华北油田地层特征研究备份资料模板
《华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律实验研究》
《华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律实验研究》篇一一、引言华北地区是我国重要的石油资源区之一，其特低渗透砂砾岩油藏具有丰富的储量和重要的开采价值。
为了更有效地开发和利用这些资源，需要对储层的特征及渗流规律进行深入的研究。
本文通过实验手段，对华北特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律进行了系统的研究和分析。
二、储层特征研究1. 岩心观察与描述通过对华北地区特低渗透砂砾岩油藏的岩心进行观察和描述，我们发现该类油藏的岩石类型主要为砂砾岩，其结构复杂，含有大量的粘土矿物和微裂缝。
储层具有明显的非均质性，不同部位的岩性、物性存在较大差异。
2. 岩心物性分析通过对岩心进行物性分析，我们发现该类油藏的孔隙度较低，渗透率也较低，属于特低渗透储层。
此外，储层的含油饱和度较高，表明该类油藏具有较高的油气潜力。
3. 岩石微观特征分析利用扫描电镜等手段对岩石微观特征进行分析，发现该类油藏的孔喉结构复杂，以微孔、微裂缝为主。
此外，粘土矿物的存在对储层的渗流性能具有重要影响。
三、渗流规律实验研究1. 实验方法与步骤采用自主设计的渗流实验装置，对华北特低渗透砂砾岩油藏的渗流规律进行实验研究。
实验过程中，通过改变流体性质、压力等因素，观察并记录储层的渗流行为。
2. 渗流规律分析实验结果表明，华北特低渗透砂砾岩油藏在渗流过程中表现出明显的非线性特征。
随着压力的增加，渗流速度逐渐增大，但增速逐渐减缓。
此外，粘土矿物的存在对渗流性能具有显著影响，其能够通过改变孔喉结构、调节流体流动路径等方式影响储层的渗流性能。
四、结论与建议通过对华北特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律进行实验研究，我们得出以下结论：1. 华北特低渗透砂砾岩油藏的储层具有明显的非均质性和复杂性，以微孔、微裂缝为主，含有大量的粘土矿物。
2. 该类油藏在渗流过程中表现出明显的非线性特征，随着压力的增加，渗流速度逐渐增大但增速逐渐减缓。
3. 粘土矿物的存在对储层的渗流性能具有重要影响，能够通过改变孔喉结构、调节流体流动路径等方式影响储层的渗流性能。
石油工程油藏描述的资料
（2）沉积相标志： 如沉积结构（粒度、颗粒成分及排列等） 沉积构造（波纹、印痕、层理构造等）、生物特征等。
§2 钻井地质资料
（3）储油物性：如孔隙度、渗透率、孔洞缝的发育情况及分 布特征等。对于裂缝性储集层的裂缝发育分布情况应做 详细的记录描述。
H——取心进尺，m
。
L h 100% H
L总
hi 100% Hi
L一般小于1
表明岩心录井资料可靠程度和钻井工艺水平的一项重要技术指标。
⑹岩心编号 从上到下，从左到右放入盒中
（5 取心次数）7（8 本7（1筒此的块岩的心块总号块）数）
§2 钻井地质资料
§2 钻井地质资料
㈢岩心观察描述 （1）岩石学特征：
（4）含油气水情况 含油饱满程度：饱含油→富含油→油浸→油斑→ 油迹→荧光
㈣岩心录井图的编绘
§2 钻井地质资料
为了研究对比，应及时将岩心录井所取得的资料数据，用规定的 符号绘制成岩心录井草图 （比例1:100），以指导下步工作。在 测井曲线出来以后，还要依据测井曲线并综合各种资料对所取得 的岩心进行准确的“归位”。
内容：地层、自然电位、取心位置、化石构造及含有 物、颜色、岩性描述、电阻率曲线、气测曲线、槽面油气水 显示、电测解释等
㈣ 应用
1. 建立地层剖面，作地层对比； 2. 为电测解释及钻井工程提供地质依据； 3. 了解地下地层岩性、油气显示1 地质录井资料
岩心录井：在钻井过程中用取心工具将井下岩石较完整地取 上来，并收集记录来自岩心的地质信息。
在岩心准确归位以后，还应综合各种资料编绘岩心综合录井 图。
《华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律实验研究》范文
《华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律实验研究》篇一一、引言华北地区是我国重要的石油资源区之一，其特低渗透砂砾岩油藏的开采与开发一直是石油工业研究的热点。
本文针对华北地区特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律进行实验研究，旨在为该地区的石油开采与开发提供理论依据和指导。
二、储层特征1. 地质背景华北地区特低渗透砂砾岩油藏主要分布于某盆地内，该盆地地质构造复杂，储层主要为砂砾岩体，且其分布受构造、沉积、成岩等多种因素影响。
2. 储层类型及分布该地区储层类型多样，包括河口坝、滩坝、坝缘等多种沉积相类型。
各类型储层在空间分布上呈现出一定的规律性，同时，特低渗透性是该区储层的普遍特征。
3. 储层物性特征储层物性特征是决定油藏开采难易程度的关键因素。
