鄂尔多斯盆地五里湾油藏长6段储层非均质性对剩余油分布的影响

以评价五里湾油藏长6油组储层的宏观非均质性,分析其对剩余油的控制作用为目的,综合运用测井及地质资料开展储层层间、层内及平面非均质性研究。结果表明:层内韵律性以正韵律和反韵律为主,夹层分布稳定;层间隔层主要为2m左右的泥岩层或泥质粉砂岩层,层间砂体表现为4种垂向连通方式;平面孔、渗参数变化明显受控于沉积微相和砂体的展布,水下分流河道物性条件好于河口坝微相。储层垂向上砂体的韵律性与渗透率非均质性对流体的渗流能力的影响,控制了层内剩余油的分布;平面砂体的连续性以及不同成因砂体的物性变化是影响储层剩余油平面分布的重要因素;层间隔层以及层间渗透率非均质性造成了合注合采过程中的层间矛盾,控制了剩余油垂向分布。     

坨七断块91储层非均质性与剩余油分布研究

以胜坨油田坨七断块沙二段9~1层为例,通过对储层层内韵律性、层间差异性、层内层间隔夹层进行定量评价,揭示了9~1砂体储层层内、层间和平面非均质性特征,指出储层非均质性主要受到沉积相带、砂体展布和隔夹层分布的控制。研究了在储层非均质影响下剩余油的分布特征:在层内、层间非均质性影响下,剩余油主要分布在物性较差注采不完善的储层中;在平面非均质性控制下剩余油分布在平面上非主流线部位和渗透率较差的侧缘相带。     

坨七断块9^I储层非均质性与剩余油分布研究

以胜坨油田坨七断块沙二段9^I层为例，通过对储层层内韵律性、层间差异性、层内层间隔夹层进行定量评价，揭示了9^I砂体储层层内、层间和平面非均质性特征，指出储层非均质性主要受到沉积相带、砂体展布和隔夹层分布的控制。研究了在储层非均质影响下剩余油的分布特征：在层内、层间非均质性影响下，剩余油主要分布在物性较差注采不完善的储层中；在平面非均质性控制下剩余油分布在平面上非主流线部位和渗透率较差的侧缘相带。     

渗透储层非均质模式与剩余油分布——以辽河西部凹陷齐9—欢50区块杜家台油层为例

综合运用辽河西部凹陷齐9—欢50区块油藏静、动态资料,建立了杜家台油层储层层内、层间及平面3个层次的宏观非均质模式,揭示出扇三角洲前缘低渗透储层剩余油的分布规律.研究表明,该储层宏观非均质性强,层内剩余油主要富集在正韵律砂体的上部和复合韵律砂体的低渗透、强非均质部位;平面剩余油主要分布在扇三角洲水下分支河道砂体边缘、连通性差或分布局限的砂体内;层间剩余油富集程度与纵向上层间旋回性基本一致,在物性差、非均质性相对强的层位富集.研究认为宏观非均质性控制平面和垂向剩余油的形成与分布.      

基于储层构型的三角洲前缘剩余油分布规律——以渤海湾盆地S油田东营组二段下亚段Ⅰ油组为例

渤海湾盆地S油田东营组二段下亚段油藏为三角洲前缘储层,非均质性强,长期注水开发导致储层水淹样式多,剩余油分布复杂。在深入剖析三角洲前缘储层构型模式的基础上,利用动、静态资料分析储层构型及其控制下的储层质量差异对剩余油分布规律的影响。研究表明:层间隔层和层内夹层的存在,使得注入水分段水洗,水驱效果好;侧向隔挡体的存在,使得注入水无法驱替周围砂体,剩余油富集;层间非均质性造成层间干扰,注入水优先沿储层质量好的砂体运移,剩余油主要分布于薄层、低孔渗层中;坝主体受韵律性和重力分异的影响,剩余油分布复杂;水下分流河道以底部水淹为主,中上部富集剩余油;坝缘储层质量差,平面上易被旁超,形成大量剩余油。     

