华庆地区长63储层流动单元划分方法研究

鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长6储层为典型的碎屑岩储层,以华庆地区长63油层组为研究对象,根据流动单元的基本理论和方法,依据7口关键井的岩心分析资料和测井资料,计算和选取了储层流动单元流动指标和储集层品质指数,结合渗透率、孔隙度、储层质量指数、标准化孔隙度指数等作为研究区流动单元划分的参数,将长63储层流动单元划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四类。研究表明,Ⅰ类流动单元的储集能力和渗流能力最好,但分布最少,Ⅱ、Ⅲ类流动单元较多,储集能力和渗流能力依次变差,符合低孔、特低渗储层的特征。     

姬塬地区长6储层流动单元划分及评价

为了深化姬塬地区长6低孔低渗透储层的精细化分及评价,选取孔隙度(Φ)、渗透率(K)、有效厚度(h)、渗透率纵向变异系数和储层品质系数(RQI)这五个特征参数,利用岩性-物性划分法和多参数聚类分析法把姬塬地区长6储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四类流动单元。研究结果表明,粘土矿物含量及微观孔隙结构特征是决定研究区不同流动单元分类的主要影响因素,Ⅰ类、Ⅱ类好的流动单元面孔率高,粘土矿物含量相对少,溶孔发育,孔隙连通性好,渗流能力和储集能力较好,是今后进一步生产开发的主力储层。     

灰色系统储层流动单元综合评价方法

针对陕北斜坡中部特低渗透储层储集性能和渗流结构差异大、流动层带复杂的特点,利用灰色系统理论研究测井、钻井取心及有关地质资料,匹配、拟合和提取参数,统计分析特征值及其综合评价储层流动单元的方法.通过该区长3、长4 5特低渗储层流动单元类型和流动层带指标分析,综合考虑储层微观孔隙几何特征、沉积、成岩特征、岩性、物性及地层参数分布特征等10个参数,在其聚类分析基础上,确定了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类流动单元及其评价划分准则.利用矩阵分析、标准化、标准指标绝对差的极值加权组合放大及综合归一,实现了灰色系统理论集成和综合储层的多种信息,从不同角度分析评价该区特低渗透储层性质、特征和差异,指出了该Ⅰ、Ⅱ类好的流动单元分布发育的规模和范围虽然较小,但它们的渗流能力和储集能力明显较好,它们的区域和层位,是该区特低渗透储层含油有利区预测评价的主要方向.     

鄂尔多斯盆地镇泾地区超低渗透储层评价

针对鄂尔多斯盆地南部镇泾地区勘探开发前景,为寻找有利储层,利用砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜和恒速压汞等技术对取心井资料进行分析。结果表明,该储层岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,成分和结构成熟度偏低;储集空间以粒间孔和溶蚀孔为主;储集性能差到中等,原始产能低,非均质性强。结合生产动态,选用喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度和有效孔隙度等低渗透储层评价参数,将长81储层划分为3 类：Ⅰ类为较好储层;Ⅱ类为中等储层;Ⅲ类为较差储层。研究区主要发育Ⅱ类和Ⅲ类储层,有少量的Ⅰ类储层,分类结果符合该地区实际。     

基于BP神经网络技术的储层流动单元研究

黄珏油田方4阜一段储层属低孔隙度、低渗透率储层,储层特性较为复杂,在进行储层参数的求取时存在较大误差.结合取心物性资料、测井资料,选用流动带指数IFZ划分方法将取心井储层流动单元划分成Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,并建立流动单元的识别和划分标准.在此基础上,利用BP神经网络技术对取心井储层流动单元进行学习训练,与测井曲线建立其相关的学习和预测模型,对非取心段储层流动单元进行预测,明显提高了测井解释精度,为储层精细评价提供一种较有效的研究方法.     

