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对于注水开发多年,尤其是多次采取增产增注措施后的油藏,如何准确地判定低渗透非均质储集层渗流特征及其演化规律,难度比较大。针对火烧山低渗透裂缝性油藏,根据不稳定试井曲线识别储层模型,分析了不同开发阶段储层渗流系统的演化规律。由于火烧山油田天然裂缝发育,而且多数井采用压裂方式进行投产,开发初期储层模型主要表现为人工裂缝或双孔模型。开发过程中,随着地层压力的降低及调剖堵水措施的实施,油井渗流特征往单孔模型转变、注水井渗流系统向径向复合模型转变;渗流系统的演化改变了储层的有效渗透率,使其整体上呈现降低的趋势。储层初期有效渗透率场与油井水窜特征基本吻合,有效渗透率的逐步下降与油藏含水上升速度的下降基本吻合,从而为油藏下一步开发调整可行性评价提供了重要依据。 相似文献
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油气田开发阶段的构造地质学研究 总被引：3，自引：1，他引：3
针对东部复杂断块油田滚动勘探开发的需要提出的小断层数量与可能分布位置的定量预测及其导流性研究,对油藏渗流系统的评价具有重要作用.油层和储层顶面的微幅度构造研究,对油水运动规律和油田开发高含水期剩余油分布的预测有重要的指导作用.储层中裂缝的分布影响着低渗透油田开发井网的部署及注水开发的效果,对裂缝参数的定量描述与井间预测以及分组裂缝渗透性的综合评价是低渗透油田合理高效开发的关键.古构造应力场控制了储层构造裂缝的形成与分布,现今构造应力场影响着各组裂缝目前的保存状态及其渗透率各向异性,同时还是确定合理注水压力、射孔方案和压裂改造设计的重要依据. 相似文献
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鄂尔多斯盆地演武油田长3储层物性特征及其影响因素研究相对薄弱,制约着油藏高效开发。利用106口井50块铸体薄片样品、50块扫描电镜样品、30块阴极发光样品及40块样品高压压汞等实验测试数据,研究演武油田长3储层特征及物性影响因素。研究表明,研究区以细砂及极细砂长石岩屑砂岩为主,孔隙类型主要为残余粒间孔、长石溶孔,面孔率分别为4.1%,3.4%,高压压汞测试表明Ⅰ类孔隙具有双孔隙结构特征;分流河道及水下分流河道的中-细粒长石岩屑砂岩储层物性较好,平均渗透率为10.2×10~(-3)μm~2,成岩作用中压实作用、胶结作用使原生孔隙度减少12.5%,10.9%,溶蚀作用使孔隙度提高8.9%,早成岩期粘土矿物的生长提高储层抗压实强度,绿泥石、高岭石的环边生长抑制石英加大,保护原生孔隙;晚成岩期碳酸盐矿物的生长堵塞孔喉,降低储层物性。通过物性影响因素分析旨在为沉积甜点分布及高效建产开发提供地质依据。 相似文献
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论文以伊拉克X油田上白垩统Khasib组Kh2段碳酸盐岩储层为研究对象，主要探讨碳酸盐岩储层孔隙结构特征及其对原油动用的影响。论文使用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞、数字岩芯等多种技术手段相结合，定性、定量分析了Kh2段储层微观孔喉特征；通过对储层润湿性测试、低场核磁共振、两相相对渗透率测试等评价了Kh2段的原油动用特征。综合对比分析孔隙特征和原油动用特征，本文取得如下认识：① Kh2段主力产层的储层岩性为砂屑灰岩和生屑藻屑泥晶灰岩。其中，砂屑灰岩孔隙分布的非均质性强，优势通道显著，渗透性极佳，注水易发生“水窜”，生屑藻屑泥晶灰岩中孔隙分布相对均匀但孔隙之间连通性差，注入水难以波及，这是目前制约该油田提升原油采收率的重要微观地质因素；② 岩样测试的润湿性结果表明，Kh2段的样品大多显示亲油～强亲油的特性，这会导致注水开发过程中，毛管力成为驱油的阻力，进一步加剧注水开发的难度；③ 通过对Kh2段的砂屑灰岩和生屑藻屑泥晶灰岩进行油—水、油—气两相相对渗透率测试发现，在水驱油的情况下，它们的残余油饱和度较高，而采用氮气驱油可以显著降低残余油饱和度。因此，对于渗透性好但孔隙结构非均质性强、局部存在“优势通道”和孔隙结构较为均质但孔隙之间连通性差的碳酸盐岩储层，宜慎用注水开发，采用注气开发是较为合理的选择。 相似文献
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致密砂岩储层自生矿物特征及其对储集性能的影响——以鄂尔多斯盆地陇东地区长3油组为例 总被引：1，自引：1，他引：0
