孤岛油田河流相砂岩油藏储集层非均质性定量表征方法

胜利油区孤岛油田已注水开发30多年，馆陶组河流相砂岩储集层中的剩余油分布受储集层非均质性控制。为了定量表征储集层的非均质性，在储集层细分时间单元研究的基础上，综合利用钻井、取心、测井和地震资料，获得反映储集层非均质性的沉积微相、孔隙度、渗透率和有效厚度/总厚度比值参数与微构造参数，将这些参数归一化后，转化为综合反映储集层非均质性的非均质性综合指数，根据非均质性综合指数平面等值线图预测剩余油相对富集区。利用该方法能快速、直观地预测剩余油相对富集区的分布，为老油田开发调整和提高采收率提供依据。图3表2参9     

河流相储层沉积模式及对剩余油分布的控制

研究了济阳坳陷沾化凹陷东部的孤岛、孤东油田的馆陶组河流相储集层的沉积模式,探讨了河流相储集层的剩余油分布规律及其对剩余油形成、分布的控制.河流相储层发育了沉积和油藏规模两种非均质性,两种非均质结合是控制该区剩余油宏观、微观分布的主因.宏观上,剩余油分布在主力油层、储层正韵律中、上部及低孔渗流沉积单元内和注采不完善地区.微观上,在水淹较低部位仍有网络状、斑状剩余油,在储层物性好的局部死区有孤立的剩余油.沉积模式是控制剩余油形成及分布的最重要因素.     

孤东油田七区西馆陶组上段储层非均质性及剩余油分布

油藏储层的非均质性是影响剩余油分布的重要因素之一。孤东油田七区西馆陶组上段储层在层内、层间以及平面都存在非均质性。储层平面非均质性主要受沉积相带、砂体展布形态控制;层间非均质性主要受单砂体厚度、砂泥比的影响;而层内非均质性主要与层内夹层、层内韵律性有关。夹层的下部、正韵律层的顶部、层系中物性较差的砂体剩余油相对富集,河道砂体边缘和废弃河道等分布局限的砂体也是剩余油富集区。     

坨七断块9^I储层非均质性与剩余油分布研究

以胜坨油田坨七断块沙二段9^I层为例，通过对储层层内韵律性、层间差异性、层内层间隔夹层进行定量评价，揭示了9^I砂体储层层内、层间和平面非均质性特征，指出储层非均质性主要受到沉积相带、砂体展布和隔夹层分布的控制。研究了在储层非均质影响下剩余油的分布特征：在层内、层间非均质性影响下，剩余油主要分布在物性较差注采不完善的储层中；在平面非均质性控制下剩余油分布在平面上非主流线部位和渗透率较差的侧缘相带。     

山西太原地区晚石炭世－早二叠世海平面升降对煤储集层非均质性的控制作用

根据山西太原地区晚石炭世-早二叠世海平面变化特征，分析，讨论海平面升降对该区上石炭统、下二叠统煤储集层非均质性的控制作用。海平面相对快速上升期间（海侵体系域）形成的煤层少且薄，分布范围小，多呈透镜状，横向连通性差，平面非均质性强，但夹矸层少、煤层灰分产率一般较低，因此层内非均质弱。海平面相对下降期（高位体系域），尤其是晚期（高位体系域晚期），形成的煤层多且厚，分布范围广，横向连通性好，平面非均质性弱，但夹矸层较多、煤层灰分产率一般较高，层内非均质性较强。因此，海平面升降对煤储集层平面非均质性的控制作用主要表现在控制煤储集层形态以及横向连续性和连通性；对层内非均质性的控制作用主要表现在控制煤矸石夹层数和灰分产率；对层间非均质性的控制作用主要表现在控制煤储集层灰分产率、煤岩显微组分。在海陆交互相地层中，由于海平面升降引起煤层特征的变化，导致层间非均质性较强。图6表1参32     

用非均质性综合指数研究大路沟A区储集层

以靖安油田大路沟A区三叠系延长组长2碎屑岩储集层为例,运用灰色关联分析法与非均质性综合指数分析了储集层非均质性.结果表明,靖安油田大陆沟A区长2油层组储集层非均质性总体偏弱,储集层质量较好;东部地区储集层非均质性相对较弱,西北和西南地区储集层非均质性较强,自东向西非均质性有逐渐变强的趋势.储集层非均质性主控因素为层内夹层,受控于沉积微相.注水见效较快的区域,非均质综合指数为0.65～0.75,是剩余油分布的有利地区.灰色关联分析法计算简单,运算速度快,能够准确地求取各参数的权重系数.引入非均质综合指数能够克服单一因素表征储集层非均质性的不足,结合高斯随机模拟,实现了储集层非均质性的定量表征.     

