致密砂岩气储层岩石相非均质性表征——以鄂尔多斯盆地东南部上古生界山西组1段为例

致密砂岩气储层物性非均质性强,储层在致密条件下的有效性及优质储层存在形式,一直是致密砂岩气研究关注的重点地质问题。以鄂尔多斯盆地东南部上古生界山西组1段为研究对象,通过对储层的含气砂岩储层矿物学、物性及孔隙与孔隙结构特征进行分析,将山西组1段含气砂岩储层划分为3个岩石相,包括富石英砂岩、富塑性岩屑砂岩及钙质致密胶结砂岩。富石英砂岩孔隙度5%,渗透率0.1mD,发育长石和岩屑溶蚀孔隙和高岭石微孔隙,喉道包括中细-微细喉道和微喉道,属有效储集岩石。后两者孔隙度5%,渗透率0.1mD,不发育薄片孔隙,喉道为微喉道,属非储集岩石相。在"相控建模"理念的指导下,利用Petrel软件,以沉积微相为约束,采用序贯指示方法建立储层岩石相非均质性模型。储层地质模型的建立为深入理解有效储层岩石分布规律具有重要的意义。     

长庆油田三叠系长6段油藏产量递减分析

长庆油田三叠系油藏主要属于特低渗透油藏,油层物性差,孔隙度小,渗透率低,有效砂体连通性差。油井投产之后,地层压力下降很快,产量递减大,油田开发效果不理想。针对目前理论在实际油藏应用中的不足之处,本文结合长庆三叠系油藏的具体地质及渗流特征情况,在传统产量预测方法的基础上,采用全新的研究思路,将产量递减或者产量变化量作为研究目标,结合长庆三叠系油藏的具体情况,以含水率、投产时间以及其他产量影响因素作为状态参数,研究这些状态参数与目标函数之间的内在联系进而分析产量递减规律,并以此形成适用于长庆三叠油藏的产能动态预测理论方法。     

曙光油田杜813块综合防砂措施研究与效果分析

曙光油田杜813块为疏松砂岩超稠油油藏,油井出砂较为严重。本文在研究出砂原因的基础上,采用人工井壁防砂、治砂的技术对策。现场实施表明:人工井壁防砂技术在杜813块具有很强的适应性,有效的解决油藏出砂问题,对同类油藏开发具有借鉴作用。     

裂缝贯穿程度对致密砂岩应力敏感性影响研究

致密砂岩气藏开采过程中,裂缝贯穿程度直接影响储层渗透率和流体渗流规律,从而影响产量的高低。为了研究裂缝贯穿程度对致密砂岩应力敏感性的影响规律,使用安鹏深层储层岩心,以陶粒为支撑剂,进行了应力敏感实验。结果表明:随着围压上升,裂缝未贯穿岩心渗透率变化幅度最小,孔隙型岩心次之,裂缝贯穿岩心渗透率变化最大;孔隙型岩心临界压力较小,而裂缝贯穿岩心较大;孔隙型岩心和裂缝贯穿岩心应力敏感损害率较高,且裂缝贯穿岩心加砂后不可逆应力敏感损害率明显高于孔隙型岩心的损害率;而未贯穿岩心无论是否加砂,其应力敏感损害率均较小。因此在生产过程中,根据储层裂缝贯穿程度,确定合理的应力波动范围,以避免应力敏感损害储层渗透率。同时,应考虑应力对填砂裂缝渗透率的损害。     

利用指示克里金模拟重力流砂岩相展布

岩相展布对于油气藏模拟是十分重要的。岩相类型直接影响了孔隙度和渗透率值,最终也间接影响了油气运移和成藏过程。结合沉积和地质认识、取芯资料和测井曲线资料,得到本次研究所用30口井的数据集。指示克里金可以应用于离散变量,无须数据的正态分布,设置的门槛值限定了相应的孔隙度值在门槛值范围内,可以较好识别出不同孔隙度值和其概率分布,最终得到砂体展布特征,并且符合前人对重力流砂岩沉积相展布特征的研究。     

低渗透砂岩油藏特征及其发展趋势

低渗透砂岩油藏属于典型的非常规油藏,已成为国内外研究的热点问题,将在未来油气资源发展中占有重要地位。作者在阅读大量文献资料基础上,在低渗透砂岩油藏的内涵和特征方面对比了其与常规储层的差异,并总结了其发展的趋势,并找出其存在的问题。     

