濮城地区深层低电阻率油层形成机理与识别

东濮凹陷北部濮城地区深层沙三段的中、上亚段低电阻率(小于2Ω·m)油层主要分布在构造低部位或地层倾角较为平缓区块的构造较低部位,其形成主要与储集层粒度细(粒度中值一般小于0.1mm)、伊利石含量高(占黏土矿物的70％～90％)、泥质含量偏高、地层水矿化度高(总矿化度平均28.5g/L)、微孔隙发育(孔隙半径小于0.1μm)、构造平缓等因素有关。综合研究钻井、系统取心、试油等资料,分析低电阻率油层的成因,根据低电阻率油层束缚水饱和度的特点,用“可动水分析法”确定油层可动水含量,是识别低电阻率油层的有效方法。

低渗透油田油井见水规律分析

为了解决低渗透油田不规则面积注水井网中油井见水时间的计算及其影响因素的定量表征问题,将面积注采井网单元细分为一源一汇三角形最小计算单元,运用非达西渗流流管微元法得到不同面积注采井网类型条件下的生产井见水时间计算通式.以鄂尔多斯盆地X油田为例,研究井网类型、储层非均质性和裂缝发育程度对低渗透油田油井见水时间的影响,并通过统计回归得到沿裂缝方向、裂缝半长与油井见水时间之间的经验公式.结果表明:储层非均质性和裂缝规模对油井见水时间的影响最大,井网类型对其影响程度最小;不规则井网或油井所在最小三角形井网单元差异较大时,油井见水存在一个阶梯上升规律;油井见水时间与裂缝半长呈幂指数减小关系.

三维地质模型在濮城油田的应用

以濮城油田东区沙二下油藏为研究对象 ,在储层流动单元细分、微构造、沉积微相、测井曲线二次处理、储层非均质研究、储层动态解释等研究基础上 ,以数据库为支撑 ,应用三维可视化技术 ,建立了研究区油藏三维可视化地质模型。其成果应用于油藏的调整井位设计 ,并且实现了油藏精细描述—油藏精细数值模拟一体化 ,效果良好。

濮城油田东区沙二下储层沉积微相及剩余油分布特点

针对濮城油田东区 Es下2 油藏储层非均质性严重、高含水开发期水驱动用程度低的特点 ,对其储层沉积特征、流动单元沉积微相及与剩余油分布的关系进行了研究。该区 Es下2 亚段属于浅水湖泊三角洲 ,骨架砂体为水道砂、水道间砂、前缘砂、远砂坝。动态资料及油藏精细数值模拟研究表明 ,流动单元的沉积微相与油层的水淹程度和地下剩余油的分布密切相关 :河道砂微相油层水淹严重 ,剩余油潜力较小 ;前缘砂和河道间微相油层水淹程度中等 ,剩余油潜力大 ;远砂坝微相油层水淹程度低 ,剩余油潜力中等。根据剩余油分布特点 ,确定了 5种改善水驱效果的方法 。

储层非均质模型在濮城油田的应用

文中对濮城油田南区沙二上2+3储层的非均质性从微观、层内、层间、平面等四个方面作了系统研究，指出本区储层储集空间以粒间孔、粒内溶蚀孔为主。孔喉组合以中孔隙、中细喉道为主。层内非均质性较强，层内非均质性与居内垂向韵律特征及沉积微相关系密切。其中以水道微相层内非均质性最强。层内夹层多，层间渗透率非均质性较弱，层间隔层分布较为稳定，平面非均质性强度总体上介于居内、层间之间。在油田开发生产中反映以层内矛盾为主，所以研究层内非均质特征及剩余油分布并制定相应的调整挖潜措施是今后的工作重点。

东濮凹陷胡-庆断阶带油气成藏条件及潜力分析

东濮凹陷胡-庆断阶带为三个斜列展布的台阶式结构。位于洼陷区的一台阶以断鼻、墙角断块圈闭为主,形成构造+岩性复合油气藏;位于两条阶梯断层之间的二台阶,形成垒堑相间的构造格局,顺向断鼻、反向屋脊断块圈闭发育,是油气聚集成藏的主要场所;三台阶构造比较简单,局部断层运移通道发育区形成油藏。一台阶离油源近,资源潜力大,近洼找具构造轮廓、砂体控制的岩性油气藏是主要方向;二台阶勘探程度较高,在主力油层深部和浅层寻找新的含油层系和新的含油领域为主要方向;三台阶离油源较远,应慎重勘探。

