老油田储层物性参数变化规律研究

以小集油田为例,研究了老油田注水前后,储层孔渗参数变化的不同特征与剩余油的合理开采的关系。在比较小集油田水淹前后取芯井孔隙度与渗透率参数变化的基础上,提出其储层物性参数的空间变化特征有3种类型,即孔隙度与渗透率主频分布变窄型、孔隙度与渗透率向高值收敛增大型和孔隙度与渗透率数值均匀增大型;探讨了沉积韵律、含水特征与3种孔渗参数变化类型的相关关系;根据油田注水后,注入水的冲刷作用对孔渗变化的影响,讨论了油藏物性参数的时间变化特征。研究表明,确定不同的孔渗参数变化类型,并有针对性地设计注采方案,是合理挖潜剩余油的有效途径。     

海上S油田注水开发后期储层物性变化规律及应用

注水开发是提高油田开发效果的主要措施,长期注水对储层物性有较大影响。采用室内实验,测井参数解释及油藏数值模拟方法对渤海S油田的孔隙度、渗透率以及原油的黏度3种主要物性参数进行分析,总结出了注水开发前后储层物性的变化规律。研究认为:经过长期水驱后,油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加,但表现出两种相反的变化趋势:高渗透储层渗透率增加,大孔隙的数量逐渐增多;低渗透储层孔隙度、渗透率减小。储层这两种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重,储层层间矛盾日益突出。油田原油性质表现出黏度增加,胶质和沥青质含量上升等变差的趋势。通过采取分层酸化、分层调剖以及优化注水的措施,油田取得了较好的增油效果。     

低渗透油藏注水开发储层动态特征变化

为了解低渗透油藏长期注水后储层特征的变化及其机理,以马岭油田南二区延9油藏为例,通过室内物理模拟实验法研究注水开发前后储层物性、孔隙特征和渗流特征的变化。研究结果表明:长期注水后,储层渗透率明显增大,孔隙度增加较小,且储层渗透率越高,水洗程度越大,储层物性的增加幅度越大;储层物性的增加主要与水洗后黏土矿物含量的降低有关,其中伊利石和伊蒙混层的相对含量明显降低,高岭石相对含量明显增大;水洗后储层岩石表面油膜脱落,岩石润湿性由亲油性变为亲水性;注入水与储层岩石的相互作用使油水相流动能力增强,两相区范围变宽,水驱油效率提高。可见马岭油田南二区延9油藏注水开发中储层的变化有利于油田的开发。     

文10块开发流体动力地质作用研究

针对文10块沙3中储层的地质特点,采用试验方法对注水开发前后的流体动力地质作用对储层物性影响进行研究。分析了流体动力地质作用对储层岩石组分、储层砂岩粒度、孔喉结构、孔渗物性的影响。研究表明:沉积物呈现出较为显著的粒级缺失现象,经过长期的水驱开发,部分小孔隙转变为大孔隙的趋势较为明显,参与渗流的最小孔喉直径大大提高,孔喉非均质性变强。长期注水开发后,物性好的储层物性更好,物性差的储层则更差,储层物性呈现出两极分化的态势,"马太效应"现象明显。     

注水开发对胜坨油田坨30断块沙二段储层性质的影响

通过岩芯观测、岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜以及压汞资料分析,对坨30断块的储层微观特征和注水开发不同时期储层的岩性、物性和含油性参数的变化进行了全面分析。主要储层的岩性属于长石砂岩,成分成熟度和结构成熟度低—中等;填隙物为黏土和钙质胶结物,微孔隙发育;储层孔隙结构可以划分为特高孔特高渗特粗喉型、高孔高渗粗喉型、高孔中高渗中喉型、中高孔中低渗细喉型4种类型;注水开发一定程度上改善了孔隙结构,使储层的最大孔喉半径增大,孔喉分布集中,孔隙度、渗透率增大,泥质含量减小,粒度中值增大, 其中泥质含量(体积分数)与孔隙度反向线性相关,渗透率与粒度中值呈现正相关。     

