定边地区长82储层微观非均质性试验分析

油气储层的微观非均质性特征是储层地质学研究的重要内容之一。通过真实砂岩微观孔隙模型试验，并结合薄片鉴定、物性分析、扫描电镜等分析测试对孔隙结构进行深入分析，对鄂尔多斯盆地定边地区长82储层的微观非均质性进行研究。研究表明，研究区长82储层的微观非均质性很强；沉积微相和成岩作用是影响微观非均质性的根本原因；微观非均质性所导致的绕流是影响水驱油效果和剩余油分布的主要原因；研究区主要发育剩余粒间孔隙、溶蚀孔一剩余粒间孔隙和致密孔隙，建议相应地针对上述孔隙类型制定不同的注水开发方案。     

低渗-超低渗砂岩油藏可动流体影响因素分析——以鄂尔多斯盆地华庆地区长8储层为例

采用核磁共振技术,对鄂尔多斯盆地华庆地区长8储层进行可动流体研究,针对低渗一超低渗透油藏特点,阐述了核磁共振可动流体的测试原理、可动流体赋存特征,研究了物性和微观孔隙结构对可动流体的影响。研究表明,可动流体分布范围不一,具有明显的非均质特征,与渗透率的相关性强于孔隙度,孔隙尤其是次生孔隙发育、喉道大小和孔喉连通性是影响可动流体的重要因素。     

阿尔凹陷储层微观孔隙结构对水驱油效果影响研究

储层岩石多孔介质的微观孔隙结构特征密切影响着油气渗流和微观剩余的形成和分布,在某种程度上也决定着开采方式的选择和后续调整措施的有效性。研究了阿尔凹陷储层微观孔隙结构对水驱油效果的影响,明确了影响水驱油开发效果的关键因素：孔喉半径比大小对微观驱油效率有显著影响,平面非均质性和层间非均质性是影响最终采收率的主要因素,细分层系,分层注水,提高波及效率是提高阿尔凹陷最终开采效果的主要技术措施方向。     

镇北油田镇287井区长81油层储层特征及评价

针对镇287井区部分油井含水上升、产能递减较快以及单井产能不稳定的问题,从地质方面着手,应用测井、岩石薄片、扫描电镜、X衍射、粒度分析、压汞分析等资料,对长81油层储层的岩石学、物性、孔喉及其非均质性等特征进行分析。结果表明,研究区长81油层储层岩性主要为岩屑长石砂岩、长石砂岩;属低孔、特低渗储层;发育粒间孔和溶蚀孔,孔喉组合类型属于小孔隙、微细喉道类型;储层控制因素主要为成岩作用和沉积环境。通过计算得出,长81油层储层渗透率变异系数为0.68,表明其非均质性较强。根据储层物性和孔隙结构参数,将研究区储层分为3类,即Ⅰ类为优质储层,Ⅱ类为较好储层,Ⅲ类为一般储层。     

靖安油田白于山地区长4＋52储层特征及评价

靖安油田白于山地区最突出的特点是物性极差，岩性致密，该油田为我国目前发现的较大特低渗透性油田之一。因此研究该地讴的储层特征就显得尤为必要，以岩心测试分析资料、薄片资料为基础，结合岩心观察描述，对储层的宏观和微观特征进行分析，最后对储层进行综合评价。研究表明，研究区储层具有低孔低渗的特点；主要发育粒间孔隙、溶蚀孔隙和微孔隙3种孔隙；喉道类型包括孔隙缩小形喉道、缩颈型喉道、片状喉道或弯片状喉道和管束状喉道，其中缩颈型喉道是研究区的主要喉道类型；研究区最．有利的储层为长4＋52^2小层和长4＋52^3小层，这2个小层可作为油田开发的主力油层。     

基于恒速压汞技术的特低-超低渗砂岩储层微观孔喉特征研究

应用恒速压汞技术对苏里格气田西区盒8段特低、超低渗砂岩储层的微观孔喉特征进行了研究。该类储层孔嚏半径分布范围变化不大。对储层渗透率影响不明显,储层渗透率主要受控于喉道半径的大小以及孔隙与喉道的配置关系;毛细管压力曲线揭示出在不同的开发阶段,孔隙和喉道对开发效果的影响程度不同．处于开发中后期的特低、超低渗砂岩储层,注重对于喉道的开发至关重要。     

