油藏动态模型和剩余油仿真模型

以三角洲前缘低渗透砂岩储层为例,综合应用多学科理论和技术,建立了长期注水开发低渗透砂岩油藏的动态模型和剩余油仿真模型,研究了剩余油分布规律,并建立了高含水率开发阶段储层微观剩余油的三类分布模式.研究结果表明,油藏开发流体动力地质作用控制了不同含水期三角洲前缘低渗透砂岩油藏参数的演化,储层宏观物性参数及微观孔喉网络演化有利于驱油.油藏仿真模型是揭示长期注水开发油藏储层三维空间演化规律、预测和评价剩余油分布的有效技术手段.     

疏松砂岩油层防砂机理物理模拟

为了优选疏松砂岩油层的防砂方法,提高注水开发过程中的防砂效果,进行了防砂机理物理模拟.模拟结果表明,砾石层防砂物理模拟压力高于15MPa时,细砾石层渗透率明显好于粗砾石层,砾石层挡砂过程中的渗透率降低与砾石和地层砂的粒度中值比、流体的粘度、累积产液量等有关,当砾石和地层砂的粒度中值比大于15时,砾石层不起挡砂作用.经纬网金属布滤砂管和斜网金属布滤砂管具有高渗透能力和低过滤精度的特点,对高泥质含量或细地层砂的地层不适应,而金属棉滤砂管挡砂精度高,具有一定的自疏通能力.绕丝管防砂模拟中,挤压砾石充填炮眼,能够大幅度提高炮眼的渗透率,增加油井产能.因此,选择合理的砾石和地层砂粒度中值比是砾石充填防砂工艺的关键,金属棉滤砂管防砂优于经纬网金属布滤砂管和斜网金属布滤砂管,井筒内安装有绕丝管样件时,炮眼充填物的渗透率是影响油井产能的关键.     

储层非均质性对油气成藏的影响——以博兴油田沙四上亚段滩坝相砂岩为例

在对录井、测井、分析测试等资料综合分析的基础上,结合模拟实验对博兴油田沙四上亚段滩坝砂岩储层非均质性特征及其对油气成藏的影响进行了分析。结果表明:研究区滩坝相储层主要为砂泥薄互层状分布,储层非均质性强;油气分布呈严重不均一性,不同井区、不同砂组含油特征迥异;成岩作用导致该区储层质量差异较大,储层质量与含油气性有较好的正相关性,空间储层非均质性控制了油气充满度及宏观分布特征。模拟实验显示,成藏动力和成藏阻力的配置关系会影响油气的富集特征,并在一定程度上弱化储层非均质性对油气成藏带来的影响。      

东营凹陷非均质储层压裂选层研究

由胜利油田探井压裂井的统计可知,近岸水下扇的压裂效果最好,滩坝相次之,扇三角洲较差,浊积扇相最差。影响探井压裂效果的主要因素是地质静态参数,而对于非均质储层,压裂增产主要受到压裂改造有效半径内最好物性储层的影响,可降低单井测试物性下限。通过典型井分析,认为东营北部的砂砾岩体压裂增产效果受压裂裂缝沟通的物性最好的储层影响;东营西部滩坝相的压裂增产效果受改造半径内坝砂出现的几率影响。对非均质储层,应该进行大型压裂,沟通有效储层,取得增产效果。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层特征及产能预测研究

通过岩心描述、薄片观察、测录井资料解释、核磁共振分析等技术手段,研究了吉木萨尔凹陷芦草沟组(P2l)致密油储层的岩石学特征、孔隙结构特征、物性特征、岩石力学特征、敏感性及含油性特征。研究表明,P2l储层岩性多样,储集空间多为溶孔,局部层段发育裂缝,孔隙结构属微孔、微细喉型,孔渗条件差,储层纵向上油气显示较为普遍,但油气相对富集的单层厚度较薄。此外,对致密储层改造措施效果的控制因素进行分析,认为工艺改造因素的影响尤为显著。在此基础上采用灰色关联分析、主成分分析、逐步回归分析3种方法优选出5个影响产能的参数,并通过多元回归分析建立了产能预测模型。经验证,产能预测结果与实际试油结论基本符合,应用效果好。     

