川口油田长6油层裂缝特征及对注水开发的影响

对川口油田长。油层岩心显裂缝作了统计、分析,并制作薄片进行了微裂缝观察。在延河剖面长６油层作了野外裂缝测量。结果表明：川口油田长６油层存在天然显裂缝与微裂缝。裂缝方向以近ＥＷ向为主,同时发育近ＳＮ向裂缝。显裂缝频率平均为０．４条／ｍ,无深变化范围不大,以高角度缝为主,只有１１．１％的裂缝被少量钙质充填,在地下多为闭合形式;微裂缝开度主要区间为５～１５μｍ,孔隙缝 被少量钙质充填,在地下多为闭合形式     

陕甘宁盆地川口油田低渗透油藏长6油层裂缝特征

通过对野外野头观测，岩心观察，薄片鉴定、地层倾角测井解释等方法，对川口油田长6油层裂缝进行了研究，川口油田长6油层主层裂缝方向为近EW向，天然显裂缝规模小且不发育，裂缝在原始地层条件下多为闭合状态，只有在人工激发后才会表现出明显的裂缝特征，川口油田储层类型为孔隙型储集层，该区油层埋深500－700m，垂向应力为最小主应力，压裂后理论上应产生水平缝，但受到天然垂直（闭合）缝的影响，在裂缝发育区可能会形成垂直压裂缝，在目前注水条件下，注水实验区储层裂缝的作用还未表现出来。     

甘谷驿油田采油厂延长组长6油层组储层裂缝研究

通过露头、岩芯裂缝描述及应用古地磁裂缝检测方法,长6储层裂缝主要以EW为主,次为SN向;在最大主应力方向为NE80°的应力场背景下,外力诱使东西向裂缝优先开启和连通,油井受效明显,含水上升快且易产生水淹,近南北向裂缝处于挤压闭合状况,裂缝孤立、连通性差,油井见效缓慢。     

安塞油田长6油层组长期注水后储层变化特征

在注水开发模拟实验及现场测试资料的基础上,以压汞实验、物性测试等方法对模拟实验前后岩芯进行分析,研究了安塞油田长6油层组长期注水开发后储层特征变化规律及成因。结果表明,随着注水量增加,渗透率总体明显降低,渗透率平均变化4.72%;水驱后孔隙度平均增加0.15%,而孔隙组合类型未发生明显变化;退汞效率平均降低4.39%;喉道中值半径变小但分布类型没变化;储层润湿性整体向亲水方向发展。低渗透储层特征发生变化的机理主要是：储层中颗粒和填隙物在注入水的冲刷作用下发生溶解、破碎和迁移,一部分被水冲出,一部分滞留在细喉道处形成堵塞,导致孔喉连通性变差,储层非均质性增强;注入水冲刷作用使储层岩石表面及孔喉表面性质发生变化,进而引起储层润湿性发生变化。     

川口油田长6储层成岩作用

详细分析了川口油田长6储层的成岩作用类型、储层物性演化及影响因素。通过岩石学、铸体薄片、电镜扫描等研究方法说明川口油田长6储层主要成岩作用包括压实-压溶作用、胶结作用、交代蚀变作用及溶蚀作用等,成岩阶段属晚成岩A期。其中,机械压实作用、化学胶结作用是导致砂岩孔隙度降低、储集性能变差的主要因素。机械压实作用主要表现为软碎屑的塑性变形、颗粒间由点接触向凹凸接触演变;胶结作用表现为浊沸石、绿泥石、粘土矿物、碳酸盐胶结;石英和长石的次生加大、溶蚀作用特别是浊沸石的溶蚀在一定程度上提高和改善了砂岩储集性能。结果表明,影响储层物性的主要因素为沉积作用和成岩作用。     

川口油田长6段油层组储集层特征与油气富集规律

在分析陕西川口油田长６油层组沉积相特征的基础上,对储集层的岩石学特征和成岩作用以及孔隙结构进行了研究。认为长６油层组的环境演化代表了浅水台地型三角洲逐渐转变为陆上平原的历史,曲流河道砂体是区内油气富集的有利相带。浊沸石、方解石、绿泥石的胶结、化学压实作用和浊佛石、长石的溶解作用是影响砂岩储集性能的主要因素。孔隙的演化与盆地的演化密切相关。长６油层组及其上下层位构成了一套良好的生储盖组合,长６１和６２段是川口油田的主力油层。     