基于铸体薄片资料的砂岩储层孔隙度演化定量计算方法——以鄂尔多斯盆地环江地区长8储层为例

利用铸体薄片资料进行储层孔隙度演化定量计算是一项重要的成岩演化和储层模拟技术,但由于参数确定和计算方法存在的问题,导致结果准确性较差。基于此,在分析前人计算方法及其误差的基础上,确定了计算参数的选用,改进和完善了计算方法与结果检验方法的应用。在初始孔隙度的确定上,相对赋一固定值作为所有样品初始孔隙度或Scherer拟合公式,根据Beard和Weyl湿砂填集实验恢复初始孔隙度具有较高的精度;在考虑压实过程中岩石表观体积缩小的情况下,推导了压实、胶结损失孔隙度与溶蚀增加孔隙度计算公式,并给出了忽略岩石表观体积变化时孔隙度演化分析的误差来源和可能的误差大小范围;结果检验方面,摒弃了以往忽略溶蚀增加孔隙度而简单进行粒间孔隙度与和氦孔隙度对比的较为粗略的方法,建立了考虑各种成岩作用结果和成岩过程中岩石表观体积变化情况下的结果检验方法。应用该方法对鄂尔多斯盆地环江地区长8储层孔隙度演化进行计算,结果与岩芯氦孔隙度相比,绝对误差-1.1%,相对误差15.3%,取得了良好的应用效果。

鄂尔多斯盆地致密油的定义

致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点,被中国石油界广泛关注,但目前对致密油的定义还存在诸多分歧。基于鄂尔多斯盆地延长组致密油特征分析,从致密储层物性、可动流体等方面对致密油定义进行深入研究,综合勘探开发成果确定延长组致密油渗透率界限,进而探讨致密油的定义标准。研究结果表明,鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏条件良好,主力层系为长6、长7、长8及长9油层组,盆地中部及南部深湖相沉积发育区是最有利的致密油勘探区。综合分析测井、物性、可动流体、主流喉道半径、启动压力梯度、原油粘度、压力系数以及试油试采等资料,提出利用致密油储层六参数法对鄂尔多斯盆地延长组储层分类标准进行调整,将延长组致密油渗透率界定为小于0.5×10^(-3)μm^2,主要包括致密砂岩油和页岩油。其他盆地或油田应结合实际地质特征及勘探开发实践对致密油进行定义。

化子坪西区长6特低渗透油藏空气泡沫驱可行性评价

化子坪西区长6油藏为特低渗透油藏,储层物性及孔隙结构特征差,油相渗流能力下降快,油层吸水能力相对较低,水驱开发效果较差。空气泡沫驱油技术是将空气驱油和泡沫驱油有机结合起来,具有调剖和驱油双重功能,适合特低渗透油层驱替开发。室内岩心驱替实验表明,长6储层岩心进行空气泡沫驱后,比水驱最终采收率平均提高6.9个百分点。甘谷驿采油厂唐80井区为长6油藏同类油藏,其开发实践表明,井区8个试验井组全部进行空气泡沫驱后,视吸液指数下降了71%,注入能力低于水驱井组,但含水下降至18.8%,比水驱井组低29.6个百分点,初期平均单井月增油11t以上,具有明显的控水增油效果。从地质、渗流特征、驱替效果、井网等方面考虑,长6储层适合水驱后转空气泡沫驱,建议在长6油藏进行空气泡沫驱试验和推广,以提高最终采收率。

