裂缝型低渗油藏主、侧向井渗透率推算

低渗油藏一般都发育不同程度的天然微裂缝,这些裂缝直接或间接地与水力压裂缝沟通,造成主、侧向井平均渗透率的差异,目前还没有一种能准确推算低渗油藏主、侧向井间等效渗透率的方法。文中在低渗透油藏注水见效时间预测公式的基础上,根据实际动态生产资料．反推计算主、侧向井的渗透率。利用西峰油田长8储层M油藏现场动态资料进行实例验证,证明该方法在现场应用中简单可行。该方法为地质建模、油藏数值模拟、渗流分析技术,以及井排距调整方案等提供了更加准确的数据基础。     

复杂断块油藏砂体连通性对水驱效果的影响

复杂断块油藏沉积环境变化快,储层的非均质强,砂体连通性是其主要影响因素之一。基于实际油藏砂体连通方式,归纳出表征砂体连通状况的3种概念模型,依据砂体垂向连通和侧向连通程度建立相应的地质模型,采用数值模拟方法建立多个水驱单元理论模型,以累计产油量、注入量、地层压力和含油饱和度流线形态特征作为评价指标,分析得出对于砂体连通形式A和B,连通系数越大,日产油量和累计产油量越高,压力传播越快;对于砂体连通形式C,垂向渗透率大小对水驱开发效果影响较大,垂向渗透性较小时,不同连通系数下水驱开发效果差别越明显。因此,在不同连通程度下,油藏的水驱开发效果存在较大差异,该研究对复杂断块油藏后期剩余油挖潜具有一定的指导意义。     

裂缝性油藏渗透率张量计算及影响因素研究

裂缝性油藏裂缝分布规律复杂多变,油层渗透率具有强烈的各向异性特征。以油藏精细网格模型数值模拟结果为基础,根据流量等效原理,建立了不规则粗化网格边界条件下渗透率全张量的计算方法;研究了压力边界条件数量、粗化边界大小、砂体主要渗透性方向与压力梯度方向的不同夹角条件对渗透率张量计算结果的影响,研究表明砂体主要渗透性方向与压力梯度方向的不同夹角条件对计算结果影响最大。研究结果为裂缝性油藏渗流参数的确定提供了理论依据。     

江陵凹陷它源油藏成藏模式及特征

勘探实践表明,江陵凹陷呈现出多层位立体含油的特点,油源均来源于古近系新沟嘴组。通过对深层白垩系和浅层的荆沙组、潜江组的它源油藏的解剖,发现砂体-砂体侧向输导和砂体-断层-砂体侧向垂向输导两种类型成藏模式,认为油源、油源断层和储层是它源油藏成藏的主控因素;在对比两种不同类型的它源油藏成藏特征的基础上,指出了勘探有利地区。     

姬塬地区长4+5 油藏砂体接触关系及对油藏水驱效果的影响

姬塬地区长4+5 油层组发育交错叠置的水下分流河道砂体，其内部接触关系复杂，严重影响该区油藏分布规律及水驱开发效果。开展长4+5 油藏单砂体界面识别划分、剖析砂体接触关系及其对油藏水驱开发效果影响的精细研究，有利于姬塬地区长4+5 油藏的持续稳产及高效开发。基于单砂体界面的识别划分标志，综合应用岩心分析、测井及生产动态资料，精细刻画 砂体内部接触关系，进而厘清砂体横向交错与垂向叠置关系对油藏水驱开发效果的影响。结果表明：姬塬地区长4+5 油藏砂体垂向叠置关系有切叠式、叠加式和分离式3 类，其中切叠式砂体较均质，含油性好，水驱动用程度高，其次是叠加式砂体；单砂体的侧向接触关系可分为侧切式、对接式和孤立式3 类，不同接触关系反映了河道砂体井间连通程度的差异，进而影响油井注水见效周期，其中侧切式接触关系对应的油井注水见效时间短，其次为对接式、孤立式单砂体所对应的油井见效不明显。     