基于辫状河储层构型的流动单元划分及其分布规律

随着对辫状河储层构型研究的深入,储层构型控制下的流动单元分布规律成为研究的重点问题。以大港油区A油田馆陶组辫状河储层为例,在辫状河储层构型分析的基础上,研究了辫状河流动单元的划分方法及其分布规律。首先在渗流屏障的识别、连通体划分和连通体内渗流差异分析的基础上,结合研究区储层非均质特征,优选了泥质含量、孔隙度、流动带指数和流度4个判别参数,应用聚类分析的方法,将储层划分为最好(Ⅰ类)、较好(Ⅱ类)、中等(Ⅲ类)、较差(Ⅳ类)和最差(Ⅴ类)5类流动单元;然后根据流动单元的判别标准,进行单井流动单元划分,并在此基础上,运用流动单元剖面和平面互动分析的方法,研究了流动单元的平面和剖面分布规律。结果表明:平面上,优质流动单元主要分布在心滩核部、砂质充填河道等砂体主体部位;垂向上,河道底部的流动单元优于河道顶部,在心滩内部夹层上、下流动单元类型会发生变化。     

克拉玛依三_2区克下组砾岩油藏储层流动单元的划分与应用

针对克拉玛依三2区克下组砾岩油藏储层非均质性严重的特点,分析了影响克拉玛依三2区克下组砾岩油藏流动单元的基本因素及其相互关系,并运用概率统计方法,将研究区储层流动单元划分为4类,研究结果表明Ⅰ、Ⅱ类流动单元的物性和储集性能较好,油井初期产量高,主要分布在研究区南部及中部偏东地区;Ⅲ类流动单元连续性也较好,目前剩余油饱和度较高,是油藏进一步挖潜的目标;Ⅳ类流动单元渗流性质中等偏差,分布面积小,储量丰度低;同时流动单元的分布主要受控于微相砂体的分布。     

蟠龙油田王庄区长2储层流动单元划分方法

针对蟠龙油田王庄区含水率高、产量递减快、储集层非均质性严重的开发现状,通过对表征储层的5项属性参数判别流动单元的能力及参数间相关性分析．选取泥质体积分数、孔隙度、流动分层指标3项参数作为长2储层流动单元划分参数。这些参数客观反映了研究区长2储层低孔、低渗、储层物性差及非均质性强等地质特征,应用聚类分析和判别分析相结合的方法,将长2储层划分为A、B、C、D等4类流动单元。分析了4类流动单元的岩性、物性、沉积微相及展布特征,不同流动单元具有不同的渗流能力和储集能力,因此油田开发中应采取不同的开发对策。     

张韩地区长8_2特低渗透储层微观孔隙结构研究

运用岩心薄片、铸体薄片、常规压汞等资料,结合恒速压汞实验,对鄂尔多斯盆地张韩地区长8_2特低渗透砂岩储层微观孔隙结构进行了综合分析研究。结果表明,长8_2储层储集空间多样,以原生粒间孔为主,孔隙结构可划分为三种类型:低排驱压力-中喉型、中排驱压力-细喉型、高排驱压力-微细喉型;储层孔隙结构复杂多样,压汞排驱压力和中值压力偏高,孔喉连通性较差,依孔隙结构特征将储层划分为Ⅰ类储层、Ⅱ类储层、Ⅲ类储层。综合分析表明,长8_2储层由于流动孔喉半径偏小,渗流能力较差,油藏启动压力较高,通常对储层进行压裂改造后才可获得较高产能。在张韩地区8_2低渗透油层开发过程中要注重对储层喉道的保护,以便取得更好的开发效果。     

利用流动单元圈定含油有利区

针对陕北斜坡中部特低渗透储层受沉积环境、成岩作用、构造等因素影响,储层宏观物性和微观孔隙类型多样、储集性能和渗流结构差异较大、流动层带复杂的特点,选用反映多孔介质地质特征的流动层带指标、储能参数、成岩综合系数、单渗砂层厚度、砂地比、渗透率、孔隙度、泥质含量、夹层分布频率和夹层分布密度等参数,把储层流动单元按渗流能力和储集能力分为好、较好、一般和差4类,建立综合评价指标体系.利用Ⅰ类和Ⅱ类有利流动单元有效地圈定出含油有利区位置及分布范围,为研究区特低渗透油田增储上产提供有利目标和重点层位.     

