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。     

苏里格气田苏54区块盒8段储层宏观非均质性研究

苏里格气田苏54区块盒8段储层为苏54区块主力气层之一，利用测井、钻井等地质资料，通过研究该区砂体三维展布情况、砂体几何形态、孔隙度及渗透率等特征的研究，系统分析了河流相沉积体系下盒8段储层的宏观非均质性。层内非均质性研究表明，盒8段储层垂向渗透率以复合韵律、均质韵律为主，夹层比较发育，均为泥岩夹层，各小层非均质性较强，其中盒8 1下小层非均质性最强；层间非均质性各表征参数统计和分析表明，盒8 2上小层非均质性较弱，盒8 1下小层非均质性最强，盒8 2下小层砂体最为发育，其平面展布范围大、连片性好。     

鄂尔多斯盆地合水油田长8油层组储层宏观非均质特征研究

结合铸体薄片、物性、测井解释等资料，对合水油田长8油层组储层宏观非均质特征进行了较为深入的研究，认为区内储层的层内、层间及平面非均质性均较强；层内非均质特征与沉积韵律和层内夹层的分布密切相关，层间非均质特征主要受层间隔层平面展布特征及储层物性变化的影响，平面非均质特征则受控于砂体的形态及平面展布特征。     

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。     

铁边城北地区长7储层宏观非均质性研究

为了解长庆油田铁边城北地区长7储层内部结构特征及储层物性,根据相应样品的岩芯及测井参数解释与生产动态等资料对储层进行分析研究和综合评价。结果表明,长7储层为低孔低渗储层,且长71/1和长72/2小层物性较好,非均质性强于长71/1和长71/2小层。此外,储层层内和层间非均质性以及平面非均质性均较强。     

乌南油田N_2~1油藏储层非均质性研究

乌南油田N12主要为一套三角洲前缘-滨浅湖亚相的沙泥沉积,储层属于特低孔特低渗储层。利用储层的测井物性解释资料,结合岩心分析资料,对研究区N12储层的层内、层间、平面非均质性进行了研究。研究表明,总体储层非均质性强。层内非均质性与沉积微相密切相关,单砂层垂向上渗透率以正韵律和反韵律为主,夹层多。各沉积微相非均质性强弱依次为:水下分流河道、河口坝、远沙坝-席状沙、坝核、坝缘、沙滩。层间渗透率差别大,Ⅰ、Ⅱ油组非均质性最强,单层层数越多,层间非均质性越强。储层平面非均质性变化受沉积相控制,渗透率平面变化较大,砂体相变较快,连通性较差。     

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。     

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。     

注水对濮城油田储层微观结构的影响研究

以濮城油田沙二、沙三储层为实例，通过室内试验模拟现场注水过程，研究了注水对储层岩石孔隙空间结构特征以及微观孔隙结构特征的影响规律，旨在为油藏工程的综合治理、稳油控水设计等提供，必要的参考。研究结果表明，对特低渗类型的岩石而言，水驱后可在一定程度上提高岩石孔隙的均质程度；而对物性较好的低渗、中低渗类型的岩石，水驱可进一步加大岩石孔隙的非均质程度，压汞资料反映出水驱后岩石喉道变得更加非均质化，水驱前后岩样的喉道变异系数均具有随岩石渗透率的增大而减小的特征。     

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。     

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。     

合水油田长8_1油层低渗透储层特征对油藏的控制作用

依据分析化验资料,运用数理统计、回归拟合等手段,对鄂尔多斯盆地合水油田长8_1储层的岩石学、物性、微观孔隙结构和非均质性特征进行了深入研究,并以主力含油层长8■小层为例,从宏观、微观角度分析了低渗透油藏的影响因素。研究表明,宏观上,沉积环境是控制油藏特征的基础,物源控制沉积相和砂体展布,制约油藏发育厚度与稳定性,储层非均质性控制油藏富集规律;微观上,碳酸盐胶结作用是加速储层致密化的主要原因,对孔隙结构产生了普遍的破坏作用,限制了油气的聚集与分布,储层孔隙结构与油藏渗流特征紧密联系,控制了油气的充注和丰度。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉7井区二叠系梧桐沟组储层特征研究

在岩心观察的基础上,综合物性分析,对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉7井区二叠系梧桐沟组储层特征进行研究。结果表明,吉7井区梧桐沟组储层具有排驱压力和中值压力较高,中值半径和平均毛管半径较小,孔隙结构较差的特征;储集层的孔隙类型以剩余粒间孔为主,其次为粒间溶孔和原生粒间孔及粒内溶孔;吉7井区有利储层为中孔中细喉道的中等储层,梧二段为吉7井区主力油层。     

庄9井区长8_2油层储层非均质性研究

庄9井区经过几年的注水开发,油藏存在着平面产能、地层能量分布不均衡,部分区域注采井网不完善、含水上升较快,层间、层内注水矛盾突出等问题。针对上述问题,运用物性平面展布特征、隔夹层、韵律性、变异系数以及储层内部结构发育情况等指标对长8_2油层的层间、层内、平面非均性进行逐一分析。结果表明,该层位的砂体连续性以及物性的分布差异比较大,层内渗透率韵律性以复合韵律为主,纵向上储层的渗透能力不均匀,各个小层的夹层频率和密度大小分布不一,长82油层层内渗透率的变异系数偏大,其非均质性为中等偏强,另外,从小层的分层系数和砂岩密度来看,长8_2油层的非均质性也较强。     

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。     

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。     

储层非均质性与基准面旋回的关系——以惠民凹陷商三区沙河街组三段上亚段为例

运用高分辨率层序地层学理论,综合岩心、测井等资料,依据短期基准面旋回界面的识别标志,将惠民凹陷商河油田商三区沙河街组三段上亚段浊积扇短期基准面旋回层序划分为向上变深非对称型、向上变浅非对称型和向上变深复变浅对称型3种基本结构类型。对储层宏观非均质性与基准面旋回的关系进行了研究,结果表明短期基准面旋回的类型决定了物性垂向非均质模式,识别出5种层内非均质模式。中长期基准面旋回及其位置决定了层间非均质性与平面非均质性。基准面旋回低部位发育的砂体非均质性相对较弱,在平面上连续性好、分布面积大,是有利的储层分布层位。     

洛带气田蓬莱镇组储层特征及其影响因素研究

从岩石学特征、孔隙特征、喉道类型、孔喉关系4个方面对洛带气田蓬莱镇组储层特征进行了研究,并分析了其储层特征的影响因素。研究表明,研究区主要为岩屑石英砂岩,成分成熟度和结构成熟度较高,粒度以细粒为主,分选中等;以粒间溶孔、原生粒间孔为主;储层孔隙度主要集中在3％～15％,渗透率大部分大于0．2mD;储层为孔隙型储层;研究区分布面积最广的为水下分流河道沉积微相;成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用。     

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。     

松散介质渗透系数研究进展

渗透系数是地下水井流计算、流场模拟不可缺少的水文地质参数 ,它的准确程度直接影响到计算结果的准确性。当含水介质具有明显的非均质特征时 ,整个模拟区域的渗透系数的确定较为困难。大量的实践证明 ,含水介质的非均质是绝对的 ,均质则是相对的 ,渗透系数在空间的不规则变化方式 ,很难用确定性函数描述 ,特别是对于松散孔隙介质 ,由于其成因类型复杂、相变明显等多种原因 ,决定了其空间分布的不均匀性。显然 ,任何不考虑孔隙含水介质空间不均匀性和渗透系数空间差异性的定量预测模型 ,都是不切合实际的。同时也必须看到 ,正是由于这种不均…