海上S油田注水开发后期储层物性变化规律及应用

注水开发是提高油田开发效果的主要措施,长期注水对储层物性有较大影响。采用室内实验,测井参数解释及油藏数值模拟方法对渤海S油田的孔隙度、渗透率以及原油的黏度3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。研究认为: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,但表现出两种相反的变化趋势:高渗透储层渗透率增加,大孔隙的数量逐渐增多;低渗透储层孔隙度、渗透率减小。储层这两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。油田原油性质表现出黏度增加,胶质和沥青质含量上升等变差的趋势。通过采取分层酸化、分层调剖以及优化注水的措施,油田取得了较好的增油效果。     

多层砂岩老油田储层参数测井解释

 哥伦比亚达莱纳盆地V油田砂泥岩频繁交互、含油井段长、层系多、油水关系复杂,主要含油层系T组、G组地层测井资料不全,解释难度大。为了对V油田建立储层参数模型、进行系统的油藏数值模拟、对油田的进一步开发潜力做准确预测,采用分测井系列细分层系的储层参数测井解释方法,以取心井资料为基础,建立了分测井系列细分层系的储层精细解释模型;研究了岩心孔隙度与密度、自然电位幅度差、自然伽玛之间的关系;建立了各层系孔隙度、渗透率优选模型;根据建立的孔隙度、渗透率模型,对测井资料进行处理解释,求取了该油田储层孔隙度、渗透率值。     

BP神经网络在储层物性参数预测中的应用——以梁家楼油田沙三中为例

在储层四性特征及其四性关系研究的基础上，应用BP神经网络方法，对梁家楼油田沙三中储层的物性参数（孔隙度、渗透率）进行了预测，并对其预测精度进行了检验。将神经网络解释结果与常规数理统计方法精度对比可见，神经网络法的参数预测精度有较大的提高，显示出BP神经网络法在储层参数预测中的优势与应用潜能。     

松南八屋油气田储层物性参数与油气储集关系研究

在八屋油气田，储层的物性参数随深度呈较强的指数规律变化，且在T4界面附近出现较明显的特点，不仅反映了T4界面上下地层的压实情况和储层的含油气性，也反映了不同地层中含油气储层物性界限值的复杂函数变化趋势，油气运移时总是优先储集在物性条件相对较好的储层中，同时储层的油气储层物性界限值的复杂函数变化趋势，油气运移时总是优先储集在物性条件相对较好的储层中，同时储层的油气产能与孔隙度和渗透率都是成正比的，而T3界面附近的储层物性条件相对最好，是油气储集的最佳场所，所以应将登娄库组的小I至小Ⅲ和泉一段的农Ⅷ油气层作为重点开发层系。     

扶余油田水驱开发储层参数变化实验研究

为了研究扶余油田进入高含水阶段后储层参数变化规律,在该油田检24和检25两口井的不同层位选取具有对比性的岩芯共12块。根据测井解释渗透率,将岩芯按高、中、低渗层位分组。分别对测定的油水相对渗透率曲线、储层孔渗参数及孔喉结构变化进行了研究。对实验结果分析发现,经过长期水驱开发,储层油水相渗曲线,两相区变宽,水相相渗端点值变高,储层孔隙度和渗透率都有所增大。该研究成果对目前油田高含水、高采出阶段评估油田开发潜力,确定下一步挖潜方向具有重要意义。     

中山川油区储层物性及裂缝特征研究

通过大量的岩心观察、铸体薄片鉴定、岩心和薄片的古地磁定向分析,以及油井注水实验结果的分析,对中山川油区长4+5—长6储层的物性及裂缝特征进行了研究.结果表明:油区的主力油层以低成熟度的细粒—中粒长石石英砂岩为主,储层孔隙种类较多,原生的粒间孔及次生的溶蚀孔为储层的主要储集空间;储层水平和网状裂缝非常发育,具有张裂缝特征,构造型的NE向裂缝占主要地位.在区域最大主应力的控制下,人工压裂裂缝的方向主要为NE-NNE向.     

定边油田新安边油区延9油层储层特征研究

根据新安边油区现有资料的收集、分析、研究,结合本油区前人所做的基础工作,通过对延9油层组储层岩石学特征、成岩作用等研究,分析新安边油区物性特性以及影响储层物性的主要因素等.研究表明延9储层物性较好,主要为一套中孔-中渗储层.     

