,最终主要利用上述两个参数对储层微观非均质性进行合理评价,为后续高效开发提供地质依据。     

孤岛油田储层微观结构特征及其影响因素

在岩石薄片,铸体薄片,扫描电镜和压汞资料分析的基础上,对孤岛油田储层微观结构进行全面研究,将馆上段储层的孔隙结构分为4种类型,研究表明：馆上段储层以II,III类孔结构为主,微观非均质性严重,沉积环境和成岩作用是影响体育场支微观结构的主要地质因素,长期注水开发在一定程度上改善了储层微观结构,认为孔隙结构的非均质性是影响孤油效率的主要因素。     

濮城油田东区非均质地质的开发与调整措施

以濮城油田东区沙二下储层的沉积相、沉积微相和储层物性解释模型为基础 ,从微观、层内、层间、平面非均质四方面建立了储层分布与储层非均质性三维地质模型 ,并对开发生产调整措施的有效实施提出了建议。由于以上四方面的非均质性总体中等偏强 ,沉积微相的垂向分布、平面展布大小及砂体储油物性的平面变化对非均质性的控制极为明显 ,所以对于不同的沉积微相所对应剩余油量情况采用不同开采方式。对于层间非均质性大的层系 ,可采用有效封堵技术 ,或调整注采压力系统。对平面非均质性大的层系 ,在采用周期性注水或转向注水时对砂体的连续性考虑十分重要     

塔河油田1区下油组储层非均质性研究

储层非均质性时油气田的勘探和开发效果影响很大。本文基于裘亦楠有关储层非均质性的概念,从储层平面非均质性、层间非均质性、层内非均质性分别对塔河1区三叠系下油组储层非均质性进行研究。     

鄂尔多斯盆地南212井区长4+52储层的非均质性

南泥湾油田延长组长4+5油层组砂体厚度,分布规模在纵、横向变化较大,不同小层储层孔隙结构、物性差异明显,导致储层非均质性强,增大了剩余油分布预测的难度。为了深入研究储层非均质性,高效开发储层剩余油,通过岩心观察、铸体薄片鉴定、物性测试实验及扫描电镜分析,对南212井区长4+5²储层的长4+5^2-1和长4+5^2-2这2个小层非均质性进行详细研究。结果表明：长4+5^2-1小层的层间非均质性强于长4+5^2-2,其平面非均质性弱于长4+5^2-2,两个小层的层内非均质性整体差异不大,而长4+5^2-1的微观非均质性强于长4+5^2-2。     

泥页岩储集空间微观非均质性定量评价

泥页岩储层空间非均质性直接影响到页岩油气的赋存方式、富集能力,甚至流动方式,是页岩油气储层评价的重要内容之一.针对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷泥页岩样品,利用X-ray CT三维重构、切割技术建立大量数字岩心模型,定性-定量评价泥页岩储集空间孔裂-隙发育特征(形态、大小、孔隙度、比表面积等),研究储集空间微观非均质性.结果表明:(1)不同储集空间发育不同的孔隙类型,具有不同的非均质性;(2)孔隙、裂隙发育的页岩(样品Y556),具有最强的微观非均质性,而对于孔隙发育的页岩(样品F41),微观非均质性最弱;(3)随储集空间非均性的增强,孔隙表面积与孔隙度的线性关系和分层性越来越弱,及至消失.     

孤岛油田储层微观结构特征及其对驱油效率的影响

利用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜和压汞资料 ,对孤岛油田馆上段储层微观结构进行了全面研究。馆上段的孔隙结构可以分为 4种类型 ,以Ⅱ ,Ⅲ类孔隙结构为主 ,微观非均质性严重。沉积环境和成岩作用是影响储层微观结构的主要地质因素 ,经过长期注水开发 ,在一定程度上改善了储层微观结构。储层孔喉分布和孔隙结构的非均质性是影响孤岛油田驱油效率的主要因素之一 ,岩石润湿性的分布不均匀是影响驱油效率的另一重要因素。     

东营凹陷史家地区沙三段低渗透储层微观特征

对东营凹陷史家地区沙三段低渗透储层的岩石成分、物性、成岩作用、孔隙结构以及粘土矿物的潜在敏感性特征进行了研究,揭示了储层的微观非均质性。研究表明,储层成岩作用强,成岩阶段为晚成岩Ａ期;储层孔隙类型以次生为主,孔隙结构以大孔较细喉为主。储层微观非均质性强,粘土含量高,并多以晶体较大的自生矿物形式充填在孔隙中,在油田开发中应注意潜在的水敏性和速敏性。     

卫城81断块沙四段沉积微相与储层非均质性

储层非均质性既受古地理背景、地层格架、沉积相带、断裂作用的宏观控制,也受岩石类型（岩相）、成岩作用、空隙结构等微观性质的影响。首先应用扬沉作用及优势相编图法的原理编制出东濮凹陷卫城81断块沙四段各编图单元的沉积微相图,研究储层的宏观非均质性;然后利用测井资料二次解释的孔隙度、渗透率及含油饱和度等资料,对研究地区目的层段的储层非均质性进行定量或半定量研究,认为沙四段层内非均质性严重,层间非均质性较强,平面非均质性较强;最后,改进研究区断裂体系分布图及注采单元分布图,为油田开发方案编制及调整提供科学依据。