哈得逊油田东河砂岩储层水淹变化机理研究

为了更加高效地封堵哈得逊油田东河砂岩储层水淹后的优势通道,利用各类岩心分析资料及水淹解释结论,对哈得逊油田东河砂岩储层的岩石学、孔喉结构类型、储层水淹变化规律及机理进行了研究。结果表明:哈得逊油田东河砂岩储层黏土矿物绝对含量低,大部分为速敏性的高岭石与伊利石,粒径主要为1~2μm,储层可分为孔喉半径小于2μm的细微喉-低渗储层、孔喉半径介于2~5μm的细喉-中渗储层及孔喉半径大于5μm的中细喉-高渗储层;水淹后黏土矿物的堵塞和迁出是导致储层物性变化的原因,而黏土矿物粒径大小与喉道尺寸的匹配程度控制了储层水淹前后及不同水淹程度下物性变化的方向。这些因素造成了3类储层的水淹变化机理:细微喉-低渗储层水淹后孔、渗值下降,由原状储层至低水淹逐渐减小,到中水淹时有所增大,高水淹时最小;细喉-中渗储层水淹后孔、渗值上升,由低水淹至中水淹逐渐增大,到高水淹时有所减小;中细喉-高渗储层水淹后孔、渗值增大,且随着水淹程度的增高而增大,该类储层即优势通道发育所在,可采用粒径为3~4μm的微球对其进行高效、精准的封堵。研究区注水开发后剩余油规模较大,开展储层水淹变化机理研究,具有重要的现实意义。     

塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩油藏天然气地球化学特征及油藏类型研究

塔里木盆地东河砂岩是海相油气的重要勘探领域。为研究东河砂岩天然气成因、油藏类型及油气运移方向,以哈得逊油田东河砂岩油藏原油伴生气为研究对象,在天然气组分数据可靠性评估基础上,对烷烃气组分和非烷烃气组分的含量、同位素特征及分布规律进行了详细研究,探讨了天然气组分成因,详细分析了东河砂岩油藏类型,并对油气运移路径进行了推测,形成以下主要认识:①哈得逊油田东河砂岩油藏原油伴生气为油型气,总体具有N2含量高、干燥系数低及CO2含量低的特征;高含量N2为腐泥型有机质在成熟阶段热解生成,CO2是有机和无机成因的混合物。②哈得逊油田东河砂岩油藏由西南侧哈得4井区油藏、东南侧哈得1井区油藏和北部井区油藏(哈得113井—哈得111井—哈得4-51井)3个相对独立的油藏共同组成,油藏类型分别为构造油藏、构造—岩性油藏和岩性—地层油藏。③与哈得1井区油藏天然气相比,哈得4井区油藏天然气干燥系数低,N2和CO2含量高,δ13C1值、δ15 N值和δ13 CCO2值偏高,且烷烃气δ13 C值部分倒转;这可能是成藏后期哈得4油藏天然气的泄漏导致。④现今哈得逊油田东河砂岩油藏已基本达到平衡,自北向南大规律油气运移难于形成现今天然气组分和同位素分布规律。推测哈得逊东河砂岩油藏可能是经下伏断裂,由下部奥陶系古油藏调整而来。     

哈得逊油田东河砂岩油藏内部小断裂地震识别方法

塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩油藏迫切需要提高小断裂地震识别能力。本文针对该区储层埋藏深度大、地震资料信噪比低等因素,组合应用了GeoEast解释系统中的五个关键技术模块,梯次提升了地震识别小断裂的能力。一是采用带通滤波串接构造导向滤波的方式实现地震资料解释性处理,在提高地震资料信噪比的同时,得到了可用于研究小断裂的新数据体;二是基于新数据体,采用了目的层段振幅曲率属性和边缘检测结果的融合,实现了小断裂的精细识别与刻画;三是基于融合结果,采用边缘保护滤波技术增强了断裂中心的聚焦能力,提高了小断裂的横向分辨率。新识别出的小断裂,丰富了油藏认识,对进一步研究东河砂岩油藏内部的流体运移规律有重要的参考意义。     

