安塞油田坪北区低渗透砂岩油藏裂缝特征分析

安塞油田坪北区属于低渗透砂岩油藏。通过野外露头观察,岩心描述、古地磁测定、岩石力学实验,微地震波监测,三维水力裂缝模拟和地应力分析方法对储层的天然裂缝几何形状、裂缝性质、裂缝发育程度和分布规律,以及人工裂缝的控制和监测等研究表明,其储层天然裂缝主要有4组,其方位角分别为43.5°、320°、90.4°、2.5°,主要集中在43.5°和320°。而人工裂缝主要方位角为北东70°~80°。生产动态特性主要表现为储层具有双重孔隙介质特征。钻在裂缝发育带的调整井,获得良好开发效果。     

低渗透储层裂缝研究进展

储层裂缝对改善致密砂岩和碳酸盐岩等低渗透储层以及致密砾岩、火成岩、泥页岩等非常规低渗透储层的物性具有重要作用。通过总结近年来储层裂缝的相关研究进展,对储层裂缝的多种识别和预测方法进行了分析,并讨论了储层裂缝研究的几个关键问题。结果表明:储层裂缝的识别技术是点(岩芯、薄片)、线(测井)、面(相似地表露头区)、体(地震资料)和时间(生产动态资料)组成的多维综合体系;储层裂缝的定性预测主要是根据裂缝与构造部位和岩性之间的关系进行,定量预测方法包括井间直接插值法、曲率法、能量法与岩石破裂法(二元法)、地震法、分形分维法、构造应力场数值模拟法和多参数判据法等,每种预测方法各有其优势与不足,因此,需要综合多种方法才能实现储层裂缝的有效预测;储层裂缝研究的关键问题包括裂缝分布预测与精细表征、裂缝动态参数和裂缝三维地质建模等方面。最后,在油气田勘探开发中进行储层裂缝预测及建模等工作时,应以明确储层裂缝的成因、演化及主控因素为基础。     

低渗透砂岩储层低伤害缓速酸研究与应用

由于煤层发育、软地层等原因使压裂技术尚未突破.针对宝浪油田低孔、低渗-特低渗储层岩屑含量高、孔隙中充填物含量多、孔喉半径小、通道中杂质含量高的地质特点和对酸化技术要求,研究出了一种新型低伤害缓速酸实现深部酸化.该酸液具有对岩石溶蚀能力强、缓速性能好、表面张力低、防乳破乳率高、易返排的特点.在宝浪油田应用中取得好的增产效果,为低渗透砂岩油气藏开发提供了技术支撑.     

大庆长恒以东地区低孔渗储层裂缝对油田开发效果的影响

研究了大庆长恒以东的朝阳沟油田、头台油田、榆树林油田的低孔渗砂岩储层裂缝的发育特征及分布规律。其裂缝的产状、规模、分布主要受断裂和构造高部位、砂岩厚度以及埋藏深度的影响。断层附近和构造高点裂缝发育,薄互层砂岩裂缝发育,岩层埋藏越浅裂缝越发育,裂缝对于油田注水开发影响在,裂缝发育区油井具有较高的初期产能,但也存在过早水淹、超流渗透、水动力封闭边界等不利影响,克服这些不利因素的关键措施是合理布置注水井     

储层裂缝多参数定量预测及在闵桥油田的应用

运用岩芯观察统计及地应力场有限元数值模拟方法,基于应变能、表面能理论,采用格里菲斯岩石破裂准则,建立古、今裂缝参数计算模型,预测了闵桥油田阜二段低渗透砂岩储层裂缝密度、开度、孔隙度、渗透率等参数.研究发现,闵桥油田阜二段构造裂缝在阜宁晚期古地应力场中产生,在断裂带附近最为发育,走向以北东东向与北西西向为主.现今地应力对裂缝具有改造作用,裂缝参数高值区主要位于构造高部位,工区南部闵35断块裂缝最为发育,裂缝线密度约为1.5条/m,开度约为0.84 mm,孔隙度约为0.26%,东西向渗透率约为94.00 mD.受裂缝自身发育方向影响,裂缝南北向渗透率最小,低于5.00 mD.     