松辽盆地下白垩统青山口组油气成藏与分布特征研究

应用测井、录井、岩心及相关测试分析资料,在陆相盆地沉积学及油气成藏理论指导下对松辽盆地青山口组(K2qn)沉积演化史及成藏特征进行了深入的研究。结果表明:K2qn为大型湖泊及三角洲沉积,青山口组一段(K2qn1)在最大湖泛期沉积的深湖相泥岩及油页岩是盆地主要的烃源岩;储层主要位于曲流河点砂坝、河口坝、滑塌重力流、席状砂及片状浊积岩砂体中,形成下生上储式含油组合。根据储层类型的不同,K2qn油藏可分为常规油藏、低渗透油藏和非常规油藏3类:常规油藏以曲流河点砂坝砂体为储层,渗透率一般大于10mD,具有统一的油、气、水界面,以构造圈闭为主;低渗透油藏以三角洲前缘河口坝、滑塌重力流、席状砂砂体为储层,渗透率一般介于1~10mD,油水关系复杂、圈闭类型多样;非常规油藏主要发育于湖相片状浊积岩分布区,渗透率一般小于1mD,呈大面积连续分布,具超压特征。     

江陵凹陷它源油藏成藏特征

勘探实践表明江陵凹陷呈现出多层位立体含油的特点,通过油源对比发现油源均来源于古近系新沟嘴组。通过对深层白垩系和浅层的荆沙组、潜江组的它源油藏的解剖,发现砂体—砂体侧向输导和砂体—断层—砂体侧向垂向输导两种类型成藏模式,认为油源、油源断层和储层是它源油藏成藏的主控因素;在对比两种不同类型的它源油藏成藏特征的基础上,指出勘探有利地区。     

饶阳凹陷中部东营组-沙-上亚段河道砂体成藏模式及圈闭识别

饶阳凹陷中部油气资源丰富,环主生油洼槽发育断裂背斜构造,东营组-沙-上亚段是该区主要的含油层系。东营组-沙-上亚段主要发育曲流河沉积的河道砂体,其成藏特点主要表现为油源断层控制油气分布,河道砂体控制圈闭形成及油气富集;构造油藏与岩性油藏共生互补,断裂背斜构造高部位以构造油藏为主,翼部以岩性油藏为主,翼部岩性油藏勘探程度低、勘探潜力大。分析断层与河道砂体的配置关系,该区主要有3种成藏模式,即河道砂体侧向尖灭成藏模式、断层负地貌河道砂体上倾尖灭成藏模式、低幅度背斜形态透镜状孤立砂体成藏模式。近两年,通过构造、沉积、储层等精细研究,刻画河道砂体展布,在大王庄-肃宁构造翼部落实了一批岩性圈闭,提供钻探的饶10x、宁75等目标均已成功,取得了很好的勘探成效,展现了饶阳凹陷中部整体含油连片的良好态势。     

渤海湾盆地东营凹陷原生岩性油藏含油性影响因素分析与定量预测

利用油藏顶部毛管压力大小、砂体高度以及砂体的孔隙度和渗透率等参数,就可以控制原生岩性油藏的含油饱和度和油气充满度等含油性特征。通过砂岩的孔隙度和渗透率参数,可以得到与砂岩含油饱和度相关的储层岩石毛细管压力曲线变化的特征;砂体的高度与砂体的油气充满度密切相关;油藏顶部毛管压力与围岩所在层位的深度及异常压力大小有关。通过对渤海湾盆地东营凹陷以及其中的牛庄洼陷实际的原生岩性油藏的综合分析,得到了油藏顶部毛管压力随深度或压力系数的变化规律;通过这一变化规律可以预测处于不同深度或压力系数围岩处的不同高度和物性特点的原生岩性砂体的含油性。      

基于沉积特征和冲刷程度的注采优化研究

为了提升BS窄条带稠油油藏注水开发效果，针对高含水阶段局部注水突进严重、不同区域注采优化措施增油效果差异变大的问题，从研究砂体沉积微相入手，系统分析了分流河道与河坝复合砂体沉积韵律及展布特征；根据动静态参数及测试资料，建立了表征砂体水洗差异的储量冲刷程度与表征储层物性变化特征的渗透率时变系数的关系图版，提高了判定任意时刻储层任意位置渗透率动态变化的准确性。研究表明，随着注入水持续冲刷，分流河道中部储层渗透率增大，河道边部储层渗透率减小；河坝复合砂体主干河道渗透率有一定增大，但增幅较小；河坝复合砂体主体部位渗透率有一定减小，坝缘渗透率有明显降低。提出了“两变化、三加强、两控制”的控水增油调整措施策略。现场实施注采优化措施84井次，累增油19.6×10⁴ m³,油田含水率下降0.9%,取得了较好的控水增油效果。研究结果可为类似窄条带稠油油藏高含水期提升开发效果提供参考。     

