砾岩储层精细描述中标准测井资料的应用

克拉玛依油田七区的标准测井资料是指使用标准电极系视电阻率测井、自然电位测井和井径测井,以相同的1:500深度比例尺及相同的横向比例进行测井作业所取得的资料.这种资料本来并不具备定量解释储层孔隙度和含油饱和度的能力,但这种资料占该区测井资料总量的比率高达34%.利用标准电极系视电阻率资料和岩心分析资料建立了视电阻率-岩性图版,利用自然电位减小系数α和岩心孔隙度分析资料φ建立了α-φ图版,根据综合测井资料求出标准测井视电阻率校正系数,进而确定了饱和度计算方程的参数.与相应的综合测井资料计算结果相对比,用该方法得到的孔隙度平均绝对误差及相对误差分别为1.85%和11.88%;含油饱和度平均绝对误差及相对误差分别为9.08%和24.75%.将该方法有选择地应用到该区砾岩储层精细描述研究中,弥补了缺乏综合测井资料无法进行测井储层评价及参数研究的缺陷.     

鄂尔多斯盆地马岭地区长8油层组物源及沉积展布特征

通过对鄂尔多斯盆地马岭地区长8油层组15口钻井岩心的岩石学特征、沉积构造、生物化石及粒度特征等的综合研究,结合轻、重矿物组合平面展布特征、数据结构变差函数分析及砂岩百分含量平面分布规律等,对该区物源及古水流方向进行了分析。结果表明:研究区物源与古水流方向为北东向和南西向,发育浅水三角洲前缘沉积,各小层沉积微相的展布随双向水流强弱的不同而变化。     

长庆低渗透储层可动流体饱和度评价

利用核磁共振技术，对长庆低渗透储层可动流体饱和度进行评价。评价结果表明，长庆低渗储层可动流体饱和度较高，平均达45．2％，且以Ⅰ、Ⅱ类储层为主。与国内其他低渗透油田相比，长庆低渗透储层同样具有较高的可动流体饱和度，展示出较大的开发潜力。同时指出了长庆低渗透储层可动流体饱和度较高的主要原因是储层微裂缝普遍较发育。     

致密储集层渗吸影响因素分析与渗吸作用效果评价

为了探索如何有效发挥裂缝与基质之间的渗吸作用、提高致密储集层开发效果,采用高压大模型物理模拟系统和核磁共振等技术,建立了不同尺度岩心渗吸物理模拟实验方法,研究了致密储集层渗吸过程的影响因素,并构建了水驱油时渗吸作用的定量评价方法。研究表明:逆向渗吸过程中,渗透率越低,油滴析出越晚,渗吸平衡时间越长,采出程度越低;裂缝可有效扩大致密基质与水接触的渗吸面积和渗吸前缘的范围,减小油排出的阻力,提高渗吸速度和采出程度;岩石越亲水,岩样的渗吸速度和采出程度越高。顺向渗吸过程中,渗透率越低,渗吸作用越明显;驱替采出程度与渗透率呈正相关,而渗吸采出程度与渗透率呈负相关。注水吞吐的渗吸距离要大于单纯的逆向渗吸距离,渗透率和注入倍数越大,渗吸距离越大。致密储集层大规模体积压裂与改变储集层润湿性、注水吞吐相结合有利于提高致密储集层的渗吸效果。图9表2参23     

鄂尔多斯盆地长7致密油开发试验及认识

鄂尔多斯盆地长7致密油层具有物性差、地层压力系数低、天然裂缝发育和脆性指数较高四大特征。为实现该类致密油的经济有效开发,通过大量的室内研究及矿场试验,从提高初期单井产量、较长时间稳产、降低成本3个方面开展了研究。经过4个阶段的技术攻关,形成了针对低压致密油藏有效开发的关键技术--水平井体积压裂储层改造技术、水平井开发技术政策优化、降本增效技术,并得出4个方面主要认识:一是长水平段+体积压裂是提高单井产量的核心;二是初期长水平段体积压裂准自然能量开发+后期能量补充是目前可经济有效开发的方式;三是水平井控制压差采油有利于提升致密油的开发效果;四是降本增效是致密油经济有效开发的重要途径。     

华庆油田白153区低渗透长6油藏井网适应性研究

华庆油田白153区长6油藏采用菱形反九点井网(480m×130m)进行注水开发,针对该区目前生产存在的诸多问题(如:单井产能低,地层压力保持水平低,水驱效果不明显,注水利用率低等),分别从井网形式、井网水驱储量控制和动用程度、裂缝与井网适配性、压力保持水平、见效见水程度、采油速度、采收率、井网密度等方面对白153区长6油藏进行了井网适应性评价。研究表明,白153区菱形反九点井网适应性差,是造成开发效果差的根本原因,该井网与目前实际生产开发已不相适应。提出了部署加密井、缩小注采井距、局部注水方式改为线状注水方式、局部水淹油井转注等改善开发效果的措施及建议。     

利用流动单元建立渗透率模型的方法

陆相储集层非均质严重,渗透率在不同区块,不同层位的变化规律不同,不能毫不区发地用同一渗透率模型描述,利用流动带指标（ＩＦＺ）,将真武油田真１２块垛一段六油组（Ｅ２Ｓ１＾６）储集层划分为四类流动单元,每一类流动单元代表着不同的岩性和物性,在不同类型的流动单元内建立不同的渗透率测井解释模型,该模型计算出的渗透率参数精度更高,且反映了储集层沉积特征和非均质性,为地质建模提供了可靠的渗透率参数。     

鄂尔多斯盆地长7段致密油合理开发方式探讨

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7致密油储集层致密,孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,储集层微裂缝发育,地层压力系数低,采用丛式井网超前注水开发单井产量低,难以实现有效动用。以鄂尔多斯盆地A井区长7致密油为例,通过物质平衡理论计算、数值模拟方法研究以及矿场实践数据分析,认为水平井体积压裂后单井产量大幅度提高,但采用直井注水、水平井采油的联合井网开发,水平井见注入水风险大,见水比例达到65%;水平井衰竭式开发地层能量下降快,前期单井产量平稳,生产12个月后单井产量递减大,4个月单井产量累计下降50.3%。由此提出了水平井体积压裂后衰竭式开采,待地层能量不足时,运用注水吞吐采油的开发方式,致密油体积压裂水平井注水吞吐第1周期单井日产油量比吞吐前增加78.3%,注水吞吐采油取得初步效果。     

吴起一铁边城油田长6储层四性关系及有效厚度下限研究

为提高目的层段油藏测井解释和有利区域预测的精度,利用砂岩薄片、铸体薄片和扫描电镜等技术手段并结合测井资料对吴起一铁边城地区长6储层的“四性”关系进行研究,认为长6储层属于典型的中孔低渗油藏;储层岩性主要为细粒长石砂岩为主,成分和结构成熟度均中等;岩性、物性的差异控制了储层油藏的富集程度,确定了储层物性下限的标准：孔隙度为7．5％,渗透率为0．1×10μm^2,电性下限电阻率为12Ω·m,声波时差为214μs／m。从而为长6油藏进一步开发评价和增储上产,提供了有力的依据。     

油水两相共渗区面积作为特低渗透油藏储层评价参数的论证

特低渗透油藏砂体变化大、特征复杂,实现不同地区、不同层系储层的定量分类评价,筛选相对有利富集区是确保油藏有效开发的基础。在利用地质条件约束下的岩性、物性、含油性、孔隙结构、存储系数、单井产能等储层静态参数的基础上,深化已开发特低渗透油藏相对渗透率曲线特征研究,为特低渗透油藏储层评价提供新的依据。