童氏水驱曲线的改进及应用

童宪章提出的水驱特征曲线变换公式简单,参数求解容易,反映了不同含水上升规律的特性,在预测油田产油量、可采储量等方面起到了重要作用,但其只适用于中高渗透油藏。在此基础上,根据油水两相渗流理论推导出了改进的水驱特征曲线,此公式体现了不同相渗特征决定着不同的水驱特征曲线,使已有水驱特征曲线更加完善、更具理论依据,得到了适用于计算低渗透及中高渗透油藏水驱地质储量的通式。利用两种公式分别计算了某一油田的水驱地质储量,结果表明:用改进的水驱特征公式计算的水驱地质储量,精度更高,为油田高含水阶段准确估算水驱储量提出了新的思路,相对于目前国内常用的统计法,节省了大量的时间,对指导矿场生产实践具有重要意义。

神经网络技术在旬邑-黄陵地区油层压裂井产能预测中的应用

影响压裂井的产能因素较多,采用常规的线性方法进行的产能预测效果不佳。由于研究区无压裂参数,鉴于神经网络技术高度复杂的非线性动力学系统功能,因此采用神经网络技术进行产能预测。优选有效孔隙度、有效渗透率、可动油饱和度、有效厚度、原油黏度、产水率以及初期日产油7个参数作为模型的训练样本,利用该模型进行预测。实践结果表明,该方法预测产能与试油日产油量符合率达到90%,很好地实现了在无压裂参数条件下,对低孔低渗砂岩储层压裂井产能的预测。

延长油田东部浅层油藏特征及改善开发效果研究

根据延长油田东部49个浅层油藏的统计分析,对浅层油藏地质特征、开采特征进行分析,提出改善开发效果的建议。良好的生油条件、有利的沉积环境和储层、大面积发育的泥质盖层为浅层油藏提供了有利的成藏条件。但浅层油藏埋深浅,地层能量先天不足,加上未能有效注水开发,导致地层亏空严重,油田单井产量很低,整体采油速度很低,平均采油速度只有0.17%。针对以上问题提出了改善开发效果的措施,即:利用水平井开发剩余油及薄层;加强油层改造力度,合理优化压裂缝长及缝高,充分动用地质储量;借鉴同类油藏三采效果,优化能量补给方式,有效恢复地层能量;加强储层裂缝及人工裂缝的研究,制订适合延长油田浅层油藏的压裂参数,以提高油藏开发效果。

永宁安条林区延长组储层致密化及储层形成主控因素

永宁安条林区延长组长2、长6和长8油层组发现多套含油层系,具有较好的勘探开发潜力,但由于该地区地处林区,井控程度低,针对长2、长6和长8油层组的研究相对滞后,导致了勘探成功率往往较低。本次研究利用古物性恢复方法探讨研究区延长组储层致密化特征,继而探讨了该区储层主控因素。研究表明该区储层致密化过程可分为三类,而储层发育主要受控于原始沉积组分、胶结作用以及溶蚀作用。本次研究对于该区储层特征认识具有重要参考作用。

志丹采油厂双826井区油气储层特征及其影响因素

储层岩石学特征、物性特征及主控因素分析是油藏精细描述的核心内容,深入分析储层特征与主控因素对剩余油分布和开采具有重要意义。本次研究采用薄片分析和物性测试等方法对志丹采油厂双826井区油气储层特征及其影响因素进行探讨,结果表明:研究区储层岩性主要为粉粒—细粒长石砂岩;研究区物性整体呈低—中孔、低渗特征;研究区储层物性影响因素主要为沉积和成岩作用,其中分流河道间砂体成熟度低导致物性较差,而储层成岩作用增强了研究区储层非均质性。本次研究对双826井区储层非均质性和剩余油分布具有一定参考意义。

特低渗透油藏剩余油分布影响因素研究

从地质因素和开发因素等方面研究了特低渗透油藏剩余油分布的主要因素,并提出了相应的技术对策。结果表明:影响特低渗透油藏剩余油分布的地质因素主要有孔喉半径小、储层非均质性、裂缝、敏感性等,开发因素主要有工作制度、注采井网及注入水质等;提出了五点法井网调整完善注采关系、混相驱等降低界面压力、注水方式调整提高井间动用程度、改善水质降低污染等技术对策。

