靖安油田盘古梁长6油层组储层流动单元研究

储层流动单元划分对认识油藏的非均质性、注水开发效果和剩余油分布规律研究提供了有效手段。以靖安油田盘古梁长6油层组为例,选取了渗透率、孔隙度、储层质量指数、标准化孔隙度指数及流动带指数作为研究区流动单元划分的参数,将靖安油田盘古梁长6储层流动单元划分为A、B、C3类,划分结果与沉积微相、砂体展布、物性具有很好的对应关系,能够真实客观地反映低渗砂岩储层物性差、非均质性强的地质特征。     

靖安油田五里湾长6油层损害机理分析

靖安油田是鄂尔多斯盆地发现的2个最大特低渗油田之一,是继安塞油田后的又一整装大油田。该油田五里湾一区1996年投入试采,1997年11月转入注水开发,该区注水开发已暴露出一些问题,如油井见水后采液、采油指数迅速下降,采油速度降低[1],地层吸水能力下降,采用的酸化、低密度洗井及增产改造措施基本无效等。     

七里村油田郑庄区长6储层天然裂缝初探

陕北南部地区三叠系储层中天然裂缝十分发育．前人曾提出“陕北地区主要为裂缝性油藏”．因此探索陕北地区低渗透油层裂缝系统及裂缝展布特征对油田开发具有十分重要的意义。作者通过借鉴前人对延河剖面长6出露区裂缝的研究,以及川口油田岩心裂缝研究资料．提供研究区的经验．通过统计区内油层改造时破裂压力的平面变化规律．对区内可能存在的天然裂缝进行预测。希望能对今裂缝分布规律的线索,同时．借鉴长庆油田利用储层破裂压力研究天然裂缝展布方向后的注水开发起到一定的指导作用。     

鄂尔多斯盆地红河油田长8油藏天然裂缝特征及其对开发的影响

鄂尔多斯盆地红河油田长8油藏是典型的致密砂岩油藏,其储层物性差,天然裂缝发育,实践证明,断层、裂缝的发育程度对红河油田油气富集和高效开发具有重要作用。针对红河油田长8储层裂缝的特征、类型、成因进行精细刻画,阐明储层裂缝形成机理和分布规律;通过系统分析长8储层裂缝与油气富集之间的关系,厘清储层裂缝对红河油田长8油藏开发动用的影响。研究表明,红河油田长8储层裂缝发育,但有效性较差;天然裂缝是长8储层的主要储集空间和渗流通道,是控制油井产能的关键因素,也是油藏注水开发效果的重要影响因素。其中,断层端部、断层上盘和断层之间的裂缝发育区是高产有利区。     

靖安油田长6油层压裂改造工艺技术及效果分析

通过对靖安油田长6油层地质特征及裂缝形态的认识,提出长6油层的整体改造模式,对裂缝的几何尺寸和导流能力进行了优化,对改造效果进行了分析评价,认为靖安油田长6油层只有形成长而宽的裂缝及实施一层多缝的分层压裂工艺技术才能增大泄油面积,提高单井产能。     

吴起油田长6油层组沉积及储层特征

为了搞清吴起油田曾岔区长6油层组沉积特征及储层物性的影响因素,结合前人研究成果,综合分析油气显示、岩心、毛管压力及测井等资料,对研究区沉积特征和储层特征进行了研究.研究区为三角洲前缘亚相沉积,主要储集体为水下分流河道砂体,砂体主要呈北东—南西方向展布.储层孔喉半径较小,孔隙连通性差,属于特低孔—特低渗储层.影响研究区储层物性的主要因素为沉积作用和成岩作用:沉积相对储层物性具有控制作用,水下分流河道砂体的储层物性最好,其次为河口坝、席状砂;成岩作用中压实作用和胶结作用使储层物性变差,而交代作用、溶蚀作用使储层物性得到了一定的改善.河道微相为下一步油气勘探开发目标区.     