通过实验分析发现，该地区特低渗透砂砾岩储层的孔隙度、渗透率等参数均较低，导致原油流动困难。
此外，储层中的黏土矿物含量较高，对原油的渗流产生一定影响。
三、渗流规律实验研究1. 实验方法与材料为研究特低渗透砂砾岩油藏的渗流规律，本文采用岩心驱替实验方法，选用该地区典型砂砾岩岩心作为实验样品。
实验过程中，通过改变驱替流体的压力、流量等参数，观察并记录岩心内原油的渗流过程。
2. 实验结果与分析实验结果表明，特低渗透砂砾岩油藏在不同驱替压力下，其渗流规律呈现出一定的非线性特征。
随着驱替压力的增大，原油的渗流速度逐渐增大，但渗流过程中出现的局部阻力也随之增大。
此外，在特定条件下，如较低的驱替压力下，可能会出现异常的渗流现象。
这些结果对特低渗透砂砾岩油藏的开采与开发具有重要的指导意义。
四、结论与建议通过对华北地区特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律进行实验研究，得出以下结论：1. 华北地区特低渗透砂砾岩油藏的储层类型多样，空间分布具有一定的规律性。
储层物性特征表现为孔隙度、渗透率较低，黏土矿物含量较高。
2. 特低渗透砂砾岩油藏在不同驱替压力下，其渗流规律呈现出非线性特征。
BD油田E_1f_2储层特征对开发的影响
多， 既有 碎屑岩 又有碳酸盐 ，纵向上相间分布 ，重复 出现 ；粒度细 ， 粉砂级 为主，岩石致密 ；胶结物含量高 ，特别是 白云质 、灰质和泥质 充填孔隙 ，以上储层特征都是导 致储层物性 差的控制 条件 。
（ ） 酸盐使 储层 物性变 差 。Ｂ ２碳 东油 田Ｅ ． 酸盐含量与储层物 性 的关系密切 （ ），二者呈一定 的负相 关 ，随着碳酸盐 含量的增 图２ 加 ，储层孔隙度降低 ，物性变 差。据Ｅ ， 酸盐含 量分布情况上看 。
南 缸种 技 ２ １ ０１
石 油 地 质
Ｂ 油 田Ｅ ｆ 层 特 征 对 开发 的影 响 Ｄ ，储 ２
张 阳 张 路 崎 田 立 君
（ 苏油 田试采二厂开发 所 ） 江 摘 要 针对Ｂ Ｄ油 田的开发 中存在的 问题开展 了储层特征特征研 究，通过研 究砂体相带展布特征分析其对油藏的分布控制作用 ： 储层岩石学特征对储层物性 的影 响，分析 了 储层 裂缝 的分布及发 育方向对水驱方向的影响 最后提 出了下步油田挖 潜思路 ：通过老井 复产及部署新井重新建立注采井网，并结合 老井侧钻挖掘井 间剩余 油，以进一步提高储 量动用及 最终采收率 关键词 砂体 相带 储层岩石 学特征 裂缝 的分布
ｌ 两砂体动用程度高 ，虽注水效率差 ，因ｒｆ储 量基数大 。 余储 、ｓ ｌｌ ）￣ ， 剩 量、 剩余可采储量都较多 ，是今后调整挖潜的重点 ，控水 、 水是治 堵 理方向 （ ） 表１
小‘Ｉ＇ Ｊ ｌ詹厚 Ｉ 质储量 可 采储 量 累计 产油 最什 产 术 承计 浊水 采 出租 舟 储 ． 蕾可 采 地 Ｉ
图２ 碳酸盐含 量与连通孔隙度 关系图
坝沉积 ，粒度 棚对较粗 ，沉积厚度 大 ，物性较 好 ，为Ｂ 油 田主要储 Ｄ 层 。晚 期４ 号砂体 以西部的 Ｂ 断块 砂坝沉积 为主 ，３ ｌ 号砂 体在西 部出 现两条带状 沉积 ，为砂坝 向砂坪沉积过 渡环 境 ，２ 号砂体开始 呈现近 全 区的砂 坪沉 积 ，再沉 积的 ｌ 砂体 为 第三 次全 区性 的席状 砂 坪沉 号
油田第一手资料精确
油田第一手资料精确8月30日，在大庆油田分公司第一采油厂，技术员李建辉正在做井场施工作业。
近年来，大庆采油厂全面实施精细化管理，深化“六项工程”，加强勘探开发动态研究和评价工作，持续提升地质调查工作质量。
在油田地质调查过程中，李建辉将目光聚焦于“老井”、“薄点”、“老井”等“禁区”“无人区”里的第一手资料。
这是采油厂为实施精细钻井和压裂作业探索的一条新路子。
一、勘探“老井”大庆采油厂在长期的地质勘探实践中，形成了一套“以老带新”的油藏勘探开发评价方法。
在大庆采油厂的普查工作中，勘探人员对“老井”进行了细致、深入的研究与分析。
比如，有一些“老井”由于油层厚度小、压力较小、渗透率低、含油气性差等因素，导致地层不含油气。
如何让“老井”有新发现。
采油厂围绕开发实际需求，提出了“有针对性地找油、有针对性地建产能”的地质工作思路和油藏评价新方法，持续深化“六项工程”：实施滚动勘探和精细研究；实施探井工程和试油工程；进行精细解释和油藏评价；开展精细钻井和压裂综合研究；开展地层流体性质及地层产液规律研究；开展油气层评价与开发配套研究；进行地质储层研究；开展地层对比分析研究；开展复杂油气藏地质评价和精细研究；开展储量动用研究与评价。
1、在大庆盆地的油气勘探过程中，采油厂通过分析勘探规律，找出了一批在石油地质理论、地质特征等方面存在差异较大、产量低、成本高、勘探潜力小的地层，这些地层不含油气。
这些“老井”经过长期有效开发，目前累计产油5.7万吨、日产原油9.6吨，平均单井日产量不足30吨和3个月。
油田的稳产需要投入大量人力、物力、财力。