碳酸盐岩储层低角度裂缝常规测井曲线识别方法与应用

在文献资料及钻井资料研究基础上,开展低渗透碳酸盐岩储层裂缝常规测井曲线识别及预测研究,旨在探讨利用常规测井曲线识别方法进行碳酸盐岩裂缝型储层研究的方法的可行性及适用性。本次研究总结了不同常规测井曲线对碳酸盐岩低角度裂缝的响应特征,并以单井为例,详细刻画了取心段裂缝发育及与常规测井曲线的响应关系,在此基础上对全井段裂缝发育层进行识别及裂缝发育规模进行了预测。最终通过该方法在Y3井致密碳酸盐岩地层中识别出三个低角度裂缝发育层段。研究结果表明,常规测井曲线是识别碳酸盐岩低角度裂缝的有效手段之一,在基质孔隙欠发育碳酸盐岩裂缝型储层中,低角度及水平裂缝发育与常规测井曲线有较好的响应关系,主要表现为在低角度及水平裂缝发育层段,双侧向曲线为高阻背景下的负异常且呈负差异特征,体积密度测井呈低值,中子及声波时差相应增大,井径曲线平直或小幅增大等现象。     

多元逐步回归分析在评价孔隙结构对低渗透砂岩储层质量影响中的应用

以鄂尔多斯盆地姬塬地区长2油层组低渗透砂岩储层实际数据为例,利用多元逐步回归分析方法建立了孔隙结构对低渗透砂岩储层孔隙度、渗透率影响的多元回归模型。计算结果表明：孔隙度=18.578-2.897×排驱压力-0.376×结构系数（r=0.739）,反映了排驱压力、结构系数是影响低渗透砂岩储层孔隙度的主要孔隙结构因素;ln（渗透率）=10.781＋9.614×变异系数-0.341×结构系数-1.007×孔喉均值（φ）（r=0.973）,反映了变异系数、结构系数、孔喉均值（φ）是影响低渗透砂岩储层渗透率的最主要孔隙结构因素。     

巴喀油田八道湾组低渗透砂岩储层特征研究

通过大量岩芯、铸体薄片、扫面电镜及物性资料分析,对巴喀油田八道湾组砂岩的沉积特征、岩石学特征、孔渗特征、成岩作用类型、孔隙结构及孔隙类型等进行研究。研究表明,八道湾组储层具有沉积物粒度较粗、成分成熟度和结构成熟度低的岩石学特征,储集空间主要是粒内溶蚀孔、少量剩余粒间孔和微裂缝。研究区孔隙度与渗透率具有较好的正相关性,为...     

江汉油区低渗透裂缝性油藏压裂工艺技术研究

裂缝性油藏分为张性天然裂缝油藏、闭合裂缝油藏、复杂裂缝油藏,由于裂缝的发育程度、裂缝产状、裂缝力学性质、裂缝充填性的不同,在压裂施工中所采取的工艺手段也不相同。经过对江汉油区新沟嘴组低渗透裂缝性油藏的两次压裂施工,为江汉油区提供低渗透裂缝性油藏压裂增产实践经验。     

八面河低渗透率稠油油藏压裂工艺的研究与应用

八面河油田面14区沙4段具有渗透率低、油稠的特点。据此,用低浓度、低度交联、对水敏性地层伤害小的压裂液配方体系,对地层进行有机解堵、酸化等预处理;用压裂模拟软件优化施工设计,提高加砂强度能够使压裂后的地层保持足够的导流能力,避免地层出砂,取得了显著的增产效果。这种方法在难以动用的沙4段6砂组得到了有效利用,增加了可采储量。     

