陕北斜坡延长统低渗储集层成岩相研究

鄂尔多斯盆地三叠系延长统储集层具有低渗、特低渗性质 ,强烈的成岩胶结作用是形成低渗的主要原因。不同的沉积微相其胶结类型不同 ,从而导致酸性水溶蚀次生孔隙所发育的程度迥异。通过沉积微相分析、以及大量岩石显微薄片的观察 ,对盆地东北部志靖三角洲长 6储集层的成岩相总结为 8种类型 ,并分析了 3种沉积充填类型 (序列 )与成岩相的关系。第Ⅰ种充填类型为叠置水下分流河道 ,主要发育绿泥石 浊沸石胶结相 ,在叠置水下分流河道靠近湖盆一侧 ,主要发育浊沸石 长石溶蚀相 ;第Ⅱ种充填类型为孤立水下分流河道 ,主要发育绿泥石 方解石胶结相 ;第Ⅲ种充填类型为水下分流河道间洼地微相 ,主要发育钙质 泥质胶结相。在上述分析的基础上 ,对长 6 1 2和长6 2 1两个重点含油层位储集层进行了成岩相的平面预测 ,指出志靖、安塞三角洲有利沉积相带及有利成岩相应向湖区延伸。图 4参 4     

利用测井资料研究特低渗储层的沉积相带

陕北斜坡中部特低渗透储集层受沉积环境、成岩作用、构造等因素影响,储层沉积相带特征十分复杂,利用测井曲线,分析地层信息与各种成因标志及其相应沉积环境中水动力因素作用关系,研究了测井相与沉积微相及其储集砂体分布发育,确认了三角洲前缘亚相水下分流河道微相及其河道叠置型河口坝微相是形成本区低渗透储集砂体的有利相带。它们控制砂体的走向和分布,具有砂体连片、连通性好、厚度较大的特点。通过该区长332储层沉积微相和含油有利区域油藏分布预测研究,油藏处在区域由北西到南东发育的5条水系水下分流河道中部及西南部主体带上,这些有利沉积相带控制和圈定的含油有利区域油藏,总体具有中部向南西方向的中下游不断加强的特点,为该区油藏进一步滚动扩边开发提供了可靠的地质依据。     

鄂尔多斯盆地低渗透气藏测井解释技术

着重介绍了用测井资料确定鄂尔多斯盆地低渗透气藏的地质参数及其业度,介绍适用于低渗透气藏的气层判识方法,对发现井测井解释作了实例分析。     

鄂尔多斯盆地陕北地区长6低渗储层形成控制因素

鄂尔多斯盆地晚三叠世经历了湖贫发育初始阶段和扩张，萎缩，消亡阶段，纵向上形成一套完整的湖泊－三角洲沉积层序，陕北地区三叠系延长6砂层是湖盆收缩建设性三角洲进积的产物，其油层组体育场支具有低孔隙度，低渗透率，油层薄，非均质性强等特征，属典型的低渗透体育场支，研究表明，这套储集层主要受沉积作用，成岩作用两大因素所控制，其中，深积作用主要包括沉积物源，沉积时的水动能条件以及沉积微盯，成岩作用主要包括压实，矿物蚀变，胶结和溶解，沉积相及原始沉积物组分在储层的成岩和孔隙演化中起着尢为得要的控制作用。     

塔巴庙区块上古生界低渗透气层测井解释技术

鄂尔多斯盆地北部塔巴庙区块上古生界砂岩天然气储层具有低孔低渗特点 ,测井信息随岩石固相中石英、岩屑相对含量的高低而变化 ,并且受泥浆滤液侵入影响较为严重 ,增大了储层物性和含气性解释的难度。在研究中 ,根据岩心分析资料将岩石骨架分为石英类、岩屑类和粘土类 ,利用BP神经网络进行岩性反演 ,建立了符合客观实际的岩性剖面 ;在岩性识别的基础上 ,根据各类岩石成分的测井响应 ,利用多元统计方法 ,计算储层孔隙度、渗透率 ;从储层岩石和孔隙结构入手 ,通过岩—电关系的综合分析 ,采用动态法确定胶结指数m和饱和度指数n ,按照孔隙度小于 5 %、5 %～ 10 %和大于 10 %三个区间 ,分别求取m、n值 ,提高了阿尔奇方程计算含气饱和度的精度 ;另外 ,根据岩心分析资料 ,建立了束缚水饱和度的关系式。上述解释方法在塔巴庙区块的实际应用中取得了很好的效果 ,经测试成果验证 ,符合率达到 80 %以上     