府谷-保德地区山西组储层特征及物性主控因素

针对鄂尔多斯盆地东部山西组储层非均质性强,储层特征及物性主控因素不明确的特点,综合利用薄片分析、阴极发光、扫描电镜及高压压汞等分析测试手段,并结合沉积相的研究成果,在明确山西组储层特征的基础上,利用SPSS多元回归方法定量表征沉积作用和成岩作用对储层物性的影响并建立回归模型。结果表明,山西组岩石类型为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩,砂岩分选好-较好,成分成熟度高,为低孔-特低孔、低渗-特低渗储层。山西组致密砂岩储层受到沉积作用和成岩作用的共同控制。压实作用是储层物性变差的重要因素,平均压实减孔率为82.53%;胶结物以钙质和硅质胶结为主,平均相对体积分数为3.32%,对储层的物性影响有限;溶蚀作用较弱,孔隙类型以原生粒间孔隙为主,占总孔隙的73.21%。回归模型表明,标准偏差、轻矿指数、杂基相对体积分数及溶蚀作用对储层物性影响较大,平均粒径及胶结作用对储层物性影响较小;最有利的储层沉积微相为边滩,分流河道储层物性最差。     

惠民凹陷商河油田商三区沙三上亚段辫状沟道储层构型剖析

商河油田经过四十多年的勘探开发,目前已处于高含水开发阶段,地下油水关系极为复杂。为进一步理清地下油水分布规律,提高采收率,在对研究区地层精细划分对比的基础上,充分利用测井及岩心资料,对研究区辫状沟道储层进行构型研究,将辫状沟道储层构型界面共划分为5级,其中五级界面为洪泛泥岩,四级界面为沟道砂体沉积间断面,三级界面主要为物性差异沉积。研究认为,区内辫状沟道侧向识别标准共有3种,分别为沟道砂体顶面高程差异、侧向微相变化和侧向边界泥岩层。通过对研究区辫状沟道厚度、宽度和长度进行统计分析,建立了辫状沟道定量预测模型;通过对区内孔隙度和渗透率的分析,发现两者具有较好的指数关系;通过对研究区二、三砂组孔渗关系及宽厚、长厚比的关系研究,发现砂体较厚的小层其平均长度、平均宽度也较大,在物性特征方面,二砂组物性好于三砂组,但差异性不明显,在整体上依然属于中孔低渗储层;通过对小层构型的期次的划分,发现每小层砂体一般由1～2期砂体叠置而成,根据不同期次差异性可以分析出该小层沉积时期的分布范围和物源变化趋势。     

三角形截面的相对渗透率计算公式

相对渗透率是岩石一流体相互作用的动态特征参数,也是油藏开发计算中最重要的参数之一。关于相对渗透率的计算公式很多,但是到目前为止,并没有形成统一的相对渗透率的计算公式。本文,笔者通过三角形模型,结合Burdine公式,推导出了一种截面为三角形的相对渗透率公式。在三角形模型中,形状因子能够描述残余油、水饱和度的变化,而通过三角形模型相对渗透率公式,可以直观地反映流体饱和度以及形状因子对相对渗透率的影响。     

银额盆地天草凹陷下白垩统储层特征及影响

天草凹陷下白垩统储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主,岩屑含量高,长石次之,石英含量最低,成分成熟度和结构成熟度低,胶结物主要为方解石,次为泥质.储层的孔隙类型有粒间充填剩余孔、次生孔隙、晶间微孔及微裂缝,以次生孔隙为主.孔隙度集中在3%～15%内,渗透率以小于1×10-3 μm2为主,属于低孔特低渗储层,孔隙和喉道的配置关系较差,喉道较细,产出能力较低,但在局部层段发育孔隙结构较好的中高渗储层.沉积相、碎屑组成、压实作用、碳酸盐胶结作用以及方解石、长石和岩屑等的溶蚀对储层性能有重要影响.     