水平井水平段方位与最大主应力夹角对产能影响分析——以吴定地区水平井为例

以吴定地区水平井开发为例,探索延长油田水平井水平段方位与最大主应力夹角对水平井开发的影响。统计分析了吴定地区延长组油藏水平井水平段方位与最大主应力夹角对油井初期月产油、当前月产油、平均月产油及综合含水率的影响。结果表明,定边油区油藏裂缝较发育,水平段方位与最大主应力夹角较大的井见水较快,综合含水率上升快,建议水平段方位与最大主应力夹角以小角度部署;吴起油区油藏构造裂缝不发育,夹角大小对水平井产量影响较小,但夹角较大时可增大泄油面积,建议水平段方位与最大主应力夹角以大角度部署。研究结果为后期不同油藏水平井方位部署提供合理建议,对促进水平井高效开发具有指导意义。

化子坪西区储层“四性”关系及物性下限研究

化子坪西区主要含油层位为三叠系延长组长2、长6油层组,属于低渗透致密油藏,储层"四性"关系复杂,自然产能极低,只有经过压裂改造后才可获得经济产能。目前该区整体产能低下,开发效果较差,需要进行加密、补孔、层系调整等措施,因此利用岩心分析、孔渗物性、试油试采等资料并结合测井资料对该区"四性"关系和物性下限进行研究,为综合治理方案选井选层提供地质基础支撑。研究表明:长2油层组地层岩性主要为褐灰色油浸细砂岩、浅褐灰色油斑细砂岩,为低孔低渗储层,孔隙度下限大约为8.2%,渗透率下限为0.55×10^(-3)μm^2,工业产能油层孔隙度在8.2%以上,渗透率在0.55×10^(-3)μm^2以上,地层电阻率在11.8Ω·m以上;长6油层组地层岩性为砂泥岩互层,主要以差油层为主,为特低孔、特低~超低渗透储层,孔隙度下限大约为6.5%,渗透率下限为0.17×10^(-3)μm^2,工业产能油层孔隙度在6.7%以上,渗透率在0.3×10^(-3)μm^2以上,地层电阻率在15.9Ω·m以上。

鄂尔多斯盆地延长油田不同成因的低阻油层解释模型分析

从延长油田老油区低阻油层的识别难出发,利用测井数据的综合处理,结合分析化验和试油试采数据,建立了测井信息库及低阻油层解释模型,通过矿场试验均取得较长试采结果,为老油区的储量接替提供资源基础,成为下步挖潜的主要方向。

鄂尔多斯盆地华池长8储层成岩相与孔隙度演化

为探讨成岩作用与储层物性演化特征之间的成因联系,查明不同成岩相物性差异的成因及其形成过程,对华池地区长8储层各成岩相的孔隙度演化进行了定量模拟,分析了其孔隙度演化路径的差异.本区绿泥石膜胶结成岩相、不稳定组分溶蚀成岩相、压实充填成岩相与碳酸盐致密胶结成岩相压实损失孔隙度分别为17.6%、20.5%、25.8%和11.4%,早期胶结损失孔隙度为4.5%、4.9%、5.6%和24.9%,溶蚀增加孔隙度为1.4%、2.3%、0.2%和0,晚期胶结损失孔隙度为7.8%、9.7%、3.2%和0.沉积物初始组构差异造成的各成岩相初始孔隙度差别是微小的,但其在很大程度上控制了成岩作用的类型和强度,从而造成了不同成岩相经历了不同的成岩变化过程和孔隙度演化路径,形成了现今组构面貌和孔隙度的差异.

延安组底水油藏水平井参数优化

水平井技术在延长油田底水油藏中的应用尚处于矿场试验阶段。目前,在该类油藏实施的几口水平井开发效果差异较大,水平井各项主要技术参数是影响其开发效果的关键。通过定量分析和评价确定水平井主要技术参数的范围及大小,可提高该类油藏水平井的开发效果。在D4927区块油藏地质研究基础上,应用数值模拟方法,对水平井的井网形式、水平段长度、水平段垂向位置、注水时机、配产配注、指标对比等开发参数进行模拟优化,通过考查日产油量、累积产油量、综合含水等主要技术指标,定量分析了优化后的效果,确定了延安组底水油藏水平井参数最优方案。