鄂尔多斯盆地马家沟组储集层特征及其预测方法

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组碳酸盐岩储集层储集类型为风化壳岩溶型，主要岩石类型有含硬石膏结核溶模孔粉-晶白云岩、斑状白云岩、颗粒白云岩等，受沉积相、成岩相和古岩溶地貌因素的影响。储集层非均质性强。针对储集层特点，利用地质叠图法，将沉积相图、成岩相图和岩溶古地貌图叠合，预测非均质储集层的发育、保存与上述因素之间的关系。预测的3块有利储集层分布区与实际钻探结果十分吻合。图2参18     

块状气顶底水油气藏低渗透夹层研究

块状气顶底水油气藏储集层中低渗透夹层的分布是影响油气藏开发方法及开发效果的关键地质因素。低渗透夹层的垂向渗透性及分嘏范围直接影响着气窜及底水锥进速度，对开发井射孔井段的选择及开发指标预算起着重要作用。     

利用测井曲线的校正进行低渗透砂岩油藏描述

通过对宝饶油田低渗透储层研究，结合测井曲线的校正，再利用自己研制的ＤＵＰＯＲ油藏描述软件，得到了剩余声阻抗，剩余声阻抗比值，纵波速度，地层密度，伪横波速度，泊松比，含油饱和度，地层孔隙度等一系列关于储层参数的三维数据体。     

乌尔逊凹陷乌东斜坡南屯组沉积相及有利储集相带

以岩心分析为基础,结合测井相、地震相和地震属性提取分析,在南屯组内识别出扇三角洲沉积、湖泊相浅湖一半深湖沉积.在高精度层序地层格架内揭示了沉积相及微相的发育及分布,物源方向主要为东部、北东部隆起区.建立了该区的4种有利储集相带发育模式:发育断裂坡折带下高位体系域和低位域扇三角洲前缘砂体形成的构造-岩性圈闭;层序界面下的...     

文东深层低渗油藏成岩作用及成岩相模式研究

文东深层低渗油藏成岩作用的研究,采用了普通薄片、扫描电镜、图象分析、压汞、Ｘ－衍射、有机质演化、物性变化等多方面的资料。通过对该区成岩作用类型、成岩演化史、孔隙演化序列、成岩作用与沉积微相相互关系的研究,提出５种典型的成岩相模式,并作了成岩相模式平面展布方面的探索。希望对相关深层低渗异常高压油藏的成岩作用及成岩相模式的研究具有借鉴作用。     

鄂尔多斯盆地张家山区长8储集层成岩作用及有利相带

通过岩心观察、偏光显微镜鉴定、扫描电镜、X衍射、高压压汞等手段,分析了鄂尔多斯盆地张家山地区长8储集层成岩作用特征及其对储集层的影响,进而对有利成岩相进行了研究。结果表明:研究区长8储集层砂岩的成岩作用处于中成岩A—B期,早期的压实作用和碳酸盐胶结作用使原始孔隙空间大量损失,是造成储集层物性较差的主要原因;早期绿泥石薄膜的发育使部分原生孔隙得以保存;溶蚀作用、交代作用和破裂作用使储集层的物性得到改善。根据成岩作用对物性的影响,划分出强压实相、碳酸盐胶结相、绿泥石薄膜剩余孔隙相、长石溶蚀相、长石溶蚀+绿泥石薄膜相和高岭石胶结相等6种成岩相带,优质储集层与成岩相密切相关,长石溶蚀+绿泥石薄膜相的砂体物性、含油性最好,是研究区长8储集层石油最富集的成岩相带,绿泥石薄膜相次之。     

注水开发低渗油藏时的储集层渗透率下限

基于等产量一源一汇稳定渗流速度理论与最大压力梯度场分析结果, 获得了启动压力梯度与注采压差和注采井距的关系式, 并根据渗流启动压力梯度与储集层渗透率关系, 可确定出不同注采条件下油藏能够有效注水开发的渗透率下限。实例分析结果与油田开发实践基本一致, 说明建立的理论方法具有较好的实用性, 可为低渗透油田的有效开发提供科学依据。     