靖安油田盘古梁长6油藏流动单元的定量划分

以靖安油田盘古梁长6油藏为例,在沉积微相、储层综合定量分析评价基础上,选取储层厚度、孔隙度、渗透率、泥质含量、流动带指数、储层厚度与孔隙度乘积6个参数进行流动单元的划分。应用高分辨率层序地层学将长6油藏精细划分为15个小层,将所有砂体划分为E,G,M和P 4类流动单元。结果表明,盘古梁长6₁底部和盘古梁长6₂顶部是研究区盘古梁长6油层组的主力油层,各类流动单元与储层岩性、物性、沉积微相和产能具有很好的对应关系。此次流动单元划分的参数取值,综合评价函数与评价指标,能够真实客观地反映低渗、低孔、储层物性差、非均质性强等地质特征,符合该类储层流动单元评价划分的精度要求。     

裂缝性油气藏采收率：100个裂缝性油气田实例的经验总结

通过对世界上100个裂缝性油气藏的综合评价，研究储集层及流体本身的性质(包括孔隙度、渗透率、黏度、可动油比例、含水饱和度、润湿性及裂缝分布特征等)和驱动机制及油藏管理战略(优化日产量和采用不同类型的提高采收率技术)对其最终采收率的影响。将裂缝性油气藏分为4类：I类的基质几乎没有孔隙度和渗透率，裂缝是储存空间和流体流动的通道；Ⅱ类的基质有较低的孔隙度和渗透率，基质提供储存空间，裂缝提供流动通道；Ⅲ类(微孔隙)的基质具有高孔隙度和低渗透率，基质提供储存空间，裂缝提供流动通道；Ⅳ类(大孔隙)的基质具有高的孔隙度和渗透率，基质提供储存空间和流动通道，裂缝仅增加渗透率。对26个Ⅱ类油气藏和20个Ⅲ类油气藏的开采历史的研究表明：Ⅱ类油气藏的采收率受水驱强度和最优日产量控制，日产量过高会很容易破坏Ⅱ类油气藏，一些Ⅱ类油气藏如果管理得当，采收率可以很高，不需要二次或三次采油；Ⅲ类油气藏的采收率主要受岩石和流体本身性质的影响，特别是基质渗透率、流体重度、润湿性以及裂缝强度等，不进行二次或三次采油不可能完全开采，往往需要采用一些提高采收率的专门技术。以往将Ⅱ类和Ⅲ类裂缝性油气藏归为一类，认识它们的区别将有助于选择更好的开发策略。     

白豹油田B306井区长8_1储层流动单元研究

将白豹油田B306井区长81储层划分为三个小层,对其流动单元进行定量研究。利用所有取心井和开发井的砂厚、孔隙度、渗透率、砂厚与渗透率的乘积、泥质含量、含油饱和度以及流动带指数七个参数数值进行聚类分析,把研究区划分为四类流动单元,即E、G、M、P。经过判别分析和回归分析检验,得出各类流动单元的评判函数和取值范围。结合油田动态生产资料发现,各流动单元物性、含油性、沉积微相与产能具有很好的对应关系。     

鄂尔多斯盆地旬邑地区长6油层组储层特征及分类评价

鄂尔多斯盆地旬邑地区上三叠统延长组长6油层组是典型的低孔低渗储层,岩性主要是长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,孔隙类型主要是残余粒间孔及长石溶蚀孔隙,孔喉组合主要是细孔细喉型与细孔微细喉型,储层非均质性强。储层物性主要受岩石成分、沉积相带、孔隙结构及成岩作用共同影响。长6油层组储层分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类,综合评价其储层主要属于Ⅰ、Ⅱ类储层。     

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长4＋5油层组储层特征研究

对胡尖山地区长4＋5油层组的岩心、测井、铸体薄片、扫描电镜、物性和压汞等资料的分析表明：该区岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩;孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔：储层孔隙度为10．86％,渗透率为0．56mD,为低孔、特低渗、致密-近致密储层。该区成岩作用主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用,其中绿泥石膜对原生粒间孔的保存以及溶蚀作用对储层的孔渗性均具有建设性作用。以储层特征参数和孔隙结构参数为基础,对胡尖山地区长4＋5油层组储层进行了分类评价,并将其分为4类,其中Ⅱ类和Ⅲ类储层是该区主要的储集层类型。     

