尕斯库勒油田N1-N12油藏储层特征与评价

以取心井的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、物性、毛管压力曲线、粘土成分等分析资料为基础,结合储层的测井物性解释结果,对尕斯库勒油田N1-N12油藏储层从岩石特征、成岩作用、孔隙结构、物性特征、非均质性等方面进行综合评价,认为该储层为一套中孔-中渗储层,其物性主要受沉积相和成岩作用的影响,储集性能中等,具较强的层内和平面非均质性,层间非均质性较弱,在开采过程中要防止边水沿高渗透段向内部快速突进,影响采收率.     

尕斯库勒油田N1-N^12墨油藏储层特征与评价

以取心井的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、物性、毛管压力曲线、粘土成分等分析资料为基础，结合储层的测井物性解释结果，对尕斯库勒油田N1-N^12心油藏储层从岩石特征、成岩作用、孔隙结构、物性特征、非均质性等方面进行综合评价，认为该储层为一套中孔-中渗储层，其物性主要受沉积相和成岩作用的影响，储集性能中等，具较强的层内和平面非均质性，层间非均质性较弱，在开采过程中要防止边水沿高渗透段向内部快速突进，影响采收率。     

尕斯库勒油田N_1-N_2~1油藏注水利用率评价

尕斯N1-N21油藏地层能量较弱,注入水利用率的高低直接关系到油藏的开发效果和经济效益。本文运用存水率、水驱指数两项指标,结合油藏初始含水率和目前藏的综合含水率,对该油藏的注水利用率进行了评价。     

柴达木盆地英东油田砂37区N_2~2储层岩石学特征

本文在详细观察描述岩心的基础上,利用普通薄片、铸体薄片鉴定、粒度分析、阴极发光、扫描电镜等多种分析测试技术对英东油田砂37区块岩石学特征、孔隙结构特征及成岩作用进行了系统的研究。研究区上油砂山组(N22)的砂岩主要以岩屑质长石砂岩和长石岩屑砂岩为主。研究区主要的成岩作用类型有机械压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用、溶解作用及破裂作用。研究区上油砂山组(N22)成岩阶段为早成岩阶段的中-后期。在以上基础上对研究区的成岩相进行了划分。     

红井子地区长9_1油藏储层特征研究与评价

根据钻井、测井及分析鉴定资料,红井子地区长91砂岩储层的岩石学特征复杂,岩屑及填隙物较多,成岩作用类型多样,孔隙结构类型以粒间孔为主,其次为长石溶孔,少量浊沸石溶孔和岩屑溶孔,属于低孔-低渗储层。砂岩碎屑成分、粒度大小、沉积微相、成岩作用是影响储层物性的主要因素。通过对红井子地区长91储层孔隙度、渗透率、饱和度以及砂体厚度4个参数进行聚类分析,并结合铸体薄片、岩心观察及试油的结果,建立了红井子地区长91储层综合分类标准,最终优选长91油气聚集的有利储层类型。     

姬塬油田吴仓堡区长6油藏储层特征描述

储层特征及其物性变化特征是影响研究区油气分布的主要因素,也是寻找油气富集有利区块和进行油田开发研究的一个重要基础。本文从储层的岩石学特征、微观结构、成岩、物性特征以及非均质性等方面对吴仓堡区长62储层的基本特征进行了描述,对其有了较为深入的了解,为油田下步的高产开发提供技术保障和依据。     

绥靖油田塞39井区长2油层储层特征

塞39井区主力油层长221小层属于三角洲前缘沉积,以水下分流河道和支流间湾沉积为主,含有少量河口坝和浅湖泥质沉积;长213小层主要属于三角洲平原沉积,以分流河道和河漫沼泽沉积为主。平均孔隙度14.7%~15.7%,平均渗透率(5.2~36.3)×10-3μm2,二者相关性较好。研究表明,该区储层非均质性强,渗透率级差在13倍以上,导致层内及层间吸水性能存在较大差别,储层润湿性为偏亲水-亲水、中等水敏、中等盐敏和弱速敏,属于细-微孔隙、中-细喉道类型。     