采油厂采用了“老井新认识”新方法：根据井区产液量计算产量，并分析产量变化趋势；对比出含水率越低，寻找更多的接替区，为提高产能提供有利地层；通过压裂增加产量，提高采收率；优选“老井”提高单井产量。
2、在大庆盆地东部，有一个广袤的盆地——松嫩平原，有个被称为“龙沙三叠系”的地方。
这里的地质特征是：一套沉积和储层多以条带状沉积为主、层序交错发育。
地层描述【范本模板】
钻孔土层描述一、杂填土：杂色，松散，大孔隙，上部为砼地坪，含较多的碎石。
二、淤泥质粉质粘土：灰色～灰黑色，流塑，部分夹有机质;无摇振反应，稍有光滑,干强度低，韧性低，有腐味三、粘土：灰黄色，可塑，无摇振反应、光滑，干强度高，韧性高，局部分布。
四、粘土：灰黄～褐黄色，硬塑，含少量的铁，锰质结核，可塑,无摇振反应，光滑，干强度高，韧性高。
五、粉质粘土：青灰色，软～可塑状，为后期沉积，摇振反应无，稍有光滑，干强度中等，韧性中等.六、粉质粘土：灰黄～褐黄色，硬塑，含青灰色粘土团块无摇振反应，稍有光滑，干强度中等，韧性中等。
七、粉质粘土:灰黄～褐黄色,可塑，无摇振反应，稍有光滑，干强度中等，韧性中等。
八、粉质粘土:灰黄色，可塑，稍有光滑，干强度中等，韧性中等。
局部含团块状密实粉土。
九、粉质粘土：灰黄~褐黄色，钙质结核，硬塑，无摇振反应，稍有光滑，干强度中等，韧性中等。
十、粉质粘土：灰黄～灰色，软～可塑，粉粒含量高，无摇振反应,稍有光滑,干强中等，韧性中等。
十一、粉质粘土：上部浅灰色，中下部褐黄色，硬塑，含少量铁锰质结核，无摇振反应，切面光滑,干强度高，韧性高。
十二、粉质粘土夹粉土:灰黄~青灰色，可塑，含少量云母片,无摇振反应，稍有光滑，干强度中等,韧性中等.十三、粉砂：黄色，含云母片，中密。
主要由石英等矿物组成,饱和状态。
十四、粉砂：上部灰黄色，底部浅灰色，含云母片，饱和状态，密实。
十五、粉质粘土夹粉土：灰黄色，软~可塑，无摇振反应，稍有光滑，干强度中等，韧性中等.局部夹薄层粉土。
十六、粉土：灰黄，含云母片，很湿,稍密.摇振反应中等，无光泽反应，干强度低，韧性低。
十七、粉砂:灰黄，含云母片,饱和，密实，主要成分由长石、石英、云母等组成，磨园度好、分、选性好。
十八、粉土：浅灰色，含云母片，摇振反应中等，无泽反应，干强度低，韧性低。
十九、粘土夹粉砂:灰黄色，褐黄色，可塑，含少量钙质结核核径为3cm。
夹薄层壮中密粉砂，具水平层理，无摇振反应,切面稍光滑,干强度高,韧性高。
【doc】Auca油田储层地震地层学描述
Auca油田储层地震地层学描述第2期石油物探译丛199f1年4月/Auca油田储层地震地层学描述/一'y'P?H?H.d等《乙,./,A)广7,,L.,,关键词:油田,币蕉届,)/∥二1992年5月4日PetroAmazonas和科学软件公司(ssI)广recnie.联合对厄瓜多的Auca油田进行了一项综合地震地层研究.这项二维分析为油藏综合模拟提供了图件.Auca是亚马逊河流域内安第斯山东部一个巨型油田,那里的环境是敏感的稠密居住区,部分地区是原始人栖息地.Auca位于横贯盆地的弧形带的南侧,该弧形带将Oriente盆地和哥伦比亚的Putumayo盆地分隔该油田在基尔东230公里,哥伦比亚边界以南100公里处,是Texaco于1970年发现的,现在由厄瓜多尔国家石油公司PetroAmazonas开发.至1993年l2月为止,已钻35口井,仅有一口干井.该油田产自白垩纪Napo组的"u"和"T"油层(图1)和下覆Houin组(也是白垩纪),油层顶位于海底以下8725英尺,8833英尺和9114英尺处.通过油藏模拟已确定该油田中北部,中部和南部油藏的原始探明石油储量(OOIP)为:U油层是228百万桶,T油层是308百万桶,该油田全部油藏的OOIP(包括AucaSur)约超过十亿桶.至1993年5月累计产量依次为20~40和40百万桶u和T的剩余资源量分别为l8和3l百万桶图1索引图该油田的U和T油藏为一南北长达36公里的背斜(包括南部AueaSur油藏,该油藏的压力与北部油藏不连通),宽度不确定,一般为6.5公里(图2).北部圈闭情况不及南端及东/西两翼清楚圈闭基本上属构造圈闭.由于与基底高角度逆断层有关的挤压,油田西侧两处T油层大约有100米的位移.构造显着不对称,西翼陡,倾角一般为7.u油层油柱高118米(或更高),而T和Houin层分别为235米和156米.该油田似乎充满至溢出点.但这是难以确定的,因为油田长度和平缓的倾角.生产压差和油水界面(owc)不精确的描述对OOIP有很大的影响,没有气幅存在.U层的OWC 尚未确定.七12I钻穿T油层的井表明OWC可能是平的,或者稍微向南倾斜.钻至Houin 层的11口井表明OWC几乎是平的,但是地震资料表明稍微有点向南倾斜.确定油田存在的问题PetroAmazonas和SSI最初根据井资料作控制来编拟油田有关图件,如U顶部构造图石油物探译丛1996年4月A燕岩图2地层横剖面图(根据井和地震),并为50公里以北的Shushufindi油田建立了地质模型.在Shushufindi油田,根据90多口井较清楚地确定了河口坝(SMB)该SMB向南垂直于Libertador油田北部的东西向海岸线发育且靠近Colombian边界.