低渗透砂岩油藏储层非均质地质模型研究

该文在牛20、纯41、桩74、大芦湖等低渗透砂岩油藏地质综合研究的基础上,系统总结了胜利油区低渗透砂岩油藏储层非均质地质模型的研究内容和方法。该模型充分利用三维地震、地质、钻井、测井、测试等资料,以定量研究为主要方法,以地层模型、构造模型和储层模型研究为基础。裂缝模型研究是关键,主要包括野外和岩心裂缝研究、测井方法研究裂缝密度、古构造应力场模拟方法预测裂缝走向、现今应力场模拟方法研究裂缝的连通性及分析压裂裂缝的展布方向和储层裂缝对油田开发的影响等。储层非均质地质模型研究主要包括测井资料解释模型的建立、层间非均质研究、层内非均质研究和平面非均质研究。该模型在胜利油区应用效果良好。     

储层宏观非均质性定量表征研究

针对当前储层宏观非均质性定量表征参数计算数值无界、表征角度各异、表征方法定量化程度不高等问题,提出了基于储层物性参数累积分布特征的宏观非均质定量表征新参数。通过对任意一组空间分布相对均匀的渗透率数据降序排列,计算出渗透率贡献百分数及其对应的序数百分数,并在直角坐标系中绘制出渗透率累积分布曲线。通过倒数坐标变换,将不同形态的渗透率累积分布曲线转换成斜率为0～1的直线,将直线斜率值定义为储层非均质程度系数。该值与储层非均质程度成反比。应用结果表明,非均质程度系数可应用于各种级次储层宏观非均质程度的定量评价。     

水驱低渗透非均质砂岩油藏提高开发效果研究

在水驱低渗透非均质砂岩油藏开发过程中，普遍存在水驱控制程度低、层间及层内矛盾十分突出、低渗透部位的剩余油难以开采等问题。以我国Ｌ油田Ｄ油藏为原型，利用数值模拟方法对其开发过程和过程中存在的主要问题进行了综合研究。研究表明，在低渗透非均质砂岩油藏开发中后期，及时调整井网并实施周期注水，不仅可提高开发效果，而且可以提高最终采收率。     

致密砂岩储层物性及非均质性特征

中国西南地区四川盆地上三叠统须家河组碎屑岩地层为典型的非常规致密砂岩储集层,迄今已探明天然气储量已达万亿立方米,其中四川盆地中部广安地区须家河组六段（须六段）具有较大的勘探开发潜力。以须六段气藏段致密砂岩为研究对象,通过镜下薄片、物性和压汞等测试,结合分形理论研究,系统分析了其孔隙结构、物性特征和储层非均质性。结果表明：须六段砂岩储集层可明显划为3类。Ⅰ类储层（平均孔隙度12.27 %,平均渗透系数6.037 6 × 10^-3 μm²）以大孔或中孔为主,分形维数范围为2.42～2.59;Ⅱ类储层（平均孔隙度9.26 %,平均渗透系数1.152 3 × 10^-3 μm²）以中孔为主,小孔为次,大孔发育差,分形维数范围为2.47～2.56;Ⅲ类储层（平均孔隙度5.20 %,平均渗透系数0.351 7 × 10^-3 μm²）以小孔或中孔为主,大孔发育差或不发育,分形维数范围为2.45～2.81。孔隙类型的差异分布导致各类储层非均质性变化明显,主要表现为Ⅲ类储层非均质性强于Ⅰ类储层。相关性分析表明物性条件耦合于储层非均质性,且存在关键临界值,分形维数范围在2.45～2.60时,孔隙度与分形维数为正相关关系,渗透系数与分形维数的关系无明显规律;而分形维数大于2.60时,孔隙度与分形维数为负相关关系,渗透系数与分形维数为斜率接近0的线性关系。基于致密砂岩储层物性条件与分形特征的定量研究,探讨非常规天然气优质储层的评价标准,对指导中国非常规储层的勘探与开发研究具有重要理论与现实意义。     

