喇嘛甸油田二类B油层聚合物驱改善开发效果对策

喇嘛甸油田二类B油层平面上相带变化复杂，砂体规模差异大，油层厚度发育不均，聚合物驱过程中开发效果差异较大；通过研究二类B油层聚合物驱过程中存在的主要问题，明确了影响聚合物驱开发效果的主控因素，并有针对性的实施精细综合调整措施，有效改善了聚合物驱开发效果。     

二类油层聚驱前置段塞大小合理性分析

聚驱实践结果表明,注聚初期注入高浓度前置段塞,可以有效地起到聚驱前调整吸水剖面、扩大波及体积的作用,从而进一步提高聚合物驱采收率。本文通过开展二类油层聚驱前置段塞合理性分析,针对井组内油、水井油层沉积特征、发育特点、连通状况及连通层段渗透率情况,研究二类油层聚驱前置段塞大小的合理性,充分发挥聚合物的调驱作用,达到最大程度提高采收率的目的。     

葫芦河区块三叠系长6储层地质特征研究

葫芦河区块构造位于陕北斜坡的南部,三叠系延长组地层发育,长6层是主要开发层位。本文通过对该区长6层地层对比、小层划分、沉积相、储层特征、储层评价、砂体展布、油藏类型等地质特征进行研究,分析认为该区长6层砂体分布稳定、油层厚度大,具有一定的规模建产潜力。     

8-182井区三类油层沉积特征及聚驱效果分析

为了探讨认识三类油层聚合物驱开发可行性及各项相关技术,2007年3月在北东块8-182井区开展聚合物驱油先导性矿场试验。由于三类油层属三角洲内、外前缘相沉积,多发育为表内薄差层和表外储层,具有渗透率低、厚度薄、层数多和相对均质的特点,聚驱注采能力及见效特征与二类油层有很大区别。文章通过对三类油层沉积特征的认识,分析影响聚驱效果的主要因素,总结三类油层聚驱阶段取得的效果及认识。为喇嘛甸油田三类油层注聚开发提供技术储备。     

陆相油田二类油层分层注聚方法研究及应用

以BYDX为研究区,针对二类油层开展分层注聚方式研究及实际开发调整应用.首先,利用测井、地质及开发资料,搞清研究区储层非均质特征及储层流体特征;其次,划分不同的油层类型、渗透率级差、井网井距等参数界限,优选聚合物注入参数,给出分层聚驱措施优化方法;最后,结合实际区块,通过可行性强的分层注聚调整方法进一步改善开发效果.本方法可以改善二类油层剩余油挖潜效果,对于陆相老油田提高采收率具有借鉴意义.     

改善大庆油田二类油层聚驱效果的措施研究

目前,大庆油田一类油层聚合物驱区块多数已经进入后续水驱阶段,聚合物驱的主要开发对象已经由一类油层转向二类油层。二类油层纵向上非均质性强,平面上相带变化复杂,砂体连通性差,导致开发中的平面矛盾非常突出,注入参数个性化设计、注入方式及跟踪调整技术标准有待进一步深入研究。为此,大庆油田开展了改善二类油层聚驱效果研究,通过分层注聚、分质分压注聚、合理设计注入参数、交替注入方式等一些列技术措施的实施,改善开发效果明显。     

哈萨克斯坦NB油田白垩系储层特征及其控油作用

哈萨克斯坦NB油田白垩系油藏为高孔高渗中厚互层的边水油藏,油层纵向发育层数多,单层厚度薄,油水界面复杂,给注采井网设计带来难度。通过沉积微相研究、储层特征研究及油水分布的控制因素研究,认为沉积相带是白垩系油水分布的主控因素,建议注采井网井距设计、射孔井段规划和注采参数设计过程中,要充分考虑沉积相带及砂体厚度在平面上的分布特征,为优化注采井网提供了重要的地质依据。     