延长油田东部长2～长6油层非达西渗流特征及渗透率动用下限研究

延长东部油区多为超、特低渗透油藏,储层渗透率低,绝大部分区块仍以天然能量开发为主,存在地层能量注水见效差、产量低、递减大等问题,给东部油区稳产造成较大的困难。在统计分析了延长东部油田储层渗透率及孔喉特征基础上,对储层非达西渗流特征进行室内实验,分析其启动压力梯度对不同渗透率储层注水开发的影响,并评价储层有效动用下限,认为在目前注水开发技术条件下,渗透率小于0.5×10~(-3)μm~2的储层其孔喉半径大多小于0.2μm,注水难以见效;渗透率(0.5~1.0)×10~(-3)μm~2的储层部分井能见效,但总体上注水见效差。     

鄂尔多斯盆地靖安油田长6储层孔隙结构分类

勘探阶段和开发阶段的储层孔隙结构分类应该有所侧重。以前的研究侧重于油田勘探，现在提出新的分类参数和方法，将长６储层孔隙结构划分为４种类型。     

靖安油田上三叠统长6储集层成岩作用

通过对5条剖面和11口探井的综合研究，认为靖安油田上三叠统延长组长6储集层经历了压实、胶结、溶胶等一系列复杂的成岩作用，成岩现象十分丰富，特征明显。从储集层储集性能的成岩作用研究表明，早成岩期的压实作用、多种矿物胶结作用是使储集层物性变差，孔隙度降低的两个重要的成岩控因，因溶蚀作用，特别是浊沸石矿物的溶蚀是储集层物性变好的重要成岩控制因素之一。     

延长油田郑庄区长6油层组储层特征研究

郑庄油区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部,长6油层为本区的主要勘探开发目的层,根据钻井岩心资料分析发现,该储层的岩性以灰色细粒长石砂岩为主;填隙物以自生矿物为主,主要有绿泥石、方解石、石英及钠长石等;主要孔隙类型有粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔以及少量铸模孔、微裂隙等;属于低孔隙度、特低渗透率的致密砂岩储集层。     

靖安油田长6段层序地层分析

通过对靖安油田长6段13种岩微相、14种岩石相和7种沉积微相的综合分析,并根据延长组内9层湖进形成的可对比泥岩特征,将长6段划分为一个准层序组（PSS）,3个准层序（PS1、PS2、PS3）。准层序内发育的岩石相、沉积微相严格受控于准层序的发育,在PS1内,沉积微相自下而上由浅湖泥相或前三角洲泥－三角洲前缘泥相向上过渡到水下分流河道相,或由支流间湾相向上过渡为三角洲平原分流河道相,反映了自下而上水体变浅、沉积物粒度变粗、准层序控制下由湖侵到湖退的过程,在PS2内,自下而上沉积微相由浅湖泥或前三角洲泥－三角洲前缘泥相向上过渡为远砂坝－河口坝再到水下分流河道相,也反映了水体变浅的准层序发育过程。这两个准层序都反映了自下而上由湖侵到湖退的三角洲体系向湖进积的过程。     

靖安油田长21砂组油藏分布主控因素研究

从区域地质资料出发，对研究区油气分布的控制因素进行了研究。认为控制油气成藏的因素较多，其中油源的丰富程度、微构造与砂体的匹配关系以及盖层尤其是局部盖层的厚度和质量对油气藏的形成和分布有着至关重要的影响。研究结果为进一步勘探和开发研究区及类似地区的油气藏提供了依据。     

青平川油田长2储层裂缝识别方法及裂缝特征

青平川油田长2属于低孔隙度、低渗透率储层。随着对油田勘探开发的深入,发现储层发育有部分裂缝,为了提高油田的开发效果,必须准确的识别裂缝,本文通过野外露头观察、岩心物性分析验证、井间示踪剂测试、试井分析等方法对研究区裂缝产状、发育特征进行识别,取得了较为准确的研究成果,对于油田后期的勘探开发具有重要的指导意义。     