海绿石砂岩储层物性的差异性

为了解海绿石砂岩油藏的储层特征及其物性的差异性,文中应用岩心、镜下薄片等资料进行分析,研究发现海绿石砂岩的碎屑颗粒组分主要为石英和海绿石矿物,海绿石含量在5%~50%之间。储层孔隙类型以粒间孔为主,储层的非均质性较强。研究区主要发育中低孔、中低渗储层,海绿石砂岩储层内部孔渗的差异性变化主要受沉积微相、基准面旋回与岩矿微观结构的控制。在此基础上,微观结构中又可细分为刚性颗粒、粒径与微裂隙三类成因。一般来说,潮坪沉积的潮道微相,A/S相对低位区和刚性颗粒含量高、粒径较大和微裂隙发育是海绿石砂岩储层物性改善的有利条件。     

砂砾岩油藏特高含水期储层参数变化规律

以典型的砂砾岩油藏—双河油田为例,运用特高含水期油井密闭取芯、长岩心水驱油实验等室内实验资料,对油层水淹状况变化规律、物性参数变化规律孔隙结构参数变化规律、储层渗流特征变化规律等进行了分析研究;结果发现,随着储层水淹程度加剧,储层物性参数、孔隙结构参数与渗流特征均发生了根本变化,由此认为,油田开发后期调整挖潜对策应相应变化。     

城华地区延安组储层物性研究

城华斜坡带油田位于陕甘宁盆地南端,延安组是一套在延长组古侵蚀面上形成的网状~曲流河沉积,该区标志层明显,旋回特征清晰,主要油组是延8~延10。着重讨论了城华地区延安组延8~延10储层孔隙度和渗透率的分布以及与沉积微相的关系、储层的分类、不同类型储层的孔隙结构和物性特征之间的关系。研究结果表明:储层渗透率的分布严格受沉积微相和岩相的控制;不同岩相的储层物性相差很大,对应着不同的储层类型;渗透率与孔隙结构密切相关。     

油藏工程软件系统在孤东油田的应用

阐述的油藏工程软件系统以五种油藏工程动态方法研究井点剩余油分布。通过分层系及分小层计算单井和单元的剩余油饱和度、剩余油可采储量等指标,实现分小层的井点及平面上剩余油分布研究。通过层内划分韵律段,计算各韵律段的剩余油可采储量,实现层内剩余油分布研究。软件系统简便易行、计算结果可靠,特别适宜于矿场操作,能较大幅度提高工作效率,具有较高的应用价值。     

电加热油藏采油物理模拟研究

根据方程分析法 ,结合工程判断 ,导出了一套电加热油藏采油物理模拟相似准则。建立了低压三维电加热油藏采油物理模型系统 ,提出了进行电加热油藏采油物理模拟的实验方法。在此基础上 ,对单井电加热油藏采油进行了物理模拟实验研究。研究结果表明 ,单井电加热油藏能够在油藏中建立起稳定的温度分布 ,有效地提高油藏温度。油藏温度是井筒径向距离的函数 ,温度沿径向距离近似地按指数规律衰减。对于有一定冷采产量的稠油油藏 ,选用周期性加热采油生产方式 ,其经济效益较好 ;对于冷采产量很低或没有冷采产量的稠油油藏 ,宜选用周期性焖井预热采油生产方式 ,并根据油藏特点和产出液情况优化焖井预热时间和生产周期。在相同的加热时间内 ,加热电功率大 ,油藏温度高 ,但并不是越大越好 ,当功率达到一定程度以后再提高加热功率 ,油藏温度增加并不明显。在电加热油藏的采油生产过程中 ,电加热功率不稳定 ,随生产时间变化。油层电导率低时 ,输入电能利用率高 ,加热效果好。     

电加热油藏采油物理模拟研究

根据方程分析法,结合工程判断,导出了一套电加热油藏采油物理模拟相似准则。建立了低压三维电加热油藏采油物理模型系统,提出了进行电加热油藏采油物理模拟的实验方法。在此基础上,对单井电加热油藏采油进行了物理模拟实验研究。研究结果表明,单井电加热油藏能够在油藏中建立起稳定的温度分布,有效地提高油藏温度。油藏温度是井筒径向距离的函数,温度沿径向距离近似地按指数规律衰减。对于有一定冷采产量的稠油油藏,选用周期性加热采油生产方式,其经济效益较好;对于冷产量很低或没有冷采产量的稠油油藏,宜选用周期性焖井预热采油生产方式,并根据油藏特点和产出液情况优化焖井预热时间和生产周期。在相同的加热时间内,加热电功率大,油藏温度高,但并不是越大越好,当功率达到一定程度以后再提高加热功率,油藏温度增加并不明显。在电加热油藏的采油生产过程中,电加热功率不稳定,随生产时间变化。油层电导率低时,输入电能利用率高,加热效果好。     

