砾岩储层注水开发后期高渗流通道成因特征及其识别

准噶尔盆地西北缘二叠-三叠系储层是洪积扇相砂砾岩体,油藏由于长期注水开发,后期形成了许多高渗流通道。从静态成因、工程动态成因角度总结了高渗流通道的形成原因,认为砾岩储层中高渗通道的主要成因有：沉积微相控制、微裂缝网络连通、沉积成岩作用程度弱（欠压实砂砾体弱胶结）、特殊的支撑砾岩岩石沉积结构、储层改造、长期注水微颗粒迁移、不同岩性沉积界面高渗通道、不整合面等8种。通过确定高渗透段的成因及其识别特征,将其嵌到单期水道内,建立高渗透层段的空间分布规律。高渗通道的开发动态特征为：高渗通道对应段吸水量高、高渗通道对应段吸水量随注水时间的延长而一般吸水量明显增大、高渗通道对应段地层压力从不明显到逐渐增高。由于储层高渗流通道的存在,导致注入水无法起到有效驱油作用,注入水无效循环严重影响了油藏注水开发效果。总结高渗流通道的特征并有效识别,是改善砾岩油藏储层开发效果的地质基础。     

注水开发前后储层优势通道变化特征--以双河油田Ⅶ下层系为例

我国大部分油田已进入特高含水开发阶段,中高渗储层采出程度较高,稳产难度越来越大。随着Ⅶ下层系进入特高含水开发阶段,因长期注水开发,优势通道已发生变化。对Ⅶ下层系注水前后储层优势通道变化特征研究表明,由于储层的沉积特点,在注水开发注入体积倍数增大,储层的孔隙度、渗透率变化特征表现为先减小后增大的特征,影响优势通道范围增加。认清优势通道的变化特征对后期开发动态调整,优化注采结构,进一步研究剩余油分布具有重要意义。     

渤中凹陷油气运移优势通道及有利区预测

渤中凹陷油气分布规律不清,制约着勘探方向的选择,亟待开展与油气分布密切相关的优势通道的研究。根据级差优势、分隔优势、流压优势和流向优势4种优势通道的基本模式,采用单因素叠加和多信息叠合两种方法,对渤中凹陷油气运移优势通道进行了系统分析,确定出分别自凹陷中心向渤南低凸起、石臼坨凸起、沙垒田凸起和渤东低凸起北侧的4个优势通道方向。结合烃源岩展布及油气藏特征,总结出两种有利的油气运聚成藏模式,分别为沙河街组自生自储和优势通道输导-盖层完整的圈闭聚集成藏模式。综合分析认为,渤南低凸起、石臼坨凸起和沙垒田凸起多种优势通道共存,且储集砂体发育,圈闭类型多样,将是有利的勘探区带,区带内盖层完整的圈闭为有利的勘探目标。     

扇三角洲前缘储层构型界面划分与识别——以辽河盆地欢喜岭油田锦99区块杜家台油层为例

为了查明扇三角洲前缘储层构型特征与分布模式,以辽河盆地欢喜岭油田锦99区块杜家台油层为例,综合储层构型理论与高分辨率层序地层学研究方法,应用岩心、测井及录井资料,分析了扇三角洲前缘储层构型单元的特征,明确了构型界面的分级系统,建立了单砂层级构型界面的定性识别标准与定量判别模式。研究结果表明:扇三角洲前缘储层中3级、4级构型界面是单砂层内主要的渗流屏障,控制着剩余油的形成与分布。4级构型界面主要为洪泛泥岩、辫状水道顶部泥质层以及河口坝顶部落淤泥,3级构型界面常为砂体顶部的细粒沉积与单期辫状水道底部滞留沉积,二者均具有较明显的测井响应特征。     

