非均质储集层原油分布与产液特征探讨

根据储集层中原油分布推测储集层产液特征,是勘探开发工作的关键。由于非均质储集层中原油分布受制于渗透率级差、注油速率、充注模式和充注量等因素,导致原油在其中的分布状态复杂多样。储集层产液特征与原油在储集层中的分布密切相关。明晰影响非均质储集层中原油分布的因素及与产液特征的关系,同时注意润湿性、孔隙结构和油质条件对储集层产液的影响,才能较为准确地预测储集层产液特征,为勘探开发方案的制定提供有利依据。

风城油田超稠油油藏非均质储集层地应力场特征

风城油田浅层超稠油油藏非均质储集层具有埋藏浅、非均质性强、隔夹层发育等特点,阻碍SAGD蒸汽腔的发育,需要利用水力压裂建立渗流通道。为指导储集层压裂,分析了非均质储集层沉积特征、地应力场分布,以及隔夹层对地应力场的影响,结合岩石力学室内实验、测井资料解释和地应力测试结果,建立埋藏深度为282~332 m储集层三维应力场模型。模拟结果与小型压裂测试比较显示,建立的三维应力场模型贴合实际地层侧向压力系数和最大水平主应力与垂向主应力的比值,能较好地反映储集层岩性交界面和应力特征。超稠油储集层以垂向主应力为主,利于引导垂向裂缝;岩性交界面地应力突变,储集层砂岩最小水平主应力小于泥岩隔夹层最小水平主应力。泥岩隔夹层具有较高的破裂压力、杨氏模量和最小水平主应力,裂缝扩展能力弱于油砂段。压裂设计应选择隔夹层内或下方射孔,控制缝高,避免砂堵,以达到较好改善渗流能力的目的。

强非均质超稠油SAGD储集层升级扩容数值模拟

新疆风城油田超稠油油藏储集层属陆相辫状河沉积,非均质性强,SAGD井组存在循环预热周期长、蒸汽腔发育不均等问题。前期储集层扩容试验能够显著提高蒸汽注入能力,缩短预热时间,但缺乏储集层扩容的全流程岩石力学耦合分析,不利于SAGD储集层升级扩容施工参数优化设计。基于岩石三轴压缩等室内实验,获取强非均质储集层岩石力学参数,建立耦合岩石力学的双水平井SAGD扩容热采数值模型,开展储集层升级扩容影响因素分析。通过对强非均质储集层开展分级分段扩容模拟,明确储集层升级扩容应包括井筒孔压预处理阶段、注汽井及分支应力扩容阶段、注汽井及分支大体积扩容阶段、注汽井与生产井井间连通阶段和注汽井上方大体积扩容阶段5个主要阶段,形成鱼骨井分段扩容等针对强非均质储集层的升级扩容策略。实践表明,储集层升级扩容技术适用于强非均质储集层,可使启动时间缩短50%,采油速度提高20%,可为强非均质储集层SAGD升级扩容施工参数优化提供借鉴。

储集层非均质性对蒸汽辅助重力泄油开发效果的影响

在蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发过程中,生产效果主要取决于蒸汽腔的大小,储集层非均质性对蒸汽腔发育具有重要的影响。以克拉玛依风城油田重32井区和重37井区SAGD试验区典型非均质地质模型为基础,利用数值模拟方法详细研究了储集层渗透率、夹层物性及夹层空间分布对SAGD开发的影响。结果表明,注汽水平井上方的夹层主要影响SAGD生产阶段蒸汽的垂向上升,阻碍了蒸汽腔正常的垂向发育,迫使蒸汽腔沿夹层底部横向扩展,推迟产油峰值时间;注采井井间的夹层导致水平段动用程度低,影响循环预热效果,增加预热时间,导致热流体无法正常采出,生产效果较差。为获得较好的开发效果,SAGD水平井组应部署在水平段渗透率级差小于3.0的位置,以避开渗透率小于100 mD的夹层,确保不连续夹层距离注汽水平井上方3 m以上,注采井间夹层以及注汽井上方夹层的夹层闭合度分别小于40%和50%.

