致密砂岩填隙物特征及其对储层的影响

鄂尔多斯盆地中北部二叠系山1 盒8 段为一套富含同沉积火山物质的致密砂岩,与普通的陆源碎屑岩相 比,其填隙物类型多样、成分复杂、成岩演化程度高。填隙物主要包括同沉积火山灰、黏土矿物、碳酸盐胶结和交代 物、硅质胶结物和少量细云母屑、泥屑、碳屑。针对致密砂岩中填隙物与孔隙演化相关性问题,在储层岩石学特征分析 的基础上,利用铸体薄片、扫描电镜及阴极发光等分析测试手段开展了填隙物的成因、特征、成岩演化等方面的研究。 研究表明,孔隙中充填的同沉积火山灰物质是次生溶孔形成的主要母质,而晚成岩期的铁方解石胶结物使残留的孔隙 再次遭到强烈的破坏,含一定量淀高岭石的储层孔隙相对发育。     

超低渗透致密油藏水平井井网优化技术研究

鄂尔多斯盆地具有丰富的超低渗透油藏资源,开发潜力巨大,但由于其储层物性差、非均质性强等特点,直
井大幅度提高单井产量难度较大。针对超低渗致密储层特点,以建立有效驱替压力系统为目标,利用矿场实践、油藏
工程和数值模拟综合方法对水平井井排方向、井网形式、水平段长度、裂缝参数组合型式和注采井距参数等方面进
行了研究,研究结果表明：以直井与水平井联合布井的交错排状七点井网布井方式、哑铃型布缝、人工压裂缝密度2
条/（100 m）、水平段长度在700∼800 m、注采井距700∼800 m、排距150 m 时,超低渗透致密油藏水平井初期平均单井
产量约为8.0 t/d,达到直井平均单井产量的4 倍左右,研究成果可以指导超低渗透致密油藏的经济、高效开发。     

砂岩油藏多层合采层间干扰及开发策略研究

A 油田在纵向上储层多,且各油层物性相差悬殊、流体性质各异、储量分散。油田在笼统注水或多层合采开
发过程中,势必会受储层非均质影响,逐渐暴露出注入水单层突进、含水上升快、储量动用程度不均、各层采出程度不
等、油藏采收率低等问题。如何提高此类纵向非均质油藏的采收率是当前所面临的重要问题。以油藏数值模拟技术
为手段,根据A 油田均质模型进行了多层合采条件下层间干扰的单因素以及复合因素的敏感性分析,并针对油田实际
非均质模型进行了不同开发方式下储层动用特征、开发效果评价以及开发指标对比,推荐了该油田切实可行的开发技
术方案、提出了指导类似油田开发的技术策略和措施。     

颗粒尺度下砂岩出砂几何约束条件及毛管束模型

 对疏松砂岩油藏开发过程中的出砂问题进行研究,从细观尺度分析了砂岩颗粒的受力状态,明确了出砂的力学条件,提出砂岩出砂的3 个几何约束条件。分析认为,力学条件及几何条件同时约束砂粒的运移。将地层孔隙用毛管束表示,通过分析流体和砂岩颗粒在毛管束中的受力情况,建立了砂岩出砂毛管束模型,推导出砂岩出砂临界流速公式。研究表明,砂粒直径、孔隙度和岩石颗粒摩擦角增大,临界流速增大;流体黏度增大,临界流速变小。建立的临界流速公式与实验结果对比,平均误差为15.9%,符合较好。砂岩出砂几何约束条件丰富了砂岩出砂机理,建立的临界流速公式简明,可方便应用于矿场实践。     

黏度和矿化度对岩石速度各向异性影响的实验研究

利用不同黏度(煤油和真空泵油)、不同矿化度(蒸馏水、50mg/L和150mg/L的NaCl溶液)的流体对页岩和具有明显层理的砂岩进行饱和,在实验室超声频率下研究样品不同方向纵、横波速度以及各向异性参数ε、γ随压力的变化规律.结果表明:(1) 随着黏度的增加,岩石纵、横波速度增大,各向异性参数ε、γ减小;(2) 随着矿化度的增加,岩石纵、横波速度增大,各向异性参数ε、γ的变化在实验误差范围内可以忽略不计.     

低渗致密砂岩储层孔隙结构特征及自发渗吸实验

为深入研究低渗致密砂岩储层渗吸驱油机理以及渗吸过程的影响因素,以鄂尔多斯盆地H区块长8储层段致密砂岩储层为研究对象,采用铸体薄片、扫描电镜以及恒速压汞等试验手段对孔隙类型、孔隙半径、喉道半径以及孔喉比等孔隙结构特征参数进行了分析,并利用渗吸实验和核磁共振实验对自发渗吸驱油特征及影响因素进行了研究。结果表明：研究区块致密砂岩储层孔隙类型以粒间孔、粒内溶孔和晶间孔等为主,主要分为中大孔型和微小孔型孔隙,这两类孔隙的孔隙半径相差不大,但孔隙数量、喉道半径以及孔喉比的差异较大。致密砂岩岩心自发渗吸初始阶段渗吸速度较快,后期逐渐下降,中大孔型的岩心自发渗吸驱油效果好于微小孔型岩心;随着致密砂岩岩心表面水润湿程度的增强,自发渗吸采收率逐渐增大;而随着渗吸液界面张力的降低,自发渗吸采收率呈现出先上升后下降的趋势,因此,在实际应用中,应使渗吸液具有合适的界面张力,从而使自发渗吸采收率达到最大。     