水驱优势通道下微观潜力分布及改变流线挖潜

根据中高渗油藏优势通道孔喉分布特征,建立了具有不同优势通道发育规模的二维刻蚀模型,对优势通道下剩余油微观分布及演变特征进行了研究;通过分析不同改变流线动用方法适应性,初步揭示了优势通道下剩余油改变流线动用机制;结合油藏数值模拟,量化了改变流线动用策略。结果表明,提高驱替速度可使弱优势通道下剩余油大幅降低,而强优势通道变化较小;根据优势通道下剩余油赋存形态、形成机制,将其分成了4类,即死角式、并联式、包围式、绕流式,其中前两类受优势通道规模、驱替速度影响极小,而后两类仅在优势通道规模较小时,才会随驱替速度增加而大幅减小。应以利用与克服优势通道的角度去设计流线动用改变方式,在流线动用方式合理改变时,强优势通道注采比应适当降低,而弱优势通道相反。     

曙光油田杜66区块储层物性及分布特征评价

杜66区块已经进入开发中后期,目前主要任务是对储层发育带进行剩余油挖潜,因此对储层的精细刻画变得越来越重要。通过"X"衍射等实验分析手段,对其层系岩石特性及矿物特征进行分析;同时通过钻井及测井手段对区域砂体厚度进行统计,探寻优质储层的主要发育位置。研究结果显示,杜66区块储层砂体,一般为(30～50)m,岩性以不等粒砂岩为主,次为细砂岩、粉砂岩,分选较差,平面上物性变化受相带控制,两侧油层物性较差,优质储层主要发育在西北部。     

海上非均质油藏优势通道识别新方法及应用

海上油田储层疏松、非均质性强且注采强度高,注入水易沿着优势渗流通道突进,影响开发效果。将油藏抽提简化为注采井间连通网络,构建了一种新的基于井间连通单元的水驱优势通道定量识别模型,耦合开发动态自动历史拟合算法可以直接、准确、快速地获取优势通道强度特征参数,进一步通过引入窜流强度综合评判因子,给出了适用于海上非均质油藏的分级表征新方法与分级界限。实际油田应用表明,新方法能够快速准确地识别并预测大孔道与优势通道,包括纵向发育层位、平面发育方向以及发育强度,为油田低效通道针对性治理以及持续高效开发提供了及时指导。     

高含水油田大孔道特征及控制机理分析——以陇东地区延9油组为例

综合研究区不同时期的测井、分析化验、生产动态等资料,对鄂尔多斯盆地陇东地区延9油组注水开发前后储层的特征进行对比研究,分析注水开发后大孔道发育的特征,从层内、平面、微观、层间非均质性4个方面,厘清储层非均质性对大孔道发育的控制机理。研究认为,大孔道发育是沉积、成岩作用与长期注水共同作用的结果;优势岩相分布的河道下部、心滩是延9油组大孔道形成的主要层段;单层层内渗透率大于30×10~(-3)μm~2、渗透率级差大于9、超邻层数倍的相对吸水量,是大孔道发育的一般特征;沿主河道、心滩主流线方向的井间是大孔道分布的集中区域;高岭石含量变化可以作为陇东地区大孔道形成的重要指示标志。同时,以模糊数学方法为基础,选取微相类型、比吸水指数、渗透率、渗透率级差、相对吸水量5个代表储层非均质性的参数,对陇东地区延9油组大孔道发育概率进行分类评价,可为相近储层条件的其他油田的开发提供参考。     

特高含水期油田的优势渗流通道预警及差异化调整策略

针对特高含水期油藏发育优势渗流通道所引起的主要生产矛盾,根据优势渗流通道的潜在地质特征和动态形成特征,从不同角度给出优势渗流通道的概念,应用预警理论和油藏工程原理,建立优势渗流通道的预警模型和不同发育级别优势渗流通道的动态判别方法,用以识别特高含水期油藏中优势渗流通道严重发育、一般发育和不发育三个级别的区域分布。通过数值模拟研究,给出了治理不同发育级别优势渗流通道的深部封窜方法和深部调驱方法的条件和界限;基于封窜和调驱的见效机制和效果构成研究,揭示了治理优势渗流通道后的有效驱替接替方式是发挥封窜和调驱潜力的技术关键;在此基础上,提出了具有优势渗流通道的特高含水期油藏差异化精细调整策略。     