哈得4油田东河砂岩隐蔽油藏勘探开发技术

哈得4油田位于塔里木盆地满加尔凹陷北部的哈得逊构造带上,主要目的层为石炭系底部东河砂岩,油藏埋深超过5000m,幅度低于34m,东河砂岩储层属于海侵体系域的滨岸相沉积石英砂岩,向北超覆尖灭,通过勘探开发证实油水界面自东南向西北倾斜,相差近80m,油藏受地层超覆尖灭和构造双重控制,是典型的隐蔽油藏.哈得4油田东河砂岩油藏还存在含油面积大(已证实超过130km2),储层厚度小(平均有效厚度小于6m),储量丰度低(小于50x104t/km2)等特点,而且在目的层上部二叠系地层发育一套厚度不等的火成岩层,给速度场的研究带来很大困难.针对这些特点,采用勘探开发一体化的模式,整体部署,分步实施,边滚动,边攻关,逐步加深认识扩大勘探开发成果;从技术上进行了以下四个方面的攻关研究一是加强地震采集处理解释的攻关,提高分辨率,结合钻井资料,准确识别东河砂岩的尖灭线,搞清其分布规律;二是加强速度场研究,提高变速成图的精度,通过新钻关键井不断进行校正,大大提高了构造描述的精度;三是加强层序地层学研究,搞清东河砂岩的分布规律;四是通过逐步外推的办法,加深对倾斜油水界面的认识,结合构造描述和钻井结果,逐步认清了油水界面的变化规律.哈得4油田东河砂岩隐蔽油藏的勘探开发是一个逐步深入的过程,已实现了从1998年发现至今,储量不断扩大,产能规模不断增加,步入勘探开发的良性循环,形成了适合塔里木隐蔽油气藏勘探开发配套技术.     

阿南砂岩油藏注水开发中后期水淹特征

为揭示注水开发中后期油藏水淹状况及潜力分布 ,探索合理的开发技术政策 ,运用毗邻的开发早期系统油基泥浆取心井与注水开发中后期的密闭取心井的分析化验及动态等资料 ,研究了阿南低渗透砂岩油藏的纵向及层内水淹特征、水淹层的物性变化及孔隙结构特征的变化 ,探讨了油层水淹后对开发的影响。分析认为 ,阿南低渗透砂岩油藏相对高渗层 ,既是油藏的主力层 ,也是油层污染和水淹的主要对象 ,油层水淹的结果 ,导致喉道分异加剧 ,粗喉更粗 ,细喉更细 ,使油层主要流动喉道控制的有效孔隙体积减少 ,无水采油期缩短 ,最终驱油效率降低 ,这是目前油田注水开发含水高、含水上升快 ,产油量低 ,油田不能通过提液提高产量的根本原因。细分开发层系 ,是提高这类厚层砂岩油藏驱油效率的有效途径     

高凝油砂岩油藏水淹特征分析

高凝油油藏由于油品性质的特殊,注水开发后有着与其它普通稀油油藏不同的水淹规律。以沈84块为研究对象,通过分析区块内不同开发时期取心井的试验资料及动态生产数据,研究其储层的水淹特征,建立了水淹层综合分析方法,提高了现场水淹层挖潜成功率。     

海相深层砂岩油藏开发中后期油层水淹特征

Ｄ 油田Ａ 油藏是目前中国陆上埋藏最深的海相砂岩油藏,经过长期注水开发,油藏内部发生不同程度的水淹,层间矛盾突出。由岩性段到单砂体、从纵向至平面对油藏水淹特征进行综合分析,达到充分认识海相砂岩储层水淹规律的目的,为油藏开发调整提出切实的建议。研究表明,纵向上油藏高水淹层主要分布于物性好、厚度大、夹层少的中-上临滨砂体中;平面上,构造低部位和注水井附近的油层水淹较严重。总体上,海相砂岩油藏水淹和剩余油分布主要受到沉积和构造特征影响。     

