应用改进的产能模拟法确定安岳气田磨溪区块储集层物性下限

常规产能模拟法是在确定气藏储集层物性下限过程中近似地将单井生产压差设定为产能模拟的实验压差,但由于岩心尺度与单井控制区域尺度相差较大,导致岩心出口端的流体流速与油气井井筒端的流体流速并不相等,使预测结果误差较大。为此,对常规产能模拟法进行改进,在进行产量相似换算之前加入了压差相似转换,根据换算后的结果设定实验压差,确保流体流速相等。将改进的产能模拟法应用到安岳气田磨溪区块以确定储集层物性下限。研究结果表明,在气井生产压差为6.0 MPa,产层有效厚度为40 m的条件下,利用改进的产能模拟法确定的孔隙度下限为2.74%,渗透率下限为0.015 mD;常规产能模拟法确定的孔隙度下限为2.42%,渗透率下限为0.011 D;改进的产能模拟法确定的储集层物性下限值要稍高一些。改进的产能模拟法确定的储集层物性下限更加准确。

莫西庄油田三工河组二段砂岩储集层物性下限

莫西庄油田三工河组二段储集层总体呈现低孔低渗、非均质性强的特点,基于岩心常规分析、压汞、试油等资料,对比常用的有效储集层物性下限确定方法在研究区的应用效果,确定了三工河组二段储集层物性下限,并对影响储集层物性下限的主要因素进行了分析。研究结果表明,莫西庄油田三工河组二段储集层岩性主要为三角洲前缘沉积的细—中砂岩,储集空间类型以原生粒间孔为主,储集层物性下限求取方法中启动压力梯度法、分布函数曲线法和含油产状法在研究区更具适用性,综合确定孔隙度下限为10.1%,渗透率下限为1.15 mD;沉积相和成岩作用是影响研究区储集层物性下限的主控因素,水下分流河道微相强溶蚀弱压实弱胶结型储集层的物性下限最低,此外,原油性质、埋藏深度等是影响储集层物性下限的次要因素。