中孔低渗复杂断块油藏压裂效果评价及影响因素分析

Y606块沙三段储层为典型的中孔低渗复杂断块砂岩油藏,自2013年以来陆续压裂20余口油井,生产效果差异较大。为此,本文对影响产能的主要因素进行综合分析,并对压裂参数进行优化。研究结果表明,油层有效厚度是产量的基础,高产井基本位于油层有效厚度大于10米的河道主体部位;加砂强度应达到2.0 m^3/m,加液强度控制在35~50 m^3/m效果较好;油层段集中发育,压裂效果好,隔层厚度占比大,影响压裂效果,应采取分层压裂措施。研究成果为同类复杂断块油藏井位部署及储层改造提供借鉴意义。

利用斯通利波评价中孔低渗地层渗透率

南中国海东部海域白云深水地区储层孔渗关系复杂,存在中高孔高渗、低孔低渗、中孔低渗等多种类型储层,出现储层间孔隙度相近、渗透率相差一到两个数量级的现象。岩心分析表明渗透率的主控因素是溶蚀孔隙发育和胶结物充填,给常规渗透率评价方法带来挑战。斯通利波对井中流体和孔隙流体之间的压力传递敏感,其幅度衰减和时间延迟可以反映储层流体的渗滤作用,能有效地进行地层渗透率的反演。利用斯通利波评价白云深水地区因孔喉连通性造成的渗透率差异问题,取得了良好的效果。

准噶尔盆地七中东区白碱滩组储层特征及主控因素

通过研究区岩心、薄片、扫描电镜分析等手段,根据沉积学原理和方法对准噶尔盆地七中东区白碱滩组储层进行了研究,认为研究区碎屑岩储层主要发育在三角洲前缘亚相之中,碎屑岩储层以岩屑砂岩为主。碎屑成分表现出较强的特殊性,成分成熟度低,石英很少,而火山碎屑岩含量较高,十分罕见。储集空间主要为残余原生粒间孔、次生溶蚀孔隙及裂缝孔隙结构以小孔、小喉型为主。研究区非均质性强,孔隙度为9.8%～32.68%,渗透率为0.02～603.77 mD,为中孔低渗致密型储层。

松辽盆地龙虎泡地区高台子油层成岩作用研究

高台子油层为龙虎泡地区主要含油层,储层岩性以含泥粉砂岩为主。通过岩心观察和化验分析对其成岩作用研究表明:压实作用使原始孔隙减少,不利于储集空间的保存;胶结作用和溶蚀作用同步进行,早期胶结作用抑制压实作用强度,胶结物后期溶解可有效改善储层物性。根据蒙脱石、高岭石、伊利石等黏土矿物特征及演化阶段推断储集岩成岩作用已达到晚成岩阶段中期。另外,研究区高台子油层主要为三角洲前缘相沉积,岩石碎屑颗粒间孔隙被泥质充填,加之后期大量自生黏土矿物生成,使岩石碎屑颗粒间孔隙以小孔为主,孔隙结构复杂,沉积作用与成岩作用共同决定了高台子油层中孔、低渗特征。

延吉盆地大砬子组沉积相及储层特征

延吉盆地为一中生代断陷型盆地,自西向东划分为西部斜坡、中央坳陷、太平隆起、东部坳陷4个构造单元。沉积盖层主要发育白垩系的屯田营组、头道组、铜佛寺组、大砬子组和龙井组,其中大砬子组已发现良好的油气显示和工业油气流,是重要的勘探目的层。利用大量的野外露头、岩心、测井和地震资料对大砬子组开展了沉积特征和沉积相研究,结果表明:其主要发育扇三角洲相和湖泊相沉积,局部发育冲积扇相,其中,扇三角洲识别出扇三角洲平原和扇三角洲前缘亚相,湖泊相识别出滨浅湖和半深湖亚相;盆地在大砬子组沉积时期物源供给充足,物源方向主要为西部和北部;该盆地大砬子组储层多为扇三角洲沉积砂体,砂岩层具有一定的沉积厚度,砂体也具有一定的连续性。综合储层物性分析、压汞分析等资料对储层宏观物性和微观孔隙结构进行研究的结果表明:大砬子组储层物性变化较大,整体表现为中孔低渗;储层孔隙结构主要为Ⅱ—Ⅲ型,孔隙喉道半径整体相对较小。