哈得4东河砂岩油藏注水水质标准研究

塔里木哈得4东河砂岩油藏将由注矿化度25g／L的地表水（清水）转为注矿化度240g／L的采油污水。清水与污水配伍性差，应分注，注清水时需采取防垢措施。实验考察了与注入水腐蚀性、地层伤害性有关的诸因素，推荐了清水和污水水质控制指标。要将A3钢在清水和污水中的腐蚀率控制在0．076mm．／a以内，溶解氧浓度均应小于0．89mg／L（尽管污水对溶解氧的耐受性强），TGB、IB、SRB茵数应分别小于100、102、100个／mL。根据储层岩心注模拟水伤害实验结果并考虑油田生产情况，为了使储层岩心渗透率的伤害率低于15％，注入水（清水、污水）中悬浮物粒径应控制在5pan以下，悬浮物含量小于7．5mg／L，TGB、IB、SRB茵数应分别小于100、100、102个／mL，Fe^3＋浓度应小于2mg／L，含油量应小于10mg／L。图11参6。     

水驱特征曲线在东河砂岩油藏可采储量预测中的应用

水驱特征曲线是预测油藏开发动态和标定油藏采收率的一种重要方法。本文通过绘制东河砂岩油藏四种水驱特征曲线,结合上报可采储量、数值模拟预测,找出适合目前东河砂岩油藏开发的水驱特征曲线,并分区预测东河砂岩油藏可采储量、采收率、产水量、综合含水等开发指标,为东河砂岩油藏下步开发调整,提供理论依据。     

D油田东河砂岩组产量递减规律

针对即将进入高含水期的D油田东河砂岩组油藏,应用油藏工程、数值模拟和矿场统计等方法研究了影响产量递减的主要因素及其变化规律。结果表明:D油田东河油层组的产量递减规律呈指数型递减;影响递减率的主要因素是含水上升率,其次是采液速度;影响初始递减率的主要因素是稳产期末的相关指标。研究成果对油田动态分析和开发调整具有一定的指导意义。     

塔中4油田东河砂岩储集层变差函数规律研究

分析了塔中4油田东河砂岩沉积与储层的特征,在东河砂岩储集层非均质性研究的基础上,利用多方向水平井孔隙度资料,求取并拟合了平面储集层变差函数.结合直井变差函数分析认为,东河砂岩储集层参数统计分布规律与垂向上分布是相似的,其中垂直变差函数以指数模型为主,水平变差函数以球状模型为主.直井垂向变程平均为1.3m,代表了由单个沉积事件形成的单个砂体的平均垂直厚度,水平井平面长轴主变程平均为50m,短轴次变程平均为7.2m,分别代表了单个砂体的平面长度和宽度,长轴主变程与短轴次变程比为7∶1.平面长轴主变程与垂直变程之比为38∶1,短轴次变程与垂直变程之比为7∶1.     

塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩隔夹层特征及其石油地质意义

以石炭系东河砂岩段为主要目的层的塔里木盆地哈得逊油田在勘探开发过程中显现出油藏流体性质差异大、油水关系复杂等现象。研究中注意到东河砂岩段砂岩输导层中存在的隔夹层与相邻正常储层差异明显,遂通过岩心观察及钻井试油资料分析,明确了隔夹层形态、岩石学成分及成岩作用等特征,进而分析了隔夹层对储层中流体流动及物质交换所起的作用。哈得逊油田东河砂岩中钙质隔夹层与其相邻储层岩石骨架颗粒组成基本一致,但正常储层成岩作用复杂,而隔夹层中基本上只发育方解石、白云石及硬石膏等胶结物的胶结作用,往往导致钙质隔夹层物性极差,并造成隔夹层上下的原油及地层水性质的明显差异。综合分析认为,研究区石炭系东河砂岩段砂岩输导层内流体分布不均、流动性复杂的原因是隔夹层对流体流动的非均匀阻隔作用的结果。     

