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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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%。     

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。     

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。     

油水井对应调整方法在龙虎泡油田萨高合采井区的应用

位于松辽盆地龙虎泡油田萨高合采井区受储层非均质性影响,砂体平面分布稳定性较差、相变快。注采系统调整受效高峰后,表现出平面动用不均衡、主体席状砂部位见效快、见效后含水上升快而非主体席状砂动用较差的特点。根据砂体对应关系和受效特征,在对受效后见水井及时控制和未见水井超前调整的同时,实施油水井对应调整以实现层间平面的均衡动用。现场作业表明,采用油水井对应调整方法可以增大油井受效比,含水上升速度得以控制,降低了地层压差,提高了储层动用程度,最终实现了有效增产。     

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。     

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。     

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。     

西峰油田259井区长3_2油层沉积微相研究

以沉积岩石学、石油地质学理论为指导,结合前人研究成果,在综合分析岩心、薄片、测录井等资料的基础上,对西峰油田259井区长3_2油层的沉积微相进行了系统的研究。结果表明,区内长3_2油层岩性主要为砂岩、泥岩、泥质粉砂岩,主要发育三角洲前缘亚相,进一步可划分为水下分流河道、水下分流间湾、河口砂坝、席状砂等微相类型,长3_2油层各小层之间的砂体展布特征具有一定的继承性,延南西-北东向伸展,河道在研究区中部汇合,后再分叉。     

下寺湾油田川道区块长2油层组储层特征研究

长2油层组为下寺湾油田川道区块的主力产层之一。通过铸体薄片和压汞资料等对研究区长2油层组储层的岩石类型、孔隙类型和结构特征以及物性特征进行了分析,并对储层进行了分类评价。研究结果表明,储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩,其中以长石砂岩为主,其次为岩屑长石砂岩;储集空间主要以粒间溶孔为主;储层物性具低孔、超低渗的特点;按孔隙结构类型将研究区储层分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类4种类型（Ⅰ类储层是好储层,Ⅱ类储层是较好储层）,且主要以Ⅱ类储层为主。     

浅层超低渗致密砂岩储层应力敏感性定量模型

为研究浅层超低渗致密砂岩储层应力敏感性,以鄂尔多斯盆地渭北油田延长组储层为研究对象,采用变围压应力敏感性试验,分析长3、长6和长7油层组的应力敏感性程度,并建立相应的应力敏感性定量模型。研究表明,长3油层组应力敏感性为弱-强,波动范围较大;长6油层组应力敏感程度强;长7油层组应力敏感程度中等偏强-强。同一储层初始渗透率越低,应力敏感性越强。储层渗透率对净围压变化普遍比较敏感,渗透率不可恢复率随埋深的增加而减小。当初始渗透率大于0.3mD时,渗透率最大损失率随渗透率的增大而增大;当初始渗透率小于0.3mD时,渗透率最大损失率随渗透率的增大而减小。研究区长3油层组应力敏感性模型以幂函数和指数函数为主。     

鄂尔多斯盆地什社地区长3油层组沉积相研究

鄂尔多斯盆地西南部为重要的石油产出区域,盆地西南部什社地区长3油层组是重要含油气勘探目标层位之一。目前,对研究区长3油层组沉积环境的研究成果较少,沉积相的划分一直存在争议。基于对露头剖面和岩心的观察描述,结合测井、钻井等资料,运用沉积学、古生物学及地球物理测井等理论知识,通过岩心相与测井相的综合对比分析来确定什社地区长3油层组沉积微相类型与特征,探讨沉积演化过程。结果表明,鄂尔多斯盆地什社地区长3油层组为三角洲平原和三角洲前缘沉积,主要发育分流河道、水下分流河道、分流间湾、沼泽等沉积微相。多期河道砂体相互叠置构成研究区储层的主体骨架。     

吴起地区长8油层组油藏主控因素分析及开发目标优选

吴起地区长8油层组油藏资源潜力大,是下步增储上产的主力层系。对吴起地区长8油层组沉积微相、砂体展布及物性特征等进行详细的评价分析,在该基础上,开展油藏主控因素研究。结果表明,区内长8油层组油藏源储配置良好,水下分流河道为油气富集的有利相带,油气富集程度主要受砂厚、渗透率、孔隙度等参数的控制。同时参考已有的试油数据,建立了以砂厚、孔隙度、渗透率等为参数的有利区分类评价标准,将长8油层组油藏有利区块分为3类,其中Ⅰ类3个、Ⅱ类6个、Ⅲ类3个。     

厚层非均质气藏避水方案研究

海上某气田W气藏为一厚度超过100m的边水气藏,储层非均质性强,平面及纵向上物性差异均较大。由于厚层非均质水驱气藏的特殊性,目前有关制定该类气藏开发技术方案中如何避水的经验或方法相对较少。研究主要从开发井井型选择、开发井井位和射孔层段、采气速度等方面进行了优化研究,结果表明实现W厚层非均质气藏有效避水措施主要有:选用直井与大斜度井相结合的井型;保持气藏西侧定向井距内含气边界距离600~1000m,避射气藏底部1/5~1/3层段;控制构造高部位开发井的采气速度在6.5%~7.5%,边部位开发井采气速度在3%~4%。     

鄂尔多斯盆地旦八地区长4＋5油层组三角洲沉积研究

延长组长4＋5油层组是鄂尔多斯盆地旦八地区的重要的勘探开发目的层。通过对岩心和测井资料综合分析及300m井距密井网砂地比等值线图的绘制，探讨了该区长4＋5油层组的沉积微相特征、砂体展布及其主控因素。依据沉积旋回特征和泥页岩标志层，将长4＋5油层组分为长4＋5下、长4＋5上2个次级单元进行综合研究。结果表明，长4＋5下为三角洲前缘亚相，水下分流河道、席状砂和分流间湾微相呈北北东向较宽条带状交互排列，长宽比较小，规模较大．反映了砂体受平行于湖岸波浪和河道的共同影响；长4＋5上为三角洲平原亚相，分流河道砂岩和漫滩泥岩呈较窄的北东向条带状交互排列，砂体长宽比较大，反映了北东向河流的主控作用。长4＋5下的储集性和含油性优于4＋5上。