特低渗透储集层成岩作用及孔隙演化定量表征——以鄂尔多斯盆地姬塬地区为例

采用薄片镜下观察、储集层物性分析相结合的方法,开展了成岩作用和成岩过程中孔隙演化的定量分析。研究表明,姬塬地区延长组长4+5、长6储集层以相对致密、低渗储集层为主,长石含量高、埋藏深度大及孔隙结构复杂等是储集层物性变差的重要因素;延长组长4+5、长6储集层经过了压实、胶结、溶蚀及交代等成岩作用改造,目前已处于中成岩阶段A期的晚期到B期的早期,压实作用造成孔隙度大量丧失,是储集层物性变差的最主要原因。

低渗透砂岩储集层分类及渗透率测井评价——以石南21井区头屯河组油藏为例

准噶尔盆地石南21井区头屯河组低渗透砂岩储集层非均质性强,剖面上物性差异大。基于物性、压汞、铸体薄片等资料,从储集层微观孔喉结构出发,运用聚类分析方法,优选多项参数将储集层分为4类。石南21井区头屯河组以Ⅱ类和Ⅲ类储集层为主,储集层物性受泥质含量影响大,泥质含量增加,孔隙结构变差,渗透率降低。由于采用常规模型解释含泥质砂岩储集层渗透率误差较大,按泥质含量结合储集层分类,对4类储集层分别建立了渗透率解释模型。实际应用表明,所建模型解释结果与岩心分析数据吻合度较高,比常规测井参数模型解释精度提高了7.8个百分点,效果较好,可推广运用到其他含泥质的低渗透砂岩储集层。

福山凹陷YN背斜流一段低渗透率储集层微观孔隙特征

利用微观及高压压汞等技术手段,获取相关实验资料,分析福山凹陷古近系YN背斜流沙港组一段储集层孔隙特征,研究储集层孔隙类型和孔喉大小、连通性、分布特征以及孔隙结构对储集层物性、驱油效率的影响。结果表明,该区流沙港组一段储集层属中低孔隙度、低渗透率储集层,以次生孔隙为主,孔隙类型主要为粒间溶蚀孔隙、粒内溶蚀孔隙;喉道大小以纳米级和亚微米级为主,为微细喉,均质系数较小,分选系数较大,孔喉呈双峰分布。孔喉大小分布不均匀,连通性较差,是造成储集层渗透能力差、采出程度低的主控因素。

低渗透率储集层岩石热解气相色谱量化解释评价方法

岩石热解气相色谱分析技术已成为识别油水层的有效手段之一,随着勘探对象日趋复杂,单纯以谱图形态进行油水层解释评价,虽然具有直观且解释评价快速的特点,但由于标准形态界定采用非量化的方式,解释评价结果受人为因素影响较大,显然已不能满足精细勘探开发的需求。针对这一情况,在分析低渗透率储集层岩石热解气相色谱分析参数与油水关系的基础上,通过对英台、裕民地区11层67个样品的热解气相色谱分析参数与试油结果的统计对比分析,引入了量化表征碳数分布范围,反映有机质丰度、母质类型和演化程度的∑nC21-/∑nC22+比值和电测电阻率解释评价图板。应用表明,其油水层的解释评价符合率得到了一定程度的提高,尤其重要的是该图板的应用为岩石热解气相色谱的解释评价由单纯以谱图形态特征的判断向量化综合评价过渡起到了一定的导向作用。

特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法

以华北油田特低渗透岩样为例,利用低磁场核磁共振仪,并依据低渗透物理模拟实验,建立了特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法。并对不同渗透率条件下T2几何均值与驱油效率的关系研究表明,与常规相对渗透率曲线测试方法相比,特低渗透油田相对渗透率曲线新测试方法能比较准确地测试了束缚水饱和度和残余油饱和度。渗透率与T2几何均值、渗吸效率、驱替效率和总的驱油效率的相关关系较差,T2几何均值与可动流体百分数、渗吸效率、驱替效率和总的驱油效率有很好的相关性。

特低渗透岩心相对渗透率实验研究

室内实验研究表明,大庆油田扶杨油层特低渗透岩心气测渗透率越低,油水两相流动区范围越窄;残余油饱和度条件下的水相相对渗透率值总体比较低;水相相对渗透率曲线呈现凹向和凸向含水饱和度轴及反S型3种形式,这反映了特低渗透油藏水驱油过程中流体与流体、流体与介质之间相界面作用及变化诱导出流体渗流状态的多变性和复杂性。

