安塞油田王窑地区长61^1储层物性研究

利用铸体薄片、扫描电镜及压汞曲线等资料,系统地研究了安塞油田王窑地区长611储层的岩石学特征、孔隙类型、孔隙结构特征、物性特征及其影响因素,并指出了有利的勘探目标区。综合评价认为:研究区长611储层砂岩类型以长石砂岩为主,孔隙类型为原生粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、溶蚀粒内孔隙、微裂缝等,砂岩储层的铸体薄片面孔率为0.98%～1.37%,平均孔喉半径较小,为典型的中—低孔、低渗储层;影响储层物性的因素主要为沉积环境和成岩作用。

应用数值模拟技术研究安塞油田王窑中西部剩余油分布

为了进一步摸清王窑中西部目前剩余油的分布情况,为下一步注水开发调整提供理论依据和指导,提高油田的产量和开发效果,对王窑中西部进行了数值模拟研究.对1988年到2002年的地质储量、含水率、注水量、累产量和压力等参数进行了拟合,拟合准确度比较高.并在此基础上得到了剩余油饱和度分布图,同时结合现场生产实际对剩余油饱和度分布图进行分析,对下一步的调整方案提出了针对性强的措施.

王窑油田西部低渗透油藏正方形反九点井网加密调整物理模拟

王窑油田低渗透油藏开发多采用正方形反九点井网,2009年在其西部开展了井网加密调整试验。为了评价试验区井网加密调整提高采收率的潜力,进行了正方形反九点井网加密调整物理模拟。针对试验区地质特征,通过对比孔隙度、渗透率、驱油效率和孔喉半径等参数,选取与其物性相近的天然砂岩露头,采用树脂封装制作大尺度物理模型开展水驱油实验。根据试验区实际加密调整时机和方式,在水驱油实验过程中进行加密转注调整模拟,研究井网加密调整对开发效果的影响。实验结果表明,试验区经井网加密调整后,提高采收率幅度约为4.97%,若井网加密调整时机晚5 a,提高采收率幅度则降低1.24%。因此,试验区所在区块应尽早实施井网加密调整。

脲醛树脂封堵裂缝技术研究及在王窑加密区块应用

针对王窑加密区块裂缝性油藏封堵困难的问题,室内以甲醛和尿素为主剂,在55℃下合成了脲醛树脂堵剂,并考察了其性能。结果表明,脲醛树脂在注入水、煤油、10%HCl+3%HF中的溶解率分别为1.54%、2.40%、14.30%,其水溶性、油溶性和酸溶性均较低,稳定性较好。随着温度的升高,脲醛树脂固化时间缩短,抗压强度迅速增大,55℃的固化时间为10 h、抗压强度为12.2 MPa。随着矿化度的增加,抗压强度降低,固化时间延长。当矿化度为50g/L时,固化时间为12h,抗压强度为4MPa。脲醛树脂堵剂对裂缝性油藏的封堵效率高于95%,且突破压力大于24MPa,封堵强度较高。应用"弱凝胶+脲醛树脂"体系在转注井王19-06井进行了现场施工,累计增油545.56t,降水475.92m^3,有效期大于10个月,增油降水效果较好。

安塞油田王窑区长6储层特征及孔渗特性控制因素

通过对鄂尔多斯盆地安塞油田长6储层大量样品进行薄片、压汞、扫描电镜等测试分析,综合多方面资料,剖析研究区储层特征,并对储层孔渗特征控制因素进行分析。结果表明,研究区储层为中孔特低渗储层,具有矿物成熟度低而结构成熟度高的特点,孔渗相关性较差,储层特征复杂。沉积相带、碎屑和填隙物组成以及后期溶蚀作用是影响其孔渗特性主要因素,裂缝总体上不太发育,在部分区域影响较为显著。

安塞油田王窑区长61^1层储层宏观非均质性研究

安塞油田王窑区延长组长611层储层为湖相三角洲前缘砂体,沉积相控制储层物性及非均质性。通过对区储层层内韵律性、层间差异性和平面上砂体连续性的研究,揭示储层的宏观非均质性特,认为鄂尔多斯盆地王窑地区储层长611层段平面非均质性较强,层间非均质性较强,层内非均质性严重。

王窑-西河口地区长6油藏沉积相研究

根据大量的岩芯观察及测井曲线分析,研究区长6油层组主要为曲流河三角洲前缘亚相沉积,可将该区三角洲前缘亚相划分为水下分流河道、水下天然堤、水下决口扇、河口砂坝、席状砂以及水下分流间湾等六种沉积微相。其中水下分流河道微相和河口砂坝微相是该区长6的有利储层,水下分流河道砂体和河口坝砂体是该区今后勘探的方向。沉积相分析师研究砂体分布的关键技术,沉积相确定的正确与否直接影响着着对砂体分布规律的认识。

安塞油田王窑区长6_1～1地层沉积相研究

王窑地区长611地层为三角洲前缘沉积,主要沉积微相为三角洲前缘水下分流河道、河道侧缘砂、分流河口砂坝、前缘砂席和分流间湾等。根据岩心描述结果和测井曲线,结合砂体形态对长611油层三角洲沉积微相和砂体展布进行综合表述,并提出开发调整意见。

特低渗油藏王窑区表面活性剂驱油先导试验研究与应用

安塞油田王窑区属典型的"低渗、低压、低产"油藏,其主力开发层位长6_1经过20年的开发,目前综合含水57.3%,已进入中高含水开发阶段,由于储层的非均质性,水驱效率下降。为进一步动用剩余油,开展了表面活性剂驱油技术研究及先导性试验.现场试验8个井组,实施井组含水下降,改善了开发效果,提高了采收率。

