昆北地区厚层砂砾岩储层质量主控因素及“甜点”识别

昆北油田切12区块第三系下干柴沟组沉积时期砂砾岩储层厚度大,内部砂体多期叠置,非均质性极强。对影响储层质量的主控因素认识不清导致了油藏动用状况和生产效果不佳。基于取心井岩心观察,并结合薄片鉴定、压汞分析、核磁共振及物性等资料,从岩石学、物性及孔隙结构方面分析厚层块状砂砾岩的储层特征及储层质量主控因素,建立了切12区块砂砾岩"甜点"储层识别标准。研究表明:切12区块第三系下干柴沟组储层质量受岩石粒度分选、泥质体积分数、成岩作用等主控因素影响。根据岩性、物性指数、排驱压力、日产液能力等参数建立"甜点"储层识别标准,并提出寻找油井"甜点"储层段补孔、注水井"甜点"储层水窜段封堵调剖等油藏开发调整措施,为厚层块状砂砾岩油藏提高采收率提供有力的技术支持。该研究方法对其他类型的储层质量主控因素研究有一定适用性。     

基于岩心脆性特征的致密砂砾岩储层水力裂缝复杂性分析

砂砾岩储层岩心的脆性特征与油气田水力压裂改造效果密切相关,探究砂砾岩储层的脆性特征对水力裂缝复杂性的影响能够为目标层段筛选及施工工法设计提供参考。考虑岩石破坏全过程即峰前和峰后阶段的脆性特征,提出基于岩心破坏全过程能量耗散的储层砂砾岩脆性评价模型;利用砂砾岩的单轴和三轴全应力-应变曲线以及现有脆性评价模型,验证新建立模型的准确性。在此基础上分析不同围压下岩心力学参数与脆性指数的相关性,并利用储层岩心室内测试结果和水力裂缝微地震监测结果研究储层脆性指数对水力裂缝复杂性的影响。结果表明：新建立的脆性评价模型可以综合评价岩心破坏全过程表现出的脆性特征,对不同岩性不同围压下岩石的脆 性变化较传统脆性评价模型更为敏感;不同围压下岩心强度参数和弹性模量与脆性指数呈负相关关系;脆性较强的层段更容易压裂改造形成复杂裂缝,获得更大的压裂改造体积,因此根据岩心脆性特征开展水力裂缝复杂性预测分析具有一定的可行性。     

低渗透油藏流动单元划分及水淹层识别——以宝浪油田宝北区块为例

宝浪油田宝北区块Ⅲ1层为低渗透砂砾岩储层,厚度大,微裂缝较发育.历经10年注水开发后,该区块地下油、水分布复杂,识别水淹层难度大.针对生产效果变差、自然递减率增大的矛盾,应用聚类分析法和神经网络技术对低渗透砂砾岩厚油层流动单元进行了划分,将储层划分为A、B、C、D、E 等5类流动单元.在划分流动单元的基础上,根据岩电实验和中子寿命测井解释成果等建立了不同水淹类型的流动单元测井解释模型,对厚油层水淹层进行定量解释.现场投产新井验证结果表明,模型计算含水饱和度结果与生产实际符合率超过85%,识别精度与常规电测解释结果相比有大幅度提高.     

昆北油田切12区块E31储层可压性评价方法研究与应用

常规的可压性评价方法是通过杨氏模量和泊松比对储层的脆性进行评价,但没有考虑裂隙对可压性的影响,当储层中有大量微裂隙存在时,该储层更容易形成缝网,可压性也就更好.本文以昆北油田切12区块6口井的实际资料作为研究基础,针对裂隙对可压性的影响提出了一种考虑基质脆性和裂缝发育联合影响的可行性评价模型,该模型综合储层脆性和裂隙发...     

