罗151块火成岩油藏开发技术政策界限研究

利用油藏工程方法,研究罗151块火成岩油藏开发技术政策界限,以确定此类油藏合理的开发技术参数,为该类油藏合理、有效的开发提供技术支持。由于火成岩油藏的特殊性,即溶蚀孔洞、裂缝以及粒间孔同时并存,因此应立足于注水开发、机械采油,井网部署应考虑裂缝的发育方向,注水井水线方向应与裂缝方向有一定的角度。对于高压异常油藏,初期地层压力下降幅度大,地层压力一旦降到静水柱压力以下,向上恢复的难度很大,因此地层压力宜保持在略高于静水柱压力范围内。利用所确定的技术政策界限,在罗151块布井12口（其中生产井8口,注水井4口）,平均单井日产油30t,开发效果较好。     

纯41块沙四段低渗透储层特征研究

采用微孔渗仪、扫描电镜等实验室测定技术，对纯41块储层岩性、物性、孔隙类型、结构特征及成岩作用进行综合研究，认为该储层厚度薄、渗透性差、成熟度低，成岩作用中的压实与胶结作用是导致储层物性交差的主要原因，而后期的溶蚀作用产生了部分次生孔隙，改善了储集性能；微观孔隙结构可划为三种类型：中孔较粗喉道型、小孔较细喉道型和小孔极细喉道型。综合储层的岩性、物性、孔隙结构等特征，可以将纯41块沙四段储层划分为四大类，其多为低渗透率的Ⅲ类储层。     

八面河油田面120区沙三段储层孔隙特征

对八面河油田面120区沙三油层含油砂体的岩石学、孔隙发育特征进行了分析和研究,结果表明,该区储集砂体为成分成熟度较低的长石砂岩;主要自生矿物为伊利石、蒙脱石、方解石、石英、高岭石、绿泥石和白云石等;储层次生孔隙发育,主要孔隙类型为粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔。孔隙结构具有中孔、中喉的特点,对渗透率有贡献的主要是大于2．5μm喉道。影响孔隙发育的主要因素是沉积作用及成岩作用,溶解作用形成的次生孔隙是研究区储层的主要空间。     

八面河油田面120区沙三段储层孔隙特征

八面河油田面120区沙三油层含油砂体的岩石学、孔隙发育特征进行了分析和研究，结果表明，该区储集砂体为成分成熟度较低的长石砂岩；主要自生矿物为伊利石、蒙脱石、方解石、石英、高岭石、绿泥石和白云石等；储层次生孔隙发育，主要孔隙类型为粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔。孔隙结构具有中孔、中喉的特点，对渗透率有贡献的主要是大于2．5μm喉道。影响孔隙发育的主要因素是沉积作用及成岩作用，溶解作用形成的次生孔隙是研究区储层的主要空间。     

变质岩潜山油气藏储层特征及评价

采用岩石薄片、X射线衍射、扫描电镜、成像测井等多种分析手段,对渤海海域太古界变质岩储层的岩性特征和储集空间类型进行了综合研究,探讨了暗色矿物体积分数对孔隙度和裂缝密度的影响。通过大量数据分析,建立了孔隙度、裂缝密度与不同岩性暗色矿物体积分数的定量关系。研究结果表明:暗色矿物在碎裂岩中体积分数较低,而在片麻岩中体积分数较高,角闪石体积分数与孔隙度呈负相关关系,黑云母体积分数与孔隙度呈正相关关系;不同岩性中暗色矿物体积分数对孔隙度的影响界限值为5%和15%,对裂缝密度的影响界限值为10%;当暗色矿物体积分数小于10%时,构造条件对裂缝发育的影响更为关键。文中结合岩心分析、风化指数、录井、测井等资料,建立了太古界变质岩潜山油气藏储层分带评价方案,自上而下划分为强风化破碎带、次裂缝带、主裂缝带、致密带和内幕裂缝带。     