鄂尔多斯盆地盘古梁地区长61储层宏观非均质性研究

盘古梁地区延长组长61储层发育于三角洲前缘,为低孔低渗储层。通过对储层层内韵律性、层间差异性、平面上砂体连续性、层间层内隔夹层的评价,认为盘古梁地区长61^1小层以正韵律为主,长61^2小层砂体以复合韵律形态为主,层内非均质性严重,层间非均质性较强。平面上河道砂体沿北东一南西方向展布,顺珂道方向其连续性好,垂直河道延伸方向上其横向连续性相对较差,小层平面非均质性较强。综合研究表明,储层非均质性受沉积环境影响较大,整体表现为较强的非均值性。     

鄂尔多斯盆地盘古梁地区长61储层宏观非均质性研究

盘古梁地区延长组长61储层发育于三角洲前缘,为低孔低渗储层.通过对储层层内韵律性、层间差异性、平面上砂体连续性、层间层内隔夹层的评价,认为盘古梁地区长61小层以正韵律为主,长612小层砂体以复合韵律形态为主,层内非均质性严重,层间非均质性较强.平面上河道砂体沿北东-南西方向展布,顺河道方向其连续性好,垂直河道延伸方向上...     

鄂尔多斯盆地太阳湾油区长2 储层非均质性研究

储层非均质性是影响剩余油分布的重要因素之一。 近年来,太阳湾油区剩余油滞留现象严重。 针对这一现象,结合该区实际地质情况,利用区内岩性、物性、电性及含油性等资料,定性评价该区长 2 储层非均质性及其成因,并分析非均质性对储层剩余油分布的影响。 采用实验、测井及标准对比等方法,将区域非均质性分为层内、层间、平面和微观非均质性 4 类进行探讨。 结果表明：研究区层内非均质性较强,主要受沉积构造、粒度韵律、渗透率非均质性及夹层分布等因素的控制;层间非均质性总体较强,各小层发育不均一,长 2³ 小层层间非均质性相对最强,长 2² 和长 2¹ 小层次之;平面非均质性受砂体及沉积微相展布影响较大;微观上孔隙结构复杂,各种成岩作用加剧了储层非均质性程度。通过对储层非均质性的研究,可以为掌握研究区剩余油分布状况及后期勘探开发提供重要依据。     

马厂油田沙三下2储层建筑结构特征研究及实践

根据储层建筑结构层次分析原理 ,把马厂油田的储层细分为九个层次。其中沙三下 2厚层主要有水下分支河道砂体、河道间砂体和前缘席状砂体等三种成因砂体组成 ,以水下分支河道砂体非均质性最强。成因砂体在纵向和平面上的分布控制了储层的平面非均质性 ,而剩余油的分布决定于储层的层间和平面非均质状况。     

马厂油田沙三下2储层建筑结构特征研究

根据储层建筑结构层次分析原理,把马厂油田的储层细分为九个层次,其中沙三下２厚层主要由水下分支河道砂体,河道间砂体和前缘席状砂体等三种成因砂体组成,以水下分支河道砂体非均质性最强。成因砂体在纵向和平面上的分布控制了储层的平面非均质性,而剩余油的分布决定于储层的层间和平面非均质状况。     

划分砂体内部建筑结构的建模方法

统计表明，在现有的经济技术条件下的石油采收率平均为35％，有20％－35％的可动剩余油由于储层非均质性被隔挡在地下，它们或者受砂体复杂的建筑结构控制分布于砂体的某一部位，或者分布于开发井距难以控制的小砂体中，在目前开发井网已经很密的情况下，砂体的建筑结构是采收率的主要影响因素，所以，解剖砂体，认识砂体内部建筑结构要素的类型及分布方式是建立储层地质模型、预测剩余油分布的有效途径，通过对国内外相关论文研究，找出适合大庆油田密井网条件下，划分厚油层内部建筑结构建立储层地质模型思路和可操作划分方法。     

