东营凹陷太古界基岩储层特征及分布规律研究

针对东营凹陷太古界基岩储层特征、分布规律认识不清的问题,利用岩心观察、岩石薄片鉴定和测井资料分析,并结合常规孔、渗资料,对储层岩石类型、储集空间、物性特征等进行了深入的研究.结果表明:东营凹陷太古界的储集岩主要为花岗岩类、闪长岩类及脉岩类;太古界潜山内幕的储集空间以各类裂缝为主,淋漓孔与溶蚀孔较发育,具有一定的储集性能...     

低渗透油藏酸化压裂实施效果

竹山岗油田属于低孔、低渗储层,油层依靠常规射孔,试油产量很低,甚至不出。通过对该油田初期12口井试油资料进行统计分析,射孔后抽汲求产,日产油量未达到工业油流标准,进行酸化压裂改造后增产效果明显。实际应用表明,酸化压裂是低渗透油藏提高开发效果的有效手段。     

苏北盆地阜宁组低渗透储层压裂改造效果评价研究

针对苏北盆地阜宁组低渗透油藏的地质特征，以及水力加砂压裂的储层改造效果，对低渗储层压裂改造后影响产能的主要因素从储层地质条件和压裂工艺水平两大方面进行了评价，提出了适合于苏北盆地阜宁组低渗透储层改造的选井选层地质条件。     

影响川东C2h1低渗透储层改造效果的因素

川东C2h1储层非均质性强,低渗透储量占有较大比例。为了提高气藏采收率、合理高效开发气田,必须对C2h1低渗透储层进行改造。该储层在1998年前曾进行44井次压裂酸化改造,有效率50％,文中在研究前人经验成果的基础上,通过分析影响C2h1储层改造的因素,找到在储层发育情况,储层埋藏深,地层破裂压力高、压井液漏失,酸化工艺,施工参数,排液不及时和设备故障等赞成酸压效果的因素,提出了6点建议,以对C2h1储层进行综合改造。     

车镇凹陷低坡折带碳酸盐岩储层分布规律

为探索车镇凹陷低坡折带碳酸盐岩储层分布规律,从古沉积环境、岩石学特征、储集物性等方面分析了低坡折碳酸盐岩储层特征,运用多属性预测技术预测有利储集相带。研究结果推翻了以往的认识,指出车镇凹陷低坡折带东部发育独立的灰滩群落,西部灰滩连片;受沉积相带、白云岩化和断层活动的影响,碳酸盐岩储层以中孔、中低渗物性为主,在东部D15-G6宽缓平台的60-80m储层厚度是拓展碳酸盐岩油藏勘探空间的有利储集相带。     

苏北阜宁组低渗透油藏压裂改造效果评价

;苏北阜宁组油藏为低渗透油藏,压裂改造成为该油藏提高储量动用程度和保证开发效果的根本措施.对该油藏压裂效果的影响因素和效果进行分析,可为国内其它类似油藏提供一定的参考.     

东营凹陷高压低渗透油藏注水开发研究与实践

针对异常高压低渗透油藏的开发特征。从井网部署、地层压力保持水平、合理注采比等方面入手，提出了适于该类油藏的注水开发方式。以东营凹陷中央隆起带的现河庄、史南与牛庄油田已投入开发的高压低渗透油藏为例，将研究成果应用于新区开发并指导老区调整，取得了较好的开发效果。     

东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体分布规律

东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体分布广泛,但成因复杂。研究发现,平面上,砂砾岩体发育明显受陈家庄凸起控制,靠近北部陈家庄凸起方向的砂砾岩体厚度大,整体呈北厚南薄,由区域轴线向东西两侧减薄;纵向上,砂砾岩体为退积过程中的沉积,剖面呈叠瓦状。进而以砂砾岩体分布规律为基础,总结了区域内的油气分布规律。     

东营凹陷南斜坡地层油藏成藏规律

东营凹陷南斜坡地处盆地边缘，地层圈闭成藏条件优越。分析了南斜坡地区的地层油藏成藏条件，结果表明东营凹陷发育沙四段上亚段和沙三段下亚段2套优质烃源岩，断层、不整合和输导性砂层组成了油气运移的立体通道，不整合面上下的岩性类型和不整合样式有16种组合方式，储层类型多，盖层条件优越，烃源岩排烃期与地层圈闭定型期配置良好，具备形成大型地层油藏的条件。南斜坡地区地层油藏主要分布在盆地边缘的地层超剥带，超剥带与大型鼻状构造带的组合区域是地层油藏最为富集的地区。     

留西低渗透砂岩油藏压裂技术

留西砂岩油藏具有储层渗透性差、层数多、厚薄不均,且层间矛盾突出等特点。油藏投入开发后,由于注水井吸水困难,导致储层供液能力差,大部分油井处于低产低效开发。采取全井笼统压裂增产措施,不能达到选层、分层改造的目的。针对上述问题,研制出低伤害压裂液和配套工艺,在实施油井多层压裂改造时,通过优选压裂层位,采取不同的压裂工艺组合,取得了较好的增产效果。     