鸡西盆地煤储层孔隙特征及主控因素

孔隙结构是煤层气等非常规储层研究的核心问题,既控制气藏储集性能,又影响开发评价效果。以鸡西盆地煤岩为研究对象,运用低温氮吸附方法、氩离子抛光电子扫描显微成像和核磁共振技术,对孔隙和裂隙结构进行定量表征。结合能谱分析、全岩分析测试、煤岩组分等实验数据,对有机质孔隙和矿物质孔隙发育的主控因素进行探讨。研究结果表明：有机质孔以气孔为主体,瓶型孔占主导地位,可见两端开口的圆筒孔、四边都开口的平行板状孔。T₂图谱既有双峰又有三峰,显示出较好的孔渗条件。成熟度和镜质组含量促进有机质孔的发育,而水分堵塞孔隙表面及喉道。矿物质孔主要包括黏土矿物晶间孔和溶蚀孔。高岭石、伊利石单体或集合体杂乱堆积,形成大量孔隙。黏土矿物面孔率随高岭石含量增加而增加,随伊蒙混层含量升高而减小。     

直罗油田北部延安组延9段储层特征

通过岩心观察、岩石薄片鉴定、扫描电镜、压汞试验等测试技术,对直罗油田延安组延9段储层特征及其非均质性进行了研究,结果表明,延9段岩石类型主要为灰色、灰绿色、灰褐色长石岩屑质石英砂岩,砂岩的分选中等~好,磨圆度多为次圆、次棱~次圆状;颗粒之间以线、点–线接触为主,局部可见点接触和凹凸接触,多为颗粒支撑;孔隙类型主要包括粒间溶孔、粒内溶孔、剩余粒间孔和铸模孔,孔喉结构为中孔中喉型和中小孔细喉型;延9段属于中孔隙度、中–低渗透率储层,储层物性较好。     

欧利坨子地区沙三下亚段火山岩成岩作用及孔隙演化

欧利坨子地区沙三下亚段火山岩类型以火山碎屑岩为主,次为玄武岩及粗面岩。在把火山岩在埋藏过程中发生的物理及化学变化纳入成岩作用范畴的前提下,研究了成岩作用特征、演化及储集空间的演化。认为在不同沉积时期古地温梯度值的不同,成岩作用阶段所对应的深度也随之而改变,厚层火山岩从沙一段末期至今主要处于早成岩B期,而下部火山岩则从东营组沉积期以后一直处于晚成岩阶段。受其影响厚层火山岩中储集空间以裂缝-原生孔隙或裂缝-混合孔隙为主,储集空间总体保存较差,在有机质的作用下,局部可保存较好;下部火山岩中则以裂缝-次生孔隙为主,由于溶蚀作用,储集空间得以较好保存,因而在研究区较深埋藏条件下的火山岩中仍具有较好的成藏条件。     

苏北盆地A区块阜三段储层物性及孔隙结构特征

对苏北盆地A区块阜三段储层物性及孔隙结构特征进行了分析研究,结果表明,孔隙度与渗透率、岩石密度间具有较好的相关性,纵向上出现三个孔隙发育带,分别为<2 100 m,孔隙度主要为35%左右;2 100~2 600 m,孔隙度主要为25%左右;2 600~3 100 m,孔隙度主要为20%左右。储层以中小孔微细喉为主,具单孔隙结构,且孔隙结构与物性间具有一定的对应关系,Ⅰ类优质储层主要位于第Ⅰ孔隙发育带和第Ⅱ孔隙发育带上部,约占15%;Ⅱ类主力储层主要位于第Ⅱ孔隙发育带和第Ⅲ孔隙发育带,约占55%;Ⅲ类较差储层主要位于第Ⅲ孔隙发育带,约占30%。     

荣72块沙一段储层特征控制因素分析

利用岩石薄片、X-射线衍射和扫描电镜等测试资料,结合常规物性及勘探开发情况,对荣72块储层物性、储集空间类型及储层物性控制因素进行了深入的探讨。研究认为荣72块储层为中孔低渗储层,以原生孔隙为主;沙一段处于晚成岩作用A期,历经压实作用、胶结作用和溶解作用,本区成岩作用对物性影响并不强烈。储层特征受沉积微相类型、构造运动、油气早期充注和异常高压作用等综合因素影响。水下分流河道微相物性好于席状砂微相;断裂活动对于改善储层物性起到积极作用;油气的早期充注和异常高压共同降低压实作用的影响,抑制胶结作用,较好地保存了原生孔隙。     

胡151区延9储层流体微观渗流特征研究

以胡151区延9储层微观渗流特征为实验目的,利用真实砂岩微观模型进行研究认为:延9储层油驱水渗流类型以非均匀型网状渗流为主,均匀渗流和指状渗流为辅;水驱油时的孔隙空间特征主要以指状渗流为主,局部可以观察到网状渗流;孔道中水驱油方式主要呈现以非活塞式驱替为主;无水采油期时间短,驱油效率较低;微观残余油类型主要为簇状残余油;孔喉结构非均质性是影响驱油效率的主要因素,储层润湿性是次要影响因素,储层物性和驱替压力对驱油效率影响较小。     