在Auca油田测井特征和有限的岩芯资料证实SMB向南面古海岸线延伸超过100公里.但是沿背斜构造顶部狭窄的开发井网为确定SMB或其模式提供的控制是不充分的.图4描述了u砂岩的原始测井相分析,如图4所示,,u砂岩在图上被描述成两个弯曲的,相对狭而薄的河道SMB沉积体弯曲地通过Auca油田上的井.用所有井作控制,对两个鞋带状薄而远离河道的废弃河道砂岩油藏制图是合理的,与这些河道交织的平行河道以及河道间连续的SMB沉积体系的存在是可以推测的,但无法作图.上覆T砂岩和Houin组的上段的沉积环境与u砂岩相似.因此,这些砂岩有类似的几何形态,地层学和沉积学特征.由于另外一些窄的河道和插入SMB的沉积体可显着地增加油气资源,PetroAmazonas和SSI签订'一项合同,利用1991年采集的地震资料对Auca油田进行二维地层研究.主要目的是确定u,T和Houin段SMB油藏的分布.(PetroAmazonas的研究人员对油藏的确定也提出过疑问:有没有可能在油藏内存在火山喷出或侵入体以及随u砂岩的沉积而准同期发育的礁.本项研究为Napo礁以及火成岩的地下分布提供了有用的资料,但本文主要目的是讨论成功制作了储油砂岩的分布图)储集层Houin段的下部(15层以下)是一套网状河沉积物沉积在陆上三角洲环境的块状石英砂岩,上部是紧靠SMB体系的三角洲相沉积(在图2上为13层以下).Houin砂岩在Auca是产油的Auca的主要储集层T砂岩从底部的灰岩向上延伸到包含MainT和T(或T 的上段)在第2期Auca油田储层地震地层学描述内的一套砂岩,一层薄灰岩层(B)将T层序与上覆u隔开.广泛分布的海相页岩形成了u的底界.u层向上逐渐递变为粉砂,砂质岩层,这套地层被第四层内的MainU砂岩所上覆.u砂岩是Auca第二大储层.u砂岩上部的MainU被一套页岩和粉砂岩所覆盖.这套地层包括有值得重视的产油的砂岩,定为G一2段.A灰岩位于该层序之顶部.在Oriente盆地,A灰岩偶尔从裂缝中产油,但在Auca不是生产层.A灰岩的底(至少在油田范围内)是一时间层序边界,正如MainU的底,B的顶和底以及Houin的顶.在盆地其它地方,在先于A沉积的G一2顶部能见到小的侵蚀.储层段是略有穿时的岩性段.因而对区域或全油田范围内的对比来说是l设有价值的.在Oriente盆地一些老油田通常缺乏足够的速度控制.因此,如要精确识别反射界面尚有某些疑问.然而,A的底认为是通过Orlente盆地大部分地区的一个区域性强反射界面.过去该反射界面被用来绘制u砂岩顶的等深度图u,T和Houin砂岩是上超在Brazilian大陆架上的浅海沉积.然而,陆源砂的物源位于哥伦比亚南部Auea的北部根据地面露头和Libertator,Sansahuari,Cuyabeno,Parahuacu,,河口墁坷道砂圆拇口蓖里固4基于测井相分析的SMB河道位置Ataeapi和Shushufindi油田的岩芯和测井相研究表明:其砂岩储层几乎都穿时地由向南沿略有起伏的海底运动的水下水流携带的沉积物形成.流动速度有时足以携带粗粒碎屑,但大部分砂质是细粒的.SMB的宽度向南减小.在Shushufindi宽度为5公里,但在Auca宽度仅有500米.在Shushufindi达到三次垂向迭置的河道(厚度l0～15米)与邻近的SMB形成更优的MianU和T储层;但是,也许是Auca离古海岸线太远,单纯依靠井的控制只能识别出两条SMB河道.采用时间层序边界相当好地确定了油田间u和T砂岩的等时性.而时间层序边界又是根据砂岩之下的深水或静水页岩和砂岩之上的区域上广泛分布的灰岩来确定的.地震分析十条未偏移的地震剖面(1991年采集)是本项研究的基础资料(图5).构造解释是根据另外l2条地震剖面(1978,1983和1989年生产)完成的.1978年的剖面主频不到20赫兹,这对精细构造成图和地层描述来说是太低了.1983年的资料主频为20赫兹,但可用频率达d0赫兹.1989年资料与1991年资料的主频相当,整个u和T层段的频率大约为40赫兹.资料质石油物探译丛l996年4月量从Houin层的顶面向下很快变差.采用地球物理微计算机应用公司开发的软件来制做合成记录,断层模型和构造与地层分析.Auca20—21井,AucaSur1井和Pama1井的合成记录确定了储层的地震反射时间和频率响应.模型可确定已知断层的反射和绕射模式以及有可能见到的最小断面.作为本项研究成果之一,准备了一张A底面时间构造图,并用PetroAmazonas提供的修改过的区域速度梯度图作时深转换.为使新测线与老测线闭合作一些小的修改是必要的.在火成岩覆盖区作大的修改也是必要的(因为速度有较大的变化).通过加上地层厚度,把A底的深度构造图进一步转换成U储层顶的深度构造图(图3).图3第四段顶构造图(基本上是MainU储层的顶)图5地震地层分析指明u砂岩的分布为了确定可能的河道砂体和OWC指示,确定了u和T层段内河道砂的地震反射响应,并研究了部分1991年的地震剖面,最后,制作了展示解释过的u和T砂岩的地震河道模式(图6,图7)(T砂岩的分布本文没有展示,它们是类似的,甚至比图5展示的U砂层的分布更加详细).