昆北油田切12井区E_3~1砂岩储层成岩作用研究

通过普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X—衍射等分析,认为昆北油田切12井区E31砂岩储层成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用、破裂作用。结合切12井区储层埋深、古地温以及黏土矿物混层比变化特征等资料,确定E31储层的成岩阶段处于早成岩B亚期,并总结出本区成岩演化序列的特点。中等压实作用、较强的石英次生加大、碳酸盐胶结作用是储层物性变差的重要因素;长石颗粒、变质岩岩屑颗粒、方解石胶结物等溶蚀作用和强烈的破裂作用使砂岩储渗性能得到改善。     

基于电成像资料的裂缝有效性评价和储集层品质分类——以鸭儿峡油田白垩系为例

酒泉盆地鸭儿峡油田柳北地区K₁g₀段为扇三角洲前缘亚相的砂砾岩裂缝性油藏,有效裂缝是主要的储集空间和渗流通道,也是产能的主控因素。为了研究K₁g₀段裂缝的有效性和储集层的品质分类方法,综合利用电成像和试油试采资料,分析了裂缝宽度、密度和倾角这3项关键参数对裂缝有效性的影响;通过关键参数和裂缝发育厚度构建了裂缝发育度和裂缝开启度用以定量表征裂缝的有效性,并建立了这2项表征参数和米采油量指数的定量评价图版。结果表明：裂缝发育度和裂缝开启度指数能较好地评价研究区裂缝的有效性;裂缝有效性指数和储层产油量的评价图版可实现定量、快速的裂缝性砂砾岩储层品质分类。这为研究区裂缝性储层的老井复查和新井产量预测提供了参考依据。     

昆北油田切十六井区储层分类评价方法与结果

昆北油田切16井区E1+2油藏为岩性油藏,砂砾岩含油性受泥质含量、储层物性的控制。由于该区为富钾地层,自然伽玛不能准确反应泥质含量,从而影响了孔隙度、饱和度、渗透率等参数的准确性;利用泥质与粉砂质含量修正孔隙度模型、有效孔隙度修正渗透率模型,较好地实现了纵向上厚层砂砾岩有效储层的识别;通过建立比值法饱和度与束缚水计算模型,较好地体现了储层含油性差异,并能辅助识别可动水。在此基础上结合试油试采资料,对储层进行了分类评价。     

昆北油田优势通道成因及识别方法

针对低渗透砂砾岩储层中油井含水高、动用程度低、优势通道发育等问题，运用地层沉积学、岩心分析、动静态资料等方法得到优势通道的形成原因。通过优选动静态参数，利用灰色理论和模糊数学方法，建立了优势通道的模糊综合评判模型。研究结果表明：在冲积扇沉积的低渗透砂砾岩储层中，优势通道的形成主要受沉积相、储层改造及注水冲刷的影响。模糊综合评判模型可以实时的对储层优势通道进行定量评价。将研究成果应用于昆北油田切12区块14口水井，计算结果与示踪剂的解释结果符合率达到86%。研究成果对水驱油田调整开发对策有重要的指导意义。     

不稳定试井方法在海拉尔油田的应用

1.贝301区块地质特征海拉尔油田贝301区块属于砂砾岩油藏,其储层物性变化大,孔隙度为8.1%~28.0%,空气渗透率为4×10-3~102.4×10-3μm2。该区块位于贝尔凹陷西南诺仁构造带中部,主要受三条NE向反向正断层控制,是一继承性断鼻构造。开发目的层为南二段上部和中部,油层埋深1110~1     

海-塔盆地复杂断块油藏注水开发技术

针对海-塔盆地油藏类型多、储层岩性复杂的特点,借鉴国内类似油田开发经验,依据油藏工程方法、渗流力学基本原理,通过开展室内实验和矿场试验,形成了砂砾岩强水敏储层和兴安岭含凝灰质双重水敏储层防膨技术、砂砾岩储层注水综合调整技术、浅变质裂缝性潜山油藏缝洞储层识别技术以及复杂岩性储层酸化增注工艺技术,实现了砂砾岩储层含水上升规律及潜山油藏注水开发特点认识的突破,为海-塔盆地油田开发提供了技术支持,为国内同类油田注水开发提供了借鉴.