鄂尔多斯盆地志丹油田永金地区长6 储层微观孔隙成因类型及特征

采用岩石薄片观察、铸体图像分析、扫描电镜资料及毛管压力曲线特征分析等技术方法和手段,对志丹油田永金地区长6 储层的孔隙成因类型及结构进行了深入研究。结果表明,永金地区长6储层属于低孔、超低渗储层,孔隙类型以残余原生粒间孔、次生粒间溶孔及粒内溶孔为主,长石溶蚀是形成次生孔隙的主要原因;孔隙大小以中、小孔为主,喉道以细、微喉为主,这些孔喉是长6 储层主要的储集空间及渗流通道;在此基础上对孔隙结构进行了分类,并认为中小孔细喉型（Ⅰ类）、小孔微喉型（Ⅱ类）是研究区长6 段主要的储层类型,而微孔微喉型（Ⅲ类）为非有效储层类型。     

鄂尔多斯盆地白豹—华池地区长6砂岩储层特征

根据铸体薄片、扫描电镜、碳氧同位素、物性、孔隙结构和声发射、岩心和测井分析和化验资料,对鄂尔多斯盆地白豹—华池地区长6砂岩储层特征进行的研究结果表明,该套储层储集空间以剩余原生粒间孔和次生粒间孔组合为主;储层物性较差,微裂缝对改善储层孔隙渗透性贡献不大;排驱压力和饱和度中值压力较高,孔喉半径小且分选性较差,歪度细,溶蚀作用对改善喉道连通性的效果不佳,孔隙结构参数总体较差。储层质量受沉积微相和成岩作用的综合影响,其中,由三角洲前缘滑塌形成的内-中扇较粗粒水道砂体为最有利储层发育的微相,成岩早期碳酸盐矿物和环边绿泥石胶结作用有利于部分原生孔隙和喉道的保存。利用储层物性和孔隙结构参数,将长6砂岩评价为4类储层,其中Ⅰ、Ⅱ类储层在目前的工艺技术条件下为可动用储层,是增储上产的首选储层。     

鄂尔多斯盆地定边油田长2低渗砂岩储层特征及评价

鄂尔多斯盆地定边油田长2储层为三角洲平原分流河道沉积的中—细粒长石砂岩,平均孔隙度为16.36%,平均渗透率为9.58×10-3μm2,属中孔、中—低渗储层。根据压汞曲线、铸体薄片等分析资料及试采、录井等测试结果,对长2储层特征进行研究和综合评价认为:长2储层孔隙类型主要有原生孔隙和次生孔隙,后者发育的长石溶孔对储层物性改善起到了积极作用;成岩作用类型主要为压实作用、胶结作用和溶蚀作用,前两者对储层物性破坏严重,而溶蚀作用扩大了储集空间,改善储层物性;长2储层可以划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ4种类型;综合评价长2储层是以Ⅰ、Ⅱ2种类型为主要构成的中—低渗透储层,优质储层多分布在分流河道沉积旋回的中下部。     

试油资料在渤南洼陷深部碎屑岩有效储层评价中的应用

利用试油资料和物性资料,求得渤南洼陷3 500~3 700m深度碎屑岩有效储层渗透率下限值为0.6×10^-3μm²、孔隙度下限值为7.45%,与用分布函数曲线法确定的物性下限值基本一致,经试油资料检验正确率为95.2%。综合考虑产液量、孔隙度差值、渗透率差值等参数,结合沉积相、岩性、地层压力等资料,将渤南洼陷埋深大于3 500m的深部碎屑岩储层划分为4类。其中:Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类为有效储层;Ⅳ类为非有效储层。Ⅰ类储层主要为扇三角洲前缘水下分流河道、河口坝和湖底扇中扇辫状水道中细砂岩和含砾砂岩,地层压力以超压为主,常规试油产液量大于5t/d;Ⅱ类储层主要为扇三角洲平原分流河道和近岸水下扇中扇辫状水道含砾砂岩,地层压力为常压,常规试油产液量为1~5t/d,实施酸化、压裂措施后产液量大于5t/d;Ⅲ类储层主要为近岸水下扇内扇主水道和扇三角洲平原分流河道砾岩或含砾砂岩,地层压力为常压,常规试油产液量小于1t/d,实施酸化、压裂措施后产液量为1~5t/d;Ⅳ类储层主要为近岸水下扇内扇主水道和洪积扇中扇辫状水道砾岩或含砾砂岩,地层压力为常压,常规试油产液量小于1t/d,实施酸化、压裂措施后产液量仍小于1t/d。