非均质超稠油疏松砂岩储层可压性评价

目前国内针对超稠油疏松砂岩储层可压性尚无统一的评价方法。在研究新疆风城非均质超稠油储层可压性的基础上,用洛伦兹系数法评价储层的非均质性,定义超稠油储层可压性概念。选取多维地质工程参数作为评价新疆风城非均质超稠油储层可压性的指标,使用灰色关联法指导建立参数权重选取时的判断矩阵,采用灰色关联-层次分析法建立该类储层的可压性评价模型。计算新疆风城油田两个区块8个层段储层改造前的可压性系数,结果显示储层可压性与非均质性具有负相关关系。当储层可压性系数大于0.7时,对应洛伦兹系数小于0.5,通过微压裂储层改造后能获得较大的张性扩容量。该可压性评价方法能够判断非均质超稠油储层的可压性优劣,对现场微压裂改造具有一定的指导意义,帮助油田现场提高油井最终采收率。     

巨厚强非均质性砂岩储层酸化技术

以最大程度解堵、最小程度对岩心破坏、最优化酸液置放为目标对巨厚强非均质性砂岩储层酸液体系和酸化工艺进行了探索。采用钻井液伤害实验与酸化解堵实验相结合、长岩心实验与短岩心实验相结合,宏观测试与微观分析相结合的思路。进行研究结果表明,对于泥质含量高、胶结疏松的储层可适当增加前置酸浓度(HCl浓度增加到15%),同时降低主体酸HF浓度(降低到1%)。岩心切片结合电镜扫描分析确定伤害深度和解堵半径,为用酸规模优化提供依据。对于巨厚的孔隙型储层,可以通过封隔器分隔+变密度射孔+转向酸的组合模式实现储层均匀改造,而对于裂缝发育段应该坚持"大排量、大液量、高泵压"的改造模式以实现储层深度解堵。     

低渗透油藏储层非均质性评价与井网调整新方法

为了进一步改善低渗透油藏非均质储层的注水开发效果,应用油藏工程方法研究了渗透率非均质性与注水开发井网几何形式的耦合作用,引入了渗流因子及渗流因子变异系数,提出了低渗透油藏非均质储层注水井偏移的井网调整新方法,并应用黑油模型数值模拟技术对其进行了适应性评价。将注水井沿井排方向偏移一定距离,井组内渗流因子变异系数降低,且随着砂体渗透率级差的增大、井网内横切比的减小,注水井向低渗砂体方向的偏移距离逐渐增大。注水井偏移最佳距离后,井组产油能力提高了5.6%,含水率下降了3.7%,明显提高了水驱开发效果。提出的非均质性评价方法及注水井最佳偏移量计算式,为低渗透非均质储层注水开发时的井网调整提供了新思路。      

准噶尔盆地M地区低含油饱和度砂岩储层含油非均质性特征

准噶尔盆地M地区三工河组二段是典型的低含油饱和度砂岩储层,纵向上砂岩体内部含油非均质性强,四性关系不明,增加了储层有效性评价和流体识别的难度。利用试油结论、含油级别描述、岩石薄片、高压压汞及测井数据等资料,分析含油非均质性并划分含油条带,厘定了不同含油条带与其岩性、物性、电性响应的关系。结果表明：三工河组二段内单一砂岩体中不同含油级别的条带频繁互层,依据试油结果及含油级别信息可划分出3大类、5小类含油条带(Ⅰ₁、Ⅰ₂、Ⅱ₁、Ⅱ₂类和Ⅲ类)。其中,Ⅰ类条带以纯净细砂岩和粗砂岩为主,结构成熟度高,孔喉半径大,孔隙度大于11.0%,渗透率大于7.0mD*;Ⅱ类条带细砂岩和中-细砂岩居多,孔隙度为6.0%～11.0%,渗透率为0.2～7.0mD;Ⅲ类条带多为细砂岩(含灰质/泥质/粉砂质),孔隙不发育。针对条带间物性和流体差异通过声波时差和深感应电阻率曲线识别,其中,Ⅰ类条带声波时差大于68.5μs/ft*,Ⅰ₁类深感应电阻率为14.0～18.5Ω·m,Ⅰ₂类深感应...     