FH-10凝胶堵剂的研制及性能测试

根据石南21井区的中孔低渗透油藏特点,研究出以丙烯酰胺为单体,通过与交联剂和改性剂反应生成强度较高的凝胶堵剂。针对预施工井的温度,详细考察75℃下FH-10凝胶堵剂的配方,并且已成功用于现场施工。另外,通过对该堵剂性能测试表明该堵剂具有注入压力低、突破压力高、耐盐、成交后强度高和稳定性好等特点。

准噶尔盆地西北缘夏9井区主要储层特征

准噶尔盆地西北缘夏9井区主要储层位于三叠系百口泉组及克下组和侏罗系八道湾组,整体上属于中-低孔低渗储层。其中,八道湾组孔隙结构最好,储层岩性以砂岩为主,而百口泉组及克下组孔隙结构相对较差,以各类砾岩和砂砾岩为主。从百口泉组到八道湾组,随地层埋深的减小,各储层物性整体上逐渐变好,砂岩含量相应增高,溶解作用增强,胶结作用和压实作用随之减弱。此外,储层内各砂层的孔隙度自西南向东北沿倾伏背斜的轴部和中段整体上有变高的趋势。这些特征主要是由各种主要成岩作用的先后配置关系、岩性差异及沉积相的控制造成的。

准噶尔盆地阜康断裂带A井区开发部署研究

A井区位于准噶尔盆地东部阜康断裂带中段,1988年于A井发现八道湾组油藏,平面上分A和A1两个区域。油藏为断裂控制下具有边水的岩性-构造油藏,具有中孔低渗、异常高压等特点。本次在进行地层对比与小层划分的基础上结合工区三维地震资料开展优势储层预测、精细刻画开发有利区,对该区油藏地质特征进行了重新认识,并结合试油试采特征,提出将该区八道湾组油藏J1b33作为一套开发层系,初期充分利用天然能量开发,后期视油藏具体情况择机转注,采用直井加水平井部署的建议。研究成果为该区油藏下步部署实施提供了有益的支持。

乌五井区克拉玛依组油藏开发效果分析

目的提高乌5井区克拉玛依组油藏注水开发效果。方法在充分认识油藏静态地质特征的基础上,利用压力测试、油井产液剖面、注水井吸水剖面等测试结果,结合注水井和采油井生产数据的动态分析,认识各种地质及生产动态因素对注水效果的影响和控制作用。结果注入水在地质上主要受构造、沉积微相和储层物性3方面控制,工程上主要受注水时机、注水方式和注水强度的影响。结论有益的为开发同类油藏提供了该研究经验和借鉴。

环江油田延安组储层四性关系及出油下限研究

通过对环江油田延安组主要目的层段岩心资料、物性特征及储层四性关系的分析研宄表明：研宄区储层具有中-低孔、低渗特征；储层含油气性主要受控于岩性和储层物性；粒度较粗的砂岩孔渗性较好，常成为油气富集的有效储集体。选取声波时差和电阻率等电性资料，根据测井、有效储层解释结论确定了区内有效储层的电性下限，并由孔隙度-声波时差、孔隙度-渗透率模型计算出研宄区有效储层物性下限。通过对比有效储层下限值与岩心测试值，二者具有明显的一致性，表明储层物性-电性特征模型符合研宄区地质特征，为有利区的预测提供了重要依据。

自清洁射孔技术在南海西部油田的应用

海上低孔渗油气藏对射孔工艺要求高,常规聚能射孔普遍存在压实损害带,导致渗流阻力大、产能降低,对探井测试产能及油井生产等都造成较大影响。自清洁射孔技术通过对射孔弹进行技术创新,增加金属含能材料的复合结构,两级做功改善射孔孔道物理状态,扩大射孔孔径,产生微裂缝,从而大幅度提高射孔孔道的导流性能,提高产能。该技术在南海西部油田射孔完井作业中得到成功应用,对提高中、低孔渗油气藏的采油能力效果明显,为油田增产提供了有力的帮助。