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台北凹陷第三系油气储层特征及影响因素 总被引:1,自引:1,他引:1
台北凹陷第三系含油储层岩性以细砂岩为主.岩石学类型以岩屑长石砂岩和混合砂岩为主,含气储层岩性以砂砾岩为主,岩石学类型为岩屑砂砾岩。储层微观储集特征发育剩余原生粒间孔、粘土矿物杂基内的微孔隙及微裂缝等储集空间类型。孔隙结构以中孔、细喉道为主。为中高孔、中—低渗型储层。通过对储层物性影响因素的研究认为,岩石组构、沉积微相、成岩作用是影响该区储层物性的主要因素;碳酸盐胶结物及自生粘土矿物导致储层物性变差;粘土矿物在转化过程中释放的酸性水对碎屑颗粒和胶结物的溶蚀作用及烃类的后期注入在一定程度上起到了对储层原生孔隙的改善和保存作用。 相似文献
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三塘湖盆地中二叠统条湖组沉凝灰岩致密油分布稳定,天然裂缝发育,储集层具中—高孔、特低渗的特征,结合近年来研究区致密油勘探取得的成果,分析有效开发面临的技术性难题;采用水平井+体积压裂技术虽然实现了储量整体动用,但产量递减快,一次采收率低,开发效益差。为探寻类似致密油高效开发技术路线,逐步探索出快速补充地层能量注水吞吐技术,缩小井距,实现井间缝网搭接的缝控储量井网加密技术,加密后,由单井吞吐转向井组渗吸+驱替注水技术。采用以上技术,解决了多井低产的问题,采收率由2.5%逐渐提高至10.2%,采油速度保持在1.0%,达到了相对高效开发的目的,并实现了效益开发。形成的技术理念对类似致密油的有效开发具有借鉴意义。 相似文献
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针对含水上升规律与累积存水率变化规律之间缺乏对应理论基础的问题,以常用的4种含水上升规律为基础,利用定积分方法,结合物质平衡方程,建立了各自对应的累积存水率与采出程度关系式,并给出了4个不同累积存水率变化规律的待定参数确定方法,丰富了累积存水率变化规律的评价方法。研究表明,油田含水上升规律不同,其累积存水率变化规律也不同,其实质是由于水驱油特征的差异所决定的。实例应用表明,甲型与丁型累积存水率变化规律为凸形曲线,表明低含水期含水上升速度慢,累积存水率下降慢,高含水期含水上升速度快,累积存水率下降快;乙型与丙型累积存水率变化规律为凹形曲线,表现出的开发特征与凸形相反。研究成果对油田注水开发效果评价及累积存水率变化规律优选具有一定的借鉴作用。 相似文献
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