有效累计注采比及其在注水开发效果评价中的应用——以吉林红岗油田大45区块超低渗透油藏为例

针对超低渗透砂岩油藏注采比高的问题,基于无效注水原因分析提出了有效累计注采比的概念。以吉林红岗油田大45区块为例,采用吸水剖面法和物质平衡法分别对有效累计注水量和有效累计注采比进行了计算并比较其结果,并利用油藏数值模拟予以验证。其结果合理地解释了超低渗透油藏有效累计注采比高的原因,同时也说明了以往累计注采比的局限性,该方法可用于同类超低渗透油藏注水开发效果评价。     

随机地震反演在苏里格气田苏x井区储层预测中的应用

苏里格气田苏x井区盒8段为典型的低孔低渗储层,含气砂岩的波阻抗与泥岩有较大的重叠,因此单纯利用波阻抗反演进行储层预测效果并不理想,针对此难题,提出了利用随机地震反演进行储层预测的新思路。首先对研究区盒8段储层的地球物理参数进行了分析,构建了岩性及含气性指示参数;在此基础上,通过随机模拟地震反演对研究区盒8段储层的岩性及含气性进行了预测。经钻井证实,该方法能较好地对苏x井区盒8段的致密储层进行预测。     

特低-超低渗透油藏注水开发影响因素分析及储层吸水能力评价

为特低-超低渗透油藏选择合适开发方式以实现高效开发,建立了一种以注水井注入能力和采油井见效情况为标准的储层评价方法。在分析特低-超低渗透油藏储层敏感性及其影响因素的基础上,利用实际生产动态资料采用视吸水指数对注水井的储层吸水能力进行分级;根据视吸水指数与各测井曲线的相关性分析结果,建立储层分类图版,将储层分为3类,确定了各类储层的物性下限。不同油藏储层物性下限不同,这种差异主要受储层水敏性差异影响。通过建立水敏指数与各类储层渗透率下限关系图可知,水敏指数越高,注水开发储层渗透率下限越高,储层水敏指数与储层渗透率界限呈指数关系;根据各类储层的渗透率及水敏指数的分界线,可将特低-超低渗透油藏划分为3类储层区,Ⅰ、Ⅱ类储层较适合注水开发,Ⅲ类储层需要探索新的地层能量补充方式。     

复杂岩性储层原始含油饱和度解释新方法

由于特殊的大地构造、沉积背景以及火山作用的影响,海拉尔-塔木察格盆地下白垩统目的层储层以扇三角洲砂砾岩为主,并含有不同程度火山碎屑成分,导致储层孔喉结构复杂、岩石电学性质复杂,原始含油饱和度表征难度大。根据孔隙度渗透率关系,将研究区储层归成砾岩、凝灰质砾岩、砂岩、凝灰质砂岩等4个类;结合沉积规律建立了基于物源-沉积相带的复杂岩性储层识别方法,实现了凝灰质砂砾岩岩性识别及孔隙度、渗透率解释;以毛细管压力求取原始含油饱和度理论为基础,利用地层压力数据预测自由水面,采用J函数法确定不同岩性的回归系数,实现了凝灰质砂砾岩原始含油饱和度计算。利用密闭取心井分析的含油饱和度进行验证,两者具有很好的相关性且变化趋势一致,并与试油和动态数据相符。     

裂缝性碳酸盐岩气藏相控条件下测井裂缝解释——以土库曼斯坦阿姆河右岸为例

土库曼斯坦阿姆河右岸为盐下中上侏罗统低能缓坡礁滩型碳酸盐岩储层,储层基质物性差,裂缝发育。单井产能与裂缝发育程度密切相关,准确评价裂缝发育程度是产能建设过程中极为重要的一环。通过对研究区不同倾角裂缝有效性进行分析,认为高角度裂缝的有效性较高,对生产起主导作用;根据岩心观察统计、成像测井裂缝解释及常规测井响应特征分析,认为裂缝发育程度与双侧向幅度差大小及总孔隙度与声波孔隙度之差呈线性正相关,但不同岩相裂缝发育程度的测井响应特征存在差异;通过开展从单变量到相控_单变量的常规测井裂缝评价研究,最终采用“相控”多元线性回归方法,实现了不同岩相裂缝密度定量解释,形成了相控_多变量裂缝发育程度定量解释方法。岩心资料、测试资料及井漏情况表明解释结果较为可靠,可应用于相似类型储层裂缝发育程度常规测井定量评价。     

碳酸盐岩油藏水平井井网周期性交替注水技术

针对中东碳酸盐岩油藏储集层水平井线性正对注采井网注采流线方向单一导致的采油井含水率高、原油采出程度较低等问题,通过调整注采策略将水平井线性正对井网改为周期性交替注水井网以提高采收率,包括视反七点法井网交替注水、视五点法井网交替注水和周期性差异化交替注水.3种交替注水方式均改变了线性正对井网注采流动及驱替方向,且同一区域...     