地震资料的质量还不足以允许对Houin砂岩岩相制图.为了描述河道的宽度和方向,把地震解释的u和T砂岩的分布和源于井资料的测井相分析进行综合研究,对其它生产层段也制作了类似的图件.根据Auea的三个合成地震记录把u砂岩的顶正好定在与零相交处,其下为一强振幅,低第2期Au∞油田储层地震地层学描述?29?频的波峰一波谷组合,表明在高速,高密度A灰岩的顶底存在急剧变化的声阻抗差.MainU的顶位于低频的波峰上,其下与零相交(图8)B灰岩的强声阻抗差和T砂岩的顶组合形成了图6PE91?2280剖面段振幅包络图图7PE91-229(]剖面段}蓬l,lI目:-{_-.:,'_,E三=一::'一z,'.一～i"~r"iilr{一Ⅲj—L}...一一'5图8Auca20井台成地震曲线.^麓岩移岩MmU:群Mam.rnollin砂岩30?石油物探译丛1996年4月第三个强振幅的波峰(在U砂岩顶面之下大约30毫秒).而MainT出现在这一主波峰之下的相对弱振幅"死区"内.下一个好确定的反射波峰在T砂岩顶面之下的40~45毫秒处,在合成记录上标志着Houin的顶.在地震剖面上,这是一个非常不连续的反射界面,很明显是由于Houin层内速度和密度明显变化所致.构造图3展示的Auca是一南北向延伸,长度大约36公里的不对称背斜.按OWC测量,该油田最宽为6.5公里.南部西翼变陡.北面延伸到断层(推测是高角度逆断层).模拟表明仅当断层落差大于12米时,在目前地震资料上才是可以看到的,制图表明沿轴部存在若干高点,最大的东西向垂直幅度大约46米.一个宽缓的高部位没有精确制图,延伸到西部的Auca2号.根据本项研究的油藏模拟结果表明这一大的区域内仅有一口井采油,所以基本保持原始油藏的压力.类似地油田南部的油藏压力表明:AucaSur的U和T油层与其余部分是不连通的,虽然在Houin油层可能是连通的.在这两个地区发现高的剩余压力是清楚的,或者构造上是分隔的.沿东一北东向断层带的硅化作用或相当于邻近Auca24井未见的火成岩是可能的解释但正如后面所讨论的那样,最可能的解释完全是地层学的.河道砂岩的确定为了确定与油藏特征有关的反射特征的变化,对U和T砂岩进行了模拟其次,油层存在以及质量的解释是在油层段放大时窗地震剖面的硬拷贝(按4O厘米/秒比例)上交互进行的.采用计算机计算,监视显示属性和彩色显示地震剖面的方法.由于A底强反射的屏蔽鼓应,已证实U砂岩的地层模型是不确定的.时震振幅时窗彩色绘图也没有展示出U层的变化.然而,在计算的道属性和振幅包络图上表现出与U河道砂岩的存在与缺失有良好的对应关系.因此,这种属性被用来确定U河道砂的分布.河道砂岩的速度比周围粉砂岩和漫滩环境沉积物略高.这在局部上减小了U砂岩与上覆更高速A灰岩的速度差,因而在河道砂岩上的振幅阴影鼓应图6是Auca30和3l井附近PE91—2280测线的部分振幅包络剖面图(参见图5).在U时间段内出现明显的振幅阴影.两个解释出来的U层的SMB沉积体在图6用黑色划出,而在U层序内则用蓝色圈定∞.对所有开窗剖面段计算出振幅包络图,并对U时间段内的振幅阴影点进行扫描;根据彩色的强度把异常划分为好一差,把异常标在一张描述U砂岩的位置图上.窄的地震时间段包含了消除U上部与MainU间差异的那些异常.结合测井资料制做了一张U河道模型的解释图(图5)这张图证实了东部和中西部SMB体系的存在.中部的SMB体系弯曲地通过Auca的顶部并为井和地震所确定.城震地层分析使Auca邻近范围内可制图的全部岩石体积大致增加了两倍.这张图还确认了南北方向的砂岩体以及最厚的地方还表明如果构造上足够高的话,还应考虑加密钻井.据此预算出的石油储量比单纯根据井控制而计算的多2～3倍.这①原图为彩色缭图.第2期Auca油田储层地震地层学描述对油田开发/部署将产生很大的影响.T砂岩的地层模拟表明,在T的顶和Houin反射顶界面之间形成一个弱振幅反射波峰,由于在这些地层内速度略高,因而能指示T层段内河道砂岩的存在.为把T段内低振幅异常和已知井中存在的T河道砂岩进行对比,研究了地震剖面段的振幅彩色图.还计算属性剖面.对U砂岩来说,最好对比还是地震道彩色绘图.然而,对T砂岩来说,已证实属性剖面更好一些.图7很好地展示了PE91—2290测线段上Auca井附近T河道砂岩异常,厚的T河道砂岩已知是存在的该河道砂体以其较强的振幅用橙色显示,为说明该砂体最厚(河道)部分的延伸,用黑线圈定.相反,在T时间段内,T河道砂岩在井中发育较差或缺失,与部分地震剖面对比也没有显示出另外的反射波峰.为确定T河道砂岩的指示,对全部时窗范围内的剖面进行了扫描.砂岩段的厚度足以允许解释判别T的上,中和下段(具有足够清晰的地震信号).根据色彩的强度把异常划分为好或差.而且有可目B对T层的上,中和下段进行划分同时在(40厘米/秒)地震剖面上划分并把所描述的T砂岩的上,.中和下段分别绘在图上然后,结合测井信息在三张平面图上绘制出解释出的河道模式图.这些图在型式上与图5展示的u砂岩的分布图非常相似,原先单纯根据井的资料,T砂岩层内两个附加或SMB河道沉积是在中央河道体系的每一侧面,该中央SMB已被地震解释和测井相分析所证实.