商河油田商三区沙三上亚段剩余油分布研究

在精细油藏描述和精细油藏数值模拟的基础上，应用动态资料分析法和数值模拟法，对商河油田商三区沙三上油藏剩余油分布进行了定性与定量研究，指出其剩余油分布类型有3种：未动用或少动用的油砂体形成的剩余油、已动用油层的平面剩余油滞留区、层内非均质形成的剩余油。应用这些研究成果取得了良好的挖潜效果。     

三角洲前缘水下分流河道单砂体叠置机理及对剩余油的控制——以扶余油田J19区块泉头组四段为例

以松辽盆地扶余油田J19区块泉头组四段为例,在沉积微相研究的基础上,综合应用岩心、测井、生产动态等资料,对三角洲前缘复合水下分流河道内部的单砂体进行定量识别。研究结果表明,研究区单砂体叠置类型主要包括分离式、叠加式、切叠式、替代式4种垂向叠置样式和间湾接触、堤岸接触、对接式、侧切式、替代式5种平面接触样式,并总结了相应的识别标志。研究区单砂体宽度介于200~800m,单砂体厚度介于4~8m。分离式的叠置砂体顶部剩余油富集;叠加式、切叠式、替代式（垂向）叠置类型的砂体厚度不同、注水方向不同,对剩余油分布范围有较大影响。间湾接触、堤岸接触、对接式的砂体横向不连通,在两个单砂体之间易形成侧翼剩余油富集;侧切式和替代式的砂体,横向连通性好,剩余油不易富集。     

葡萄花和敖包塔油田葡Ⅰ组油层低级序断层的地震识别

大庆葡萄花油田和敖包塔油田葡Ⅰ组油层以窄薄砂体为主,且呈条带状、断续条带状或零星分布,在油田进入开发中后期时,对"窄、薄、散"砂体的展布和储层的非均质性的准确描述,对低级序断层的准确识别和解释,是剩余油挖潜的关键。基于对大庆葡萄花油田和敖包塔油田宏观构造特点和砂体展布总体特征的分析,利用高分辨率地震资料,基于正演模拟结果,综合采取地震剖面解释、沿层相干属性解释和断层综合解释等方法,对6个存在开发问题的低幅度构造断块的葡Ⅰ组油层低级序小断层进行了识别,结合开发动态资料,落实了86条四、五级小断层,为油田剩余油挖潜提供了依据。     

稠油吞吐后期剩余油分布规律及加密可行性研究

以乐安油田草20块馆陶二砂体为研究对象,利用数值模拟、开发地质和开发动态评价、动态监测等方法,研究了草20馆二砂体吞吐后期剩余油分布规律及后期加密调整的可行性,结果表明:馆二砂体吞吐阶段加热半径约为50m,平面动用程度低,井间剩余油较高,存在较大的开发调整潜力;馆二砂体目前的井网井距具有加密调整的物质基础,通过加密调整可以提高采收率5%以上。依据上述研究成果,实施了草20馆陶二砂体的加密调整方案,取得了较好的开发效果。     

中国东部几个主要油田高含水期提高水驱采收率的方向

中国东部大庆、胜利等６个注水开发油区综合含水已达８５．５％,处于高含水期开发阶段,主河道砂体油层绝大部分水淹,但其年产油量、剩余可采储量在全国仍占举足轻重的地位。分析了影响高含水期水驱采收率的３个要素（驱油效率,平面波及系数,厚度波及系数）的现状。预计在高含水期阶段要实现预期目标相当艰巨,６个油区标定的平均采收率为３７．８％,目前实际采出程度为２７％,剩余油分布总体高度分散,但局部相对富集。在水驱开发方式下,钻加密调整井和采用再完井技术是剩余油挖潜的基本措施。目前井网已较密,井网控制不住的边角部位未淹砂层的剩余油（约占可采储量的１５％）相对富集,平面调整主要是在这些位置打些调整井,通过提高平面波及系数挖潜;目前厚度波及系数约为５６．７％,纵向挖潜的目标主要是吸水差、渗透率低的河道间及三角洲前缘薄砂层的剩余油（其可采储量约占总剩余油储量的８０％）,到含水９８％时,厚度波及系数可能达到７０％～７５％。根据剩余油分布的不同规律,提出８项挖潜措施,指出为达到高效调整的目的,可采用定向侧钻井、多底井及侧钻水平井技术,既能有效挖掘剩余油,又可节约钻井费用。参１（郭海莉摘）     