盖层封盖能力对天然气聚集的影响——以鄂尔多斯盆地大牛地气田大12井区为例

针对大牛地气田生产过程中出现的纵向和平面产能差异大的问题,以岩心、分析化验和测井资料为基础,通过对盖层封闭机理及封闭能力对天然气富集影响分析,发现研究区盖层属于致密泥岩层与欠压实泥岩层相互叠置形成的超压封闭盖层,盖层封闭能力受正常压实的泥岩与欠压实泥岩共同控制;针对两种封闭机理分别选择盖层厚度、总孔隙度、含砂量和异常孔隙流体压力参数对盖层进行评价.评价结果表明:盖层封闭能力与储层平均试采无阻流量和最大试采无阻流量具有正相关关系;下石盒子组三段在区域盖层的封闭下成为主力产气层段,其高产气区主要集中在研究区的西部边缘,其他目的层段受制于直接盖层封闭能力,含气丰度较低,平面分布比较零散,均未形成大规模连片的含气区,这正是研究区产能受限的关键所在.     

PDC钻头条件下随钻岩性模糊识别

使用PDC钻头钻进时，机械钻速快、岩屑细小、钻时变化不明显，造成地质录井困难。针对这一问题，选择反映地层岩性特征的综合录井参数进行模糊聚类分析，在岩屑录井资料标定基础上确定参数的阎值，对岩性进行分类，同时建立并更新各类岩性标准模型库，不断初始化隶属度函数，根据最大隶属度原则对正钻点进行随钻岩性判识。通过在关键井进行的识别模拟，并与岩屑录井剖面进行对比，其点对点识别精度可达80％以上，表明该方法切实可行。     

火山碎屑沉积岩储层次生孔隙岩石物理定量评价——以海拉尔盆地贝尔凹陷为例

贝尔凹陷主力含油储层为下白垩统南屯组(K1n)火山碎屑沉积岩。利用岩心、薄片分析资料,对火山碎屑沉积岩储层进行研究认为,储层中储集空间以次生孔隙为主,发育的次生孔隙类型主要有溶蚀粒间孔隙、长石粒内溶蚀孔隙、岩屑粒内溶蚀孔隙和胶结物内孔隙等;储层埋藏成岩期孔隙水性质是碱性-酸性交替转化,大量的次生孔隙是酸性孔隙水条件下大量溶蚀形成的。根据次生孔隙的测井响应特征,建立了研究区火山碎屑沉积岩储层次生孔隙识别图版和解释模型;并利用试油资料对次生孔隙的解释结果进行验证,结果表明次生孔隙发育程度与每米产油指数呈明显正相关;利用丰富的测井资料对次生孔隙发育区进行了预测,综合构造、沉积等因素,优选出2个精细勘探目标区。     

松辽盆地青一段与北美鹰滩组致密油特征对比

松辽盆地和南德克萨斯地区均发育白垩系富含有机碳的暗色泥岩沉积。基于青山口组缺氧事件层与鹰滩组森诺曼期－土伦期界限缺氧事件层对比,证实了青山口组一段与鹰滩组下段在地质年代的一致性与沉积环境上的相似性。从岩性特征、有机地球化学特征、储集条件等方面,对比松辽盆地青山口组一段与南德克萨斯地区鹰滩组下段的致密油地质特征。结果显示：松辽盆地青山口组一段相对富集脆性矿物,有机碳含量在１.２％ ～６.６％,储层特低孔特低渗,发育纳米级孔隙,这些特征与南德克萨斯地区鹰滩组下段致密油地质特征相似。据此认为,松辽盆地青山口组一段具有较好的致密油勘探开发前景,在未来的致密油勘探开发中可以借鉴鹰滩致密油成功开发的经验。