试用分形理论建立储集层非均质性的分维模型

储集层研究的核心问题是非均质性的研究，包括宏观非均质性和微观非均质性2个方面。研究认为，利用压汞曲线计算出来的分数维作为储集层微观非均质性分维，来定量表征储集层微观孔隙结构的非均质性；研究提出“基于盒维数的测井曲线刻度线网格加密法”，利用单砂体测井曲线计算出来的分数维作为储集层宏观非均质性分维，来定量表征储集层层内及层间等宏观非均质性。最后按照同一微相、同一单砂体层位将储集层微观非均质性分维与宏观非均质性分维联系起来建立储集层非均质性分维模型，并实现了模型的三维可视化，从而实现了非均质性的表征从宏观向微观方向扩展、定性向定量方向扩展、单一学科向多学科一体化综合方向扩展。结合实际以某注水开发中后期油田的河流—三角洲沉积体系砂岩储集层为例展开研究，应用效果较为理想。

异常高压下海相重力流致密砂岩非均质性特征及其影响因素——以莺歌海盆地LD10区中新统黄流组储集层为例

通过模块式地层动态检测、铸体薄片、黏土矿物X射线衍射、扫描电镜、高压压汞、埋藏热史等分析,对莺歌海盆地LD10异常高压区中新统黄流组海相重力流致密砂岩储集层非均质性特征及其演化过程进行研究,探讨储集层非均质性的影响因素,预测有利储集层分布。结果表明,(1)储集层非均质性主要由胶结物非均质性、孔喉非均质性及物性非均质性决定,并受异常高压影响下的成岩作用控制;(2)成岩演化过程导致的孔喉结构差异影响了胶结物及孔喉非均质性,进而控制了储集层的物性非均质性;(3)与常压储集层相比,异常高压抑制了压实作用与胶结作用的强度、增强了溶蚀作用,在一定程度上使储集层的非均质性变弱。有利储集层主要分布在黄流组中下部强超压带的重力流水道砂体中。图8表3参38.

储集层非均质性对低渗透油藏CO_(2)驱油气窜的影响规律

为了提高低渗透油藏CO_2驱油的原油采收率并最大限度地抑制CO_2气窜现象,通过室内实验,研究储集层非均质性(平面和纵向)对CO_2驱油过程中气窜的影响,基于实验效果分析了不同模型产油量、最终驱油效率、见气时间、气窜时间及驱替压差等的变化特点。结果表明,在纵向上,储集层渗透率级差越小,CO_2驱油过程中气窜时间越晚;在平面上,高注低采效果优于低注高采,即注入端渗透率较大时,CO_2气窜时间较晚,驱替效果较好。研究成果为鄂尔多斯盆地低渗透油藏的开发提供了有益的支持。

致密砂岩储集层垂向非均质性研究

致密砂岩油气是非常规油气资源当中的一种重要类型。储集层非均质性是影响致密砂岩储集层开发效果的关键因素。依据岩心、录井及测井等多项资料,主要针对层内、层间两个层次开展致密砂岩储集层垂向非均质性表征研究,其研究结果可为油田增储上产提供地质依据。

储集层非均质性分析的计算机方法：以西弗吉尼亚州下密西西比系油田为例

本文使用几种计算法和统计法研究美国西弗吉尼亚洲中部格兰尼克里克油田大Ｉｎｊｕｎ砂岩储集层的结构及其与采油量的关系。计算机程序根据已出版的资料编写，以适合（ｌ）计算渗透率对孔隙度的回归；（２）标绘三维孔隙度；（３）确定和标绘根据地球物理测井记录推断的相；（４）估算原始储量、累积产量和采油率。因为回归分析显示出测井记录和岩心孔隙度及岩心渗透率间微弱但重要的相关，所以，孔隙度可用干地层渗透率中以构成储集层的模式。也使用定量地层对比和多维定算法来估算在缺乏可用数据的情况下构造的影响。于井间使用克里格法内插绘制的剖面，突出了孔隙度较高的地带。使用地球物理测井资料和岩心描述，用聚类分析确定导电相。原始储量的估算结果与累计产量数据相结合，得出采油率的估算值。这些采油量变量图通常呈现在岩相图上观察到的相同的南北走向。

