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在对油水接触面形态和油水过渡带厚度的分布规律进行定量分析的基础上,以苏北盆地花17断块为例,结合油井生产动态特征分析了构造-岩性油藏中油水分布规律,并探讨了其影响因素.结果表明,在实际油藏中油水接触面是一个呈波状起伏的面,其在自由水面以上的高度随残余油饱和度下的毛管压力增大而抬高;油水过渡带厚度仅与束缚水饱和度和残余油... 相似文献
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近年来,我国在低渗透油气田勘探开发中取得重大突破,以塔里木油田和长庆油田为典型代表。低渗透油气藏是指采用常规开发技术无法实现经济有效开发,必须是采用特殊工艺技术开发的的油气藏,不同岩性都可形成低渗储层,以致密砂岩、碳酸盐岩最发育。《低渗透油田开发技术》一书,从地质、钻井、油藏、采油及地面工程等方面,讲述了低渗透油气田地质特征、面临的难题和采取的技术方法,对不同开发技术进行了实例论证,为进一步提高我国低渗透油气藏开发水平提供技术支持。本书专业性、逻辑性和实用性较强,对低渗透油气田开发具重要指导作用。 相似文献
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鄂尔多斯盆地子洲-清涧地区上古生界山32段储层砂岩成岩作用 总被引：2，自引：0，他引：2
鄂尔多斯盆地子洲-清涧地区上古生界山 32段砂岩储层以石英砂岩为主,其次为岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩.目前储层正处于晚成岩阶段B期,成岩作用类型包括压实作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用,机械压实作用、压溶作用和自生黏土矿物的胶结作用是低孔低渗储层形成的主要原因,成岩晚期的溶蚀作用大大改善了砂岩储层的储集空间.根据成岩作用的特点,将研究区山 32段划分出5个成岩相:压实压溶相、弱压实-硅质胶结相、弱压实-自生黏土矿物胶结相、弱压实-碳酸盐胶结相、弱压实-溶蚀相.压实压溶相储层物性最差;弱压实-硅质胶结相、弱压实-自生黏土矿物胶结相和弱压实-碳酸盐胶结相储层的孔隙度、渗透率总体也很低;弱压实-溶蚀相储层的储集空间最发育、连通性最好,孔隙类型以粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔为主. 相似文献
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基于CT扫描的三维数字岩心孔隙结构表征方法及应用——以莫北油田116井区三工河组为例 总被引：2，自引：0，他引：2
为真实、精确、直观地表征储集层岩石的孔隙结构特征,对不同岩性的岩心样品进行CT扫描成像并构建三维数字岩心,应用最大球算法提取数字岩心的孔隙网络模型,最终实现岩心孔隙结构特征的三维显示和定量表征。该方法在莫北油田116井区三工河组储层应用取得良好效果,研究表明:该区储层孔隙类型以粒间孔、溶蚀孔和少量晶间孔为主,平均孔隙半径33.11μm,平均喉道半径1.47μm,喉道细小是造成研究区储层渗透率低的主要原因;与核磁共振Coates模型渗透率计算结果相比,数字岩心技术对于渗透率的计算更加精确;数字岩心孔隙结构表征结果与常规压汞资料对比,一致性较好,该技术还可定量识别孔隙和喉道,并具有形象直观、样品无损等特点,对于岩石孔隙结构的表征具有更大的优势。 相似文献