姬塬油田W区长8油层组储层特征研究

通过岩性数据、铸体薄片、扫描电镜、压汞曲线及物性等资料的统计分析,结合前人研究成果,对鄂尔多斯盆地w地区延长组长8段储层的岩石学特征、孔隙结构及物性特征进行了研究。结果表明,该区长8段油层组储层岩石类型主要为中一细粒岩屑长石砂岩,成分成熟度和结构成熟度均较低;岩石物性总体较差,属于低孔、特低渗储层,孔隙类型主要为粒间孔、长石溶孔,次为岩屑溶孔;储层特征及其分布受沉积和成岩作用的综合影响,其中沉积作用是影响储层砂体展布的主要因素。水下分流河道是形成有利储层的主要相带,胶结作用和压实压溶作用是导致储层物性变差的最主要原因,溶蚀作用产生的溶蚀孔隙是重要的储集空间。     

靖安油田白于山地区长2油层组地层划分与对比

结合区域资料,对研究区94口钻井资料进行分析,并利用储层划分与对比的方法对白于山区长2油层组进行地层划分与对比,将长2油层组划分为3个亚层以及6个小层。通过对长2油层组进行地层划分与对比,为后期研究构造特征、沉积相和砂体展布规律、有利区预测及油田开发有十分重要的意义。     

头台油田天然裂缝特征

利用探井、水平井取心和注水开发动态资料，研究了头台油田天然裂缝发育特征分布规律和决定其发育程度的地质因素。同时指出了如何利用天然裂缝来改善油田开发效果。此文对裂缝性砂岩储集层的研究及其开发具有一定意义。     

靖安油田长6油藏改善注水井吸水剖面技术研究与应用

针对靖安油田长6油藏在注水开发过程中,注入水在纵向上单层突进使中低渗透层达不到注水受效的问题,室内开发了新型酸化分流剂SZD-1,并进行了现场应用。分流剂SZD-1由80%有机酸酯、19%硬脂酸盐和1%十二烷基硫酸钠组成,平均粒径10.03μm,最大粒径44.0μm。分流剂SZD-1可缓慢溶于水,60℃在水中溶解24 h、15 d的溶解率分别为15.13%和99.65%。聚丙烯酰胺携带液的最佳加量为0.3%,分流剂最佳加量为10%,分流剂悬浮液黏度为32.5 mPa.s。考察了9∶1、6∶1和3∶1三组渗透率级差下分流剂SZD-1的分流效果。结果表明,随着渗透率级差的降低,低渗透率岩心堵塞率由7.5%增至22.1%,高渗透岩心堵塞率由100%降至95.3%。分流剂SZD-1各种性能均满足现场施工的要求,且对渗透率级差较大的吸水层具有较好的封堵效果,适用于注水井酸化前的分流作业。截止2011年4月,对靖安油田50口注水井进行了改善吸水剖面技术现场试验,有效率大于90%,累计增注量达23541 m3,对应油井累计增油量17520 t。图1表4参6     

靖安油田长6储层敏感性参数与测井方法的相关性分析

在岩心分析资料的基础上,分析和提取了靖安油田长6储层的12个主要敏感性参数,利用常规测井方法可获得岩石骨架,泥质含量,粘土矿物,物性等敏感性参数,然后在油田储层敏感性实验资料的基础上,建立储层敏感性与测井解释参数之间的相关关系,用逐步回归方法确定其解释模型,结合油田实际的储层敏感性评价标准,对实际井进行处理分析,用测井方法预测储层的敏感性,结果表明同测井解释得到的储层敏感性结论与研究区的敏感性流动实验结果基本一致。     

靖安油田长6段层序地层分析

通过对靖安油田长6段13种岩石微相、14种岩石相和7种沉积微相的综合分析,并根据延长组内9层湖进形成的可对比泥岩层特征,将长6段划分为一个准层序组 (PSS),3个准层序(PS₁、PS₂、PS₃).准层序内发育的岩石相、沉积微相严格受控于准层序的发育.在PS₁内,沉积微相自下而上由浅湖泥相或前三角洲泥三角洲前缘泥相向上过渡到水下分流河道相,或由支流间湾相向上过渡为三角洲平原分流河道相,反映了自下而上水体变浅、沉积物粒度变粗,准层序控制下由湖侵到湖退的过程.在PS₂内,自下而上沉积微相由浅湖泥或前三角洲泥三角洲前缘泥相向上过渡为远砂坝河口坝再到水下分流河道相,也反映了水体变浅的准层序发育过程.这两个准层序都反映了自下而上由湖侵到湖退的三角洲体系向湖进积的过程.