利用多种测井参数综合评价储集层的非均质性——以志丹油田旦八区长6油层组为例

通过多种测井参数综合评价的方法,重新认识储层内部结构特征,认为储层的层内、层间及平面三个层次的宏观非均质性较弱,属于均质油层。而非均质性区强的地区则是形成剩余油主要部位,也是油田今后挖潜的主要方向。

江汉盆地白垩系储集层中硬石膏的成岩作用及其对油气分布的控制

江汉盆地西南缘白垩系渔洋组砂岩储集层非均质性比较严重,储集物性除受沉积微相控制外还与成岩作用密切相关。各种常见的成岩作用类型在研究区均有出现,其中压实作用、压溶作用、胶结作用与交代作用对储集层孔渗性起破坏性作用;而溶解作用形成大量粒间、粒内溶孔和铸模孔,对改善储集层性质起到了较好的建设性作用。研究认为,引起区内储集层孔隙度和渗透率下降的关键成岩作用是硬石膏的胶结与交代作用,形成硬石膏的硫酸盐来自新沟咀组烃源岩中的膏盐段,其中的硫酸盐随油气的运移一起进入储集层,硬石膏的出现范围预示着油气的到达位置,因此它对研究区的油气分布有着明显的控制作用。

鄂尔多斯盆地马家沟组储集层特征及其预测方法

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组碳酸盐岩储集层储集类型为风化壳岩溶型,主要岩石类型有含硬石膏结核溶模孔粉晶白云岩、斑状白云岩、颗粒白云岩等,受沉积相、成岩相和古岩溶地貌因素的影响,储集层非均质性强。针对储集层特点,利用地质叠图法,将沉积相图、成岩相图和岩溶古地貌图叠合,预测非均质储集层的发育、保存与上述因素之间的关系。预测的3块有利储集层分布区与实际钻探结果十分吻合。

孤东油田七区中馆4～6储层非均质性及剩余油分布规律

根据孤东油田七区中馆 4～ 6储层的实际地质情况 ,从沉积非均质性、构造非均质性及流体非均质性等方面入手 ,揭示了七区中馆 4～ 6储层非均质性的控制因素及剩余油在平面上和垂向上的分布模式 ,分析了储层非均质性对剩余油的控制作用。指出利用储层非均质综合指数等值线图可进行剩余油富集预测。

二连盆地赛汉塔拉凹陷白垩系火山岩储集层特征及分布预测

利用岩心、薄片等多种分析手段,从火山岩岩性、岩相、孔隙类型、储集层非均质性等方面研究二连盆地赛汉塔拉凹陷白垩系火山岩储集层特征,分析火山岩储集空间类型、储集层物性等特征。通过建立地质—地震对应关系,运用分频属性反演及地震属性分析法对研究区有利储集层分布进行预测。研究结果表明赛汉塔拉凹陷火山岩主要发育于下白垩统阿尔善组三段,火山岩岩性主要为安山岩,储集空间为气孔、杏仁体内孔、溶蚀孔、收缩缝和构造缝等,孔缝组合类型有孔隙型、裂缝—孔隙型、孔洞—裂缝型和裂缝型;岩相主要发育喷溢相,爆发相和喷发沉积相分布较局限,喷溢相上部亚相储集层物性和含油性最好;有利储集层紧邻扎布断裂分布,纵向上分布在下白垩统阿尔善组三段上部,其中扎布断裂西段上升盘赛60井区的阿三段上部层段火山岩储集层相对较好,勘探潜力大,火山岩油气成藏属于源外大断层输导成藏模式。

