鄂尔多斯盆地超低渗透油藏超前注水技术研究-以XX井区为例

依据长庆油田低渗透油藏开发经验,超前注水期油井压力达到110%时可以获得较好的开发效果,但受超前期测压资料的限制,油井投产前压力往往达不到或超过设计目标的要求,因此,如何准确预测受超前注水参数影响的地层压力显得尤为重要。文章以XX井区为例,通过油藏工程、数值模拟及矿场数理统计等方法,对超前期注水强度、累计注水量及注水时间进行了详细的探讨,以期为下步大规模开展超低渗油藏超前注水技术研究提供理论支持。     

鄂尔多斯盆地东南部长7储层特征研究

鄂尔多斯盆地东南部属于我国黄土高原的沟壑塬区,有着特别的区域地质情况,其地区地质储层也是我国石油存储的重要地区。随着近年来对其地区储层的研究,也是取得了不错的成果,这对石油的开采是有着重要的意义的。     

鄂尔多斯盆地下寺湾地区长7储层特征研究

鄂尔多斯盆地下寺湾地区油气资源丰富,而三叠系长7油层组发育大段烃源岩,有利于页岩气成藏。以地质学理论为指导,通过对下寺湾地区岩心资料、测井资料及文献调查,对鄂尔多斯盆地下寺湾地区长7段储层的地化特征、岩石学特征和孔隙特征进行研究。结果表明:研究区长7段泥页岩有机成熟度较高、空隙结构以粒间孔,粒内孔为主,且孔隙度较低。研究结果为鄂尔多斯盆地下寺湾地区长7段储层勘探开发提供依据。     

超前注水参数确定方法综述

当前,随着石油勘探开发技术的发展,低渗透油藏已在我国油田开发中占据很大比例。但由于低渗透油藏储层渗透率低且具有较强的压敏效应,使得这类油藏的单井产量较低。针对低渗透油藏的这些特点,我国学者提出超前注水方法。目前长庆、新疆、吉林,大庆等油田都已开展了低渗透油藏超前注水的矿场试验,取得了很好的效果,也在超前注水技术提高采收率机理及注水参数确定方面形成了一些初步的认识。当前针对超前注水参数确定方法以及各区块应用效果评价的文章较多,本文通过文献调研,对当前已有超前注水技术参数确定方法进行总结。     

鄂尔多斯盆地王渠则地区延安组延9油藏注水开发论证及部署

鄂尔多斯盆地王渠则区侏罗系延安组延9油层组为研究对象,在油藏地质条件研究、精细储层描述及油藏开发中存在的问题研究基础上,通过注水开发适应性、注水方式和注水时机的分析,对延9油藏进行了注水开发部署,以期提高油藏最终采收率。研究认为：王渠则区延9油藏自然能量较低,天然能量采收率不到13％,而理论计算水驱采收率为30％左右,明显优于采用天然能量开采。同时该区储层连通性较好及中等酸敏、弱或无速敏、中等水敏,有利于注水进入地层。本次方案共新部署采油井32口,注水井5口,转注采油井23口。     

鄂尔多斯盆地长8_1组超低渗透砂岩储层粘土矿物微观孔隙计算

通过物性分析、扫描电镜、铸体薄片、高压压汞技术对鄂尔多斯盆地延长组马岭地区长81层位超低渗透砂岩储层样品进行分析测试,研究其内部粘土矿物中的微观孔隙结构特征,建立微观孔隙模型,定量计算微观孔隙度。     

鄂尔多斯盆地油藏富集规律研究

鄂尔多斯盆地是发源于大型台地的基础上。在经历过海西运动以后,华北部分的地台慢慢的解体,鄂尔多斯盆地就是这种差异升降的构造背景下慢慢形成的,所以该构造背景致使盆地处于晚三叠系时具备了更广阔的湖泊沉积环境。     

鄂尔多斯盆地碳酸盐储层研究

本文主要以鄂尔多斯盆地西缘奥陶系碳酸盐储层为研究对象,该储层是在沉积环境、地质构造以及成岩作用的共同影响下形成的.本文主要研究了鄂尔多斯西缘奥陶系的沉积相特征、储层特征以及储集空间类型.     

鄂尔多斯盆地碳酸盐储层研究

本文主要以鄂尔多斯盆地西缘奥陶系碳酸盐储层为研究对象,该储层是在沉积环境、地质构造以及成岩作用的共同影响下形成的。本文主要研究了鄂尔多斯西缘奥陶系的沉积相特征、储层特征以及储集空间类型。     

鄂尔多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影响

不同注水时机下,鄂尔多斯盆地延长组特低渗透油藏注水开发规律表现不同的响应特征,研究确定注水时机,对延长组油藏延长高产稳产时间以及提高油藏采收率都十分必要。本文着重利用矿场资料统计的方法,对已开发不同类型油藏的注水时机与产量变化关系、采出程度和含水关系、地层压力和产液量关系等进行了统计分析,总结出该类油藏不同注水时机下的开发特征,同时简单分析了其机理。通过研究发现,安塞油田超前、同期、滞后和未受效四种情况,初期稳产阶段产量比例为4.27：2.3：1.87：1,因此,尽可能实施早期注水,改善特低渗油藏开发效果。     

鄂尔多斯盆地三叠系超低透砂岩成藏机理研究

鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地,油气资源丰富。其中三叠系延长组长6-长8为超低渗透砂岩油藏,根据包裹体。划分油藏成藏期次,在包裹体均一温度分析和成岩序列分析的基础上,明确了石英加大边中的包裹体代表了生排烃高峰期的一次油气的充注。埋藏分析表明,它们均形成于晚侏罗世一早白垩世,为一期成藏,多个充注阶段。     