特低渗透储层提高水驱油效率实验研究

西峰油田长 8储层渗透率低 ,物性差 ,属特低渗储层 ,常规注水驱油效率低 .在注入水中加入表面活性剂后 ,最终驱油效率比水驱有较大幅度的提高 ( 2 6.6% ) ;水驱压力同样对特低渗透储层岩心驱油效率有显著影响 ,对于空气渗透率大于 1× 1 0 -3 μm2 的岩心 ,水驱压力的提高使水相相对渗透率大幅上升 ,即储层容易发生水窜 ,导致驱油效率上升不多或下降 ;对于空气渗透率小于 1×1 0 -3 μm2的岩心则相反 ,水驱压力的提高不会导致水相相对渗透率上升 。

特低渗透油藏变渗透率场油藏数值模拟研究

根据流体在特低渗透多孔介质中的渗流特征,考虑储层渗透率随压力梯度的变化规律,建立了变渗透率渗流油藏数学模型。在黑油模型基础上,提出了特低渗透油藏变渗透率数值模拟方法,并对吉林油田红75特低渗透区块进行数值模拟计算。模拟结果表明:在特低渗透油藏开发过程中,拟线性渗流仅发生在井筒及人工压裂缝附近小部分区域内,地层大部分区域内发生变渗透率渗流,变渗透率渗流占地层渗流的主导地位。以变渗透率渗流油藏数学模型为基础的数值模拟方法能够更准确地预测特低渗透油藏的动态开发特征。

低渗-特低渗油藏非稳态油水相对渗透率计算模型

考虑低渗-特低渗储层多孔介质中油水渗流特征,建立考虑启动压力梯度、重力及毛管力影响的低渗-特低渗油藏非稳态油水相对渗透率计算模型,进行非稳态油水相对渗透率试验,计算不同影响因素下的油水相对渗透率曲线。结果表明,启动压力梯度作为油水渗流的阻力,对油水相对渗透率、储层压力、剩余油饱和度、产油及产水等影响最为显著,其次是重力,毛管力仅对油相相对渗透率有影响,对水相相对渗透率无影响。

低渗透储集层类型的测井识别模型

目前低渗透储层测井评价结果与试油效益并不令人满意 ,其原因是低渗透储集层类型的差异导致其导电性和测井响应特征不同 ,而测井解释大多数还是沿用中高孔渗油气藏的解释方法。因此 ,低渗透储集层的测井解释模型要针对不同的储集层类型建立模型 ,其核心问题是利用测井资料进行低渗透储集层类型的识别。文章首先应用毛细管压力曲线、岩电实验数据、物性分析数据和相对渗透率曲线等实验资料 ,结合实际测井和测试资料 ,采用地质储层分类标准和储层的分形特征对塔中志留系储层进行分类研究 ,建立了适应井区的测井分类标准 ;然后 ,采用BP神经网络方法建立了识别储层类型的测井分类模型 ;最后应用该方法处理该层系低孔低渗储层的实际测井资料。其处理解释结果与岩心分析结论比较 ,符合率高达 91.89% ,试油结果也验证了该方法的实用性、准确性。

特低渗透储层油水相对渗透率实验研究

利用能够描述特低渗透储层岩样水驱油渗流规律的两相渗流公式 ,对榆树林油田低渗透岩样进行了相对渗透率实验研究 ,并与原计算方法测定的结果进行了对比分析。实验证明 ,该方法能够正确描述榆树林油田油水渗流特征。

深层特低渗透率砂砾岩储层油水层识别方法研究

深层特低渗透率砂砾岩储层埋藏深、储层岩性变化大、孔隙结构复杂、非均质性严重、油水层岩石电性关系特征不明显,造成油水层判别困难。以岩心分析资料为基础,综合应用成像测井、核磁共振测井、常规测井、岩心分析等资料,采用测井相分析技术,提取反映油水层特征的综合特征参数。利用数理统计等数学方法,建立深层特低渗透率砂砾岩储层油气水层多参数判别模式及油水层识别方法。应用所开发的软件,对研究区14口井的测井资料进行处理。处理结果表明,该方法有效提高了储层参数解释精度和油水层判别准确度,为深层特低渗透率砂砾岩储层的勘探开发提供了更为详细可靠的地质依据。

樊31北块特低渗透油藏初始含水率的影响因素

樊31北块属于特低渗透油藏,其初始含水率要比中高渗透油藏的初始含水率高得多,并且开井生产后含水率会持续下降一段时间。通过分析油藏的地质特征和流体流动的微观机理认为,油藏构造特征、地层沉积特征、钻井和压裂过程造成的水锁效应、贾敏效应、地层微裂缝的动态变化、启动压力梯度和岩石物性特征是引起初始含水率差异的因素,并利用樊31北块的物性参数定量计算了各种因素的影响程度。