库车地区侏罗系致密储层成岩特征研究

为了揭示库车坳陷储层物性特征及成岩作用对储层物性尤其是孔隙度的影响,寻找有利储层,以库车坳陷YN4井下侏罗统阿合组和阳霞组地层为主要研究对象,充分利用其岩心和薄片等资料,主要研究了储层的岩石学特征、成岩作用类型、成岩演化阶段、成岩作用对孔隙度的影响和储层物性特征。结果表明:阿合组和阳霞组地层的主要岩性为岩屑砂岩,成分成熟度低;阿合组和阳霞组内储层均属于中成岩A期;侏罗统地层中阳霞组为致密储层,阿合组储层的孔渗性明显好于阳霞组。     

基于地质成因的砂岩储层微观孔隙结构分形特征分析

为查明储层微观特征与地质成因之间的联系,利用压汞、扫描电镜、铸体薄片、孔渗分析等资料,研究了松辽盆地大庆长垣不同渗透性砂岩储层的微观分形特征,并结合储层岩石学、成岩作用、次生孔隙的发育情况等分析了地质成因.研究表明:微观孔隙分形维数随储层渗透率降低而增大,反映孔隙复杂程度增加;中高渗储层孔隙分布在分形特征方面表现为二段式,大小孔喉分维数差异较大;低渗储层分形特征表现为一段式.从沉积过程看,储层物性越好,形成的大孔和小孔复杂程度差异越大,且大孔复杂程度高于小孔.从成岩过程看,大孔喉以溶蚀作用为主,小孔喉的胶结作用、压实作用均较强.高渗储层受沉积作用影响大,分形维数较小;低渗储层受成岩作用影响大,分形维数较大.该研究从成因上解释了不同渗透性储层微观特征的差异,对利用分形特征恢复地质信息具有一定指导意义.     

井网加密及注聚时机优化研究

非均质砂岩油田由于渗透率低,层间渗透性差异大等,致使水驱采收率低。为提高油田采收率,提出井网加密和聚合物驱结合的方法。井网加密及注聚时机对措施效果影响较大,通过Eclipse油藏数值模拟软件对井网加密及注聚时机进行优化研究;在不同措施时机、不同措施间隔时间,对同时加密聚驱、先加密后聚驱、先聚驱后加密等方案进行优化。结果表明,先加密后聚驱,加密时机为含水50%,措施间隔时间为6个月时开采效果最佳。     

磁共振测井仪的发展

<正>核磁共振测井是用于裸眼井中的非破坏性的测井新技术,它对底层内孔隙介质中的流体信号作出响应,同时提供自由流体指数、孔隙度、渗透率、束缚水饱和度等参数,简化了测井解释[1].1核磁共振测井仪(NMT)NMT是在地磁场H e中测量氢核质子的自旋.氢核质子沿地碰场eH的方向排列,沿与地磁场片H e垂直的方向加一直流极化场片H p,     

塔里木盆地塔中地区志留系柯坪塔格组储层特征研究

为揭示塔中志留系柯坪塔格组下沥青砂岩段碎屑岩油气储层成岩作用特征及其对储层物性的影响,寻找有利的储层发育区,应用测井、录井、岩心、薄片等资料,对储层的岩石学特征、成岩作用、孔隙特征和物性特征进行了研究。结果表明:储层岩性主要为岩屑净砂岩和亚岩屑砂岩,长石以钾长石为主,岩屑主要为变质岩岩屑和岩浆岩岩屑。胶结物主要为碳酸盐胶结物和硅质胶结物。碳酸盐胶结物以方解石为主,具有连晶状、颗粒状、灰泥状等分布类型;硅质胶结物主要以石英次生加大的形成存在。储层整体为特低孔特低渗储层。储层物性好坏受到碎屑颗粒成分、粒度和成岩作用等因素的影响。     

基于核磁共振技术的致密砂岩气运移特征研究

为了认清致密砂岩气运移特征,选取人工岩心以及川西地区须四段致密储层岩心样品,利用核磁共振在线测试平台,建立一套适用于气体驱替实验的核磁共振研究方法,并开展致密砂岩内气体运移模拟实验。实验结果显示:当充注压力大于临界注入压力时才能发生气体的充注,且临界注入压力随渗透率的减小而成指数倍数增加。致密岩心中气体仍以较大孔隙为主要的运移路径,当渗透率降低至0.1×10~(-3)μm~2以下时,注入压力较大,气体优势运移的现象不十分明显,部分小孔隙中也发生气体运移,近于表现为"弥漫式"或"活塞式"的运移路径特征。在持续低速供气的条件下最终含气饱和度与ΔP/K成正比。     