鄂尔多斯盆地陇东地区长3油组是近年来该区油藏评价新层系,分析砂岩中自生矿物特征对储层致密化机理研究有重要的意义。长3油组主要发育岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,平均孔隙度为13.35%,渗透率为4.90×10-3μm2,为低孔低渗透致密储层,目前砂岩处于中成岩阶段A期。通过铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、电子探针、X射线衍射等技术和手段,研究自生矿物的含量、类型、分布及成岩共生序列等特征。研究结果表明,早期绿泥石包膜有利于原生孔隙的保存,后期孔隙式充填降低了岩石孔隙度和渗透率;伊利石易堵塞孔隙喉道,导致储层物性变差;高岭石沉淀往往与长石溶解伴生,局部溶蚀作用强烈;晚期含铁碳酸盐胶结作用发育,镜下溶蚀现象少见,对储层的发育有破坏作用;石英次生加大边和自生晶粒占据了大量孔隙空间,同时石英也增强了岩石的抗压能力,对孔渗影响不大。总体上,长3油组自生矿物胶结对储集物性起负面效应,是砂岩储层致密化的主要因素之一。 相似文献
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《吉林大学学报(地球科学版)》2015,(Z1)
致密砂岩储层具有岩性致密、低孔低渗、自然产能低等典型特征,如何有效地勘探和开发这类储层是人们普遍关心的问题。因此,对致密砂岩储层物性特征、孔隙发育影响因素的研究对于以后的油气的勘探开发提供有力的地质依据。大安油田区域构造位于松辽盆地南部中央凹陷区大安—红岗阶地二级构造带中,研究区位于阶地最深洼槽轴线上,目的层位扶余油层是主要的开发层位。通过岩心观察、测井资料、普通薄片分析、铸体薄片分析和室内分析化验,结合前人研究资料,对松辽盆地大安油田扶余油层三角洲相致密砂岩储层特征和致密储层的物性影响因素进行了研究。研究结果表明:1)扶余油层是受西北物源控制的河控三角洲沉积体系,早期为三角洲平原亚相沉积,主要发育的微相类型有分流河道、决口扇、决口河道、溢岸薄层砂、天然堤、分流间湾等,晚期主要为三角洲前缘亚相沉积,发育的微相有水下分流河道、河口坝、席状砂、水下分流间等。2)扶余油层储层主要发育岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,岩屑和长石含量高,岩屑含量为33%~38%,长石含量约为36.8%,石英含量相对偏低,约为28.2%,具有低成分成熟度的特点;储层砂岩粒度细,多为细砂岩和粉砂岩,颗粒分选较差,磨圆程度成次棱角状,具有低结构成熟度的特点;储层物性特征为平均孔隙度为8.02%,平均渗透率为0.172×10-3μm2,孔渗相关性好,是典型致密砂岩孔隙型储层;储层发育原生孔隙、次生孔隙和混合孔隙三种孔隙类型,以原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔隙和微孔隙为主。3)研究区储层物性主要受到沉积作用和成岩作用的影响。具体来说:a)沉积作用是控制储层物性的最基本因素,控制着储层的宏观分布,影响着岩石的粒度、组分等,分流河道砂体作为研究区内的骨架砂体,物性相对好,是优质储层发育区。岩石组分对储层物性有很大影响,石英颗粒抗压实,埋藏过程中增加原生孔隙的保存,长石颗粒易溶蚀,产生溶蚀次生孔隙,增加孔渗性,碳酸盐胶结物易堵塞孔隙和喉道,使储层物性变差;沉积碎屑颗粒粒径越大,原始孔隙结构越好,孔喉越粗,储层物性越好。b)成岩作用对储层的物性有决定性的影响,压实作用和胶结作用是本区储层致密的主要因素,沉积埋藏后强烈的机械压实作用使得塑性矿物易被压弯变形,定向排列,颗粒排列紧密,多呈点-线接触和线接触,孔渗性明显变差;研究区胶结作用主要类型有碳酸盐岩胶结和黏土矿物胶结及硅质胶结,胶结物进一步堵塞孔喉,使储层物性明显变差,是储层致密的重要因素;溶蚀作用对储层物性有一定的改善,长石、岩屑颗粒和部分碳酸盐胶结物的溶蚀,易形成次生溶蚀孔和微孔隙,改善储层物性,是致密储层中优质储层形成的关键性因素。 相似文献