低渗储层微观特征对压裂产能的影响分析

通过A气田已压裂井储层岩石学特征、孔渗物性特征、孔隙及喉道类型、孔隙结构类型等储层特征及压汞和气水相渗等资料,研究了储层特征对压裂效果的影响,明确了渗透率决定压后产能、含水饱和度决定压后产水的规律。低渗储层渗透率主要受粒度、填隙物、微观孔隙结构和成岩作用等方面的影响。分析结果表明,当储层的含水饱和度接近相渗分析的束缚水饱和度时,压后产大水的可能性不大;含气饱和度接近相渗分析的残余气饱和度时,压后以产水为主。为提高A气田低渗气藏压裂效果,压裂选层时应重视渗透率、含水饱和度的求取。     

特低渗透砂岩储层中贾敏效应探讨——以华庆地区长81储层为例

以华庆地区长81储层为例,采用真实砂岩微观水驱油试验（包括单一模型和组合模型）对水驱油现象及水驱油效率影响因素等进行分析,对贾敏效应进行直观的表征性探讨。研究结果表明,储层非均质性越强贾敏效应越严重;在一定程度上贾敏效应影响水驱油效率,使水驱中油相渗透率下降而水相渗透率上升;通过注采系统提高注水压力无法消除贾敏效应,因此该类储层在注水开发中应以预防贾敏效应为主。     

准噶尔盆地奠北油田莫116井区三工河组储层特征研究

根据莫116井区取心井资料、铸体薄片和扫描电镜等观察，结合综合录井资料及地震资料分析研究，对莫116井区三工河组岩石学特征、储层物性、孔隙类型及孔隙结构特征进行了研究。研究发现，莫116井区三工河组岩性主要为长石质岩屑砂岩，孔隙度类型主要以剩余粒间孔和原生粒间孔为主；J1 s2/2较J1 s1/2物性好，孔隙度和渗透率相关性较好；J1 s1/2为小孔细喉道的较差储层，J1 S2/2为中孔中细喉道的中等储层。     

乌南油田上新统下油砂山组储层成岩作用与微观孔隙特征研究

应用岩石薄片观察、铸体薄片图像分析、压汞实验等方法对乌南油田下油砂山组的成岩作用和储层微观孔隙结构进行了研究。研究表明,乌南油田下油砂山组的成岩作用类型有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用,其中以胶结作用和溶解作用为主;研究区目的层段以微喉道为主,孔隙属小孔,孔喉分布均匀程度中等,孔隙连通性中等。     

基于储层分类的低孔渗储层流体识别方法

大庆长垣CC地区扶余油层为砂泥岩低孔、低渗储层,储层非均质性强、孔隙结构复杂导致油层和水层测井响应特征复杂,流体识别难度大。经大量研究分析可知,孔隙结构相似的储层具有相近的测井响应特征,因此有必要对低孔低渗储层按岩石物理性质进行分类,使每类储层孔隙结构基本一致,以提高油水层测井解释符合率。基于岩电试验和测井等资料建立了岩心和测井资料储层分类标准;在储层分类基础上,应用“逐步判别”方法建立了Ⅰ类储层的流体识别图版;对Ⅱ类储层在考虑层厚影响的基础上,分薄层、厚层建立了Ⅱ类储层流体识别图版。该方法经实际应用取得了较好的效果。     

江汉盆地潜江凹陷盐间泥质白云岩油藏储层物性特征探讨

对广泛分布于江汉盆地潜江凹陷的盐间泥质白云岩油藏储层的岩性和物性特征进行分析研究,发现盐间储层主要以白云石、泥质和钙芒硝3大类矿物为主,矿物成分复杂,储层物性根据各矿物含量不同而有所差异,储集空间丰富,孔隙结构特征差异大,储层受岩石类型影响,为中孔低渗-特低渗储集层。     

准噶尔盆地莫北油田莫116井区三工河组储层特征研究

根据莫116井区取心井资料、铸体薄片和扫描电镜等观察,结合综合录井资料及地震资料分析研究,对莫116井区三工河组岩石学特征、储层物性、孔隙类型及孔隙结构特征进行了研究。研究发现,莫116井区三工河组岩性主要为长石质岩屑砂岩,孔隙度类型主要以剩余粒间孔和原生粒间孔为主;J_1s_(2/2)较J_1s_(1/2)物性好,孔隙度和渗透率相关性较好;J_1s_(1/2)为小孔细喉道的较差储层,J1s为中孔中细喉道的中等储层。     

海26断块储集层非均质性研究

为了合理划分开发层系、选择注采系统、改善油田开发效果,有必要对海26断块储集层进行非均质性特征研究。在对岩心、铸体薄片以及测井等资料分析的基础上,以渗透率参数的变化为主线,结合孔隙度参数的变化来分析海26断块东营组一、二段(Ed1、Ed2)储集层的非均质特征。结果表明,区内Ed1、Ed2储集层砂体具有中-高孔、高渗的物性特征,层内非均质性强,层间非均质性及平面非均质性相对较弱。孔隙类型以粒间孔为主,喉道主要为孔隙缩小喉道。综合分析认为,海26断块Ed1、Ed2储集层为中等非均质性储集层。     