海上薄互层砂岩油藏层系划分及射孔优化方法——以蓬莱19-3油田为例

海上薄互层砂岩油藏小层层数多、厚度薄、展布范围有限,物性差异大,并且海上注采井距大,导致其层间干扰影响因素更为复杂,传统预测方法适用性差,层系划分及射孔优化难度大.针对海上薄互层砂岩油藏的储层发育特征,通过引入小层动态连通系数、小层流动能力系数、小层干扰系数等参数全面考虑不同井距条件下小层注采连通状况、小层物性、流体差异程度以及小层水淹程度等关键性因素;以蓬莱19-3油田为例,油藏工程和动态分析相结合建立了海上薄互砂岩油藏层间干扰规律定量预测方法;通过修正传统产能公式,建立了适用于海上薄互层砂岩油藏的定向井合采产能预测方法;研究方法在蓬莱19-3油田现场进行实例应用,预测精度高,实用性强,可有效指导新区开发井的层系划分及老区加密井的射孔优化等工作,应用效果理想.研究表明:海上薄互层砂岩油藏层间干扰主要受到小层注采连通状况、物性、流体以及水淹程度等因素的影响;建议将流动能力级差5.0作为海上薄互层砂岩油藏的层系划分标准,后期选择合理时机进行层系调整,减缓层间干扰.可见研究方法考虑因素全面,预测精度高,现场实用性强,能够为此类油田的新区开发井的层系划分及老区加密井射孔优化提供有力支持.     

英东萨尔图低渗透砂岩油藏单砂体内部相对高渗透段定量识别

通过对岩心分析化验数据分析整理,总结出渗透率极差法、累计渗透率贡献值法、驱动压力梯度法定量求取低渗透储层单砂体内部高渗透段的下限值,3种方法相互验证.强水动力条件是低渗透砂岩油藏单砂体内部高渗透段的沉积成因,后期次生溶蚀孔是其微观成因.高渗透段相渗曲线具有驼背型特点,初期稳定高产,后期水窜.采用贝叶斯判别分析法建立了不同渗透层段的判别函数,进行了非取心井的高渗透段的定量识别,在此基础上,详细描述了高渗透段的空间分布规律,席状砂微相的高渗透段主要发育在单砂体内的中下部,连通性好,分布面积大,长宽比为3∶2;河口坝微相的高渗透段主要分布在中部,长条状分布,长宽比4∶1.结合高渗透段的生产特征,提出封堵高渗透段,扩大波及面积,采用泡沫气驱方式提高采收率.     

西湖凹陷某构造花港组沉积相及致密砂岩储层特征

西湖凹陷某构造渐新统花港组是重要产气层系。通过岩心观察、薄片鉴定及样品测试等研究,利用岩石学特征及测井相分析方法,在前人研究的基础上,对渐新统花港组致密砂岩储层沉积相类型、储集空间特征、储层物性以及影响储层发育的主控因素进行了分析。认为研究区花港组发育河流—湖泊—三角洲沉积体系,上、下段分别发育了三角洲前缘和三角洲平原2种亚相类型,自下而上呈现湖平面上升的退积型沉积旋回;储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和长石石英砂岩,岩石粒度中—细粒,骨架组分成熟度低,储集空间以次生溶蚀孔隙为主,裂缝不发育;储层物性差,属典型的致密砂岩储层,上、下段物性相差较大。沉积环境是花港组储层致密化的基本因素,而压实作用是花港组致密砂岩储层的主控因素,杂基含量高、碳酸盐胶结程度高也是储层致密化的重要因素;而溶解作用对致密砂岩相对优质储层段的发育具有明显的建设性作用。     

单泵同心双管分层注聚工艺的理论分析及应用

为了解决当前在疏松砂岩油藏分层注聚工艺中存在的易堵塞、易剪切、难测试等问题,提出了单泵同心双管分层注聚工艺;并组建了其系统动力学模型,其中包括通过室内实验回归得出的聚合物溶液流变性模型、不同剪切速率下的黏度损耗模型,以及通过理论推导得出的流型判别模型、流体流速及剪切速率模型、压力损耗模型及沿井筒的温度分布模型;在此基础上对该系统工作过程中各模型间的耦合关系进行研究,建立了系统模型的数值解法,进而编制应用程序.现场实例应用表明,该工艺技术可有效解决当前疏松砂岩分层注聚工艺所遇问题,且程序计算结果精度较高.