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渤南油田位于济阳坳陷的渤南洼陷内,是山东省胜利油田储量最大的亿吨级深层低渗透断块岩性油藏,主要含油层系为古近系沙河街组沙二段和沙三段,属中孔低渗透砂岩储层。低渗透砂岩储层的成因机理十分复杂,为了更精确地预测有效储层的分布及其内部储集性能的差异,应用成岩储集相的概念在渤南油田三区古近系沙河街组开展了低渗透储层质量评价的研究。该项研究是建立在储层沉积相、成岩作用研究的基础上,通过分析低渗透储层成岩作用对储集物性的影响及成岩作用阶段划分,认为造成本区储层砂岩渗透率较低的主要原因是成岩期各种自生矿物的充填和胶结作用。选用流动层带指标、孔隙度、渗透率、粒度中值、泥质含量、孔喉半径均值和变异系数等七项参数,采用聚类分析和判别分析方法,将渤南油田三区古近系沙河街组划分为四类成岩储集相,阐述了各类成岩储集相的特征,并结合沉积相,实现了成岩储集相的时空展布。研究成果将对低渗透砂岩储层的开发起到指导作用。 相似文献
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头台油田是构造—岩性油藏。裂缝型、特低渗透是其显著特点，常规注水开发后经常出现严重的油井水淹，造成油田开发低效。本文以头台油田研究为例，认为对于裂缝型特低渗透油田，采用注水吞吐采油技术，通过套管直接向地层注水，利用储层毛管力作用，进行油水置换，实现单井自注自采吞吐采油，可以改善油田开发效果，减缓产量递减。适合注水吞吐采油基本条件是岩石润湿性为弱亲水和岩石饱和非润湿相。影响注水吞吐采油效果的主要因素是储层吸水状况、微缝发育状况、储层非均质性、注入体积和关井压力等。吞吐采油技术可作为改善裂缝型特低渗透油藏开发效果的一种新的模式来研究和推广。 相似文献
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鄂尔多斯盆地是中国规模最大的低渗透油气资源勘探与开发基地,其低渗透油气藏具有油层物性差、非均质性强、油藏成藏因素复杂、油藏分布受多种因素联合控制等特点。在回顾鄂尔多斯盆地低渗透油气藏成藏理论研究和勘探历史经验基础上,认为目前鄂尔多斯盆地低渗透油气藏成藏研究存在两大理论体系,即沉积学控制成藏理论和运移动力学控制成藏理论,前者从沉积特征出发,强调储层砂体沉积相、非均质性和成岩作用在低渗透性油藏形成中的控制作用,后者从石油运移与聚集过程出发,强调运移动力学在初次运移和二次运移中的重要作用。但是目前低渗透油气成藏研究存在一定的局限性和片面性,过分强调了单个地质因素的作用,其中沉积学控制成藏理论局限于沉积相划分和沉积模式建立方面,过多地强调了沉积相对成藏因素静态的控制作用,而忽视了油气成藏过程的动态属性;运移动力学控制成藏理论却过分强调了油气流体运移过程的模式化和公式化,过分夸大和随意解释了油气运移成藏记录——油气包裹体的作用及其原始地质意义,轻视了深部地层条件下油气运移的复杂性和油气包裹体记录的多解性。因此,传统的单因素控制油气成藏理论和相应的勘探研究方法已经不能确切揭示油气富集规律和有效指导勘探工作。低渗透油气藏成藏理论研究趋势是要重视分析油气藏地质记录,动态研究油气藏形成和演化历史过程,总结油气富集规律,为油气勘探战略部署提供重要资料。 相似文献
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利用视电阻率测井曲线的周期性对渤南海油田沙三段中上部地层进行地层基准面旋回的划分对比后发现：该旋回界面与地层基准面由上升到下降期间可容纳空间单向增加的极限位置基本一致；地层基准面旋回的划分与测井分析结合可以进行储层。特别是高渗透储层预测。 相似文献
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鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏控制因素 总被引：2，自引：0，他引：2
鄂尔多斯盆地延长组发育我国典型的低渗透和特低渗透油气资源,其油藏呈现出储层致密、储集砂体预测难度大、成藏机理复杂等特征.目前,根据勘探开发实践,长庆油田成功实现对渗透率大于0.3×10-3μm2油藏的开发,目前正在开展渗透率为(0.1~0.3)×10-3 μm2致密砂岩储层的技术攻关.笔者结合国外最新致密油气资源研究成果和鄂尔多斯盆地延长组低渗透油藏的特征,从延长组致密油分布、致密油流体特征、赋存状态、储集体和致密油形成的控制因素入手,对鄂尔多斯盆地延长组致密油形成与分布规律进行了探讨.确定了延长组致密油形成的控制因素:①长7优质烃源岩分布范围广,生烃强度大,为致密油形成提供了充足的油源供给和资源基础;②大面积广泛展布的复合叠加的碎屑岩储集体,为致密油藏形成提供了储集空间;③油页岩与致密砂岩互层共生,形成了近源成藏的有利配置关系;④成藏期生烃增压,致密储层石油充注程度高,为致密油形成提供了运移动力. 相似文献