濮城油田南区Es_2~下1～5油藏储层非均质性及剩余油研究

濮城油田南区 Es下2 1～ 5油藏属于浅湖背景下的三角洲沉积体系 ,水下分流河道沉积构成了该区的骨架砂体 ,单个砂体垂向上主要表现为多期正韵律叠加型。储层以细粉砂岩为主 ,层内非均质性较弱 ,层间非均质性较强 ,平面非均质性介于两者之间 ,渗透率变异系数 0 .5～ 0 .7。剩余油主要分布在断层附近、储层物性变差和注采井网不完善地区。进行剩余油挖潜取得明显效果 ,水驱控制程度提高 6% ,水驱动用程度提高 8% ,采收率提高 1 .64%     

尕斯库勒油田砂西区块N_1-N_2~1油藏存在的问题及措施

尕斯库勒油田砂西区块N_1-N_2~1油藏自2001年10月开展试注水工作,随着油藏注采井网的不断完善,原油产油、注水量呈稳中有升的基本态势,受注入水以及地层水的影响,部分油井呈现快速上升的势头。本文主要针对油藏注水存在的问题进行分析,提出建议,进而保证油藏稳产的目的。     

HSS油田H1油层组储层特征研究

HSS油田为低渗透砂岩油藏,H1油层组属于二叠系平地泉组上部,主要为三角洲前缘沉积.在野外剖面、钻井岩心详细观察的基础上,通过对岩石薄片鉴定、扫描电镜和物性等资料的综合分析,对岩石学特征和储层物性特征及其储层非均质性进行了详细研究.结果表明:H1油层组主要为浅灰色细砂岩,其次为少量的中砂岩和粉砂岩;储层物性较差,为中孔...     

尕斯库勒油田N_1—N_2~1油藏下盘南区滚动开发实践

尕斯库勒油田是柴达木盆地目前开发的主力油藏之一,作为有效动用新增地质储量、实现建产目标的有利区,该油田N1—N21油藏下盘南区储层分布井段长,油砂体平面分布连续性差,油水关系受岩性控制明显,给油藏开发带来了一定的困难。通过老井资料复查,结合钻井、试油试采资料,以地质、测井等学科方法开展储层地质特征综合研究,进而搞清油水关系,在＂钻前评价、过程跟踪和深化认识＂滚动开发实践中取得了较好的效果,对改善研究区和同类复杂岩性油藏的开发具有一定的指导意义。     

水平井地质导向技术在尕斯库勒油田N_1—N_2~1油藏应用研究

水平井地质导向是水平井成功与否的关键技术。针对尕斯库勒油田N1—N21油藏储层岩性变化快、岩屑代表性差和地层倾角变化大等技术难点,从井位部署优选入手,深入分析油藏构造特征、加强精细地层对比、紧密结合综合录井资料,形成了一套适用于该油藏的水平井地质导向技术。在多口水平井钻探过程中,获得了较好的应用效果。     

塔河油田碳酸盐岩油藏产能特征与储集层类型的相关性

塔河油田4区下奥陶统碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏的形成与古风化壳的风化剥蚀有关,该文从油井自然产能变化和试采井见水动态特性,论述了碳酸盐岩油藏产能,试采见水动态及其与储渗类型之见的相关性,结果表明,塔河油田4区奥陶系油藏的储集空间类型,储渗类型具有多亲性和复杂性,且储集层非均质性严重。     

花土沟油田藻灰岩储层特征与油气关系

岩心观察和铸体片鉴定证实,花土沟油田藻灰岩储层发育,储层岩石类型主要为藻纹层灰岩、藻叠层灰岩、亮晶生屑灰岩、亮晶鲕粒灰岩、陆屑泥晶灰岩、藻泥晶灰岩、藻团粒灰岩等,形成于湖盆中某单一藻类勃发时期,沉积过程受陆源碎屑影响较大,成岩阶段只经历了准同生成岩阶段和浅埋藏阶段,成岩作用较弱,对孔隙度影响不大.孔隙类型主要为受到淡水淋滤溶蚀作用和构造作用而形成的次生孔隙,孔隙结构杂乱,无明显规律性.藻灰岩既是生油岩,又是储集岩体,形成自生自储式油藏的条件非常有利.     