神木气田太原-山_2段致密砂岩储层宏观非均质性研究

鄂尔多斯盆地神木气田上古生界是典型的致密砂岩气藏,主力储集层太原组和山西组山2段具有低孔、低渗且非均质性强的特征。非均质性是储集体的基本属性,其严重影响和制约着油气储集层的渗透性能和开发效果。利用钻井岩心资料、测井资料和测试分析资料,对神木气田太原-山2段储层宏观非均质性从层内、层间和平面3个层面进行了深入分析。结果显示,太原-山2段层内非均质性总体比较严重,除过太22相对较弱之外,其它小层均属于强非均质性;山22及太21、太22段砂体最为发育,有效厚度系数高,层间非均质相对较弱;储层参数平面非均质性受砂体发育程度及沉积微相的控制,以分流河道为主的砂体厚度大,物性好;河口坝砂体厚度最大,物性也最好,但发育规模较小;分流间湾砂体厚度小,物性差。此外,低渗透储层非均质性较强的区域存在相对高渗段,储层性能较好。     

储层宏观非均质定量表征方法研究

针对目前常用储层宏观非均质表征方法使用过程中存在的局限,根据离散数据的物理和几何意义,推导了非均质系数来表征储层宏观非均质性。非均质系数既有劳伦兹系数的归一化特征,又能避免繁琐的计算过程,能够较好地定量表征储层宏观非均质性。公式结果表明,随着非均质系数逐渐接近1,储层非均质性逐渐增强。     

砖窑湾地区长6储层宏观非均质性研究

针对砖窑湾地区长6储层在开发过程中的高含水、产量低等问题,通过岩心观察、测试、测井曲线与生产动态等资料,利用地质分析、统计学方法和洛伦茨曲线法等从层内、层间和平面三方面对砖窑湾长6储层进行宏观非均质性综合研究。研究表明:研究区长6段储层的整体宏观非均质性较强。发育较多层理,局部区域韵律特征明显,层内非均质性整体上以中等-较强非均质性为主,层间非均质性在不同区域有不同的特征,研究区内整体以长611小层的最强,长631小层最弱。平面非均质性较强,各小层的平面非均质性由强到弱依次是长612、长621、长622、长631、长632、长611小层。     

储层宏观非均质性的几种表征方法

介绍了统计学方法、Dykstra方法和劳伦兹曲线法定量评价层内和层间非均质性的方法,并用实例说明了它们的适用范围和优缺点。分析表明,Dykstra方法和劳伦兹曲线法在定量评价储层宏观非均质性方面都比较精确,但Dykstra方法仅适应于渗透率接近于对数正态分布的油藏;而劳伦兹曲线法适合任何分布类型的油藏,并且精确、直观,是定量评价储层宏观非均质性的一种行之有效的方法。     

卫星地区葡萄花油层储层宏观非均质性分析

松辽盆地卫星地区葡萄花油层储层非均质性强烈,严重影响油藏的高效开发。利用岩心、测井资料,对其储层沉积微相及非均质性进行综合研究。研究认为葡萄花油层沉积相以浅水三角洲相为主,进一步分为浅水三角洲平原和前缘亚相;储层层内、层间和平面非均质性都较强烈,其中以PI11,PI12,PI8小层最强。     

低渗透裂缝性泥砂岩储层试油技术

以吐哈油田LS1井为例，介绍了低渗透裂缝性砂岩层的试油技术。由于该井储层特殊，试油中难点较多，具体施工中，针对储层渗透性差、微裂缝发育、泥质含量高的不利因素，制定了与之相适应的技术措施，从强化射孔、地层测试、排液求产到酸化压裂改造都采用了较为先进合理的手段，有效地保护了储层。     

