利用复杂孔隙结构参数研究储层油水分布规律

葡萄花油层组油水关系复杂,不但存在上油下水、油水同层的情况,而且存在低电阻率油层.因此,首先从泥质、钙质含量等方面分析了葡萄花油藏孔隙结构客观存在的复杂性,然后利用压汞实验数据证实储集层孔隙结构是油气聚集成藏的重要条件.最后,通过建立储层孔隙结构参数与含油性质关系揭示了葡萄花油层油水分布特征,形成的规律性认识为研究区葡萄花油层的识别、开发提供了可靠依据.     

复杂油藏原始含油饱和度计算方法

运用油藏工程方法及资料，针对传统的构造油藏，对利用压汞资料计算油藏原始含油饱和度的“油柱高度法”进行了方法改进。通过对油藏油水分布、油藏类型、成藏机理及区域地质规律综合研究，提出成藏时期存在“准油水界面”的观点。利用储层物性资料、相渗透率曲线、毛管压力曲线和试油成果证实油水同层的产水率，并求出油藏的准油水界面，然后，用压汞和油藏资料制定的油层原始含油饱和度与油柱高度关系图，求出油藏各油层的含油饱和度。该方法在葡西地区的葡萄花油层进行实际应用，与密闭取心蒸馏法分析的原始含油饱和度数据对比，精度为93．6％，证实该方法是有效的。     

大庆长垣南部葡萄花油层成藏模式及主控因素

大庆长垣南部葡萄花及敖包塔地区构造上位于松辽盆地北部中央坳陷区大庆长垣背斜二级构造单元南部,主要目的层为姚一段的葡萄花油层。在分析各区带的油气成藏过程、油气藏形成机制和分布特点基础上,研究了葡萄花油层成藏模式。研究结果表明,构造主体及边部主要发育构造、构造—岩性以及岩性油藏3种油藏类型,其中构造主体大部分区块已探明开发,待评价区均处于构造两翼及斜坡区的构造—岩性及岩性油藏带内。进一步分析研究分段生长断层传递带控砂、异常高压成藏条件,提出了油藏评价工作的3个转变,为研究区评价部署指明了方向。同时,对研究区内油气成藏主控因素进行分析,明确了油气富集部位。     

葡南地区及敖包塔油田边部葡萄花油层低阻成因机理及综合识别

葡南地区及敖包塔油田边部葡萄花油层属于构造—岩性油藏。储层岩性细、泥质含量高、孔喉结构复杂,导致储层物性差、孔隙和喉道小、分布不均匀,为低阻油层的发育提供了良好的条件。通过详细分析葡南地区及敖包塔油田边部葡萄花油层低阻形成的微观原因,得出高束缚水饱和度、黏土矿物含量及分布形式是造成该区油层低阻的微观主控因素。同时通过低阻成因分析,提取了该区低阻油层的特征参数,建立了低阻油层特征参数识别图版,为葡南地区及敖包塔油田边部葡萄花油层低阻识别提供了理论基础。     

利用压汞资料评价低电阻率油层含水饱和度

压汞资料能有效反映储层的孔隙结构,评价低电阻率油层含水饱和度。该方法利用压汞资料得到毛细管压力与油藏高度的转化关系,确定含水饱和度与毛细管压力、孔隙度、渗透率和油藏高度的相关关系式,得到饱和度的定量评价方程,计算结果与密闭取心结果更加相符,可以为测井解释结果提供较为准确的校验值。     

松辽盆地古龙凹陷南部葡萄花油层油气富集规律

由于受多物源、储层物性、构造埋深等多因素影响,松辽盆地古龙凹陷南部葡萄花油层具有低孔渗、低含油饱和度、油藏类型多样和油水分布关系复杂的特点.通过深入分析该区油气成藏分布、油水分布和已发现油气藏的精细解剖,建立了油气成藏的3种模式:构造—岩性油气藏模式、断层—岩性复合油气藏模式和岩性油气藏模式.结果表明,研究区油气富集主...     