没有测井资料,地震资料不能识别.但测井资料清晰地证实了地震制图中央河道系统的存在,走向和基本形态.Auca 成线形的井仅允许确定中央SMB以及东部一个可能的体系.然而,地震资料使Auca油田附近地区能制图的砂岩总体积粗略地增加两倍它再次证实了沉积砂岩的方向和位置并指明该区和U储层一样,如果构造上足够高,应考虑加密钻井.与仅用钻井作控制来制图相比,允许制作大约2～3倍多的地下原油的图件很明显,在Auca以及类似的油田,包括评价钻探在内的油藏描述应采用地震地层学.油水接触面(owe)本项研究最后一点是识别Auca可能存在的油水接触面的指示.油水密度差在OWC上引起小的阻抗差.OWC可能产生可以检测的地震响应.小的岩性变化也能产生类似的响应,但一个OWC表现为典型的平点",而岩性边界通常呈一定的倾角,弯曲或其它不规则响应为了在Napo和Houin层的产层段内确定视"平点",研究了时窗内测线段放大彩色绘图以及道属性显示.最好例证在PE91—2280测线上(图9)一个低振幅,低频的平反射出现在2.028秒处(Houin顶部附近),该接触面在Auca构造范围内上覆T和U砂岩反射界面上表现为明显的倾斜反转.采用Auca1井(<2公里)的速度,通过计算该平界面在海底以下2829米深处,考虑到地震基准面海拔和1960年Auca1井的速度调查与1991年地震资料野外采集可能的基准面差值,在Auca31井处(该测线正北500米处),Houin层内OWC在海底以下深度非常接近2828米.对1991年测线所有其它时窗进行了扫描分析,在上Houin到下T组所有七条东西向测线上相同时间段内都发现了类似的平反射模式和推测的平点,虽然在PE91—2280上没有象所确定的异常那样按这种方式发现的平点展示了反射时阃呈有规律的变化.从最北测线32?石油物探译丛1996年{月一墨曼≤三:～一,■::=吝.'三…奇能的油水接艟l面图9PE91?2280剖面段(PEgl一2252)的2.016秒到最南面分析测线(PE91—10W)的2.036秒用Auca1井的速度,这20毫秒的时差意味着在近30公里的距离范围内,该假定的OWC向南倾斜了d6米,但应认识到速度梯度控制是较差的,而OWC可能的倾斜随不同的速度梯度而变化.还必须强调:这种可能的OWC证据是非常隐蔽的.在PE91—91,90和沿构造顶部的GE测线上没有连续的平反射界面可以追踪因为在这个走向上的所有反射基本上是平的,而T—Houin边界上资料质量基本上是不好的强反射U和T妨碍了识别浅层隐蔽的OWC异常.岩石物理将所有测井曲线数字化后,对油田所有油井的全部测井曲线进行了综合岩石物理分析.编制了岩芯测定的孔隙度和渗透率的交会图.这些为采用5的泥岩体积,9的孔隙度和5的水饱和度作为截止数值奠定了基础.u砂岩由细一中等粒度的石英砂偶尔央长石和斜长石颗粒组成,自生矿物由高蛉土和伊利石偶尔央钙质胶结物和石英增生组成.孔隙分布均匀,连通较好从而使渗透率保持在600～1600roD之间T砂岩为细粒石英砂偶尔夹不规则有机质壳片和斜长石颗粒.胶结物为蓝石英和石英增生偶尔夹钙质和高蛉土及伊利石的痕迹.孔隙为粒间孔隙从12～l8,孔隙差至中等,连通好,石英增生降低了孔隙度.渗透率在81～1300roD之间变化储层制图二维地震分析证实了窄的SMB沉积多次重复u和T河道的宽度分别在150～300米之间基于大量井的测试展示的边界范围与地震解释的宽度一致然而,根据模拟压力和水注入表明:1)对U和T油层来说,AucaSur具有不同的压力系统(但在Houin也许是同一油层).因而,把它们从油田主体划出来;2)也许是根据另一些非沉积因素或无效的砂岩,将Auca的主体部分划分成5个油藏.第2期Auca油田储层地震地层学描述以前油藏模拟没有认为要把Auca的主体部分进行划分,而是由PetroAmazonas和SSI在本项研究的后期才进行的.然而由于前者的发现,才把AucaSur与Auca分开制图最近获得的油藏压力证实Auca和AucaSur之间U和T砂岩是分开的,而没有证实倾斜地联接两者OWC的可能性分析分开的可能原因是本项研究的一部分.Auca23井附近由侵入引起的硅化作用导致地层遮挡很可能是本井附近有一条封堵性断层起分丽作用.但是,地震分析没有发现断层,因为任何断层存在应有相对小的垂向位移.地震资料没有展现火山作用引起的分隔的证据,但火山成因的分丽没有被证明是错的.不过,假定任一分隔的原因,而这种分丽很可能出现在U,T和Houin油层内,因为Houin油层在Auca和AucaSur之间可能是连通的,而U和T是不连通的.地层分丽(如图5所建议那样)显然是最可能的答案.类似地,正如水注入和压力所示的那样,该油田主体部位的分区也很可能是由于在油田其它部位没有沉积U和T砂岩.Auca油田第四层段(MainU砂岩)的总厚度图如图J0所示.为了证实^uca和AueaSur间的分隔,利用地震地层解释获得的资料,工程资料也用来修改5井,l7井和30井附近地层的延伸趋势总厚度图.