判断砂岩油藏油层水淹程度的新方法

本提出一种提高水淹程度解释精度的新方法，该方法既考虑了油层渗透率、油水粘度比不同其最终驱油效率不同这一重要因素对含水的影响，又注意到不同渗透率段其水淹程度不同对射孔生产时油水运动规律的影响。该方法判断结果与实际试油结果吻合程度高。     

纯化镇油田带状砂岩岩性油藏研究

纯化镇油田位于东营凹陷南斜坡西段,是一个多断层的鼻状构造油藏。主要储油层系沙四上纯化镇组,为一套薄层灰岩和薄层砂岩频繁交互的储集层。此外还有沙三上、沙二上砂岩油层。75年以来,对这个油田两个厚度变化大的砂体进行沉积相研究的结果,发现油田东北部沙三上油藏储集层,是河道充填沉积砂体,西部纯化镇油层中发育一条砂坝。本文将简要介绍这两个砂体的地质特征,讨论研究砂体所用的沉积剖面图的编制方法,用取     

海相砂岩油藏水平井常见水淹模式探讨

根据储层渗流屏障、非均质性、注水等影响因素,建立了海相砂岩油藏水平井常见水淹模式。     

砂岩底水油藏水平井合理配产影响因素研究——以哈得逊东河砂岩油藏为例

为了有效抑制哈得逊东河砂岩油藏外围底水锥进和产量递减、提高原油采收率,利用油藏数值模拟技术分析了油水粘度比、油水密度差、油层厚度、油层中夹层的发育程度及位置、水平井井轨迹及射孔段位置、水平井水平段长度等因素对该油藏外围水平井合理配产的影响。研究表明,影响该油藏外围水平井合理配产的主要因素是水平井避水高度、夹层发育程度及位置和油水粘度比,并提出了该油藏外围单井合理配产的对策。     

高凝油中渗砂岩油藏中高含水期水淹特征及挖潜

高凝油藏由于油品性质的特殊,注水开发后有着与其它普通稀油油藏不同的水淹规律.以中渗砂岩油藏沈84-安12块为研究对象,通过分析区块内不同开发时期取心井的试验资料及动态生产数据,研究其储层的水淹特征,建立了水淹层综合分析方法,提高了现场水淹层挖潜成功率.     

陈堡油田赤山组油藏水淹规律研究

陈堡油田的开发历程已经过了4个阶段。为进一步挖潜生产潜力,分析了陈堡油田赤山组（K2c）油藏的地质开发特征以及泰州组（K2t1^3）与赤山组（K2c）之间不整合面对K2c油藏的影响,结合生产动态资料,利用油藏数值模拟对K2c油藏油水运动规律进行了分析研究,总结归纳了K2c油藏平面、纵向水淹特点,找出剩余街分布的潜力区,为下步该油藏的调整挖潜提供了依据。     

东河油田超深油藏出砂因素分析

针对东河油田油藏埋藏深,处于高温高压状态,并随开发过程的不断推进,地应力严重失衡的特点,依据地质、岩心分析、试井和试采资料,从岩石力学、能量平衡原理、非均质性以及开发因素方面对该油田出砂的影响因素进行了分析,认为开发初期可不采取防砂完井,但必须控制生产压差;开发中后期,地层出砂明显加剧,砾石充填防砂完井将是最佳解决方式.     

岔河集砂岩油田水淹层剩余油饱和度计算方法研究

通过对岔河集油田水淹层影响因素的分析,以及对水淹后储层岩性、物性、电性和含油性变化特征的研究,提出了利用自然电位和可变水法2个计算水淹层混合地层水电阻率的方法,给出了利用这2种方法的应用实例.藉此求取的剩余油饱和度计算精度有效满足了岔河集油田的开发需要.