水驱低渗透非均质砂岩油藏开发效果评价指标

水驱低渗透非均质砂岩油藏在国内外广泛分布,对于这类非常规储层低渗透油田开发效果评价,需要有一套规范的评价指标,以利于总结这类油田的研究成果,指导同类油田下一步调整挖潜。大王北油田大48井区为典型的水驱低渗透非均质砂岩储层,以大王北油田大48井区为例,提出水驱低渗透非均质砂岩油藏7类8项开发效果评价指标,以期能够对开发效果进行客观合理评价,适时监测油田开发动态,从而为全面了解油藏开发状况,进行下一步调整挖潜服务。同时为国内外开发同类性质的油田提供经验。     

非均质低渗透气藏储层动用能力及影响因素研究

在我国已发现的低渗透气藏中, 类储层占有相当大的比例。苏里格气藏作为一个拥有5000多亿m3储量的特大型气藏, 类储层的储量在总储量中占到40%以上,这部分储量在气田开发中能否动用,动用的程度有多大,对气井产能的贡献有多少,是气田开发中急待解决的问题,而且对气田的产能规划和投资决策影响巨大。利用苏里格气田某气井实际资料,建立了单井地质模型,采用数值模拟技术,对低渗透气藏 类储层的动用能力及影响因素进行了全面的模拟研究,详细分析了不同开采阶段 类储层的动用能力及对产能的贡献。研究表明:低渗气藏 类储层的动用能力与其自身渗透率和含气饱和度以及储层应力敏感性、井附近渗透率、气井初期配产、是否间隙开井等多种因素有关。提出了提高储层储量动用程度的有效措施和相应的开发策略。     

苏里格气田苏20井区储层宏观非均质性研究

储层非均质性是制约油气田开发的关键因素,研究出储层非均质性是油气田前期目的层位钻取以及中后期压裂、注水开发具有重要的指导作用。苏20井区位于苏里格气田中部偏西地区,气田已经进入开发的瓶颈阶段,通过对主力层位盒8段,与山1段层内(韵律和夹层)、层间(砂地比、渗透率、隔层)和平面非均质性三个方面的研究,主力层位均表现出较强的非均质性,其中盒8下段非均质性相对较弱,是井区产气的优势层位。     

番禺30-1砂岩强水驱气藏储层非均质性研究

针对垂向非均质性严重且边底水能量强的番禺30-1气田面临的潜在开发问题，通过岩心分析及测井二次解释，对其夹层特征及储层非均质性等进行了研究，划分出19个流动单元并定量描述了各流动单元的特征参数，建立了该气田的精细地质模型。综合评价表明，新建的地质模型具有较高的精度，为该气藏合理开发提供了坚实的地质基础。     

储层非均质性研究进展

储层非均质性研究自产生以来已取得了长足进步，主要表现在：①研究内容不断扩展，由早期的分类及储集空间刻画，向储层非均质性对油气成藏及剩余油的影响扩展；②研究领域逐渐拓宽，由常见的河流、三角洲和滩坝等，向古潜山、礁灰岩、砂砾岩体等更加复杂与隐蔽的储集体延伸；③研究方法与技术日益成熟，由定性分析向半定量及定量研究过渡，由单一的描述手段向多种技术配套、多个学科结合的趋势发展。随着油气田勘探形势的日益严峻，储层非均质性研究将向更深层次发展，储层在油气藏形成时期的原始面貌及其受成岩、构造等因素影响所产生的变化将是储层非均质性研究的新方向。     

鄂尔多斯盆地延长组储层特征及宏观非均质性

利用岩心的常规和特殊分析研究了鄂尔多斯盆地延长组储层特征及宏观非均质性。研究表明,三叠系延长组储层粘土矿物总体上以绿泥石、高岭石、伊利石为主,见少量的伊/蒙混层等矿物,不同的地区,不同的层段具有不同的粘土矿物组合。通过研究物性非均质性参数、层内夹层、分层系数、砂岩密度、隔层、连通系数等参数表明,沉积相带是鄂尔多斯盆地内非均质性的主要影响因素,长6油组-长8油组储层具有较强的非均质性。