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1.
鄂尔多斯盆地彭阳地区侏罗系延安组油气成藏主控因素分析 总被引：14，自引：0，他引：14
分析了鄂尔多斯盆地彭阳地区侏罗系延安组油藏成藏特征,并探讨了烃源岩、沉积、储层、构造等成藏主控因素,为寻找该区油气勘探有利区提供参考。结果表明:彭阳地区侏罗系延安组油藏类型为岩性圈闭和构造圈闭,岩性圈闭油藏主要受沉积因素控制,构造圈闭油藏主要受断层圈闭和构造因素控制;延安组烃源岩主要为炭质泥岩及暗色泥岩,有机质丰度较高,侏罗系成藏具有良好的油源条件;侏罗系延9、延8及延7沉积期间发育的三角洲平原分流河道砂体是重要的储集层,河流边滩微相砂体及河道心滩砂体是最有利的储集砂体;侏罗系延安组储层物性越好,含油性越好;侏罗系延安组构造复杂多样,断层和穹窿及小型鼻状隆起等微构造十分发育。综合分析认为,主砂体与有利构造叠合部位形成的构造圈闭和岩性圈闭是最有利的油气聚集区;侏罗系石油勘探重点应在穹窿、鼻隆等构造高点部位与主河道叠合区。 相似文献
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由于裂谷盆地浅层疏松砂岩储层非均质性强,渗透率级差变化范围巨大,常规相控建模无法表征储层内部非均质性,导致渗透率模拟结果与测井及试井解释难以匹配。为了解决这一难题,在沉积微相研究的基础上,利用流动分层指标(FZI)、孔隙喉道半径(R35)2个参数,将储层细分为4类流动单元,依据各流动单元的孔渗对应关系重新计算测井渗透率。采用分级相控建模的思路,首先建立沉积微相模型,在微相模型的控制下,建立流动单元模型。在此基础上,根据各流动单元的孔渗分布特征,建立各流动单元的孔隙度和渗透率场。该方法建立的三维地质模型,既精细刻画了储层内部非均质性,又能定量表征储层物性空间分布特征,保证渗透率模拟结果与测井及试井结果一致,为油藏数值模拟提供了准确的数据基础。 相似文献
3.
针对渤海湾盆地廊固凹陷河西务构造带J１１断块沙四上亚段Ⅰ~Ⅲ砂组储层的非均质性进行了分析,从微观和宏观两个方面入手,分析了其主控因素.结果表明:研究区储层非均质性表现为层内非均质性、层间非均质性、平面非均质性和岩石微观非均质性.层内非均质性主要受渗透率韵律类型、夹层分布特征差异影响;层间非均质性主要受隔层分布特征、分层系数、砂岩密度特征影响;平面非均质性主要受砂体连续性影响;微观非均质性主要受岩石结构及孔隙结构影响.沉积环境和成岩作用是储层非均质性的主控因素.通过对上述影响因素的分析,对研究区主力小层进行了储层评价,预测有利储层分布在研究区的东南部和西南部地区,为下一步勘探开发提供了一定的依据. 相似文献
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宝浪油田三工河组储层是在辫状河三角洲环境下沉积的河道砂体,非均质性严重,常规测井解释以砂层为解释单元,忽视砂层内部物性及渗流特征的差异,测井解释精度低.通过对砂层细分流动单元,采用聚类分析的方法将Ⅱ油组储层划分为5类独立的流动单元,在不同的流动单元内建立不同的测井解释模型.结果表明:模型计算出的孔隙度和渗透率精度更高,分别达到90%和80%以上,较好地反映了储层内部的非均质性特征,为精细油藏描述提供可靠的孔隙度、渗透率参数. 相似文献
5.
针对储层渗透率非均质性的研究方法一般只能代表岩心或者井底周围附近地带情况,既不能描述油藏参数区域性非均质分布特点,也不能充分反映非均质油藏里流体的实际流动状态.基于储层渗透率的7种不同非均质构型,在渗流数学模型基础上,构造二维单相反演渗透率非均质变化分布的算法,以实现结合生产动态资料确定储层渗透率非均质构型分布参数.数... 相似文献
6.