油藏数值模拟在河流相整装油藏中的应用

【目的】利用油藏数值模拟技术计算并模拟油藏开发历程中的动态变化,通过网格内的流体流动状态及数值的计算来预测不同预案下的开发状况,以预测在不同开采方案下的油气生产情况。【方法】针对河流相整装油藏类型,采取有针对性的参数调整方法并建立动态模型,以精细油藏描述成果及三维油藏模型为基础,以油田投产以来区块全部油水井动态资料为依据进行研究。【结果】对东营坳陷东部区块开展数值模拟,并对历史动态进行精准拟合,整体含水拟合率从85.3%提升至92.7%;总结了本区块剩余油分布规律,提出4个有利开发区,增加可采储量12.3万t。【结论】油藏数值模拟方案通过对区块整体和单井的拟合,以及数据精准描述地层开发过程及储层动态变化,找到剩余油的分布位置,为制定合理的开发调整方案提供可信的科学依据。     

滨南油田滨660块开发技术研究

滨南油田滨660块属于裂缝性低渗透油藏,该区主力含油层系为沙三中四砂组,砂三中四砂组具有构造简单,储层发育,油层分布广,单层厚度较大,油层物性差,裂缝发育等特点,近几年产量呈现下降趋势。针对该块中高含水期剩余油分布零散、调配难度大等问题,研究适合该油层的开发技术:通过启动压力的测定,以应力场和裂缝的研究为核心,建立裂缝型双重介质油藏数模模型,从而揭示水淹规律及剩余油分布规律;在地质模型建立的基础上,加强油藏工程研究,综合应用多种油藏工程方法,对井网、井距、压裂缝长、注水时机等参数进行优化,最终确定采用早期注水开发,油井井距350m,注采井距250m,开发井网初期九点法,后调整为五点法的开发方案;根据该区特点,参考现代先进工艺技术,研究合理的配套工艺技术。通过方案的研究与实施,滨南油田滨660块初期产能增加,整体开发水平得到提高。为进一步提高该块的采收率,就化堵调剖、射孔、压裂工艺以及注水水质配伍性等方面提出合理建议。     

基于密闭取心井的剩余油饱和度研究

基于特高含水期密闭取心井单一点坝下部剩余油饱和度高的现象,从宏观储层非均质性和微观孔隙结构2个角度探求原因。宏观上,根据岩相和夹层密度,将单一点坝细分为上、中、下3段。并通过物性分析研究点坝储层宏观非均质性;微观上,通过铸体薄片、扫描电镜、X-衍射、高压压汞、核磁共振以及CT扫描技术,研究点坝储层基本特征、孔隙结构特征以及水驱前后孔隙结构变化特征。结果表明:点坝下部夹层密度大,储层非均质性强,夹层纵向上遮挡注入水向下运动,导致点坝下部注水波及厚度小,水洗程度低;点坝下部储层中黏土矿物含量高,孔隙结构差。水驱后,黏土矿物发生迁移、膨胀,堵塞孔喉,导致孔隙结构进一步变差,水驱油效率低。二者综合导致点坝下部剩余油饱和度高。     

鄂尔多斯盆地吴起-安塞地区延长组下部砂岩储层中的铸模孔特征与成因

吴起-安塞地区的延长组下组合包括长8、长9和长10共3个层段,普遍以低-特低孔、特-超低渗为主。通过铸体薄片镜下观察、压汞测试、微米CT扫描、包裹体测温、荧光等方法进行分析,发现储层孔隙类型主要有次生的粒间孔、长石粒内孔、粘土矿物晶内孔、颗粒的铸模孔、浊沸石溶孔等。随着储层孔隙度减小、渗透率降低,长石粒内孔和铸模孔所占比例上升,粒间孔比例下降。以铸模孔为主的储层孔隙多呈粗歪度,但不发育较大的粒间孔隙,孔隙喉道少,配位数低,空间形态上呈孤立状,孔壁光滑或偶见极少石英微晶紧贴孔壁生长,内部具有荧光显示。成岩作用分析表明,铸模孔形成于砂岩强烈压实之后和储层致密化之前,随着烃源岩成熟并排出酸性流体,砂岩储层中的颗粒和杂基会逐渐被溶蚀形成孔隙,部分长石颗粒甚至被完全溶蚀成铸模孔。而后在碳酸盐胶结物充填孔隙发生致密化过程中,位于流体运移主通道边缘上的部分粒内孔、铸模孔因被少量油气充填,而在储层致密化过程中保留下来,其余孔隙和喉道大部分被碳酸盐矿物胶结,因此形态孤立。铸模孔的大量出现是储层先成藏后致密的典型标志。