二类油层聚合物驱开发指标影响因素分析

由于二类油层沉积环境变化大,平面和纵向上具有严重的非均质性,使开发指标的影响因素变得更加复杂。本文主要分析了影响二类油层聚合物驱开发指标的六个因素:①聚驱控制程度、②渗透率、③渗透率变异系数、④注聚初含水、⑤注采井距、⑥有效厚度。从而能够更准确得把握开发指标变化规律,为制定合理的增产措施和建立一套适合二类油层开发特点的指标预测方法奠定坚实的基础。     

古龙北地区葡萄花油层沉积微相研究及砂体发育有利区预测

古龙北地区葡萄花油层储层发育十分零散,砂体规模小、厚度薄,展布规律不清,预测难度大。本文综合钻井、测井、岩心及地震资料,进行单井相划分,确定该区沉积微相模式。地震、地质相结合,进行单砂层平面沉积相带组合,精细刻画葡萄花油层沉积特征。最终以古463区块为例,应用骨架砂体叠加的方法,预测砂体发育有利区,为该区储量的进一步动用奠定基础。     

旦八油田长4+5储层非均质性研究

根据砂地比值、隔层分布及厚度、孔隙度和渗透率参数等资料,对旦八油田延长组长4+5储层非均质性进行分析。结果表明:该区长4+5总体具有向上储层规模变小、非均质性变强的特点;隔层分布呈北东南西向,与沉积相带一致,表明主要受沉积环境影响;受沉积相的影响,长4+51和长4+52的储层差别较大,长4+51非均质性较强,属于典型的泥包砂,长4+52砂体厚度大,平面展布较广,储层物性好,非均质性相对较弱,是该区的主力油层。     

鄂尔多斯盆地寺湾地区延长组长6段储层特征及其影响因素

目的：通过研究储层特征及其影响因素,进一步提高油田勘探开发水平。方法：以研究区内大量的分析资料为基础,对储层的沉积特征、岩石学特征、孔隙类型与微观结构特征、物性分布特征进行了详细研究,分析了影响储层储集性能的主要因素。结果：寺湾地区长6储层属三角洲前缘亚相沉积,储层分布广泛,厚度稳定,主要储集砂体为三角洲前缘水下分流河道砂体。储层岩石类型主要为细粒长石砂岩,主要储集空间有残余原生粒间孔和次生溶蚀孔,属特低孔、特低渗储层,结论储层物性受岩相、沉积相、成岩作用的多重影响。     

二类油藏油井压裂措施研究

二类油藏较一类油藏渗透率低、孔隙度不高、砂体发育厚度小、储层物性差,但仍具有一定的开发潜力。为提高二类油藏聚驱采出程度,对其实施压裂措施,以达到油田稳产目标。对压裂井进行产能预测是压裂后油井经济评价的重要因素,同时也为现场油井压裂设计和施工奠定基础。将二类油藏细分为主力油层和薄差油层,分别对这两类油层不同时期(含水下降期、含水稳定期以及含水上升初期)进行压裂,以优选出主力油层与薄差油层最佳的压裂时期,为现场实施压裂增产提供依据。     

胜南合作区沉积微相研究

基于沉积特征上的近源、浅水、河道化等沉积特征,确定为浅水辫状三角洲沉积,工区处于三角洲前缘部位,主要的储集体为分流河道砂和席状砂,以分流河道砂体为主。在对主要砂层砂体分布的叠加图分析基础上,确定了砂体发育最好的部位处于工区的中部部位,据此部署了4口滚动勘探井,结合圈闭要素分析,确定工区东南部的构造部位的井为优选井,主要进行有利构造的勘探。     

双河油田黄草湾区长6油层组储层特征

双河油田黄草湾区长6油层组沉积期内发育三角洲前缘亚相,储集岩以水下分流河道和河口坝沉积的砂体为主.化验资料表明,该地区储层主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩,储集空间主要为次生孔隙和原生粒间孔;储层物性具有低孔、低渗的特点;排驱压力和饱和度中值压力较高,孔喉半径小且分选性较差,溶蚀作用对改善喉道连通性的效果不佳,孔隙结构参数总体较差.结合地区沉积特征分析认为储层物性在水下分流河道砂体中较好,河口砂坝次之.     