源外斜坡区油侧向优势运移路径及控藏作用——以松辽盆地台9区块葡萄花油层为例

为了研究松辽台9区块葡萄花油层油成藏规律,在其油侧向运移条件研究的基础上,采用势能汇聚洼槽带为油气侧向运移优势路径的研究方法,对台9区块葡萄花油层油侧向运移优势路径及其控藏作用进行了研究。结果表明:台9区块通过油源断裂进入葡萄花油层中的油总体上由东向西发生侧向运移,发育5条优势运移路径,第2、4、5条优势运移路径分布距离相对较远,有利于油向西部长距离侧向运移;第1、3条优势运移路径分布距离相对较近,不利于油向西长距离侧向运移。圈闭只有位于油源断裂附近或位于优势运移路径上,才能形成油聚集,油气钻探为油区;否则远离油源断裂且又不在优势运移路径上的圈闭则不能形成油聚集,油气钻探则为水区。     

阿尔及利亚D区块储层特征及影响因素分析

下泥盆Siegenian组砂岩储层是阿尔及利亚D区块的主要勘探目的层。研究其储层特征及控制因素对勘探潜力的评价及后期开发有着重要的指导意义。经过研究,块内砂岩类型主要为石英砂岩,岩屑石英砂岩,储层储集空间主要为各种类型的次生孔隙和少量的裂缝,原生粒间孔不发育,多为粒间溶孔、粒内溶孔及微裂隙。孔隙结构主要为中小孔微细喉,储层物性较差,为中低孔、特低渗储层类储层;储层性质主要受到沉积条件和成岩作用的控制,成岩作用中以压实作用和溶蚀作用对储层物性影响最大,其次是胶结作用和交代作用。     

沈84块沙三下(S_3~4)层段储层特征与评价

以取心井的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、物性、毛管压力曲线等分析资料为基础 ,结合储层物性测井参数解释结果 ,对辽河油田沈 84块沙三下 ( S4 3 )层段储层从岩性组成、成岩作用、物性特征、孔隙类型及孔隙结构、非均质性等方面进行了综合评价 ,认为该储层为一套中 -高孔、中渗储层 ,其物性主要受沉积微相及成岩作用等因素影响 ,具较强的层内、层间和平面非均质性 .综合储层的岩性、物性、成岩后生作用和孔隙结构等特征 ,对沈 84块沙三下层段储层进行了分类 ,将其划分为 I(好 ) ,II(中等 ) ,III(差 ) ,IV(极差 )四大类 ,区内主要发育 II,III类储层 .     

模拟孔喉构型变径通道中微气泡流动特性研究

为了了解微泡沫驱中微气泡在多孔介质中的渗流特性,设计制作了一种集成T型通道和变径通道的微流控芯片,采用基于显微成像的微流控系统观察了液相分别为去离子水和0.02%吐温20水溶液时,微气泡在变径通道内的流动特性,并采用CFD方法分析了微气泡融合、变形过程中速度和压力变化情况。研究结果表明,以去离子水为液相时,随着气体压力和液相流速的变化,微气泡在流经变径通道时出现融合和不融合两种行为;以0.02%吐温20水溶液为液相时,微气泡在流经变径通道时会依次通过;微气泡在“喉—孔”处融合时,表面张力促使微气泡变形导致周围流体速度波动较大,形成“涡流”;融合后的气泡再次进入“喉道”时,“孔道”内压力增大。本研究有助于进一步认识微泡沫驱的渗流特性及驱油机理。     

鄂尔多斯盆地塔巴庙区块下古生界储层及含气几率分析

根据对巴庙区块几口探井膏盐岩层的油气显示特点和储层分析,认为膏盐岩层储集了大量油气,油气前景广阔.     