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川中广安地区上三叠统须六段储层特征及控制因素分析 总被引：2，自引：1，他引：1
广安地区上三叠统须六段为辫状河三角洲平原分流河道的大套砂岩复合体沉积,以中—细粒长石岩屑砂岩、岩屑砂岩为主;孔隙度主要分布在3%~15%之间,渗透率主要分布在0.01×10-3~1×10-3μm2之间。主、次分流河道为该区有效储层,复合砂体内渗透层与致密层交互分布形成了复杂的储层分布特征。在此基础上,结合成岩作用分析储层物性的影响因素认为,物源成分的不同影响储层发育富集区的分布,沉积演化特征控制储层发育层段,沉积微相控制层内非均质性。在煤系地层酸性环境下,强烈压实作用是形成普遍低渗的主要原因。主分流河道沉积的中、粗粒长石岩屑砂岩次生孔隙较发育,是主要的储层岩石类型。 相似文献
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低渗透油藏在国内外分布十分广泛,逐渐成为未来石油勘探开发的重要接替领域。与常规油藏不同,低渗透砂岩油藏具有以下特征：(1)含油饱和度低,与储层物性关系复杂;(2)油水关系复杂,无明显的油水界面;(3)大面积广泛分布,受构造高低控制不明显;(4)距离源岩越远,石油富集程度越差。陇东地区延长组低渗透砂岩油藏的成藏机理研究表明：低渗透砂岩储层排替压力较大,浮力很难驱动石油发生明显的运移,石油在优质烃源岩生烃作用产生的剩余压力驱动下,向上、向下连续充注进入邻近砂体,近源聚集,形成原生油藏;裂缝发育条件下,已聚集石油可在浮力驱动下沿裂缝进行垂向、侧向运移调整,远源成藏,形成次生油藏。综合石油成藏期次、裂缝特征及形成时间、储层孔隙演化史以及成藏动力演化等特征,建立了陇东地区延长组油藏的成藏模式：早期低熟油小规模充注模式、中期成熟油大规模充注成藏模式、晚期构造抬升调整成藏模式。其主要控制因素为源储大面积广泛接触奠定了低渗透砂岩储层石油富集的基础,优质烃源岩生排烃范围控制了原生油藏分布范围,裂缝发育特征控制了次生油藏分布部位。 相似文献
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尽管泥页岩在埋藏过程中经历的复杂成岩改造会显著影响页岩油气储层发育潜力，但对其成岩作用，特别是泥页岩中成岩矿物的类型、成岩演化及其影响因素、成岩矿物元素在低孔低渗孔隙系统中的迁移等问题的认识仍很薄弱，因而制约了对泥页岩储层的深入认识。为此，本文以塔里木盆地西北缘下寒武统玉尔吐斯组发育的两套黑色岩系为例，在沉积环境认识的基础上，通过矿物组分、黏土矿物组合、有机碳含量及有机质成熟度等测定分析，着重研究了黑色岩系自生矿物的分布及在成岩演化阶段的变化特征，阐述了成岩变化的时空分布及其影响因素。研究结果表明：（1）在浅水缓坡台地环境下，玉尔吐斯组受两个较为完整的海进-海退沉积旋回控制而形成的两套黑色岩系主要经历了早成岩阶段和中成岩阶段；（2）受沉积环境和热液作用的影响，这两套黑色岩系在石英、重晶石、碳酸盐胶结物和黏土矿物等自生矿物的组合、分布及形成顺序上存在显著的差异，呈现出差异性成岩演化的特点；（3）伊利石、伊蒙混层、绿泥石、白云石、石英胶结等中成岩阶段成岩产物的广泛分布，反映出在成岩过程中特别是中成岩阶段低孔低渗的泥页岩仍存在一定程度的内部和外部来源的矿物元素迁移。本次研究对深入认识塔里木西北缘下寒武统黑色岩系成岩机制，以及分析页岩储层发育特征提供了重要的依据。 相似文献
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陕北地区延长组发育低（特）渗储层,除发育通常的高阻油层外,还极易形成低阻油层;因此,低阻油层的发现,极大拓宽了该区石油勘探和开发的领域。根据志丹油田樊川油区长61的石油地质特征,结合大量实验和生产数据资料的分析对比,对该区低阻油层的成因机理及宏观控制因素进行了分析。结果表明:长61储层的孔隙结构复杂导致束缚水饱和度增高,高地层水矿化度、高泥质含量及放射性砂岩的存在,是低阻油层得以形成的主要原因。通过大量实际试油和测井资料的对比可见,应用计算自然电位与自然电位曲线重叠法可以快速直观显示其含油性,声波时差-深电阻率的交会图与自然伽马-深电阻率交会图相结合可有效识别低阻油层。对区内85口探井进行了测井资料的二次解释,在长6发现了初次解释所遗漏的45个低阻油层,油层数由原来的117个增加到162个,净增27.8%。 相似文献