旬邑-宜君区块长3段孔隙结构特征及其在储层评价中的应用

低渗透储层微观孔隙结构是储层研究的重点与难点,直接影响储层评价的准确性。以鄂尔多斯盆地旬邑-宜君区块延长组长3段低渗透储层为例,在薄片观察、岩石孔渗、压汞测试与测井资料分析基础上,研究储层微观孔隙结构类型及特征,将储层分为4种孔隙结构类型,阐述各类储层的储集空间类型、孔渗特征、毛管压力曲线特征差异,Ⅰ类和Ⅱ类储层为研究区有利储层;选用储层品质系数与储层微观孔隙结构特征参数(排驱压力、平均孔喉半径和分选系数),对储层进行评价;WB44等4口井评价结果表明,储层孔隙结构类型影响低渗透储层的产能评价和测井解释。     

BZ气田变质岩潜山储层特征研究

BZ气田上太古界潜山岩性以变质花岗岩和片麻岩为主,储集空间具有双孔介质的特点,主要的储集空间类型为宏观裂缝、微观裂缝、碎裂颗粒粒间孔、粒内溶孔等,储层非均质性强,属于低孔、特低渗储层。BZ气田上太古界潜山纵向上具有分带性,划分为风化带和潜山内幕,储层主要受构造、古地貌、岩性等因素联合控制。     

牛心坨地区太古界变质岩储层特征研究

综合运用钻井取心、3700测井、三维地震叠前深度偏移等资料，对牛心坨地区太古界变质岩储层特征进行了研究。其结果：该区太古界变质岩古潜山的岩性主要为浅粒岩、浅粒质混合岩、黑云母斜长片麻岩等；储集空间主要为构造裂缝，裂缝的分布在平面上、纵向上差异均很大。其解释成果已被试油和生产实际所证实，说明利用该方法研究太古界变质岩储层特征的方法可行。     

高北斜坡带沙三沉积期沉积环境及储层特征研究

盆地沉积环境研究对于预测储层分布及分析储层特征具有重要意义。 在岩石学、沉积构造、古生物 学、沉积序列及测井相研究的基础上,对冀东油田高北斜坡带沙三段（Es₃）沉积环境特征进行研究。 结果 表明：Es₃ 沉积期为扇三角洲-滨浅湖沉积环境;沉积序列为 Es₃³ 沉积期湖盆萎缩→扇三角洲发育、Es₃² 沉积期湖盆扩张→扇三角洲萎缩、Es₃¹ 沉积期湖盆再度萎缩→扇三角洲发育;高尚堡油田北东向中央构 造带的隆起过程使得研究区存在 2 个相对独立的沉积分区。 通过探讨沉积环境对储层发育的控制作用 认为：扇三角洲水下分流河道和河口坝是形成储层砂体的主要沉积体;储层砂体的分布和发育规模均受到 扇三角洲发育特征的控制;沉积环境变化导致岩性在横向和纵向上有所变化,并引起储层非均质性增强。     

济阳坳陷埕北地区变质岩储层特征与测井解释

针对济阳坳陷埕北地区变质岩油藏有效储层识别和储层参数解释中的难点,在变质岩储层特征研究的基础上,利用补偿中子—自然伽马交会图与暗色矿物含量识别岩性的方法可有效区分煌斑岩类、花岗岩类和闪长岩类。通过FMI测井和裂缝指示曲线对储层裂缝进行识别。采用核磁共振分析孔隙度、FMI分析缝洞孔隙度与声波时差计算有效孔隙度、三孔隙度法计算缝洞孔隙度交互验证完成储层孔隙度解释,两者平均绝对误差为±1%左右。采用体积分配法和核磁共振测井饱和度解释,确定了储层含油饱和度。在储层四性关系研究基础上,制定了太古界有效储层识别标准,太古界主要含油岩性为片麻岩,含油性标准定为荧光以上(含荧光),有油气显示井段电阻率一般小于2000Ω·m,孔隙度一般大于3%,测试出油气井段全烃含量与无油气显示层全烃含量相对比值一般大于等于2。该方法在胜利油区太古界变质岩油藏储量计算中得到应用,实现了埕北地区和王庄地区变质岩油藏有效储层识别与储层参数计算,取得了较好效果。