该图沿北西向延伸方向存在遮挡这些摭挡在总厚度图上仅表示为厚度减薄的区域,但在其它储层特征图上(图11,图l2,图13)变得更加明显,有强含水层从北进入Auca的南部(含Auca28井)图10第四地层段总厚度图图ll第四地层段净厚度图通过综合水注入量,压差获得的地层资料,解出的U砂岩的净厚度图(图11)与图10是一石油物探译丛t996年4月副E十…千米U周l2第四层段有敛平均孔隙周围l3第四层段油气孔酸体积周致的.根据砂岩沉积范围,把Auca油田划分成不同压力的油藏,这在净厚度图上比总厚度图更为清楚如图5描述的那样,南北向分布的河道砂岩沉积是明显的,但在沉积期间,假定北西向的海底高引起河道分叉,从而导致河道具有小的总厚度和净厚度.净砂岩厚度变化从河道之间薄区的零到发育好的河道的40多米.u砂岩平均有效孔眯度图(图12)展示了由没有有效孔隙度(>9的截止孔隙度)范围限定的SMB之间的区域.根据图11上小的净厚度所限定的北西向的海底高也具有小的有效孔隙度,这引起目前该油田压力明显的分区.在SMB中部孔隙度值达到10,孔隙度和净产层之间的相互关系把Auca分隔成一系列不同的油藏.u砂岩的烃类孔隙体积图(图13)展示了把Auc.~分隔成不同油藏的结果.虽然油藏北部或全部也可能是由于地层原因,油田的东,西,北和南部的界限均是OWC的产物西北部抽藏是宽广而尚未钻穿的未开采区北部油藏已由Auca2,d和5井所钻穿,但是以3800psi(校正到海底基准面8775英尺),该油藏接近原始油藏的压力中北部油藏已为Auca6,8,9,10,26,29,31和32井所钻穿.采出量已相当大,从西北部注入了少量的永目前油藏压力在100Opsi左右.中部油藏已由Auca7,1I,18,19B,24和25井钻穿,该区压力为200Opsi.南部油藏已为Auca3,12,13,14,15,16,21,22,27和28井所钻穿.AucaSur的u 砂岩仅由AucaSur1和2井开采,目前精确压力测量表明这些井与Auca是不连通的. (下转第46页)Ⅳ4●。
《长庆超低渗储层特征及渗流规律实验研究》范文
《长庆超低渗储层特征及渗流规律实验研究》篇一一、引言长庆油田是我国重要的油气产区之一，而其中的超低渗储层具有其独特的物理特性和渗流规律。
本文将重点对长庆超低渗储层的特征及渗流规律进行实验研究，为相关领域的研究和开发提供一定的理论依据和实验支持。
二、长庆超低渗储层特征1. 地质特征长庆超低渗储层主要分布于盆地深部，具有较低的孔隙度和渗透率。
该类储层主要由细粒砂岩、粉砂岩等组成，具有较弱的胶结作用和较强的沉积物成岩作用。
2. 物理特征长庆超低渗储层的岩石力学性质表现出较高的强度和韧性，但由于孔隙结构复杂，其渗流特性表现为复杂的非均质性和非线性特征。
在一定的压力和流速下，超低渗储层会出现流动阻力和启动压力等特殊现象。
3. 化学特征由于长期的地质作用和油气的生成、运移、聚集等过程，长庆超低渗储层中的流体成分复杂，包括油、气、水等多相流体。
这些流体的化学性质和物理性质对储层的渗流规律具有重要影响。
三、渗流规律实验研究为了研究长庆超低渗储层的渗流规律，我们进行了以下实验研究：1. 实验方法与材料采用岩心样品进行实验，利用高压驱替仪、微观模型等设备，模拟储层中的流体流动过程。
实验中使用的岩心样品应具有代表性，并确保实验环境的压力、温度等参数与实际储层条件相近。
2. 实验过程与结果分析在实验过程中，我们观察了不同压力下流体的流动情况，并记录了流速、压力等关键数据。
通过分析这些数据，我们发现长庆超低渗储层的渗流规律具有以下特点：（1）非线性渗流：随着压力的增加，流速并非线性增加，而是呈现出非线性的变化趋势。
这主要是由于超低渗储层的孔隙结构复杂，导致流体在流动过程中受到的阻力逐渐增大。
（2）启动压力现象：在低压力下，流体几乎不流动，存在一个启动压力阈值。
当压力超过该阈值时，流体才开始流动。
这一现象表明超低渗储层的渗流过程具有一定的启动压力梯度。
（3）多相流体流动：由于储层中存在多相流体，各相流体在流动过程中会相互影响，导致渗流规律更为复杂。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
1.储层地质特征
1.1储层地质概况
华北二连盆地是内蒙古一兴安岭西褶皱基地上发育起来的中新生带沉积盆地。
盆地由五坳—隆组成, 赛汉塔拉凹陷是位于该盆地腾格尔坳陷中最西部的一个凹陷。
凹陷东西宽23km, 南北长108km, 总面积2300km2。
二连地震勘探证实, 该凹陷基本格局为东断西超, 凹内为三个带, 东部和西部洼糟带及中央隆起带。
基底地层中部为下古生界温都尔庙群变质岩系, 南北两侧为石炭一二叠系分布区。
盖层从老至新依次为侏罗系下统阿拉坦合力群、侏罗系上统兴安岭群、百垩下统巴彦花群以及第三系、第四系。
该区块所钻井普遍钻遇地层为新生界地四系、第三系, 中生系百垩系下统塞汉塔拉组, 腾格尔组腾二段、腾一段, 阿尔善组。
二连赛汉塔拉凹陷地区的含油层系集中在腾二段、腾一段以及阿尔善组。
二连区地层层序见表1-1。
表1-1二连赛汉塔拉凹陷地区地层简表
地层
界系统组段
新生界第四系～第三系
中生界白垩系下统赛汉塔拉组
腾格尔组
腾一段
腾二段阿尔善组
古生界
