特低渗透油藏开发规律及开发效果评价研究——以靖安油田WLW油藏为例

长庆特低渗透油藏由于其客观地质因素，油井投产后部分井见水快，产量递减大，开发效果不理想，因此，有必要对高效开发油藏中好的开发经验进行系统的研究和总结，为同类油藏开发提供参考依据。以WLW油藏为例，将理论研究和矿场数理统计方法相结合，系统总结了WLW油藏的见效规律、见水规律、含水变化规律、采液采油指数变化规律，并突破传统的研究方法，利用油藏固有的相渗特征研究其产量递减规律，同时提出了利用相渗曲线评价开发效果的新方法，对类似特低渗透油藏的开发具有很好的借鉴意义。

安塞油田长10油藏注气开发方式研究

安塞油田长10油藏是近年发现的新层系油藏,其天然能量不足,自然能量开发递减大,室内水驱油实验评价注水补充能量开发效果不理想,现场注水开发试验过程中暴露出注水井注入压力高,部分注水井注不进的问题。根据长10油藏特征,通过室内试验、油藏数值模拟及油藏工程研究,优化出安塞油田长10特低渗透油藏注干气合理的注气方式、气水交替驱段塞尺寸、注入时机等技术政策,指导了长10油藏注气开发试验,积极探索了鄂尔多斯盆地特低渗透油藏补充能量开发的新方式。

玛北油田深井压裂技术研究

玛北油田乌尔禾组油藏由于埋藏深、地应力高，造成前期压裂施工泵压高，加砂困难，施工成功率较低。通过分析存在的主要难点，形成了针对性的压裂改造思路。通过优化施工管柱及施工参数，优选压裂液和支撑剂，较好地解决了玛北油田深井压裂的难题，并为该地区建立了配套的压裂改造优化模式。

鄂尔多斯盆地中生界湖盆中部长6油层组致密油藏优质储层形成机理探讨

鄂尔多斯盆地中生界延长组长6油层组沉积期,在湖盆中部发育半深湖-深湖、砂质碎屑流、浊积砂体、三角洲前缘沉积。研究表明,该区长6油层组储层砂岩粒度细,塑性矿物组分含量高,经压实作用后充填孔隙,成岩后期碳酸盐胶结物的形成导致原生粒间孔相对不发育,从而形成大面积的低孔-超低渗致密储层。但该区仍存在部分沉积-成岩相带,其砂体厚度较大,碎屑粒度较粗,受早期绿泥石衬边的保护,粒间孔较发育,并于后期经溶蚀作用形成大量次生孔隙,有利于相对优质储层的形成。因此,该区在大面积低孔-超低渗的背景上具有发育相对优质储层的潜力,勘探开发意义巨大。

低渗-超低渗砂岩油藏可动流体影响因素分析——以鄂尔多斯盆地华庆地区长8储层为例

采用核磁共振技术，对鄂尔多斯盆地华庆地区长8储层进行可动流体研究，针对低渗一超低渗透油藏特点，阐述了核磁共振可动流体的测试原理、可动流体赋存特征，研究了物性和微观孔隙结构对可动流体的影响。研究表明，可动流体分布范围不一，具有明显的非均质特征，与渗透率的相关性强于孔隙度，孔隙尤其是次生孔隙发育、喉道大小和孔喉连通性是影响可动流体的重要因素。

鄂尔多斯盆地西缘晚三叠世“古脊梁”隆升地质证据及盆地原型西部边界的确定

鄂尔多斯盆地西缘“古脊梁”晚三叠世的构造特征是一意义重大而又长期争论的基础地质问题。通过区域角度不整合及“古脊梁”东西两侧沉积岩岩性、岩相综合特征分析，提出了“古脊梁”为一动态的隆升和下沉的构造演化带的新认识。认为，鄂尔多斯盆地西缘“古脊梁”晚三叠世为构造隆升带，上三叠统延长组长1～长7油层组沉积期，“古脊梁”构成鄂尔多斯盆地的西部边界，且为盆地西部沉积的物源区。

鄂尔多斯盆地陇东城壕地区长7油层组致密油储层微观特征

通过全岩分析、铸体薄片、扫描电镜、场发射扫描电镜、压汞等试验，对鄂尔多斯盆地陇东城壕地区长7油层组致密油储层微观特征进行了系统分析。结果表明，该区致密油储层粒度细，填隙物含量高，以伊利石等黏土矿物为主；储层孔喉结构复杂，以溶孔为主，残余粒间孔次之；储层孔隙、喉道半径小，致密程度高。不同物性储层的孔隙半径相差不大，但喉道半径差异较大，而喉道大小是决定渗透性差异的关键。储层微观特征差异成因分析表明，沉积、成岩作用是影响孔隙结构差异的最主要控制因素，最优储层为砂质碎屑流沉积形成的砂体，浊流沉积次之。

陕北地区长8油层组储层特征及致密成因分析

储层质量分析是石油地质研究的基础，对油气勘探开发具有重要意义。通过大量的普通薄片、铸体薄片、扫描电镜以及阴极发光等分析测试资料，从储层岩石组构、岩石组分的角度对陕北地区长8油层组储层特征及致密成因进行了研究。研究表明，区内长8油层组储层以岩屑长石砂岩和长石砂岩为主，粒度细，填隙物含量高；孔隙类型主要为粒间孔，长石溶孔次之，为微孔一微细喉孔喉结构；储层物性较差，属特低孔、特低渗储层。储层岩石组构、岩石组分及成岩作用控制了储层质量。利用储层岩石组构估算了其原始物性，孔隙度为38％～42％，渗透率为5～10mD，原始物性一般。岩石组分中塑性碎屑含量高，抗压实作用弱，填隙物以碳酸盐胶结、绿泥石填隙为主，水云母、硅质次之，填隙物类型及较高含量影响了成岩作用及其强度，继而最终造成了长8油层组储层致密。

白153井区长6_3油藏单井产能影响因素分析

华庆油田白153井区长63油藏属于低孔、超低渗油藏。在油藏地质特征研究的基础上,针对研究区开发过程中出现的单井产量递减严重、含水上升快、高含水油井增多等情况,从地质、开发2个方面分析了白153井区长63油藏单井产能影响因素。单井产能主要受控于沉积环境、单井含油性的差异、储层物性、非均质性、裂缝的发育、注采对应情况、注水时机以及注水方式等因素。并提出针对性的建议(调整注采方案、实施压裂、优化注水时机、个别油井转注等方式)来充分挖掘油层潜力,以达到降低递减率提高单井产量的目的。