大孔道识别特征及形成机理研究——以胡12块油田沙三中段为例

大孔道是疏松砂岩油藏长期注水冲刷形成的次生高渗条带,极易造成注水低效循环。大孔道的形成严重影响了油田可采油的动用程度,而且增加了开发成本。因此必须加强对大孔道的识别及其形成机理的研究。以胡12块油田为例,通过对大孔道在吸水剖面、电性、静态等方面的特征分析,进而分析了大孔道的形成机制。胡12块油田大孔道的形成受储层的岩石学特征和成岩程演化度控制。成分成熟度高,填隙物含量少,碳酸盐胶结物少,成岩演化程度低,压实作用中等-弱的储层在后期长时间大规模注水加剧了大孔道的形成发育,是形成大孔道的直接原因。     

方形小通道内高参数下煤油传热与阻力特性

对外边长为4.6 mm的方形小通道光滑管及底部带有不同强化表面的5根粗糙管试件在高热流密度、高流速、超临界压力条件下进行了煤油的传热、阻力、结焦特性的试验与分析研究,获得了煤油的传热、阻力与结焦特性及主要影响因素;分析了方形粗糙表面强化传热机理及不同粗糙度对煤油传热、阻力与结焦特性的影响,并与相同尺寸方光管的试验结果进行了比较.比较结果表明:5根粗糙管的传热系数为光管的1.4～1.9倍,阻力系数为1.3～3.8倍,2#粗糙管的综合效果最好;在相同条件下,粗糙管的平均壁温明显低于光管;增加管壁粗糙度不仅增强了煤油的换热能力,而且可明显提高结焦发生时的壁面热负荷,使结焦现象大为改善.研究结果对火箭发动机的热防护技术具有重要意义.     

中东H油田复杂碳酸盐岩储层评价及产能预测

利用岩芯资料分析了中东H油田MB2组颗粒灰岩与泥粒灰岩储层的岩石学特征、物性特征和储层的孔隙结构特征,研究结果表明,MB2组碳酸盐岩两种储层有较强的非均质性。根据孔喉半径分布曲线特征,把储层划分为大、中、小3种孔隙结构,结果显示MB2组上段颗粒灰岩以大孔和中孔为主,下段泥粒灰岩以中孔和小孔为主。利用毛管孔径划分的3种孔隙结构刻度了核磁T₂谱,结果显示其与核磁T₂谱划分的3种孔隙具有很好的一致性,找到了用核磁准确评价储层的孔隙结构的一种有效途径。此外,还对MB2组储层进行了产能预测。     

甬江和口外金塘水道水沙特性及悬沙输移分析

根据甬江和口外金塘水道2010年7月实测水文泥沙资料,对水动力、泥沙特性和悬沙输移进行了分析。结果表明,在甬江口及其附近水域潮差较小,潮流强,呈往复流;甬江河道自上游向下游含沙量逐渐增大,金塘水道北部水域含沙量大于南部水域,泥沙主要来自北部的长江口及杭州湾。     

鄂北塔巴庙区块地层特征与可钻性探讨

通过对塔巴庙区块从第四纪到奥陶纪地层岩性、测井、PDC钻头在本区的可钻性以及本区气层特点等因素的分析,指出塔巴庙区块中生代地层成岩性差,PDC钻井速度快,泥岩易造浆,但要注意延长组下段较疏松砂岩中含砾对PDC钻头牙齿不利;上古生代地层成岩性较好,砂岩胶结致密,钻井时注意选择钻井参数,使用牙齿较小的钻头为宜.     

特厚煤层回采巷道顶板变形特征及控制技术

为了解决特厚煤层回采巷道顶板变形严重、支护困难等问题,通过现场观测和理论分析得出特厚煤层回采巷道变形因素及其特征,并利用FLAC3D数值模拟软件分析了在原支护和高强恒阻让压锚网索联合支护2种护巷方式下巷道围岩变形情况.研究结果表明:含软弱夹层的特厚煤层回采巷道自稳时间短,变形速度快,顶板破碎严重,塑性区破坏范围较大,巷...