中东地区Y油藏微观孔隙结构及渗流特征研究

Y油藏位于中东地区的扎格罗斯盆地,属于中低孔、低渗透碳酸盐岩油藏,受成岩作用影响大、非均质性强,含油层系为上部的S组和下部的F组。S组埋深2 750~3 500 m,岩性主要为层状灰岩;F组埋深4100~4500 m,岩性以厚层状灰岩、生物碎屑灰岩和鲕粒灰岩为主。基于岩心X-CT图像和数字岩心分析方法,开展了识别储层的孔隙、溶孔、裂缝的研究,进行了渗流机理实验研究,分析了Y油藏的渗流特征。用Amott方法研究了储层岩石的润湿性,得到了Y油藏的孔隙结构特征、润湿性、渗透性及孔渗关系等特征。研究得出S组和F组储层储集空间类型具有多样性,且储层内整体上随着孔隙度增大,渗透率也增大;但从整体上看孔、渗之间相关性差,而孔隙型岩样有着较好的孔、渗之间相关性。这些认识对类似油藏的孔隙结构及渗流特征研究,具有一定的借鉴意义。     

剩余油分布规律的精细数值模拟

以胜二区沙二段８单元为研究对象,建立了该开发单元储层物性和原油物性随不同开发阶段变化的数值模型,并此基础上进行了精细油藏数值模拟研究。研究结果表明,渗透率、原油粘度和密度随不同开发阶段的变化对剩余油分布和油田开发效果影响均较大。对注水开发历史较长的油田,在进行精细油藏数值模拟时,应该考虑渗透率和原油物性随时间的变化,从而为进入注水开发的老油田的挖潜上产提供可靠的决策依据,通过对８单元的精细油藏模拟     

注水开发对碎屑岩储层物性影响规律实验研究

针对渤海油田碎屑岩储层长期注水开发导致储层黏土矿物的含量及构成发生变化,进而影响储层的物性及油田开发效果的问题,采用注水模拟实验、岩心观测、扫描电镜、密闭取芯等手段对水驱前后储层孔隙度、孔隙结构、渗透率、岩心电阻增大率的变化进行了研究,并对其变化原因进行了分析。实验结果表明:在油田注水开发过程中孔隙度基本不发生改变。渗透率为(200～400)×10~(-3)μm~2的储层注水后期渗透率呈上升趋势,电阻增大率指数以及饱和指数下降,孔隙结构变化幅度较小。渗透率为(20～100)×10~(-3)μm~2的储层在注水后期渗透率呈下降趋势,电阻增大率指数以及饱和指数上升,孔隙结构变化幅度较大。     

中东碳酸盐岩油藏孔隙结构对驱油效果的影响

中东地区碳酸盐岩油藏与国内碳酸盐岩油藏的孔隙结构差别明显,其储层多以孔隙型结构为主。中东H油田M层碳酸盐岩油藏储层可划分成四种孔隙结构:基质型、基质孔隙型、溶孔孔隙型及孔洞孔隙型,针对四类孔隙结构岩心开展2种水样条件下水驱油模拟实验,研究孔隙结构类型和注入水样对水驱效果的影响。结果表明:储层孔隙结构类型影响岩心水驱油效果,相同条件下,基质型及基质孔隙型岩心水驱含水率上升平缓,孔洞孔隙型岩心含水率上升较快;基质孔隙型岩心相对渗透率曲线的共渗区间最大,水驱采收率最高。改变注入水样,矿化度较低注入水样的驱采收率较高,即注入水的矿化度和离子浓度也会对水驱油效果产生影响。研究结果为碳酸盐岩油藏开发和现场水源选择提供参考。     

珠江口盆地珠江组碳酸盐岩储层质量评价

岩芯观察、薄片鉴定及物性分析等研究表明,珠江口盆地东沙隆起惠州、流花和陆丰3个地区珠江组碳酸盐岩储层质量明显不同。惠州地区珠江组碳酸盐岩在成岩过程中发育多期次的胶结作用,强烈的胶结作用严重阻塞孔隙,面孔率大多小于1%,渗透率以小于1 mD为主,储层质量最差;广泛的不同期次的溶解作用使得流花地区以粒间溶孔、铸模孔、超大孔及晶洞孔等次生孔为主,孔隙度和渗透率值在3个地区中最高,孔渗分布显著正偏,显示良好的孔隙度渗透率关系,对于获得某一特定渗透率所需的较低的截止孔隙度值,储层质量最好;陆丰地区成岩早期发育的胶结作用有利于原生孔隙的保存,后期受到一定的溶解作用改造,但溶解作用远不及流花地区发育,孔隙构成以粒间孔、生物骨架孔、粒内孔等原生孔为主,原生孔相对较差的连通性使其孔隙度虽然与流花地区大致相当,但渗透率却要比流花地区低得多,获得相同渗透率所需要的截止孔隙度比流花地区高,储层质量中等。     