濮城油田东区沙二下储层沉积微相及剩余油分布特点

针对濮城油田东区Ｅｓ＾下２油藏储层非均质性严重、高含水开发期水驱动用程度低的特点,对其储层沉积特征、流动单元沉积微相及与剩余油分布的关系进行了研究。该区Ｅｓ＾下２亚段属于浅水湖泊三角洲,骨架砂体为水产延少、水道间砂、前缘砂、远砂坝。动态资料及油表细数值模拟研究表明,流动单元的沉积微相与油层的水淹程度和地下剩余油的分布密切相关：河道砂微相油层水淹严重,剩余油潜力较小;前缘砂和河道间微相油层水淹程度中     

基于微观表征参数的流动单元划分及应用

针对油田开发中后期储层非均质性导致剩余油分布规律复杂的问题，根据测井资料和密闭取心分析化验资料，利用基于微观表征参数的流动单元划分方法，将目标区储层划分为三类流动单元，并结合生产动态特征进行目标区油藏开发中后期剩余油规律研究。结果表明:目标区发育典型的粒度向上变细的退积型近源陡坡扇三角洲前缘沉积；在扇体的中心部位以I类流动单元为主，并存在大量优势渗流通道，水淹程度较高；扇体南、北翼流动单元类型相对稍差，水淹程度较低，剩余油较为富集，为后期调整挖潜的有利区域。     

饶阳凹陷中部东营组-沙-上亚段河道砂体成藏模式及圈闭识别

饶阳凹陷中部油气资源丰富,环主生油洼槽发育断裂背斜构造,东营组-沙-上亚段是该区主要的含油层系。东营组-沙-上亚段主要发育曲流河沉积的河道砂体,其成藏特点主要表现为油源断层控制油气分布,河道砂体控制圈闭形成及油气富集;构造油藏与岩性油藏共生互补,断裂背斜构造高部位以构造油藏为主,翼部以岩性油藏为主,翼部岩性油藏勘探程度低、勘探潜力大。分析断层与河道砂体的配置关系,该区主要有3种成藏模式,即河道砂体侧向尖灭成藏模式、断层负地貌河道砂体上倾尖灭成藏模式、低幅度背斜形态透镜状孤立砂体成藏模式。近两年,通过构造、沉积、储层等精细研究,刻画河道砂体展布,在大王庄-肃宁构造翼部落实了一批岩性圈闭,提供钻探的饶10x、宁75等目标均已成功,取得了很好的勘探成效,展现了饶阳凹陷中部整体含油连片的良好态势。     

鄂尔多斯盆地志丹地区延长组长7致密油成藏条件与成藏特征

采用地质与地球化学相结合的研究方法,通过致密油分布、物理性质、油源地球化学特征、储层特征及非均质性、圈闭条件及油水分布特征综合分析长7致密油成藏条件、主控因素与成藏特征。结果表明:长7致密油藏具备形成准连续型油气聚集的成藏地质条件和特征;长7油层组中发育优质烃源岩,主要以长7³中的张家滩页岩为最优,烃源岩分布范围控制了致密油成藏外边界,烃源岩厚度大于20 m地区为最有利成藏区;长7致密油成藏具有良好的生、储、盖组合配置,重力流砂体主要呈透镜状或条带状分布于泥岩或油源岩中,具有优先捕集油气的优势;长7致密油成藏对圈闭要求相对较低,其遮挡条件主要为岩性、物性及成岩边界,动力圈闭也是重要的圈闭类型。长7致密油富集与局部构造背景没有直接的关系,而主要取决于储集层展布及物性;高强度生、排烃及强充注造成长7储层原始含油饱和度较高;受原始物质组成及成岩强度的影响,长7储层非均质性很强,致使油、气、水在致密储层中分异差,油、水分布复杂。