非均质各向异性油藏水平井流入动态 总被引：2，自引：1，他引：1
为分析渗透率非均质性对水平井流入动态的影响,根据质量和动量守恒定律,建立全耦合的非均质各向异性盒式油藏渗流与水平井筒变质量流的耦合模型;通过坐标变换建立各向异性油藏水平井非均质表皮计算模型,将非均质渗透率场转化为等效均质渗透率场和沿井筒变化的非均质表皮;应用源函数法和势的叠加原理得到油藏渗流模型的解,给出基于模型离散的顺序迭代解耦方法.结果表明:渗透率非均质性对水平井流量剖面和采油指数影响较大.水平井流量分布规律与近井渗透率变化规律基本相同;高渗区流量大,低渗区流量小;在等效渗透率相同的情况下,随着近井非均质性的增强,水平井平均采油指数逐渐降低,平均流量分布不均衡因数逐渐增大.该研究为非均质各向异性油藏水平井产能预测和完井参数优化提供了依据. 相似文献
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安伟煜 《东北石油大学学报》2012,(5):76-82,11,12
为解决特高含水期多层非均质油藏层间矛盾,分析多层油藏非均质性对采出程度、注入孔隙体积倍数、产液量和含水率等指标的影响,建立多层油藏非活塞式驱油模型,计算水驱前缘两端的渗流阻力和各层产液量的动态变化;采用达西定律和等饱和度面移动方程,分时间段计算各层采出程度和注入孔隙体积倍数.结果表明,层间非均质性对开发效果有显著影响.高渗透率层产液量高、采出程度高,突破以后采出程度增长减缓;低渗透率层受高渗透率层的影响,采出程度较低.层间非均质性及油水流度的差异是造成层间矛盾的根本原因,在油田开发初期,层间非均质性起主要作用;在油田开发后期,尤其是特高含水期,油水流度比的作用逐渐增大.该结论对油田高效经济的开发具有一定指导意义. 相似文献
8.
《东北石油大学学报》2016,(4)
在三角洲前缘沉积背景下,砂体呈薄互层特征,形成较强的储层非均质性,并对原始油气的充注产生重要控制作用。以陆梁油田陆9井区K1h26三角洲前缘油藏的宏观非均质及油气分布的关系为例,分析油藏岩心观察、测试和测井等资料,分别精细刻画沉积微相、隔夹层、砂体形态和韵律性等4个方面的非均质特征;利用储层非均质性综合指数,总体表征储层属性在空间上的差异性分布特征,建立综合指数和油气分布的关系。结果表明:油藏顶部稳定隔层和砂层良好的空间配置关系使油气发生优势充注和聚集;沉积微相成因的局部储层质量差异控制油气在砂层内的分布,在整体砂体发育好、物性特征好和夹层频数少的东部井区,非均质性综合指数较高,含油性普遍好。 相似文献
9.
《东北石油大学学报》2017,(5)
基于点源函数理论和边界元思想,建立一种可用于非均质油藏多段压裂水平井非稳态压力分析的半解析模型。模型考虑储层横向非均质性的影响,计算所得结果与数值解进行对比与拟合,对横向渗透率的非均质性、储容比、窜流因数、裂缝导流能力、长度及各裂缝泄流面积的影响进行讨论。结果表明:随着储层横向渗透率非均质性的增强,各裂缝间流量的差异性增大;单一提高某一个裂缝附近的渗透率对压力影响较小;泄流面积的差异性仅在晚期对各裂缝流量分布有影响;裂缝导流能力仅对早期裂缝流量的分布有影响,裂缝越长,流量越大。 相似文献
10.
昆北油田切１２井区 Ｅ１３ 主要是一套近源且位于不整合面上的辫状河三角洲相沉积，岩性主要为含砾砂岩和砂砾岩，由于受沉积环境、成岩作用、构造等因素的影响，岩性复杂、成熟度低、分选差、孔隙结构具有多重性、有效储层与非有效储层混杂、储层非均质性极强，因此，采用了更精细的岩石物理相对储层非均质性进行了研究。以岩性资料、测井资料及其解释成果为基础，选取了反映沉积、成岩、构造作用的自然伽马、自然电位、声波时差、密度和裂缝孔隙度５个参数，运用加权平均法计算了反映岩石物理相的综合评价系数。在此基础上，采用逐点岩石物理相综合评价系数，运用变异系数法对储层非均质性进行了计算，按 照 变 异系数值大小将工区储层非均质性分为３类:第Ⅰ类弱非均质性，变异系数≤０．２；第Ⅱ类中等非均质性，变异系数在０．２～０．４之间；第Ⅲ类强非均质性，变异系数＞０．４。根据这个标准对储层平面非均质性进行了评价。 相似文献
11.