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为探讨成岩作用与储层物性演化特征之间的成因联系,查明不同成岩相物性差异的成因及其形成过程,对华池地区长8储层各成岩相的孔隙度演化进行了定量模拟,分析了其孔隙度演化路径的差异.本区绿泥石膜胶结成岩相、不稳定组分溶蚀成岩相、压实充填成岩相与碳酸盐致密胶结成岩相压实损失孔隙度分别为17.6%、20.5%、25.8%和11.4%,早期胶结损失孔隙度为4.5%、4.9%、5.6%和24.9%,溶蚀增加孔隙度为1.4%、2.3%、0.2%和0,晚期胶结损失孔隙度为7.8%、9.7%、3.2%和0.沉积物初始组构差异造成的各成岩相初始孔隙度差别是微小的,但其在很大程度上控制了成岩作用的类型和强度,从而造成了不同成岩相经历了不同的成岩变化过程和孔隙度演化路径,形成了现今组构面貌和孔隙度的差异. 相似文献
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苏北盆地沙埝油田阜三段储层微观特征及其与驱油效率的关系 总被引：2，自引：1，他引：1
在对沙埝油田阜三段储层微观特征进行研究的基础上,利用真实砂岩微观模型水驱油实验得到驱油效率,探讨了物性和孔隙结构特征对驱油效率的影响,解释实验中出现渗透率相近的样品驱油效率却相差较大的特殊现象,并对退汞效率作为驱油效率的准确性进行分析。结果表明,储层岩石碎屑颗粒粒度细、分选较差、填隙物含量高,且经历了较强的压实作用,是造成孔隙喉道细小、非均质性较强的主要原因;驱油效率随物性变好、喉道变大而提高,但其与喉道分选性的关系较为复杂,大喉道一方面加剧了喉道间的非均质性,另一方面则提供了孔隙间良好的连通通道,分选较好的小喉道则保证了注入水的均匀推进;驱油效率主要受物性与最大连通喉道控制;真实砂岩微观模型水驱油实验所得的驱油效率与压汞实验所得的退汞效率相关性较好,但在低值区存在一定差异。 相似文献
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低渗砂岩储层孔喉的分布特征及其差异性成因 总被引：1，自引：0，他引：1
应用筛析粒度、铸体薄片、图像孔隙、扫描电镜与高压压汞等方法,对苏北盆地沙埝地区E1f3和三塘湖盆地牛圈湖地区J2x两类不同低渗储层的孔喉类型和分布特征进行了分析对比,对其差异性成因进行了探讨。研究表明,E1f3储层孔隙类型主要为碳酸盐胶结物和长石溶孔,J2x储层主要为凝灰质和长石溶孔,前者溶蚀成因的粗大孔隙较多,而后者细小的晶间孔较多。E1f3储层喉道分布为溶蚀成因的粗单峰分布、压实或压实胶结混合成因的细单峰分布、管束状喉道的无峰分布,以及溶蚀成因与压实或压实胶结混合成因组成的双峰分布四类;J2x储层喉道为溶蚀成因的粗单峰分布、管束状喉道的细单峰分布,及管束状喉道与压实或压实胶结成因组成的双峰分布三类,未见溶蚀成因喉道与其他成因喉道组成的双峰分布。两区孔隙半径、喉道半径均随粒级变细呈减小趋势,平均孔隙半径也总是小于碎屑颗粒半径;在粒度相近的情况下,J2x储层孔隙、喉道半径均小于E1f3储层。E1f3储层较高的成分成熟度与结构成熟度和早期碳酸盐胶结作用使其在压实过程中保存了较大的原始粒间孔隙空间,且为后期溶蚀作用所扩大,牛圈湖地区J2x储层较高的塑性岩屑含量和同沉积期形成的凝灰质,使储层原始孔隙空间在压实过程中大量减少,后期溶蚀作用较弱。杂基对原始孔隙空间的充填程度及其与塑性岩屑共同造成的压实与溶蚀强度的差异,是造成两区目前孔隙结构差异的主要原因。 相似文献
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储层特低渗透成因分析与评价——以安塞油田沿25区块为例 总被引：2，自引：0，他引：2
应用测井资料和铸体薄片、扫描电镜、X 衍射、粒度分析、压汞等化验分析资料综合研究了安塞油田沿25区块长6储层的特低渗透成因和影响因素，并评价了储层储集性能。分析表明，该区块储层物性总体较差，发育粒间孔、溶蚀孔，孔隙结构类型属小孔隙、微细喉道型。其特低渗透成因主要受沉积作用和成岩作用的共同影响，具体表现为：不同沉积微相储层的物性差异较大，软组织含量大、粒度细和成分成熟度较低是造成储层特低渗透特征的主要原因。同时成岩压实、胶结作用使得储层的孔隙度、渗透性进一步减小、变差，而溶蚀作用和成岩缝的产生又在很大程度上改善了储层的特低渗透特征。根据物性和孔隙结构参数分析，将研究区储集岩分为3类，水下分流河道与河口坝砂体是主要储层分布相带。 相似文献