低渗透油藏仿水平井压裂参数优化研究

为提高低渗透油藏储层动用程度,可采用仿水平井(直井大型压裂)注水开发技术,但地层参数与压裂参数对仿水平井注水开发的影响有多大尚不清楚,为此,以胜利油田某区块地质数据及生产动态为基础,建立随机模型,对影响仿水平井的主要因素进行研究。主要运用单变量法和正交试验设计方法设定不同的注采参数方案,利用数值模拟技术预测各方案对应的开发指标;通过极差、方差分析,研究了地层渗透率、原油黏度、裂缝角度、裂缝半缝长、裂缝与地层渗透率倍数等对开发效果的影响。研究表明应用仿水平井注水开发效果理想。     

东营凹陷沙河街组近岸水下扇低渗储层成因

为了阐明渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带近岸水下扇低渗储层成因,应用岩心和储层分析资料,通过储层岩石特征、成岩作用、成岩序列和孔隙演化及其控制因素分析,指出东营凹陷北部沙河街组近岸水下扇砂体由长石砂岩、长石质岩屑砂岩等构成,储层经历了较强机械压实作用、碳酸盐胶结作用、碳酸盐和长石溶解作用等成岩作用,现储层埋深1 700~3 500 m,处于中成岩演化阶段,总体形成了中低孔低渗（孔隙度平均为11.3%,渗透率平均为23.12×10^-3 μm²）储层。储层中低孔低渗主要受控于较强的压实作用和较强的碳酸盐胶结作用,但溶蚀成岩作用对于改善储层质量起到了重要作用。主要在2 900~3 200 m深度段,有机酸对砂岩长石颗粒的溶蚀,形成的粒间和粒内孔隙不仅增加了孔隙度,而且提高了储层渗透率,改善了储层质量（孔隙度可达到25%,渗透率达到1 000×10^-3 μm²）。显然,发现溶蚀作用及其形成的次生孔隙发育深度段对于预测有利储层是非常重要的。     

低渗透储层综合分类评价——以濮城油田为例

以濮城油田为例,对低渗透储层进行了分类评价,根据评价原则及主要参数,将储层分为一般低渗透 层、特低渗透层、超低渗透层、致密层、非常致密层及裂隙-孔隙层六种类型,为进一步认识油层内部结构 特点及合理开发,提高最终采收率提供科学依据。     

用于提高低-特低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术

在对低孔隙度、低渗透 特低渗透砂岩油气藏压裂中,由于储层基质向裂缝的供油气能力较差,仅靠单一的压裂主缝（不管缝有多长、导流能力有多高）很难取得预期的增产效果。因此,提出了适合低孔隙度、低渗透、不含天然裂缝储层的“缝网压裂”技术。其核心思想是利用储层两个水平主应力差值与裂缝延伸净压力的关系,实现远井地带（而不仅仅局限于近井筒区域）的“缝网”效果,增加储层基质向人工裂缝供油气能力,提高压裂增产改造效果。论述了“缝网压裂”技术的适用条件、工艺设计思路及应用方法。在此基础上,对“缝网压裂”的实现途径进行了探索,包括水平井及应用“层内液体爆炸”技术等。缝网压裂技术对理论和现场施工有重要的参考价值。     

深层低渗透油藏纤维加砂压裂工艺技术

水力压裂是胜利油田深层低渗透油藏增产的一项主要技术。通过对深层低渗透油藏压裂技术的攻关,取得了一定的突破,但也发现压裂工艺存在一定的问题。为此,选用胜利油田深层低渗透储层改造常用的2种压裂液体系,通过实验,针对纤维对压裂液体系成胶和破胶性能的影响、纤维在压裂液中的分散性以及纤维与原油混合是否发生反应等方面进行了评价。在此基础上,对选定的BF-2型纤维对支撑剂导流能力的影响进行了测试。实验结果表明,该工艺可以应用到胜利油田深层低渗透油井压裂。对该工艺的适用性进行了分析,指出了其存在的不足,并提出了今后攻关的方向。     

低渗透气藏直井压裂产能评价公式

在拟径向流阶段,有效井筒半径是无因次裂缝导流能力的一个函数。在此基础之上,提出了新的简单实用压后气井产能评价公式。通过文献中两个实例的计算对比验证了该公式的可靠性。分析了多种因素对气井产能影响的强弱程度,结果表明由强到弱的因素依次为地层压力、地层温度、有效厚度、渗透率、裂缝半长、表皮系数、裂缝导流能力。要提高气井产能,行之有效的手段是通过酸化压裂等增产措施来解除近井地带表皮污染和建立高导流能力的渗流通道。