碳酸盐岩油藏储层测井挖掘效应的综合分析

H油田碳酸盐岩油藏由于构造变化大,岩性复杂,在流体识别及流体界面的划分中出现了很多矛盾。对于气体识别,采用补偿中子测井挖掘效应在有些区块有效,而有些区块是无效的,因此,需要对挖掘效应的影响因素进行分析。首先,分析了H油田碳酸盐岩油藏岩性和孔隙结构特征;然后,分析了其中的KA、KB储层孔渗等物性特征;并通过多口井的测井曲线,总结了中子测井和密度测井在气层所形成的挖掘效应响应特征,分析了形成真假挖掘效应的原因;从理论上阐述了密度测井与中子测井的相互关联性,推导了两种测井响应的关联方程,从井眼扩径、孔隙结构、孔渗物性及饱和度等多个角度分析了挖掘效应的因素影响的机理,最后,给出了综合利用挖掘效应判断气层的分析方法,提出了判断真假挖掘效应的几条依据。根据这一方法,较好地完成了H油田K油藏流体识别,可为后续H油田以及类似的碳酸盐岩复杂油气藏准确识别流体类型提供借鉴。     

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。     

扶余油田注水开发过程中储层孔隙结构变化特征

研究油田注水开发过程中储层孔隙结构及演化特征,对于制定剩余油开发方案意义重大。利用不同含水期密闭取心井的薄片、扫描电镜、压汞及物性等分析化验资料,在翔实分析储层孔隙结构特征的基础上,利用统计分析手段查明了该油田注水开发过程中储层孔隙结构演化特征。研究结果表明,扶余油田储层孔隙类型主要为粒间孔与粒间溶孔,胶结物主要为泥质;由于注入水的冲刷影响,致使孔隙中的粘土矿物分散及漂移,进而导致胶结类型由中低含水期孔隙-接触式转变为高含水期的孔隙式;注水开发对孔隙半径均值和中值的影响较小;最大、平均孔隙半径相同的情况下,渗透性随着水淹程度加大,渗透率增大,而孔隙半径中值、孔隙半径均值变化较小。     

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。     

应力敏感油藏压裂井产量动态规律研究

基于广义达西定律及流固耦合理论建立了渗透率各向异性疏松砂岩脱砂压裂人工裂缝-油藏系统流固耦合模型,模拟分析了压裂造缝及降压生产流固耦合作用对储层应力、孔渗特性及生产动态的影响．研究表明：脱砂压裂造缝对储层物性影响主要体现在近井眼10m以内,且造缝宽度越大影响越显著,远离井眼及人工裂缝后,储层物性变化明显放缓;开井初期,储层孔渗参数变化显著,随生产时间增加,储层孔渗参数趋于稳定,仅随空间位置而变化;在压裂造缝及降压生产流固耦合作用综合影响下,近裂缝储层弹性模量显著增加,储层孔渗参数显著降低,压裂井产量明显低于常规渗流模型预测结果．对应力敏感性较强储层进行生产动态分析时,必须充分考虑流固耦合作用影响．     

蟠龙探区长2砂岩储层物性的控制因素

查明低孔、低渗砂岩储层非均质性的原因,对该类油藏的研究、勘探和开发具有重要的理论和实际意义。对蟠龙探区上三叠统长2砂岩进行了沉积相、砂岩岩石学和成岩作用及储层物性演化影响等研究,结果表明:其物性受沉积相、裂缝发育程度与规模、砂岩碎屑成分及成岩作用的控制,辫状河河心砂坝中细-细砂岩具有较高的孔隙度(平均13.5％)和渗透率(平均16.656×10-3μm2),曲流河天然堤粉细砂岩和细砂岩的孔隙度(平均11.2％)和渗透率(平均7.085×10-3μm2)较低;埋藏压实作用是导致砂岩孔隙丧失的主要原因,使平均孔隙度丧失23.3％,胶结作用使平均孔隙度丧失6.4 ％,碳酸盐是砂岩孔隙度丧失的主要胶结物;次生溶解作用是物性得到改善的重要途径;裂缝(平均1.8％)对砂岩渗透率的提高起了重要贡献。认为裂缝是导致砂岩储层非均质性较强和影响油田注水开发效果的主要因素之一。     