ZC油田垛一段油藏地质特征及注水开发动态研究

ZC油田是苏北复杂油田中开发、开采经济效益最好的油田之一，也是取得最好注水开发效果的主要油田。自1992年开采至今已有12年的开发历史，注水开发9年，注水开发以后，油藏连续保持8年稳产，注水开发取得巨大经济效益。主要针对垛一段油藏历年来的地质特征和注水开发动态特征进行分析，在总结认识的基础上提出一些探讨性认识。     

松辽盆地三肇地区低渗透油田构造裂缝特征

松辽盆地主要经历了伸展构造期和反转构造期两个构造时期，形成了复杂的构造裂缝组系。裂缝以垂直和高角度倾斜缝为主，力学性质表现为张性缝。虽然存在多组裂缝方向，但以东西向裂缝占优势，其次为北东和南北向裂缝。裂缝形成时期主要在反转构造期的挤压应力作用下形成，裂缝的发育主要受岩性、岩层厚度和构造部位的控制。在现今地应力作用下，东西向裂缝有效程度高，成为影响三肇地区注水开发的主要裂缝组系。     

新疆鄯善油田微裂缝研究

在鄯善油田宏观裂缝研究的基础上，对储层微裂缝进行了研究，获得以下主要认识：１．鄯善油田发育的微裂缝按照成因分类有成岩微裂缝、颗粒微裂缝和定向微裂缝。前两种裂缝为成岩作用或破碎作用形成，后者在构造作用下形成。按照形态分类有完全充填的、不完全充填的、开启的和闭合的微裂缝。不同形态的微裂缝对注水开发的影响不同。２．该区微裂缝主要集中在０．００５～０．０２ｍｍ范围内，占全部微裂缝的７０％以上。３．微裂缝以充填为主，镜下观察８０％以上的微裂缝被碳酸钙所充填，从而大大降低了微裂缝的有效性。微观水驱油模型试验也显示，仅２０％左右的微裂缝可成为油水通道。４．微裂缝的延伸有３种情况：ａ．微裂缝中止于颗粒内部；ｂ．微裂缝延伸之颗粒边缘；ｃ．微裂缝延伸长，可切穿几个颗粒，且可与其他微裂缝形成网络。微裂缝的延伸方向主要有ＮＥ６６°、ＮＥ１３７°，其延伸方向不与大裂缝一致，夹角约为４０°。５．微裂缝在大裂缝附近较发育，受大裂缝控制。     

不同储集层特征对注水开发效果的影响

通过对马王庙油田马36井区与王场油田潜四段沉积环境、岩性、孔隙结构、注水开发效果对比,分析认为两区沉积微相、岩性、物性及孔隙结构均存在一定差异。因此,马36井区注水开发效果与王场潜四段相比,在水线推进速度、含水上升规律、稳产时间、水驱采收率等方面存在较大差异。说明不同的储集层特征对注水开发效果影响较大,应对不同的储集层特征制定不同的开发方案。     

注水开发对储层砂岩粒度分布的影响

通过对中国东部某油田老第三系沙河街组第三段中亚段砂岩储层注水开发前后粒度分布特征的对照研究，以及研究区块内由生产井带出沉积物粒度分布特征的对照研究，认为注水开发过程造成了储层砂岩极细砂粒级沉积物的丢失。由于这些极细砂的主要赋存状态是粗砂、以及砾级碎屑颗粒间的充填物，因而极细砂沉积物丢失可造成岩石物性和孔隙结构的一系列变化，尤其是渗透率的大幅度提高。同时也说明注入水的压差、流速、流体粘度和流动方式等物理学特征，以及储层本身的孔隙大小、孔隙度和渗透率等特征，在很大程度上是与极细砂级沉积物的搬运条件相适应的。     