坨七断块91储层非均质性与剩余油分布研究

以胜坨油田坨七断块沙二段9~1层为例,通过对储层层内韵律性、层间差异性、层内层间隔夹层进行定量评价,揭示了9~1砂体储层层内、层间和平面非均质性特征,指出储层非均质性主要受到沉积相带、砂体展布和隔夹层分布的控制。研究了在储层非均质影响下剩余油的分布特征:在层内、层间非均质性影响下,剩余油主要分布在物性较差注采不完善的储层中;在平面非均质性控制下剩余油分布在平面上非主流线部位和渗透率较差的侧缘相带。     

利用试井信息确定储集层非均质性

储集层非均质性研究是进行剩余油分布规律研究的基础.试井测试资料是油田生产压力动态变化的直接反映,富含储集层物性动态变化信息,通过反演分析,可以确定储集层的空间非均质性和不同时刻的储集层非均质性.提出了改进ISA(Inverse Solution     

高尚堡油田G5断块储集层微观非均质性研究

高尚堡油田G5断块开发较早,并以水驱方式为主.由于大通道已形成,水窜现象极为严重,层内矛盾突出,尽管剩余油储量丰富,但以现有水驱方式注采很难深度挖掘.储集层微观非均质性研究对寻找、开采剩余油尤为重要,对高尚堡油田G5断块储集层微观非均质性研究揭示了剩余油的分布规律.首先对研究区背景概况进行详细刻画,并对G5断块的地质特...     

利用试井信息确定储集层非均质性

储集层非均质性研究是进行剩余油分布规律研究的基础。试井测试资料是油田生产压力动态变化的直接反映，富含储集层物性动态变化信息，通过反演分析，可以确定储集层的空间非均质性和不同时刻的储集层非均质性。提出了改进ISA(Inverse Solution Algorithm)方法，可以更准确地确定井筒附近储集层渗透率分布。应用随机模拟技术和井组试井信息，以模拟退火方法为基础，将单井试井信息渗透率分布确定方法与变差函数确定方法有机结合，确定区域储集层渗透率分布。大庆油田应用实例表明，利用试井信息确定储集层渗透率分布方法具有广泛的适用性。图1表1参10     

夹层对不同韵律底水油藏开发效果的影响机理——以苏丹H油田为例

以苏丹块状底水油藏H油田为原型,运用数值模拟方法建立了正韵律、反韵律、复合正韵律和复合反韵律底水油藏的数值模型,研究了不同夹层半径、厚度及分布条件下各种韵律油藏的开发效果,并提出了相应的开发技术对策。结果表明,对不同韵律底水油藏,含夹层油藏的开发效果均得到不同程度的改善,控水效果随着夹层半径的增大而变好;夹层厚度对开发效果影响不大,低含水期正韵律底水油藏和中高含水期反韵律底水油藏控水效果相对较好;夹层分布在距离油水界面较近或存在多夹层情况下开发效果好;剩余油主要分布在夹层之间和夹层下部。不同韵律底水油藏的开发策略主要为充分利用隔夹层优化射孔,结合垂向与水平渗透率之比控制采油速度和适时实施人工夹层等减缓底水锥进速度。H油田开发实践表明,充分利用隔夹层优化射孔并部署加密水平井能取得较好的开发效果。     

储层流动单元模式及剩余油分布规律

依据胜利油区河流和三角洲储层的岩性、物性、微观特征、渗流参数和动态信息,分别将该油区两种储层流动单元分为4类,建立了河流和三角洲流动单元模式.其中,流动单元E的储层物性最好,流动单元G、M为最佳储层和产层,流动单元P的物性最差.在特高含水期,流动单元G、M内剩余油相对富集,宏观剩余油多富集在流动单元接合部位、隔夹层处;对于河流相储层剩余油多在韵律层上部富集;对于三角洲相储层多在韵律层下部富集.微观剩余油形式多样,有孤滴、薄膜、网状、斑状和连片状等5种类型.     

储层非均质定量表征方法在礁灰岩油田开发中的应用

对南海流花11-1油田储层层内、层间及平面非均质性进行了研究.在对储层非均质定量表征的方法中引入了储层非均质性综合指数概念,克服了以往研究工作中只应用单一因素表征储层非均质性的不足.利用该方法能够更准确反映储层的实际情况,进而研究储层非均质性对剩余油分布的控制作用,快速、直观地进行剩余油分布预测.在综合分析了油藏动、静态因素的基础上,根据对该油田储层非均质性研究成果,提出了剩余油潜力区,并在潜力区部署了侧钻井位.实际生产情况与非均质研究结果一致,取得了明显的效果.该方法对类似油田储层非均质及剩余油分布和预测的研究和推广应用都有较好的借鉴作用.     