冀中坳陷霸县凹陷鄚州构造带位于淀北洼槽以东、文安斜坡以西、任西洼槽以北地区。
区域地层西倾, 区内构造由一系列北东向、反向断裂构造带, 是断裂潜山与第三系挤压构造复合迭置的断裂构造带。
在断裂潜山背景上, 第三系发育了一组轴向北西, 雁行式排列构造, 自西向东有七间房、鄚西、李庄、于庄等背斜构造。
这些构造被北东向断层切割, 形成诸多的断鼻、断块、端背斜圈闭, 该地区沙一下段为滨浅湖相沉积, 砂体发育。
沙一段、沙二段、沙三段沉积了大套深灰色泥岩和油页岩, 是主要的生油层系同时也具备了自生自储和下生上储的有利条件, 形成了多种类型的油气藏。
本地区钻遇的地层自上而下依次为: 平原组、明化镇组、馆陶组、东营组、沙一段、沙二上段、沙二下段、沙三段。
其中淀18X井所钻遇的地层层序见表1-2。
表1-2淀南-鄚州地区淀18X井钻井揭示地层简表
地层
地层代号厚度( m) 界系统组
新生界
第四系更新统平原组QP 194.5 上第三系
上新统明化镇组Nm 1663.5
中新统馆陶组Ng 1970.6 下第三系渐新统
东营组Ed 2940.0
沙河街组
Es1(上)3178.5
Es1(下)3294.0
Es23433.5
Es3 ( 未穿) 3480.0
1.2储层流体( 地层水) 特征分析
二连赛汉塔拉凹陷地区从所取地层水资料来看, 地层水水型以NaHCO3水型居多, 另外还有CaCl2和MgCl2型, PH值在6.0～9.5之间, 总矿化度因地层层系和井位的不同存在较大差异, 最高矿化度达到45209.80 mg/L, 最低矿化度仅为47550.8mg/L, 具体情况见表1-2。
淀南-鄚州地区从所取地层水资料来看, 地层水水型以NaHCO3水型居多, 另外还有MgCl2型, PH值在6.5～7.5之间, 总矿化度因地层层系和井位的不同存在较大差异, 最高矿化度达到29004.5 mg/L, 最低矿化度仅为728mg/L, 具体情况见表1-3。
表1-2 二连赛汉塔拉凹陷地区地层水性质简表
表1-3淀南-鄚州地区地层水性质简表
1.3储层岩性研究
赛汉塔拉凹陷赛东洼槽腾二段岩性上部为灰色砂砾岩与灰色泥岩呈不等厚互层, 中上部以灰色泥岩为主夹灰色砾砂岩, 中下部为灰色砂砾岩、灰质粉砂岩与灰色深灰色泥岩呈等厚－不等厚互层, 局部为灰色含砾砂岩, 下部为大套的深灰色泥岩夹灰色砂砾岩、灰质粉砂岩。
根据赛63井岩心薄片鉴定报告, 从19块样品分析, 粘土矿物含量为0～7％, 平均值为4.2％, 石英含量为40～48％, 平均值为64.8％, 碱性长石含量30～39％, 平均值4.2％, 斜长石含量2～3％, 平均值11.1％, 花岗石含量14～20％, 平均, 方解石含量1～20％, 平均值3.2％另外, 少量岩样含有泥碳酸盐。
岩性: 砂砾岩: 砾石成分以石英为主, 少量火成岩碎屑, 砾径砾径一般2－3mm, 最大4mm。
砂为粉－细砂岩, 成分为石英, 长石。
分选差, 次棱角－次圆状, 泥质胶结, 较疏松。
含沙砾岩: 砂为粉－细砂岩, 成分以石英为主, 长石次之。
砾石成分以石英为主。
砾石成分以石英为主, 少量火成岩碎屑, 砾径1～3mm。
分选差, 次棱角～次圆状, 泥质胶结, 较疏松。
灰质粉砂岩: 灰质分布均匀, 胶结致密名与盐酸反应强。
粉砂质泥岩: 粉砂分布不均匀局部较重, 性较软, 吸水性强, 岩屑呈块状。
泥岩: 灰色, 质不纯, 局部含粉砂及灰质, 性软, 吸水性强, 岩屑呈团块状; 深灰色, 质纯, 性较硬, 局部含灰质, 吸水性差, 岩屑呈片状。
赛汉塔拉凹陷赛东洼槽腾一段岩性上部为灰色含沙砾岩、
白云质砂岩、灰质砂岩、细砂岩夹深灰色泥岩、细砂岩及粉砂岩。
下部为大段深灰色泥岩, 局部见灰质泥岩。
岩性: 含砂砾岩: 砂为细砂, 成分以石英为主, 长石次之、砾石成分以石英为主, 少量火成岩碎屑, ; 砾径1～3mm。
分选差, 次棱角～次圆状, 白云质胶结, 较致密, 与冷盐酸不反应, 与热盐酸反应强烈。
白云质砂岩: 砂为粉～细砂, 成分以石英为主, 长石次之, 分选中等, 次圆状, 白云质分布较均匀, 胶结较致密, 与冷盐酸不反应, 与热盐酸反应强烈。
灰质砂岩: 砂为细砂, 成分以石英为主, 长石次之, 分选中等, 次圆状, 与盐酸反应强烈。
细砂岩: 成分以石英为主, 长石次之, 分选中等, 次圆状, 灰泥质胶结较致密, 与盐酸弱。
粉砂岩: 泥质胶结, 胶结致密, 间碳屑呈条纹状于盐酸不反应。
泥岩: 质纯, , 性硬, 脆, 吸水性弱, 岩屑呈片状。
赛汉塔拉凹陷赛东洼槽阿尔善组组合含生油岩均已成熟为灰色砂砾岩, 砾状砂岩以及细砂岩。
岩心观察泥岩色较深, 质较纯, 见黄铁矿斑块及微波丈层理, 岩屑观察颜色以深灰色为主, 质较纯, 岩屑呈片状。
本储层岩性为灰色砂砾岩, 砾状砂岩, 粗砂岩及细砂岩, 变质岩等较均匀的分布在整个组合段中。
随着井深增加储层粒度, 变细。
据岩屑、岩心观察: 砂砾岩, 砾状砂岩, 次棱角-次圆状, 分选差, 泥质含量较重, 胶结较致密, 与盐酸不反应-反应强。
粗砂岩、细砂岩, 次棱角-次圆状分选中等-较好, 泥质含量较重, 胶结。