苏德尔特地区南一段断裂向砂体侧向分流运移油气形式及其与油气富集关系

为了研究海拉尔盆地贝尔凹陷中部苏德尔特地区南一段油气聚集规律,在其断裂和砂体运移油气优势通道研究的基础上,通过断裂向砂体侧向分流运移油气形式以及和油气分布之间关系,对苏德尔特地区南一段断裂向砂体侧向分流运移油气形式及其与油气富集关系进行了研究,结果表明,苏德尔特地区南一段断裂向砂体侧向分流运移油气有4种形式：(1)汇聚型断裂向砂体侧向分流运移油气形式,主要分布在F₁断裂的a, b,c处;(2)先发散后汇聚型断裂向砂体侧向分流运移油气形式,主要分布在F₁断裂的d处;(3)发散型断裂向砂体侧向分流运移油气形式,主要分布在F₂断裂的e处;(4)断裂无法向砂体侧向分流运移油气形式,主要分布在F₃断裂的f, g处。断裂向砂体侧向分流运移油气形式不同,油气富集程度不同,在汇聚型断裂向砂体侧向分流运移油气形式分布处的F₁断裂a, b,c附近,最有利于油气在南一段中运移和聚集,发现的油气储量范围最大;在先发散后汇聚型断裂向砂体侧向分流运移油气形式分布处的F₁断裂d附近,较...     

超低渗透油藏分层注水数值模拟研究及应用

超低渗透油藏非均质性强,层间吸水能力差异大,注入水在油层平面和剖面上分布不均匀,分层注水时各层位配注水量标准不明确,部分井分层注水后对应油井不见效。为此,从油藏工程的角度出发,在两层不同渗透率级差砂体条件下,利用数值模拟方法,确定了超低渗透油藏开发初期注水方式选择标准,绘制了不同渗透率级差储集层合理的分层配水图版。不同渗透率级差储集层存在最佳配注比,渗透率级差越大,低渗透层需要分配的注水量越大,两层之间的最佳配注比与渗透率级差成对数关系。     

东营凹陷浊积砂体叠后地震属性与储层物性相关性研究

东营凹陷牛庄洼陷沙河街组三段是典型的浊积砂体岩性油藏发育层段,地质构造相对简单。以一个钻探了20多口井的浊积砂体油藏为例,通过大量实测的砂层厚度、孔隙度、渗透率等物性参数和反射振幅、频率、能量等地震属性参数的统计分析,深入研究了该浊积砂体储层物性参数、地震属性及两者之间的相关性。研究结果表明:①孔隙度与渗透率、砂体厚度与砂层厚度、泥质含量与孔隙度等有较好的相关性;②振幅、能量类属性之间相关性较好,主频率与瞬时频率线性相关,但相关系数较低;③地震属性与储层物性之间存在一定的相关性,不同地震属性组合后与储层物性的相关性有很大变化;④样本的数量和分布对统计结果有较大的影响。基于这些认识,指导东营北带盐家-永安地区的岩性油气藏预测,计算的砂体孔隙度平均误差小于7%;史南地区浊积砂体储层物性的预测也取得良好效果。     

南泥湾油田长6段砂体结构与含油性关系

研究南泥湾油田长6油藏砂体结构特征,确定有利含油砂体结构类型,有效帮助勘探与开发。从长6段沉积类型入手,依据测井曲线形态、砂体形成机理,对南泥湾油田北部长6段砂体平面展布特征进行刻画;研究发现该区长6砂体存在3种单砂体类型、3种复合砂体类型(连续叠置型、间隔叠置型、互层型)、3种横向叠置类型(相切式、分离式、对接式)。较好的油藏分布在单砂体较厚(钟型、漏斗型)的结构中,连续叠置型和侧向相切式砂体中易形成小规模油藏。     