准噶尔盆地头屯河组低电阻率油层束缚水饱和度确定方法

准噶尔盆地低电阻率油层发育,高束缚水饱和度是低电阻率油层的主要成因之一;低电阻率油层束缚水饱和度的准确确定是明确油层低电阻率成因并确定含油饱和度的关键。常用束缚水饱和度确定方法结果差异较大,束缚水饱和度的准确确定存在困难。以准噶尔盆地阜东斜坡区头屯河组储层为例,实验对比了核磁共振分析法、压汞毛细管压力曲线法、半渗透隔板毛细管压力曲线法所确定的束缚水饱和度。岩心实验结果对比表明,核磁共振分析法、压汞毛细管压力曲线法确定的束缚水饱和度均小于半渗透隔板法确定的束缚水饱和度。核磁共振分析法中实验所用离心力远大于成藏时油运移的驱替力,造成部分束缚水被离心出来;压汞法在实验过程中,岩样中的黏土束缚水被驱替出来。这2种方法测量的束缚水饱和度均偏小。半渗透隔板法由于充分模拟了油气运移过程中非润湿相(油气)驱替润湿相(地层水)的过程,其中的黏土束缚水未被驱替,与油层实际情况相符,可用于验证另外2种方法的可靠性。     

吐哈盆地台北凹陷低饱和度油藏特征及其成因

吐哈盆地台北凹陷水西沟群普遍发育低饱和度油藏,平面上多集中在台北凹陷正向构造,纵向上主要赋存于西山窑组和三工河组。研究区低饱和度油藏基本特征为含油饱和度低、储集层物性差、自然产能低、储集层改造后高产、长期油水同出。为了解该类油藏成因,基于储集层、构造、成藏演化与含油饱和度之间的关系开展研究。结果表明,储集层和构造是影响油藏含油饱和度的主要因素,一是压实减孔、细孔微喉造成油气充注不彻底,导致低含油饱和度;二是夹层或遮挡层的存在,油气藏被分割,阻碍了油气纵向调整;三是低幅度构造成藏动力不足,影响含油饱和度;四是后期构造活动对古油藏的调整破坏导致含油饱和度低。综合分析认为,台北凹陷水西沟群低饱和度油藏剩余资源量大,是吐哈盆地油气勘探的重要接替领域,储集层甜点与继承性正向构造叠合区,是寻找相对高含油饱和度油藏的有利区。     

测井技术在陆梁油田油藏描述中的应用

本文主要介绍了测井技术在新疆准噶尔盆地陆梁油田侏罗系头屯河组油藏和白垩系呼图壁河组油藏的油藏描述工作中的应用.研究工作主要有,首先利用测井资料结合地质研究等进行地层划分、储层特征描述和测井资料的标准化等基础性研究;其次,依据岩心实验分析数据确定测井解释参数;根据地质构造、储层特征以及试油结果并结合多井对比研究,分析油、水层分别在平面和纵向上的分布规律及头屯河组油藏出水原因分析;然后,由岩心分析资料、测井资料、压汞资料和试油结果建立孔隙度、含油饱和度的计算公式并进行下限的确定;最后,依据建立的油层标准,进行有效厚度的划分.陆梁油田白垩系油藏复杂,属低幅度构造的低阻油气藏,识别油层难度大,尤其试油结果显示呼图壁河组油水同出层占总试油层的50%,在这些十分不利的情况下,为达到新疆油田公司"增储上产"的任务,充分利用测井资料,运用综合评价技术对解释疑难层进行解剖、精细解释,解决了储量计算中油层的含油气饱和度、油层有效厚度等重要的计算参数难题;通过对储层的孔隙结构、固井质量及储层含油气饱和度等各方面的研究,分析出"油水同出"的原因,基本上达到了正确认识油藏的目的,为油田公司新增探明石油地质储量5235×104t发挥了积极作用.     

敖南油田葡萄花低阻油层成因

敖南油田开发目的层为葡萄花油层,属于滨浅湖相沉积,以含泥细砂质粉砂岩为主,薄层或薄互层发育,储层物性差,是一个典型的岩性油藏.针对油田开发过程中部分储层表现为低阻油层特征的问题,应用黏土分析、扫描电镜、压汞、重矿物分析等岩心分析资料,从岩石导电机理分析入手,对敖南油田葡萄花低阻油层的成因进行深入研究,分析认为高束缚水、高矿化度是该油田低阻油层形成的主要原因,黏土附加导电性、导电自生矿物和砂泥岩薄互层对低阻也产生了一定的影响,而其根本原因是敖南油田的滨湖相沉积环境.依据研究结果,结合敖南油田实际,提出了进一步研究低阻油层成因的思路.     