礁滩储集层类型、特征、成因及勘探意义——以塔里木和四川盆地为例

以塔里木盆地和四川盆地多层段发育的礁滩体解剖为例,研究不同类型礁滩储集层孔隙成因和非均质性,分析其有效储集层分布规律。礁滩储集层可分为生物礁和颗粒滩两大类:前者与生物格架有关,多形成镶边台缘,可细分为台缘生物礁和台内生物礁储集层;后者与生物格架无关,在缓坡型碳酸盐台地多受海平面升降控制,由滩体迁移形成广布的颗粒滩,在陡坡环境有台缘颗粒滩和台内颗粒滩之分。礁滩体储集空间主要形成于同生期和埋藏期两个阶段,同生期孔隙受原岩骨架和与层序界面有关的溶蚀作用控制,而埋藏期孔隙发育和分布则与同生期孔隙发育和分布密切相关,具有继承性。礁滩储集层具强烈非均质性,有效储集层分布比较复杂,对礁体而言,向上变浅旋回顶部的台缘礁和与礁共生的生物滩是孔隙发育主体,独立滩体向上变浅旋回顶部发育的颗粒滩也是孔隙发育主体,且与致密层间互分布。总体而言,颗粒滩储集层规模大于且物性好于生物礁储集层。

坨11断块南沙二段8砂层组储层非均质性研究

通过对坨11断块南沙二段8砂层组沉积微相的精细研究,进一步研究储层层内、层间及平面的非均质性,从而全面、准确地认识工区储层非均质性特征。工区储层非均质性明显受到沉积微相韵律的控制,通过对此类储集层非均质性系统研究,对于正确认识和评价油气藏,合理部署井网、划分开发层系、制定合理的三采调整方案,提高开发效益都有重要的意义,同时也对相似情况储层非均质性的研究具有借鉴意义。

微观孔喉结构非均质性对剩余油分布形态的影响

选取塔里木盆地东河砂岩储集层4块不同孔隙结构类型的岩心开展水驱油扫描成像实验,通过图像处理对油、水、颗粒三相进行精准分离,并建立孔隙网络模型,计算孔喉数目、喉道半径分布等参数,实现定量表征微观孔喉结构非均质性、驱替过程中油相的运移规律、驱替结束后剩余油的分布与形态规律等。研究结果表明:宏观孔隙度-渗透率相同的岩心,其微观孔喉结构非均质性仍存在较大差异;宏观孔隙度-渗透率、微观孔喉结构非均质性均不同程度影响油相的运移与剩余油的分布形态,非均质性越强,水相主要沿优势通道渗流,剩余油成片状滞留在小孔隙内,驱替过程中形成的油簇(滴)的数量越多,平均体积越小,剩余油以簇状连续相为主且饱和度较高;非均质性越弱,孔喉波及效率越高,剩余油主要以非连续相滞留在孔隙内。微观剩余油分布形态与绝对渗透率、毛细管数、微观非均质性有关,由此建立的微观剩余油分布连续性识别图版,可以很好地描述三者与剩余油分布的关系并准确识别剩余油分布的连续性。

M油田ZJ1-Ⅳ海相砂岩油藏储层非均质性研究

储层非均质性对储层含油分布和流体流动有明显控制作用,对油气藏评价及制订合理开发方案具有重要意义[1]。在我国,对碎屑岩储集层非均质性的研究,裘亦楠教授结合国内外分类方案,考虑到非均质性的规模和开发实际,将储层非均质性由大到小划分为4类:层间非均质性、平面非均质性、层内非均质性、微观非均质性。本文针对M油田ZJ1-Ⅳ油藏海相砂岩储层的特点,从层内、平面非均值性两个方面对该储层的非均质性进行了评价。

基于流动单元分类的非均质砂岩储集层渗透率预测

综合岩心分析测试和测井资料,对松辽盆地新站油田D404区块葡萄花油层进行流动单元划分,建立中低孔、中低渗非均质砂岩的渗透率预测模型。首先,将葡萄花油层划分为4个特征明显的流动单元,分类后的孔隙度与渗透率关系明显改善;其次,筛选最能表征储集层储集性能的补偿密度、深感应电阻率和中感应电阻率为变量,建立了流动单元指数(FZI)的测井响应多元回归方程,为应用测井曲线划分流动单元奠定基础;第三,应用与孔隙度关系最密切的补偿密度测井预测孔隙度;最后,应用基于流动单元分类的孔隙度与渗透率关系,预测非均质储集层渗透率,精度明显提高。研究结果为中低孔中低渗砂岩储集层解决非均质问题提供有效途径。