砂西零散油砂体油藏开发调整优化策略研究

由于沉积作用和断层切割的影响,砂西离散油砂体油藏砂体规模小、储量规模小、分布零散、单井钻遇层数少、油层薄,在注水开发中难以形成较好的注采对应关系。提出了以断块为单元、以油砂体为对象,针对不同类型的油砂体,采取不同的治理对策,按单个砂体来完善注采关系的注采系统优化调整策略。实践应用证明砂西零散油砂体油藏采取分砂体治理的方法是可行的,可大大提高零散油砂体油藏的开发效果。     

“四步法”在岩性油藏砂体连通性研究中应用

岩性油藏砂体规模小、非均质性强、油水分布复杂等特点造成了砂体间的连通关系复杂,砂体展布特征不明显。在"旋回对比、分级控制、不同相带区别对待"的单油层对比方法确定井间砂体连通关系,研究"对、拆、统、验"四步法,提高了高邮凹陷黄珏油田戴南组砂体连通性研究的准确度,为岩性油藏的油田注采层系调整、流线场调整等措施提供地质依据。     

油水两相共渗区面积作为特低渗透油藏储层评价参数的论证

特低渗透油藏砂体变化大、特征复杂,实现不同地区、不同层系储层的定量分类评价,筛选相对有利富集区是确保油藏有效开发的基础。在利用地质条件约束下的岩性、物性、含油性、孔隙结构、存储系数、单井产能等储层静态参数的基础上,深化已开发特低渗透油藏相对渗透率曲线特征研究,为特低渗透油藏储层评价提供新的依据。     

盘古梁长6油藏水驱后储层特征变化研究及应用

盘古梁长6油藏属典型特低渗油藏,随着开发的不断深入,油藏进入中含水开发阶段,含水上升速度加快,主侧向井矛盾加剧,水驱不均特征明显。本文应用岩心观察描述、电镜扫描、铸体薄片、全岩分析、压汞试验等多种手段,研究了鄂尔多斯盆地盘古梁长6油藏水驱后的储层特征变化,研究结果表明,水驱后粒间孔减小,长石溶孔增大,有效渗流空间减小,储层非均质性更加复杂,导致水驱优势方向(主向)大孔道增大,含水上升,水驱弱势方向(侧向)小孔道更小,渗透率下降,产量下降,为下步治理指明了方向,为持续稳产夯实了基础。     

断-砂配置侧向输导油气能力研究方法的改进及应用

为了更准确地研究下生上储组合中断裂发育区油气分布规律,在前人断-砂配置侧向输导油气能力定量研究的基础上,不仅考虑断-砂接触长度和砂体物性对断-砂配置侧向输导油气能力的影响,而且考虑了砂体倾角对断-砂配置侧向输导油气能力的影响,改进了断-砂配置侧向输导油气能力定量研究方法。选取渤海湾盆地南堡凹陷5个典型区块中浅层内12条油源断裂为例,利用改进前、后断-砂配置侧向输导油气能力定量研究方法,对其与16口井中浅层67个砂层配置形成的侧向输导油气能力进行了定量研究。结果表明,改进后方法研究得到的断-砂配置侧向输导油气能力评价参数值与砂体中的油气柱高度之间为正比关系,其值越大,砂体中油气柱越高;反之则越低。当断-砂配置侧向输导油气能力评价参数值大于0.4,油气钻探为油层或同层,小于0.4则为水层或干层,二者吻合关系好,表明改进后方法用于定量研究断-砂配置侧向输导油气能力是可行的。由于改进后方法研究得到的断-砂配置侧向输导油气能力评价参数值明显低于改进前方法得到的断-砂配置侧向输导油气能力评价参数值,表明改进前方法的评价结果可能过高地评估了断-砂配置侧向输导油气能力,给油气勘探带来风险。     

人造填砂模型在稠油高温相对渗透率实验中的应用

根据填砂密度对人造填砂模型渗透率的影响,建立了四种不同配方的填砂密度与填砂模型空气渗透率的关系。简要介绍了管式填砂模型的制作方法。通过对两个平行填砂模型的稠油高温热水相对渗透率实验验证了两平行样品的油水两相渗透率曲线基本重合,渗流规律基本相同。大量稠油蒸汽相对渗透率生产实验,证明本填砂方法完全满足稠油高温相对渗透率实验研究工作。能够为胜利油田稠油油藏的稳产上产提供理论支持。