陆梁油田陆9井区呼一段低含油饱和度油藏特点及成因

借助地震、试油、测井和岩心等资料,对陆梁油田陆9井区呼一段低含油饱和度油藏特征展开系统分析。结果表明,油藏具有低幅度、多层系叠合、一砂一藏和边底水活跃的特点,其分布受到构造和岩性的控制,普遍存在较宽的油水过渡带。低含油饱和度油藏成藏位置远离生烃中心,成藏过程较为复杂,导致圈闭内油水未能充分分异,是造成油藏含油饱和度低的重要原因。此外,较低的构造幅度、黏土矿物在储集层中的广泛分布以及储集层内高束缚水饱和度等因素也是导致油气对孔隙水驱替不充分、油藏含油饱和度低的原因。     

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏渗吸特征及其影响因素——以渭北油田三叠系延长组三段储层为例

鄂尔多斯盆地渭北油田属于超低渗透油藏,具有孔隙细小、孔喉结构复杂的特点。在前期的注水开发中存在明显的渗吸现象,对油田开发效果有一定的提高,但渗吸作用特征以及通过渗吸作用提高采收率的幅度认识不清。选取渭北油田三叠系延长组三段(长3)储层样品,通过物性测试、铸体薄片分析、扫描电镜、高压压汞和各类渗吸等实验,分析了研究区储层物性和孔喉结构特征,进行了不同介质类型以及不同含油饱和度下的渗吸实验。结果表明研究区储层溶蚀孔、粒间孔以及晶间孔三类孔隙比较发育,不同孔隙类型为主储层对应的孔喉结构特征差异较大,溶蚀孔、晶间孔为主的储层其孔喉结构逐渐变差。直接渗吸实验表明,裂缝型储层渗吸驱油效率均高于基质型储层,平均渗吸驱油效率分别为34.8%和23.2%;残余油下渗吸作用可以提高储层驱油效率,但幅度有限(5.3%~6.7%)。储层物性、介质类型、孔喉结构、渗吸时机等是影响渗吸驱油效率的主要因素,当储层物性越高、孔喉结构越好、含油饱和度相对较低时,储层渗吸作用相对较弱,渗吸驱油效率相对较低。      

低饱和度油藏原始饱和度计算及含水上升规律

受低幅度构造、地层倾角小、储层渗透率低、油源供给不足等因素影响,油层中存在自由水,若整个开发层系的油层大面积内均为油水同层,则称为低含油饱和度油藏。低含油饱和度油藏油井投产初期就具有一定含水率。由于室内岩心试验获得的油水相对渗透率曲线是在饱和油情况下进行,因此,油田实际含水与采出程度和利用室内试验曲线计算出的理论含水与采出程度曲线不能较好吻合,当油藏原始含水饱和度较高时这种误差会很大,导致含水与采出程度理论曲线无法正确预测油藏含水上升规律。根据试验获得的相渗曲线和实际生产数据,采用试验数据与生产实际相互印证的方法,修正油藏含水上升规律,计算油藏原始含水饱和度,解决了油藏原始含油饱和度计算以及具有原始含水饱和度油藏含水上升规律预测问题,对正确认识油藏和开发指标预测具有重要意义。     

姬塬地区侏罗系延9油层低阻成因分析及识别方法

鄂尔多斯盆地中生界侏罗系局部发育低阻油藏,但由于其成因机理尚不明确,传统的方法难以识别。根据砂岩薄片鉴定、扫描电镜和高压压汞分析等技术手段,结合钻井、录井、测井、试油试采等资料,分析总结姬塬地区侏罗系延9低阻油层的成因。结果表明,地层水矿化度高是最主要的成因;岩石颗粒细导致束缚水饱和度高、构造幅度低致使油水关系复杂是次要成因;储层的弱亲水性和填隙物也有一定程度的影响。在成因分析的基础上,总结形成邻近储层电性对比法、电阻率-含油饱和度交会图版法和综合含油指数法3种针对低阻油层的识别方法,提高了低阻油层识别的精度。     