特低渗透率储层水驱油规律实验研究

为研究特低渗透率储层水驱油规律,文中选取鄂尔多斯盆地3个井区的57块岩心进行水驱油实验分析,并研究了特低渗透率条件下水驱油效率与渗透率大小、注入倍数、注水压力等参数的关系。岩心主要为特低渗透率岩心,渗透率大小为研究区长4+5储层、长6储层和长8储层渗透率范围。实验结果表明:驱油效率随着渗透率增加而提高,而且在渗透率低值阶段,驱油效率提高更快;随着注水倍数的增加,驱油效率提高,直到含水100%为止,但含水越高,增加幅度越小;在同样的水驱速度下,渗透率越大,驱油效率越高,如果水驱速度不同,采收率会产生波动,但存在一个最佳驱油速度,且渗透率越大,最佳驱油速度变大;随着注水压力增加,无水期驱油效率总体呈下降趋势,但含水期驱油效率随着注水压力增加而逐渐提高,当达到一个最佳注水压力后,驱油效率又呈下降趋势;层内非均质性越强,驱油效率越低。

特低渗透油水同层油藏油层初期含水率解释图版

在特低渗透油水同层油藏地质特征分析的基础上,利用相对渗透率资料计算出不同渗透率油层含水率与含水饱和度关系式,并在3口密闭取心井岩心分析和试油(采)资料校正下,得到油藏条件下不同渗透率油层含水率与含水饱和度关系式,建立特低渗透油水同层油藏油层初期含水率解释图版。经葡西油田古109试验区11口井单层射孔资料验证,图版解释符合率为82%。该图版为油水同层油藏开发中确定开发井完井下限和界定开发井射孔层位提供了有效依据。

油藏描述中求取特低渗储层渗透率的方法

精确求解地层渗透率是历代测井地质解释家十分棘手的问题。以前只是针对非特低渗储层作了大量的工作。本文针对辽河油田陈家洼陷南部浊积成因特低渗储层的渗透率进行研究，提出了一种建立其解释模型的有效方法，并在现场得到比较成功的应用，获得满意的效果。同时为当今测井研究前沿理论─—非线性与非均质测井理论￣［１］提供了有力证据。

低渗-特低渗油藏油水相对渗透率及水驱油效率影响因素研究

了解和掌握低渗-特低渗油藏的相对渗透率和水驱油规律,对于准确认识该油田区块流体渗流特征,合理、高效开发油田有着十分重大的意义。以鄯善油田特低渗储层为例,通过室内岩心实验,分析了不同因素对于低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率和水驱油效率的影响。结果表明:岩心渗透率、原油黏度的变化都会影响低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率曲线特征。同时,低渗-特低渗油藏的水驱油效率也会随着岩心渗透率、驱替速度和原油黏度的变化而变化。

基于有效介质与等效岩石元素理论的特低渗透率储层饱和度模型

清水洼陷沙三段储层属于特低渗透率储层,具有含泥质、微孔隙发育、束缚水饱和度较高、孔隙结构复杂的特征。建立该区块饱和度模型时应考虑这些因素对岩石导电性的影响。将含泥特低渗透储层等效成孔隙大小和形状及所含流体性质和含量不变的纯岩石,利用等效岩石元素理论描述孔腔和喉道比对岩石导电性的影响,利用有效介质对称导电理论描述孔隙结构对岩石导电性的影响,分别建立等效纯岩石的导电方程,并联立求解得出等效混合流体介质电导率表达式;再利用有效介质对称导电理论描述泥质附加导电对岩石导电性的影响,将求得的等效混合流体介质电导率代入该方程中,从而建立基于等效岩石元素理论和有效介质对称导电理论的含泥特低渗透储层导电模型。利用清水洼陷沙三段储层的岩电实验测量数据对该模型进行精度分析,测量岩样电导率值与计算电导率值平均相对误差很小,说明提出的模型能很好地描述特低渗透储层岩石的导电规律。利用建立的模型及确定的模型参数值处理了清水洼陷沙三段储层实际井资料,结果表明,所建立的模型适用于清水洼陷沙三段特低渗透泥质砂岩储层评价。

特低渗透及致密油藏低产井有杆泵采油参数优化方法

特低渗透油藏及致密油藏低产井产量低、生产成本高,确定合理的有杆泵采油参数对于提高低产井经济效益意义重大。为此,根据现场采集的井下压力数据,以油井内流量积分方程为基础,建立了采油参数优化模型,并在确保油井稳产的前提下,采用该模型对冲程、冲次、开井时间和关井时间等参数进行了优化,以实现节能降耗。延长油田七里村采油厂163口油井应用该方法进行开井时间优化后,节电率达25.9%。研究表明,采用流量积分方程建立的采油参数优化模型降低了以往方法存在的误差,优化了开井时间和关井时间,可以降低有杆泵系统的能耗,提高油田生产效益。

特低渗透率的测定方法综述

特低渗透率的测量一直是石油领域研究的热点问题,随着低渗透油田的开发、煤层气及页岩气的开采,其日益受到人们的重视。在参阅国内外相关文献的基础上,对目前测量特低渗透率的方法进行归纳,分别介绍了每种方法的工作原理,并简单总结了各自的优缺点。