志丹油田正359井区延长组裂缝发育特征及其对注水开发的影响

本文主要研究志丹油田正359井区延长组裂缝发育特征并分析其对注水开发的影响。研究区岩心裂缝观察和人工裂缝监测结果分析表明,本区储层天然裂缝主裂缝方向在北东60°～80°之间,其中主力层长4+5储层人工裂缝方位主要为北东60°～80°,长6储层人工裂缝方位主要为北东40°左右。储层物性统计数据分析表明,微裂缝发育段所对应的孔隙度和渗透率值大多接近于或者大于其整个段的平均值,微裂缝对于储集层渗透率的提高有一定的改善作用。裂缝还对注水时机、注水方式以及井网部署具有很大的影响。在注水开发时一定要明确储层裂缝的分布规律,确定合理的注水开发参数,为该区油田注水开发方案部署提供指导。

志丹正359井区延长组长4+5段剩余油分布主控因素分析

志丹油田正359井区处于中含水阶段,剩余油的分布和挖潜成为未来一阶段油田增产的主要攻关目标。为深入研究鄂尔多斯盆地志丹地区三叠系延长组长4+5段储层剩余油分布特征,文中总结前人研究成果,并通过沉积、构造、储层特征及生产动态资料分析,综合研究长4+5段储层的剩余油富集规律及控制因素。研究认为,长4+5段储层剩余油主要分布在河道侧翼至分流间湾沉积相,且剩余油富集位置隔夹层发育,注采井网不完整,存在隆起构造;储层孔隙微观特征为剩余油富集的主要控制因素;长4+5段储层孔喉半径集中在0.016~0.063μm,孔喉流动半径下限为0.107μm,孔喉流动半径下限最终决定储层中的剩余油富集总量。

志丹油田正359井区延长组长6储层特征

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6油藏为典型的特低渗透岩性油藏,储层非均质性强,岩性、物性、含油性在纵向上和横向上变化较大。综合运用岩石薄片、扫描电镜及压汞试验等分析测试资料,对志丹油田正359井区延长组长6储层的岩石学特征、储集空间类型及孔隙结构进行分析研究。结果表明,该区长6储层为三角洲前缘沉积,主要为水下分流河道砂岩,岩性以灰色、灰绿色细粒长石砂岩为主,主要储集空间为长石溶孔和溶蚀粒间孔;孔隙度平均为10.20%,渗透率平均为1.08mD,平均孔喉直径为0.86μm,为典型的低孔微细喉型储层。沉积相控制储层砂体的发育,长石溶孔、溶蚀粒间孔及微裂缝改善了储层的物性。