姬塬地区长6 油层组储层特征及形成机理

鄂尔多斯盆地储层形成机理复杂,对其储层特征及形成机理进行研究,是寻找优质储层、认识油气分布规律的有效途径。 利用铸体薄片、压汞曲线和测井资料,对姬塬地区长 6 油层组储层物性、微观孔隙结构及压汞系数等特征进行了研究。 在特低渗透储层评价中,引入了压汞系数,它综合考虑了孔隙度、最大进汞饱和度、中值半径、排驱压力和分选系数共 5 个因素。 对研究区长 6 油层组的 136 块岩石样品进行了压汞实验,根据压汞系数及压汞曲线特征,将储层划分为优质、好、中等和差共 4 种类型。 实验结果表明,压汞系数越大,相应层段的试油产量越高,说明利用压汞系数评价低渗透储层具有一定的合理性。 研究表明,姬塬地区长 6 油层组储层形成的主控因素有沉积作用、次生溶蚀作用及异常高压作用;三角洲前缘亚相水下分流河道中的绿泥石膜胶结带、次生溶蚀孔隙发育带和异常高压带,是研究区优质储层发育的有利区带。     

W低阻油藏高不动水饱和度的成因及对低阻油层的影响

W油藏Z1油组为高孔低渗低阻油藏,低阻油层的地质成因复杂多样。该文针对Z油组的储层发育特征,统计了储层的不动水饱和度,分析了低阻层段Z1油组的高不动水饱和度的成因,以及不动水饱和度与油层电阻率的关系。通过研究发现,形成低阻层段Z1油组高不动水饱和度主要原因是储层细颗粒含量高,储层孔隙结构差、细微孔喉体积百分数高,以及岩石的亲水性。地层电阻率随着不动水饱和度的增高而降低。因此,高不动水饱和度是影响W油藏Z1油组低阻的重要原因之一。     

利用地层测试压力资料估算油层动用程度和剩余油饱和度

利用电缆地层测试器（FMT）资料估算油藏无水采油期剩余油饱和度,是其在油田开发阶段的重要应用之一。在引入油层动用程度和油层采出程度的概念之后,笔者提出一种确定无水采油期当前油层剩余油饱和度的新方法,即利用油层压力资料来估算剩余油饱和度。当油层处于无水采油期时,油层不含水,此时油层电阻率与原始油层电阻率变化不大,由常规电阻率计算的剩余油饱和度与原始含油饱和度差别不大,易得出油层“没有被动用”的假象。因此,应当利用FMT资料来估算剩余油饱和度。对于开发生产井,常规电阻率测井资料和FMT资料综合估计剩余油饱和度的方法是互为补充,缺一不可的。     

川中地区须家河组低渗透砂岩气藏产水机理

产水问题是制约四川盆地川中地区上三叠统须家河组低渗透砂岩气藏高效开发的关键问题。为给生产现场形成有效防水、治水技术提供理论依据,开展了储层产水机理研究,通过压汞、岩样气驱水实验及微观可视模型开发物理模拟实验,揭示了储层高含水及产水机理。结果表明：须家河组低渗透砂岩气藏储层微细孔喉发育,微细喉道对气相的毛细管阻力大,成藏过程中,当含水饱和度降低到40%~50%后,成藏动力不足以克服毛细管阻力使气相进入更微细的喉道及其控制的孔隙中,决定了储层高原始含水饱和度的特征;低渗透储层气水呈互封状态后,在开发过程中气体弹性膨胀推动较大孔喉处及其控制的孔隙内水相成为可动水,这就是储层产水的主要原因;水封气能量、可动水饱和度及生产压差控制了储层的产水特征。该研究成果对于降低气井产水风险,提高单井产量具有重要的指导作用。     

红河油田延长组长9储层含油饱和度值域探讨

红河油田长9储层在近年的注水开发过程中显示出较为突出的低孔、特低渗–低渗储层特点,注水效果差、采出程度较低,因此有必要进行原始含油饱和度、油气微观富集规律的再认识。通过压汞、相渗及核磁共振、密闭取心等资料的分析,对长9储层的含油性及含油饱和度展开值域探讨。综合研究表明,红河油田储层含油性受控于物性,油气未饱和充注,考虑核磁测井解释可动水饱和度及生产产水情况,将长9有效储层原始含油饱和度值域确定为25%~45%。