渗透储层非均质模式与剩余油分布——以辽河西部凹陷齐9—欢50区块杜家台油层为例

综合运用辽河西部凹陷齐9—欢50区块油藏静、动态资料,建立了杜家台油层储层层内、层间及平面3个层次的宏观非均质模式,揭示出扇三角洲前缘低渗透储层剩余油的分布规律.研究表明,该储层宏观非均质性强,层内剩余油主要富集在正韵律砂体的上部和复合韵律砂体的低渗透、强非均质部位;平面剩余油主要分布在扇三角洲水下分支河道砂体边缘、连通性差或分布局限的砂体内;层间剩余油富集程度与纵向上层间旋回性基本一致,在物性差、非均质性相对强的层位富集.研究认为宏观非均质性控制平面和垂向剩余油的形成与分布.      

塔里木盆地塔中地区志留系成藏控制因素

在对塔里木盆地塔中地区构造背景和岩石学特征等研究的基础上，分析了塔中地区油气成藏的2个主要控制因素：一是具有有利的区域构造背景；二是发育中、下寒武统一下奥陶统的含泥或泥质泥晶白云岩及泥质泥晶灰岩和中、上奥陶统台缘斜坡灰泥岩、泥质泥晶灰岩2套烃源岩。综合分析表明，塔中地区有利的储集空间为石英含量超过65％的砂岩；该区分布志留系红泥岩段和下石炭统泥岩2个泥岩段等多套区域性盖层，并存在下红色砂泥岩段和柯坪塔格组中段暗色泥岩2套潜在盖层。     

储集层孔喉网络场演化规律和剩余油分布

以胜坨油田二区沙二段第8砂组第3小层的三角洲储集层为例,研究了长期受到开发流体浸泡、驱动的储集层的孔喉网络场的演化机理和演化规律及其与微观剩余油形成和分布的关系.研究结果表明,储层孔喉网络演化是由油藏开发流体动力地质作用所造成的,孔喉网络场的演化是动态的、持续发生的,孔喉网络场总的演化规律是:颗粒点、线接触关系减少;孔喉连通程度提高,喉道分选性变好;粘土矿物减少,各类粘土矿物相对含量变化;岩石颗粒的润湿性向亲水转化.孔喉网络场的演化控制和影响了剩余油分布,并建立了特高含水率开发阶段微观剩余油的4种分布模式.     

低孔-低渗砾岩储层量化评价方法研究

玛北斜坡区三叠系百口泉组(T1b)发育低孔-低渗砾岩储层,开发难度较大。为寻找高产层位,为油田后期开发部署提供可靠依据,针对T1b储层开展了量化评价研究。以动、静态资料相结合,多参数综合分析为思路,参考试油资料,优选出沉积微相、岩心平均渗透率与流动带指数的乘积、核磁孔隙度与厚度的乘积、τ2谱峰数、压力恢复速率及其曲线形态、含油级别、地层电阻率等作为储层评价指标。确定各指标的分类标准,利用模糊综合评判法将T1b储层划分为4类。经验证,储层评价结果与实际试油结论基本符合,应用效果好。     

濮城油田南区沙二段油藏剩余油研究

东濮凹陷濮城油田南区沙二段油藏1981年投入开发，2001年综合含水达96％，采出程度仅26．94％，含油饱和度大于35％的水淹层较多。根据高及特高含水期含油薄片分析鉴定，剩余油多不连续分布于小孔喉居多的部位，形成剩余油的主要机制是水驱速率大于束缚水剥离油膜的速率而留下斑块状剩余油，以及指进的注入水绕流而使油相滞留于细小孔喉中，储集层平均孔喉半径小的部位剩余油饱和度较高。应以可采剩余储量绝对数量大的主力油层为剩余油挖潜主要对象。图9表3参9