粘土矿物特性分析在砂岩油藏开发中的应用

粘土矿物是砂岩油藏储集层的重要组成部分,本文重点分析了砂岩油藏粘土矿物特性及其对油田开发效果的影响,列举典型实例,为江汉油区和其他油区砂岩油藏进行增产措施、注水开发和提高原油采收率提供试验研究依据。     

流体流变参数对低渗透油藏开发的影响和认识

低渗透油藏随着储层渗透率的减小,流体赖以流动的孔隙系统中微细孔隙体积的比例不断增大,使流体在流动中所受到的干扰更加严重,从而改变其渗流特性。本文运用流体流变学理论,研究测试流体流动通过特低渗透油藏的流变参数,建立径向渗流的数学方程,对比分析压力、产油量和含水率的变化规律,认为初始剪切应力对特低渗透油藏的开发有重要影响,并提出改善油藏开发效果的认识。     

低渗透油藏CO2气驱渗流机理核磁共振研究

对超低渗透油藏和特低渗透油藏注入CO2开采,已成为提高原油采收率的重要技术手段之一.利用吉林油田超低渗透和特低渗透砂岩岩样,设计混相气驱、非混相气驱、高压水驱和低压水驱4种岩心注入工艺实验,采用核磁共振技术,从微观孔隙角度分析CO2混相气驱、非混相气驱和水驱渗流机理.研究表明:气驱驱走了岩心大部分大孔隙中的可动流体,并有一部分原油进入小孔隙成为不可动流体;相对非混相气驱,混相气驱可动流体的采出程度高是混相气驱提高采收率的根本原因;注采压差的提高,增加小孔隙中不可动流体的采出程度是基于混相气驱提高采收率的有效方法.气驱优于水驱,混相气驱优于非混相气驱.     

Model building for Chang-8 low permeability sandstone reservoir in the Yanchang formation of the Xifeng oil field

In order to build a model for the Chang-8 low permeability sandstone reservoir in the Yanchang formation of the Xifeng oil field, we studied sedlimentation and diagenesis of sandstone and analyzed major factors controlling this low permeability reser-voir. By doing so, we have made clear that the spatial distribution of reservoir attribute parameters is controlled by the spatial dis-tribution of various kinds of sandstone bodies. By taking advantage of many coring wells and high quality logging data, we used regression analysis for a single well with geological conditions as constraints, to build the interpretation model for logging data and to calculate attribute parameters for a single well, which ensured accuracy of the 1-D vertical model. On this basis, we built a litho-facies model to replace the sedimentary facies model. In addition, we also built a porosity model by using a sequential Gaussian simulation with the lithofacies model as the constraint. In the end, we built a permeability model by using Markov-Bayes simula-tion, with the porosity attribute as the covariate. The results show that the permeability model reflects very well the relative differ-ences between low permeability values, which is of great importance for locating high permeability zones and forecasting zones favorable for exploration and exploitation.     

Timing of advanced water flooding in low permeability reservoirs

It is very important to design the optimum starting time of water injection for the development of low permeability res-ervoirs. In this type of reservoir the starting time of water injection will be affected by a reservoir pressure-sensitive effect. In order to optimize the starting time of water injection in low permeability reservoirs, this effect of pressure change on rock permeability of low permeability reservoirs was, at first, studied by physical simulation. It was shown that the rock permeability decreases expo-nentially with an increase in formation pressure. Secondly, we conducted a reservoir engineering study, from which we obtained analytic relationships between formation pressure, oil production rate, water production rate and water injection rate. After our physical, theoretical and economical analyses, we proposed an approach which takes the pressure-sensitive effect into consideration and designed the optimum starting time of water injection, based on the principle of material balance. Finally, the corresponding software was developed and applied to one block of the Jiangsu Oilfield. It is shown that water injection, in advance of production, can decrease the adverse impact of the pressure-sensitive effect on low permeability reservoir development. A water-flooding pro-ject should be preferably initiated in advance of production for no more than one year and the optimum ratio of formation pressure to initial formation pressure should be maintained at a level between 1.05 and 1.2.