低渗透油藏动态渗吸机理实验研究及数字岩心模拟

在低渗油藏的开发过程中,渗吸作用对于产量提升起到重要作用.传统的岩心渗流实验难以从微观的角度较为清晰地描述岩石物性、孔喉分布、岩石组分构成等特征.利用数字岩心技术建立孔隙网络模型,对真实岩心孔隙结构进行渗吸模拟分析具有重要意义.对松辽盆地某区域岩心样品通过综合微计算机断层扫描技术(micro computed tomography,Micro-CT)、数字岩心分析技术,实现低渗储层数字岩心渗吸过程的模拟,与实验室岩心自发渗吸实验对照,结果表明,利用数字岩心技术模拟得到的孔隙度、渗透率参数与实验室测量结果相差较小,提取的孔隙网络模型与真实岩心误差较小,从而可以保证数字岩心得到的两相渗流模拟结果具有较高的可信度,为油藏渗吸作用的机理研究提供了新的思路,对指导实际油藏开发具有重要意义.     

剩余油分布规律的精细数值模拟

以胜二区沙二段８ 单元为研究对象,建立了该开发单元储层物性和原油物性随不同开发阶段变化的数值模型,并在此基础上进行了精细油藏数值模拟研究。研究结果表明,渗透率、原油粘度和密度随不同开发阶段的变化对剩余油分布和油田开发效果影响均较大。对注水开发历史较长的油田,在进行精细油藏数值模拟时,应该考虑渗透率和原油物性随时间的变化,从而为进入注水开发的老油田的挖潜上产提供可靠的决策依据。通过对８单元的精细油藏模拟,掌握了目前该单元的剩余油分布规律和水淹状况,并成功地指导了该单元开发调整方案的设计和实施     

水驱砂岩油藏储层物性时变规律分析方法综述

油田水驱开发以来,受注入水影响,储层物性变化较大。砂岩油藏具有非均质性强,黏土含量高等特点,经过多年注水冲刷以及开采后期油水重力分异作用影响,储层易形成局部优势渗流通道,地下渗流场发生很大变化,进而影响油藏开发后期油水运动和剩余油分布规律。依据初始储层物性参数已不能有效指导开发后期工作。为全面了解水驱油田储层物性变化研究方法及应用情况,寻找适合不同油田开发后期适用性技术方法,本文进行了大量调研,认为通过采用取心资料分析、驱替实验、孔隙网络模型、孔喉结构分形表征等方法,可从微观角度对孔喉特征参数进行描述,是研究储层微观物性变化的重要手段;而借助密闭取心、水驱油实验、数值模拟技术可定量表征储层参数变化,是研究储层宏观参数变化的重要手段。通过总结砂岩储层时变分析各方法的优势及存在问题,以期在实际应用中采用合理方法研究储层参数时变规律,精准刻画不同流动单元内物性参数变化,建立动态地质模型,精确模拟开发中后期油田剩余油分布,为油田开发调整提供可靠依据。     

高30断块沙二段储层岩石及物性特征研究

储层岩石及物性特征是影响油田开发的重要因素 .通过岩心物性分析、X -衍射分析、岩心流动实验、岩石薄片鉴定和铸体薄片孔隙结构鉴定、毛管压力曲线测定等手段 ,对高 3 0断块沙二段储层的岩石学特征、储层物性特征、储集空间特征、孔隙结构参数及孔喉分布特征以及储层非均质性特征进行了全面深入的研究 .研究结果表明 :该断块主要由河道沉积的细砂岩—极细砂岩组成 ,从平面分布看 ,构造中部物性较好 ,西南部次之 ,北东部较差 ,这与生产状况吻合 ;该区砂体的主要储集空间是次生孔隙 ,粒间溶孔是主要孔隙类型 ,约占总孔隙度的 70 %～ 80 %,其次是填隙物内溶孔 ,约占总孔隙度的 2 0 %～ 2 5 %,粒内溶孔及铸模孔所占比例较小 ,占总孔隙度的 1 %～ 5 %;孔隙结构类型为中孔—中喉型和中孔—细喉型 ,该区油藏渗透率低 ,宏观及微观非均质性严重 .根据类似油藏的开发经验 ,中低含水期只能采出可采储量的三分之一左右 ,高含水期将是该断块注水开发的一个重要阶段