王窑区油井重复压裂影响因素及合理时机探讨

以安塞油田王窑区为研究对象,应用灰色关联度法确定重复压裂影响参数权重及敏感性大小排序,以及各参数的合理取值范围,并综合应用动态分析法、试井法和统计规律法探索重复压裂合理时机,为油田开发后期的选井和选时提供一定的指导。

安塞油田王窑区块长3长2储层特征研究

本文描述了王窑区块长3、长2储层的岩石学特征、砂岩成岩作用特点及其分布与变化规律,对比各成岩作用对储层孔隙的影响,最终预测出研究区的储层特征并在现场有指导勘探作用。

单井组精细数值模拟在王窑油藏开发中的应用

应用油藏数值模拟技术对油藏进行深入细致的综合研究,已成为中高含水阶段措施挖潜提高油藏采收率的重要方法。本文主要针对高含水、低产低效等矛盾突出的井组,应用油藏数值模拟开展井组精细研究,精细刻画井组剩余油分布,提出注水调整、补孔、隔采、压裂、侧钻等挖潜措施,提出的措施井在现场应用取得了较好的效果,为王窑油藏稳产及措施挖潜提供了技术思路。

常规测井技术在安塞油田王窑区裂缝识别中的应用

储层裂缝是影响低孔、低渗油藏开发效果的关键因素,如何精确识别和评价裂缝是进行注水开发和调整挖潜的前提。由于常规测井资料容易获得,技术分析比较成熟,本文结合了该区地质特征,采用常规测井资料进行裂缝识别。在与岩心实验资料标定的基础上,建立起测井响应的识别模板,确定了裂缝参数。应用该模板对本区所有井进行了裂缝识别和分析。结果表明,裂缝分布与本区油水井生产动态吻合较好,该技术极大地改善了注水开发与井网部署的应用效果。

安塞油田王窑整体加密区渗流特征分析

王窑整体加密区位于王窑老区西南部,属于典型的特低渗透油藏,随着油田开发的深入,渗流规律越来复杂。本文主要通过区块裂缝分布特征再认识,结合注采动态分析,研究了储层渗流特征,并分析了剩余油分布规律,为油田稳产及提高采收率工作提出下步调整方向。

安塞油田王窑-孔隙区长61油藏三维地质建模

经过多年的注水开发,安塞油田王窑长6油藏现已处于中高含水阶段。储层非均质性严重是导致油区含水上升快、剩余油分布不均的主要因素。因此,本文从基础地质出发,在对油区储层地质和沉积微相进行精细研究之后,建立了反映地下地质体的三维模型,为后期油藏数值模拟中挖掘剩余油分布规律提供了直接的数据体。在建模过程中,采用了基于相元的顺序指示模拟方法建立储层的沉积微相模型,在沉积微相模型的控制下采用顺序高斯模拟方法建立储层的物性参数模型,所建模型与实际地质情况相符,具可操作性。

安塞油田王窑延8延9储层特征研究

本文对王窑延8、延9储层的岩石学特征、物性特征,以及储集空间特征进行了研究,总结了成岩作用的类型以及对储层物性的影响。

安塞油田王窑区长6储层物性影响因素分析

本文分析了安塞油田王窑区长6储层物性的影响因素,明确了物性影响因素主要为沉积作用、岩石类型和成岩作用。

王窑区“2+3”提高采收率试验效果评价

安塞油田王窑老区是典型的特低渗透油藏,经过20多年的注水开水已进入中高含水期,剩余油难以动用,提高采收率成为难点。2009-2012年在W2井组部署9口检查井揭示特低渗透油藏中高含水期剩余油分布规律,通过动态监测、检查井解剖等方法,对检查井组平面、剖面水规律进行解剖,结果表明平面剩余油主要富集在侧向,剖面剩余油主要富集在低渗段和侧向,波及系数和驱油效率仍有提升空间。2016年9月在该区域开展4个井组注微球和表面活性剂"2+3"提高采收率试验。本文通过对检查井组区域油井效果,评价微球和表面活性剂在特低渗透油藏的适应性。

王窑南区长6段储层参数及有效厚度下限研究

王窑南区长6段储层是石油勘探开发的重要层位,优化目的层位储层参数解释模型及确定储层有效厚度下限,能对储层特征进行定量评价和避免有效厚度漏失。本次研究通过薄片鉴定、取芯、测井等资料对研究区目的层位的"四性"关系进行了研究,认为长6储层发育高自然伽马砂岩,其在测井响应特征方面与邻近常规储层有一定的差异。因此分别对常规储层和高伽马储层建立泥质含量、孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型,提高了储层参数计算精度;并结合试油及测井资料确定了长6油藏有效厚度下限标准:孔隙度为10.4%,电性下限声波时差为218μs/m,电阻率为10Ω·m,为王窑南区进一步开发提供了科学依据。

安塞油田王窑南长6层油藏主控因素研究

油藏主控因素的研究对认识油藏特征、有效进行油藏开发具有至关重要的作用,王窑南区域为安塞油田重要的产建接替区域,通过对王窑南区域延长组长6层的构造条件、烃源条件、储层条件、储盖组合和保存条件等方面的分析研究,进一步加强了对该区域的认识,对下步油藏开发提供重要的理论依据,为产建开发指明方向。