子北油田赵家台地区长61和长4+52储层非均质性研究

通过铸体薄片、扫描电镜、压汞分析、岩心分析及测井解释等,对子北油田赵家台地区延长组长61和长4+52储层非均质性进行了研究.研究结果表明,赵家台地区长61和长4+52储层宏观层内、层间、平面及微观非均质性均较强,其变化规律主要受控于沉积相带和成岩作用.层内非均质性主要受沉积韵律和层内夹层影响,层间非均质性取决于层间隔层展布和储层物性变化,平面非均质性与砂体在平面上的几何形态及其连通方式和连通程度密切相关,孔喉结构的复杂性直接影响储层微观非均质性,中孔细喉型、小孔细喉型为有效孔喉类型,微孔微细喉型为差孔喉类型.     

延113-延133井区山1、山23储层特征及差异性研究

通过薄片、扫描电镜、压汞、核磁等分析手段,对比研究延113–延133井区山1和山2~3储层岩石学、物性、储集空间、孔喉结构等特征,结果表明,山1储层主要发育岩屑砂岩与岩屑石英砂岩,山2~3储层主要发育石英砂岩与岩屑石英砂岩,山2~3储层的成分和结构成熟度高于山1储层。山1储层发育较多岩屑溶孔和晶间孔,小孔喉占比高;山2~3储层以粒间溶孔为主,孔喉结构均一。两套储层特征的显著差异是沉积环境和成岩作用共同影响的结果,山1储层属陆相湖泊三角洲前缘沉积,粒内溶孔较发育;山2~3储层属海相三角洲前缘沉积,粒间溶孔发育。     

流花11-1油田礁灰岩油藏沉积-成岩演化模式

南海流花11-1油田发育生物礁、生物滩两种沉积相类型,并可细分为珊瑚藻礁、珊瑚礁、珊瑚藻-珊瑚礁、有孔虫滩、生物碎屑滩及珊瑚藻屑-有孔虫滩6种沉积微相。岩心观察及薄片鉴定结果表明,生物礁体在海底成岩环境、大气淡水成岩环境及区域地下水-埋藏成岩环境中发生的成岩作用包括粘结、溶解、胶结、压实-压溶、重结晶、白云化及“白垩化”作用等。结合沉积相分析结果及成岩作用各个阶段对储集性能的影响,将礁灰岩油藏沉积-成岩演化过程划分为8个时期:iv期成礁、早期暴露-溶蚀、 期成礁、中期暴露-溶蚀、早期成藏、晚期溶蚀、晚期成藏及区域地下水溶蚀。这种特有的演化模式形成了垂向上的8层储层结构,即4个高孔渗段和4个中-低孔渗段间互沉积,4个中-低孔渗段A,B2,C及E段以胶结作用为主,岩性相对致密,隔夹层广泛发育;生物礁体暴露过程中,处于渗流环境的B₁,B₃及D段由于溶蚀作用形成高孔渗段,区域地下水进一步溶蚀和“漂洗”形成的高孔渗段F段为水层。     

南八仙油气田中浅层（N_1—N_2~2）油气藏类型研究

南八仙油气田属于复杂断块型油气田,N1—N22油气藏受构造、断层和岩性等多重因素影响,储层流体性质复杂,存在多套油气水系统,无统一的油气水界面。利用电测资料准确识别油气层的难度大,油气田的开发定位、开发方式难以确定,严重影响了油气田的开发效益。通过综合应用油气藏流体性质、化验分析、高压物性、天然气组分分析、生产井产出物等资料,综合分析判断南八仙N1—N22油气藏类型,以气藏、凝析气藏为主,少量为带油环凝析气藏,并针对不同的油气藏类型,分析了依靠自然能量衰竭开发、注气保压开发和注水开发的可行性,为指导油气藏提高开发效益提供依据。     

大庆外围低渗透油藏评价模式研究及应用

经过多年的勘探开发,大庆外围当前及今后油藏评价的对象以低丰度、特低渗透、油水关系复杂油藏及海拉尔断块油藏为主,具有低产、低效、难动用的特点。为积极适应油藏评价对象复杂化的趋势,形成了适合不同油藏特点的区块、滚动、单井评价三种油藏评价模式,理顺了大庆外围油藏评价的基本思路,发展相应的油藏评价主要技术,有力地推动了大庆外围油田增储上产的步伐。