储层非均质性是沉积、成岩和构造因素共同作用的结果,研究储层非均质特征及控制因素对分析剩余油分布规律、调整开发方案、提高剩余储量等具有重要意义.运用储层沉积学原理,利用测井、钻井资料对研究区地层进行精细划分与对比,研究松辽盆地榆树林油田扶杨油层储层非均质性.结果表明:扶杨油层在层内、层间和平面上均表现为不同程度的非均质性... 相似文献
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鄂尔多斯盆地西缘麻黄山地区延8储层特征 总被引：4，自引：0，他引：4
通过对延8储层铸体薄片、扫描电镜、孔渗测定、压汞资料等分析,延8储层具有以下特征:研究区北边富长石、南边富石英,具有不同的物源;砂岩粒度以中粒为主,细粒和粗粒次之;主要的储集空间为粒间孔和粒内溶孔;由于大量的长石、岩屑被溶,孔隙度、渗透率不呈正态分布,均偏大,溶蚀作用形成的大量微孔造成高束缚水饱和度,产纯油或含水率极低;砂体厚度、岩石相和成岩作用共同控制着储集层的物性。结果表明,位于河道中部弱胶结的中砂岩具有良好的储集性能。 相似文献
13.
研究区位于辽河油田某蒸汽驱试验区内。以该地区于楼油层扇三角洲前缘砂体为研究对象,综合400口井测井资料、6口取心井资料及多种测试资料,对该地区储层非均质性进行了定性及定量的精细表征,分析了非均质性的主控因素及分布规律,探讨了非均质性对储层开发的影响,并提出了相应的开发调整建议。结果表明,研究区夹层发育泥质夹层、物性夹层及成岩胶结夹层,夹层频率介于0.052~0.17层/m;隔层发育泥质隔层,平均厚度为1.52~3.84 m;主力油层单层平均渗透率变异系数介于0.59~1.01之间,平均渗透率级差介于55.51~462.42之间,平均突进系数介于2.37~3.75之间,整体属于中-强非均质性储层;砂体类型包括水下分流河道、河口砂坝、水下分流河道间砂、水下分流河道间泥及前缘席状砂,垂向叠置模式包括连通型、弱连通型及不连通型,平面分布模式包括连片状及条带状。非均质性整体受控于沉积环境与沉积动力作用的演化过程,如发育于可容纳空间变小时期的砂体,由于河道侧向迁移及下切能力强,非均质性较弱。根据非均质性表征结果,提出了调剖注汽、分层注汽等开发调整建议,为进一步扩大蒸汽驱试验及剩余油挖潜提供了坚实的地质依据。 相似文献
14.
在对岩心、测井、分析化验等资料综合分析的基础上,结合区域地质背景与地震砂体预测,对鄂尔多斯盆地渭北地区长3油组沉积微相特征及其与致密砂岩储层非均质性的关系进行了研究。研究表明:该区沉积微相以纵向多期叠加、平面快速变化的浅水辫状河三角洲前缘水下分流河道微相为主。叠加河道砂体厚度在8~23.5m之间,各单期河道砂体厚度差异较大;在工区东、西部河道规模差异大,顺河道方向河道宽窄快速变化。叠加河道砂体的物性、含油性非均质性强,受单期河道规模影响较大。单期厚度较大的河道砂体中下部物性、含油性整体较好,单期厚度较小的河道砂体受钙质胶结和泥砾影响,物性、含油性整体较差。平面上,水下分流河道展布控制了物性、含油性分布,水下分流河道越宽,砂体规模越大,单期河道砂体越发育,物性、含油性越好,平面非均质性越弱。 相似文献
15.