超稠油油藏蒸汽吞吐末期剩余油分布规律研究

针对超稠油油藏,以油藏数值模拟技术为基础,分析了影响蒸汽吞吐效果的主要因素及吞吐末期剩余油分布规律,同时结合动态监测资料、地球物理测井技术和密闭取心等多种方法进行了验证。基于典型超稠油油藏精细地质模型和概念模型,定量分析了原油黏度、蒸汽干度、开发方式和储层非均质性对剩余油分布的影响。结果表明,平面上剩余油分布主要受井间蒸汽波及范围、井网不完善和边底水影响;纵向剩余油主要由层间非均质性及地层倾角控制。     

稠油热采时移地震监测正演模拟分析

我国具有丰富的稠油资源,但国内外针对陆相薄互层稠油油藏的热采动态时移地震监测研究还很少.在认真分析热采对储层弹性特性影响的基础上,结合油藏开发理论和岩石物理测量结果,建立了薄互层油藏火烧油层动态模型,开展了时移地震正演模拟研究,结果表明:稠油热采(注蒸汽、火烧油层、注热水)会引起储层岩石和孔隙流体弹性特性的显著改变,从而导致明显的地震振幅差异.利用时移地震振幅差异可以区分油层中的高温区范围,跟踪高温前缘,甚至确定其推进速度.但因单层厚度小、地震分辨率低,横向上难以精细划分出油藏工程中所确定的不同区带,纵向上难以确定储层内热采前缘分布的非均匀性.     

鄂尔多斯盆地太阳湾油区长2 储层非均质性研究

储层非均质性是影响剩余油分布的重要因素之一。 近年来,太阳湾油区剩余油滞留现象严重。 针对这一现象,结合该区实际地质情况,利用区内岩性、物性、电性及含油性等资料,定性评价该区长 2 储层非均质性及其成因,并分析非均质性对储层剩余油分布的影响。 采用实验、测井及标准对比等方法,将区域非均质性分为层内、层间、平面和微观非均质性 4 类进行探讨。 结果表明：研究区层内非均质性较强,主要受沉积构造、粒度韵律、渗透率非均质性及夹层分布等因素的控制;层间非均质性总体较强,各小层发育不均一,长 2³ 小层层间非均质性相对最强,长 2² 和长 2¹ 小层次之;平面非均质性受砂体及沉积微相展布影响较大;微观上孔隙结构复杂,各种成岩作用加剧了储层非均质性程度。通过对储层非均质性的研究,可以为掌握研究区剩余油分布状况及后期勘探开发提供重要依据。     

高集油田高7区阜宁组储层非均质性及剩余油分布

文章把储层特征的非均质性与生产动态紧密结合 ,分析了储层非均质性对注水开发效果的影响及对剩余油分布的控制作用。研究结果表明 ,在平面上 ,构造高部及在边缘相带的薄砂体中 ,形成了剩余油饱和度相对高值区 ;在垂向上非主力层砂体发育局限 ,呈透镜状 ,物性也较差 ,油层厚度薄 ,剩余储量有限 ,但剩余油饱和度高 ;储层层内非均质性模式主要是正韵律和复合正韵律。剩余油主要集中在正韵律的上部低渗区 ,复合正韵律的上部和下部相对低渗区。针对剩余油分布富集区 ,进行了注采井网调整 ,取得了较好的开发效果。     

文东深层低渗透油藏微观剩余油形成机理研究

文东沙三中油藏是典型的深层高压低渗复杂断块油藏,储层具有启动压力梯度,渗流规律不同于中高渗储层,通过岩心观测、岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜以及压汞资料,分析储层微观孔隙结构特征的基础上,采用真实储层模型进行微观水驱油实验,研究微观孔隙结构与驱油效率的关系及其微观剩余油形成机理。     

剩余油形成条件研究

剩余油研究是高含水油田面临的重大课题,是实现“稳油控水”目标的重要手段。深入分析了地质条件和开发条件对剩余油形成的影响机理,认为,地质条件(储层非均质性)是剩余油形成最主要的控制因素,并从宏观和微观两个层次剖析了储层非均质性对剩余油形成的控制作用。地质条件是客观的、内在的主要矛盾;开发条件是主观的、外在的次要矛盾。二者相互作用、相互影响,加剧了对剩余油的认识难度。     

稠油油田开发中后期储层非均质性评价与应用

井楼油田一区核三段Ⅲ油组经过多年的蒸汽吞吐开发,已进入开发中后期,储层非均质性导致剩余油呈现总体分散但局部富集的特点,文中得用SPSS因子分析法,确定了用于描述储层质量及几何形态的关键参数,在此基础上引入储层综合评价参数,对储层非均质性进行综合、定量描述,揭示了储层非均质性对油田开发的影响。研究表明,针对评价指数超过0．6的层位进行封堵,控制其汽窜影响,能有效启动潜力层;评价指数为0．3～0．7的区域具有较好的地质条件,水淹程度较低,是剩余油进一步挖潜的主要区域。