鄂尔多斯盆地上古生界储层物性影响因素

鄂尔多斯盆地上古生界储层为砂岩储层，属低孔、低渗致密储层，孔隙度、渗透率关系较差。根据岩石薄片鉴定资料分析，影响物性参数的因素有：岩石类型、粒度大小、孔隙类型、泥质含量。研究结果表明相同粒度的石英砂岩的物性好于岩屑砂岩，岩石类型由砾岩——粗粒——中粒——细粒砂岩变化时，物性参数相应变小。岩石的孔隙类型为粒间孔、晶间孔时，物性参数较高，其次为溶蚀孔，以微孔为主的岩石物性最差。岩石中泥质含量低于15％时，岩石物性参数较好，泥质含量大于15％时岩石物性较差。     

胜坨油田岩石水洗前后物性变化的试验研究

研究了胜油田的油藏岩石用大量水冲刷前后岩石渗透率、毛细管压力及油水相对渗透率曲线的变化。试验结果表明，岩石水洗前后气体渗透率增加、孔隙半径增大的居多；气体渗透率减小、平均孔隙半径减小者也有之，另外还有气体渗透率、平均孔隙半径变化不大的情况。总之，油水相对渗透率变化情况比较复杂。     

克拉玛依油田水驱后期转蒸汽驱开发效果分析

针对新疆克拉玛依油田的特点,运用数值模拟方法,研究了原油组成、含油饱和度、孔隙度、渗透率、厚度、深度、净总厚度比和原油粘度等几个主要油藏参数以及转驱时注采井布置方式对蒸汽驱开发效果的影响。原油粘度较高的水驱油藏在水驱后期转蒸汽驱能够提高油藏的最终开发效果,对于新疆克拉玛依油田符合筛选标准的油藏,在水驱后期转蒸汽驱可以提高采收率２０％以上。     

辽河西部凹陷曙103块潜山油藏储层特征

辽河西部凹陷曙103块潜山由中元古界长城系高于庄组泥－粉晶白云岩、灰质白云岩和白云质灰岩组成,其主要的储集空间包括溶蚀孔洞、构造裂缝及微孔微缝等。该区溶蚀孔洞非常发育,根据其规模可分为大、中、小型溶洞及溶孔,其中大、中型溶洞常因坍塌和充填而失去储集能力,而小型溶洞和溶孔等则成为该潜山的主要储集空间。高角度构造缝对该储层储集空间的贡献最大,其优势发育方位为北东－南西向,与区域构造线方位一致。压力测试结果表明,该区储层中显微级的微孔和微裂缝经过一段时间的开采后,替代宏观溶孔和裂缝而成为主要的供油空间,这表明它也是很重要的储集空间。对各井开采现状及采油层段的对比研究表明,曙103块潜山储层的发育受古地貌位置、构造位置及沉积旋回的控制,好的储层段主要分布在潜山顶面及地貌高点。     

储层参数下限确定方法--以河南安棚油田为例

河南安棚油田是河南石油勘探局最新勘探开发的油田之一，根据最新钻井资料和老井复查地储层做出初步评价。根据所得的资料用Hobson法、产能法和浮力法确定出储层参数下降，并参考一定的储层划分标准将储层划分为三个等级，为油田的进一步勘探和开发提供重要依据。     

辽河西部凹陷曙103块潜山油藏储层特征

辽河西部凹陷曙 10 3块潜山由中元古界长城系高于庄组泥粉晶白云岩、灰质白云岩和白云质灰岩组成 ,其主要的储集空间包括溶蚀孔洞、构造裂缝及微孔微缝等。该区溶蚀孔洞非常发育 ,根据其规模可分为大、中、小型溶洞及溶孔 ,其中大、中型溶洞常因坍塌和充填而失去储集能力 ,而小型溶洞和溶孔等则成为该潜山的主要储集空间。高角度构造缝对该储层储集空间的贡献最大 ,其优势发育方位为北东—南西向 ,与区域构造线方位一致。压力测试结果表明 ,该区储层中显微级的微孔和微裂缝经过一段时间的开采后 ,替代宏观溶孔和裂缝而成为主要的供油空间 ,这表明它也是很重要的储集空间。对各井开采现状及采油层段的对比研究表明 ,曙 10 3块潜山储层的发育受古地貌位置、构造位置及沉积旋回的控制 ,好的储层段主要分布在潜山顶面及地貌高点