《东北石油大学学报》2016,(5)
基于非均质油藏渗透率构型的3种非固定常数的典型分布模式,考虑低渗透油藏启动压力梯度函数的影响,将渗透率构型引入到启动压力梯度函数表征方程,推导考虑启动压力梯度和渗透率非均质构型下的产能计算公式,建立利用生产动态资料反演渗透率构型参数的优化算法;利用压力梯度、产量及启动压力梯度特征参数,确定注采井间的、渗透率构型的非均质分布特征参数。数值模拟结果表明:文中优化算法合理,有利于完善低渗透非均质油藏的渗流理论,可为油藏精细描述和开发挖潜提供支持。 相似文献
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根据岩心观察、薄片鉴定、压汞实验及扫描电镜资料,分析海拉尔盆地苏德尔特地区南屯组一段凝灰质砂岩储层微观非均质性及其主控因素.结果表明:由于火山碎屑物介入,与正常砂岩相比,该地区储层凝灰质砂岩孔隙类型多样,结构更加复杂,微观非均质性更强;凝灰质砂岩沉积微相类型及凝灰质来源成因是形成储层微观非均质性的基本因素,决定岩石的成... 相似文献
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以取心井的毛管压力曲线等分析资料为基础 ,结合储层物性测井参数解释结果 ,对卡拉高莱斯油田U油组储层从岩性组成、物性特征、孔隙类型及孔隙结构、非均质性等方面进行了综合评价。认为该储层为一套中高孔、中高渗储层 ,其物性主要受沉积微相、粒度中值、泥质含量等因素影响 ,其层内、层间和平面非均质性均较强。 相似文献
18.
《东北石油大学学报》2019,(5)
伊拉克M油田新近系Asmari组A段是以白云岩为主的孔隙型碳酸盐岩储层,储层较强的非均质性制约油田的高效开发。基于岩心、薄片、测井、阴极发光和物性等资料,研究Asmari组A段中期旋回格架内沉积演化规律及其对渗透率差异的影响。结果表明:M油田Asmari组A段沉积相主要为半局限台地相,沉积亚相以台内滩和潟湖为主;中期旋回适用于以台内滩为主的沉积体系;基于中期旋回界面,可划分为MSC1、MSC2和MSC3三期中期旋回。研究区处于长期旋回基准面下降半旋回早期,随长期旋回基准面的下降,中期旋回内沉积环境逐渐局限,沉积亚相由台内滩逐渐过渡为潟湖;纵向上,低渗—中渗段所占比例减少,特低渗段所占比例逐渐增多,表明中期旋回和长期旋回影响渗透率差异。该结果为优化M油田的新井地质设计提供参考。 相似文献
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研究油藏内部油水渗流方向时,主要考虑渗透率影响,引入两个水平方向渗透率比、水平与垂向渗透率比参数来分析。前者反映样品所在储层平面上两个水平方向渗流能力的差异,后者反映样品所在储层水平与垂向渗流能力的差异,并经小柱样测试和全岩心测试两种方法确定两个参数。通过对塔中4号油藏CⅠ油组9口井2306个样品两种渗透率比值分布直方图分析,研究了CⅠ油组渗透率的非均质性及其渗流方向:CI油组储层在水平方向的渗流能力有很大差异,具有明显的方向性。储层垂向渗流能力明显小于水平方向的渗流能力。 相似文献
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《东北石油大学学报》2015,(6)
乌石凹陷东区主要储层流二段、流三段分别发育三角洲和扇三角洲相沉积储层,储层物性包括高渗、中渗及低渗,非均质性强,产能差异大.采用常规物性、测井解释、岩石薄片与镜质体反射率、全岩/黏土X线衍射等方法,分析储层特征,根据沉积作用、成岩作用等探讨流二段、流三段储层非均质性主控因素.结果表明,沉积相带及分选性差异是流三段储层非均质性主控因素,较远源区分选性好的水下分流河道发育有利储层;沉积相带及压实作用是流二段储层非均质性主控因素,北部弱压实区为最有利储层,其次为中部的中等压实区,第三为南部的近强压实区.该结果为乌石凹陷流沙港组整体评价与目标优选提供地质依据. 相似文献