鄂尔多斯盆地樊学南油区长8储层沉积相研究

由研究区长8油层组的沉积环境、沉积微相的单井相、电测资料等表明：延长组长8的沉积相为三角洲前缘亚相沉积;沉积微相细分为：水下分流河道、决口扇、天然堤、河口坝以及分流间湾等。受控于沉积微相的影响,研究区长8储层沉积微相下分流河道砂体、河口坝为油气聚集提供了有利空间。     

提高作业区注水管理的方法和途径

刘峁塬区长81油层属于三角洲前缘亚相沉积,砂体展布主要受水下分流河道、河口坝及分流间湾等沉积微相类型的控制,圈闭成因与砂岩的侧向尖灭及岩性致密遮挡有关,属岩性油藏,是鄂尔多斯盆地典型的”低压、低渗、低饱和度”油藏,如何提高注水管理,达到精细注水的要求,是超低渗透油藏稳产的关键保证。     

鄂尔多斯盆地马岭油田长81储层特征

基于岩心、测井资料及普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、X衍射、物性和压汞等化验分析资料,研究了鄂尔多斯盆地马岭油田长8储层特征。结果表明：该套储层的储集空间以粒间孔和长石溶孔为主要储集空间,喉道类型以片状或弯曲片状喉道为主,管束状喉道和缩颈型喉道次之,孔吼组合类型主要为大一中孔微喉型;孔隙总体分布在8％-10％,渗透率总体分布在0．3-1mD,为典型的低孔一特低孔、超低渗一特低渗孔隙性储层;储层质量受沉积相和成岩作用综合影响,随着砂地比的增大物性有变好的趋势,早期因压实及胶结而物性变差的储层也因溶蚀作用而有所改善。     

鄂尔多斯盆地南泥湾油田长6储层非均质研究

本文以岩心、测井及测试资料为基础,研究了南泥湾油田长6储层的非均质特征,研究表明:本区长6储层单砂体内部渗透率的变化复杂,主要受沉积环境和成岩作用的影响,层间非均质性较强,平面砂体呈带状展布,在横向上连通性差。岩心薄片观察发现储层的微观孔隙分布也具有很强的非均质性。     

鄂尔多斯盆地分层注水工艺的研究和应用

在鄂尔多斯盆地不断地勘探开发过程中,低渗透油田越来越多,开发的条件越来越恶劣。由于油藏埋藏越来越深,渗透率越来越低,常规的分层注水工艺已经不能满足目前开发的需要。在低渗透深井分层注水开发中,由于温度高、压力大,分注管柱受到压力、温度及其他各种效应的作用非常明显。在这些效应的共同作用下,分注管柱在轴向上会产生较大的变形,分注管柱上的封隔器也会受到较大的作用力,从而导致分注工艺的失败。针对长庆油田的生产概况,本文改进了深井分注管柱的结构,优选了封隔器胶筒的材料,从而提高深井分注工艺的效果和经济效益。     

鄂尔多斯盆地长10段沉积相研究

通过对鄂尔多斯盆地内大量的岩心观察和录井、测井资料的查阅,对井资料进行了大量单井微相划分,确定了鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长10油层组主要以浅湖和三角洲沉积为主;确定了较为详实的剥蚀线、湖岸线及深湖线,作出了沉积相平面图,表现了盆地内研究层位的沉积相在平面上呈环带展布的特征。由于砂体的发育情况完全受控于沉积相的展布特征,因此沉积相的确定可为寻找有利区指明方向。     

鄂尔多斯盆地安塞地区长31储层特征研究

以鄂尔多斯盆地安塞油田招安区块为研究对象,重点在该区块选取井剖面及钻井岩心进行观察描述,同时结合室内测录井资料,运用薄片显微镜下微观特征、铸体薄片、扫描电镜、粒度等室内分析测试手段与研究方法,对研究区长31储层特征及储层非均质性进行分析与研究,最终对储层进行了综合分类与评价。长31储层的岩石类型主要是以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主,岩屑主要以变质岩屑和岩浆岩屑居多,粒间孔较发育,分选中-好以次棱状磨圆为主,胶结类型主要是薄膜-孔隙胶结。研究区长31储层层内及层间非均质性较强,综合评价长31储层属于中等均质型储层。     

鄂尔多斯盆地侏罗系成藏研究现状及存在的问题

基于大量的文献调研和分析,通过综合整理鄂尔多斯盆地侏罗系油藏相关资料,对侏罗系油藏远源成藏的影响因素及成藏模式现状进行调研。研究结果表明鄂尔多斯盆地侏罗系油藏油源主要来自下伏三叠系延长组长6、长7油层组,其烃源岩有机质丰度高,在早白垩中晚期-早白垩世末大量生烃。石油经远距离运移至侏罗系地层,在白垩世的早期和中期至侏罗世油藏发生充注,并于早白垩世末-晚白垩世末遇到良好的储集层及储盖组合进而成藏。     

鄂尔多斯盆地油房庄地区长8储层孔隙结构研究

通过对油房庄地区长8储层孔隙结构的研究,发现该区储层的孔隙中孔隙和小孔隙为主,粒间孔和长石溶孔作为重要的储集空间.吼道已缩颈型和片状喉道为主,其次是弯曲状河道和孔隙缩小型喉道.储层排驱压力、中值压力逐渐降低,中值半径、最大进汞饱和度、退汞效率、平均孔径逐渐增大,储层物性逐渐变好.