鄂尔多斯盆地安塞油田东部地区储层特征及影响因素分析

根据铸体薄片及物性资料分析,对安塞油田东部地区延长组长2-长6油层储层的岩石学特征、物性特征等进行深入研究,分析影响储层储集性能的主要因素。结果表明,研究区的长2-长6储层岩石类型以细粒长石砂岩为主,具成分成熟度低而结构成熟度高的岩石学特点,储层以粒间孔和溶蚀孔最为发育,溶解作用是形成次生孔隙,改善本区储层储渗条件的主要成岩方式之一。储层的储集性受沉积相和成岩作用综合控制,为典型中低孔、特低渗储集层。     

准噶尔盆地石南地区头屯河组岩性圈闭识别

准噶尔盆地腹部石南地区油气藏的形成具有多源、多灶、多期成藏、源外次生的特点。该地区沉积体系复杂,经过多年来的研究,沉积体系的认识尚不统一。本论文着眼于研究区的所有井点,利用井震结合的方法进行研究区头屯河组二段的精细沉积相研究,并结合地震属性分析预测此层位岩性圈闭有利发育区带,分析其岩性圈闭主控因素。最后,优选石南8井北岩性圈闭作为实例,对其储盖组合、成藏条件进行评价。     

新安边区延9、延10储层分类评价研究

新安边区块位于鄂尔多斯盆地最为宽广的伊陕斜坡带北部,根据该区块砂体的平面展布分析,沉积微相研究以及该区块储层特征的分析,进一步按不同单元进行综合评价分类。共划分了Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层。并对该区块有利区分布进行了预测。     

鄂尔多斯盆地长7储层宏观非均质性研究

鄂尔多斯盆地XX油田长7储层为三角洲沉积体系中的三角洲前缘亚相沉积,沉积相控制储层物性及非均质性。为了揭示长7储层宏观非均质性,本文运用统计学方法对区内储层层内韵律性、层间差异性和平面上砂体连续性进行研究,认为鄂尔多斯盆地XX油田长7层段平面非均质性较强,层间非均质性较强,层内非均质性以强非均质性为主。     

鄂尔多斯盆地南泥湾油田三叠系长6组储层物性影响因素研究

鄂尔多斯盆地南泥湾的主力油层是三叠系延长组长6油层组,通过研究区内大量岩心观察、铸体薄片及物性等资料分析,并对储层岩石学特征、孔渗特征及孔隙类型等进行了深入研究,并分析了影响储层储集性能的主要因素.研究区以内陆淡水湖泊河控三角洲沉积为主,储层岩石类型主要有长石砂岩、岩屑主要为变质岩岩屑,成分成熟度普遍较低,结构成熟度好;成岩作用主要为压实作用、胶结作用和溶解作用,孔隙类型以粒间孔、次生溶孔为主.优质的储层多分布于三角洲前缘水下分流河道和河口坝.沉积作用、成岩作用均对储层物性有重要影响.     

鄂尔多斯盆地烟雾峁区域延长组长6沉积特征及其对油气成藏的影响研究

结合鄂尔多斯盆地烟雾峁区域的构造背景及沉积演化历史,综合利用钻井取心、录井、测井等资料确定沉积相标志,通过测井相分析及沉积微相剖面、平面的展布特征,认识烟雾峁区块长6储层沉积微相的时空演化规律.通过研究认为烟雾峁区域长6储层主要发育有水下分流河道、水下分流河道侧翼、水下分流间湾三种沉积微相.此外沉积微相的分布控制着储层的发育,油气成藏和油藏类型明显受沉积相的影响,厚度大、连片性好的水下分流河道砂岩为其主要储集层.因此对本区的沉积微相研究清楚对认识烟雾峁区域的长6油气富集规律、指导下一步的勘探开发具有重要的意义.