鄂尔多斯盆地长6油层组储层水驱窜流影响因素实验研究

依据鄂尔多斯盆地长6油层组储层的地质特征,研制了均质、非均质及裂缝型等3类模拟目标储层性质的人造岩心,并利用研制的储层模型开展了水驱窜流影响因素评价实验。实验可知,长6油层组储层受微观非均质性的影响,见水时间早且见水后含水率上升快,同时受微观非均质影响,驱油效率比中高渗透储层驱油效率低10%以上。岩心非均质程度增大,见水PV数逐渐减小,见水后含水上升快,当渗透率级差为50时,采收率比等渗透率均质油藏低12%。含裂缝的岩心中,注入水窜流严重,裂缝型特低渗油藏与同等渗透率均质油藏相比,采收率降幅近50%。     

伊拉克孔隙型碳酸盐岩油藏产水特征及控水对策

伊拉克AH油田是一个以孔隙型为主、局部发育缝洞的碳酸盐岩背斜油藏,主要依靠天然能量和注水开发。结合油井生产动态分析,针对油井见水、含水高和油水关系复杂的特点,根据水油比曲线划分出6种典型产水类型,延伸了产水特征曲线的应用范围。研究表明,以孔隙型储层为主的碳酸盐岩油藏,储集空间类型是水驱开发的关键地质要素,局部受溶蚀塌陷作用的影响。通过储层分类表征,有针对性地制定稳油控水对策。     

长庆彭滩-杨井地区长22主力层储层物性及孔隙结构特征研究

长22油层组属于研究程度相对较低的层位,主要通过对储层物性及孔隙结构特征的研究来全面分析该区的主力层,了解该地区的总体特征,从而得出研究区主力层主要表现为高孔低渗的特点,砂岩储层喉道以细喉和微细喉型为主,为寻找油气储备做好基础。     

渤海稠油油田高含水期储层物性变化规律研究

渤海海域拥有丰富的稠油资源,长期注开发使稠油储层物性发生了较大变化。通过室内试验、油藏数值模拟及测井参数解释方法对渤海Z稠油油田储层的孔隙度和渗透率2种主要物性参数进行分析,总结出了注水开发前后储层物性的变化规律。研究表明,经过长期水驱后,油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加,但表现出2种相反的变化趋势：低渗透储层孔隙度、渗透率减少;高渗透储层渗透率增加,大孔隙的数量逐渐增多。储层这2种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重,储层层间矛盾日益突出。     

鄂尔多斯盆地中南部奥陶系白云岩储层孔隙结构与成因分析

为明确鄂尔多斯盆地中南部奥陶系白云岩储层孔隙结构,通过分析储层岩石学特征、物性特征、储集性能和孔喉结构,划分储层孔隙类型,探讨了优质储层的孔隙演化特征与形成因素.研究结果表明,研究区优质储层主要为白云岩类,储集空间为溶蚀孔隙、晶间孔隙及宏观裂缝与微裂缝;储层孔隙度及渗透率不服从正态分布,马五11～马五31、马五33、马五24小层物性好于其他层位,其孔隙结构可分为4大类(以粉晶晶间孔为主的储层、以细晶晶间孔及溶蚀孔为主的储层、以微孔为主的储层、以微裂缝为主的储层)共9小类;储层可划分为单重介质储层、双重介质储层、多重介质储层3类;研究区油气流体在不同孔隙结构骨架内的渗流行为主要受控于成岩相和沉积相,淡水溶蚀程度和白云石结晶程度决定了物性条件的优良程度,优质储层主要发育在中、下奥陶统风化壳古潜水面之下.     

合水油田庄51井区长6_3油层储层非均质性研究

通过对测井曲线、岩石薄片以及压汞等资料分析,对合水油田庄51井区长6_3油层的储层层内、层间、平面以及微观非均质性特征进行了定性分析。研究表明:长6_3油层的储层层内非均质性受沉积韵律和层内夹层的影响,整体表现为中等非均质性,其中长6_3~3小层的储层最为均质,长6_3~2小层和长6_3~1小层非均质性稍强,为均质-中等非均质;层间隔层较为发育,层间非均质性强;平面上,砂体的平面展布和物性平面分布受沉积相的控制,砂体侧向连通性较差,物性变化大,非均质性较强;微观孔隙结构受成岩作用影响大,会增强储层非均质程度。总体而言,研究区长6_3油层可被定义为中等-较强非均质性。