特低渗透油田Ⅳ类储量注水开发的规律

低渗透油田开发周期长,开采难度大,靠自然能量开采,开发水平低,为提高产能和采收率,本文以安塞油田坪桥区特低渗透油田Ⅳ类储量为例,对特低渗透油田的注水开发进行了数值模拟研究。结果表明,注水开发明显好于自然衰竭式开采,其采收率可达到２４％～２９％。     

丘陵油田三间房组注水开发效果影响因素分析

利用岩石铸体薄片、压汞和物性分析资料等,对丘陵油田三间房组储层岩石学特征、沉积特征、微观孔隙结构以及成岩相进行了深入研究。在此基础上,从多角度出发分析了影响丘陵油田三间房组储层注水开发效果的因素。研究表明:1)不同沉积微相储层注水开发效果存在较大差异;2)油藏注水开发效果在一定程度上受区域局部构造的控制;3)孔隙结构越复杂,孔径越小,注水开发效果越差;4)不同成岩相组合控制了储层发育特征和储集物性,其注水开发效果不同。因此,丘陵油田三间房组储层注水开发效果是主力微相、微构造、微观非均质性、成岩相等多因素共同作用的结果。     

板桥油田重力流水道沉积特征及其对开发效果的影响

板桥油田位于北大港潜山构造带东北倾没端,该油田沙河街组一段属于典型的重力流水道沉积.在系统的岩心观察基础上,结合400口井的测井曲线特征,将该区重力流水道划分为主水道、分支水道、水道侧翼、水道漫溢以及湖相泥5种微相.总结了各类微相的展布特征.综合动、静态资料,分析了沉积微相对储层物性的控制作用,探讨了不同微相砂体的渗流特征及水驱控制程度.研究认为下一步潜力区应是重力流主水道、分支水道以及水道侧翼砂体分布区,其中重点是重力流分支水道砂体分布区,区内还存在着丰富的剩余油资源.     

靖边油田长6油层组储层特征及物性影响因素

通过大量岩心铸体薄片、黏土矿物X衍射、扫描电镜及物性等资料分析,总结研究了靖边油田长6油层组的储层特征及影响因素。结果表明:长6储层具有成分成熟度低、结构成熟度高的岩石学特点。孔隙类型为浊沸石溶孔-长石溶孔-残余粒间孔组合,物性特征为中孔、特低渗透型和超低渗透型为主,局部为低渗透型。孔隙结构为细孔-微孔、细喉-微细喉型。影响储集性能的因素主要表现为两方面:平面上受三角洲平原亚相沉积相带的控制;纵向上受成岩作用的影响。     

油田注水开发中后期注水井调剖经济有效的方法

在任何水驱项目中，注水井调剖一直是一个富有挑战性的难题。面在多层，非均质性油藏里，调剖问题尤为严重。本文讨论了Ｌ．Ａ盆地中两上油田调剖所用的几种方法，包括所用方法的详细情况以及所得到的结果。     

延长油田郑庄区长6油层组小层对比划分在注水开发中的应用

延长油田长6油藏为典型特低渗岩性油藏,油藏主要受陆相三角洲沉积体系控制,储层物性差、产量低、天然能量匮乏,现阶段科学合理的注水开发是延长油田持续发展的关键举措,但由于储层层内和层间非均质性强,若整个油层组笼统注采开发,则采出程度低,经济效益差.笔者综合了岩心、测井曲线、相关实验分析数据及地质录井等基础地质资料,结合区域地质特征,通过细分开发层系、开展精细地层对比、小层沉积微相及砂体展布规律研究,为优化注水开发方案和选用先进注采配套工艺技术措施提供了比笼统注采更为详尽的地质依据.     

陕西直罗油田长_2油层组储层特征

直罗油田主力产层为三叠系延长组长2油层组，储层以三角洲分支河道砂体为主，岩性主要为长石细砂岩，大量的自生矿物对原生孔隙产生了很大程度的破坏。较强的成岩后生作用使得储层以粒间溶孔及原生粒间余孔为主要储集空间。储层孔隙结构表现为以小孔隙、小喉道为主要特征，非均质性较强。物性分布主要与其在砂体中的分布部位有关。