薄互层特低渗油藏联合井网与沉积相模式的适配性

薄互层特低渗透油藏储集层厚度小,物性差,采用压裂水平井-直井联合井网开发,能够提高单井产能和储集层动用程度,但由于受储集层非均质性和水力裂缝的影响,水平井极易过早见水,导致暴性水淹,带来开发风险,需设计合理的井网与裂缝的适配关系,以延长水平井生产寿命。以大庆油田某典型薄互层特低渗油藏为例,建立了考虑不同沉积相组合模式的水平井-直井联合井网精细油藏数值模型,采用复杂井和流线模拟技术,研究了压裂水平井分段动用情况,揭示了单裂缝分段产出规律与渗流特征。由于不同沉积模式储集层物性差异较大,压裂水平井含水率上升不再遵循均匀驱替规律,而是物性较好的河道相内驱替增强,物性较差的席状砂沉积相内驱替减弱。同时,水力裂缝的存在会导致流线转向,加速高渗通道的形成。为延缓高渗通道形成,进一步研究了典型沉积相组合模式与裂缝参数的优化配置,并提出了提高开发效果建议。     

低渗油藏注水开发中储层参数变化研究与应用

低渗油藏长期注水开发,储层内部结构和储层参数都发生了较大的变化,并且随着注水程度的增大,强烈水洗使得岩石成分有所改变.对文留地区文85块不同开发阶段储层空间结构进行了研究,结果表明,随着油田的注水开发,储层孔隙度增大,渗透率增大,含油性变差.     

低压低渗透地层测试方法

由于低压低渗储层流体的流动遵循低速非达西渗流规律,在进行地层测试时具有开井压力释放快、产量低、关井压力恢复慢、井储效应大等特点,在进行地层测试时往往达不到预期的目的.为此,针对低压低渗储层的特点,提出采用双封隔器跨隔测试、控制卡距、缩小测试井储是测低压低渗储层的有效方法.     

滨里海盆地M 探区盐下层系有利储集相带

滨里海盆地盐下层系具有丰富的油气资源,阿斯特拉罕气田、田吉兹油田等多个大型油气田的发现说明和它们处于相同构造带内的M 区块同样具有较大含油气潜力。但M 区块盐下层系埋深大,有利储集相带的预测成为该区块油气勘探的关键。在区域构造演化分析的基础上,通过与相邻油气田的对比、地震相分析等方法预测了M 区块盐下有利储集相带。结果表明,M 区块与阿斯特拉罕-阿克纠宾斯克隆起带上的次级隆起具有相似的构造演化特征,古地貌、基底差异沉降是有利储集相带分布的主要控制因素;有利储集相带为区块南北两侧上泥盆统-下石炭统的障壁礁和古隆起顶部石炭系滩坝相。     

低渗透油藏改造技术的研究及发展

鉴于目前低渗透油气田已经成为我国石油工业稳定发展的重要资源,加快低渗透油气田的开发势在必行,低渗透油田最基本的特点就是流体渗透能力差、产能低,需要进行改造才能维持正常生产。目前已发展的改造低渗透油田技术很多,如井内爆炸技术、核爆炸技术、高能气体压裂、根据岩石的压涨现象提出的爆炸松动技术、水力压裂和酸化技术等。常用的是水力压裂、高能气体压裂和酸化等。认为目前油藏改造的最优方法是将射孔、高能气体压裂、“层内”爆炸技术联合作业,首先进行高能气体压裂与复合孔的复合射孔的复合作业,产生不受地应力的多条径向裂缝,裂缝的长度能达到8~10m,然后进行大规模的水力压裂,之后进行“层内”爆炸作业,在水力裂缝周围产生多条不受地应力控制的多条小裂纹。最后,借鉴疏松砂岩端部脱砂压裂技术的经验,注入支撑剂,形成长期的油气流通道。     

低渗透油藏非达西渗流视渗透率及其对开发的影响

低渗透储层渗流具有非达西特征和启动压力梯度,是研究低渗透储层开发过程中问题的基础。文中探讨了低渗透储层非达西渗流机理,研究了低渗非达西渗流特征所引起的视渗透率变化。结合储层渗流特征和工程因素等方面研究了注水开发低渗透油藏所引起的视渗透率变化,并给出了改善低渗透储层开发效果的途径。研究表明,储层渗透率变化受多种因素影响,生产中所表现出来的现象是各种影响因素综合作用的结果。采取综合治理措施,减小各种不利因素的影响,有利于改善低渗透油田的开发效果。