长82油层论文（精选6篇）
长82油层论文 篇1
1 区域地质概况
姬塬地区位于陕西省定边县、吴起县、宁夏回族自治区盐池县及甘肃省环县境内, 面积约1. 25 ×104km2, 区域构造横跨伊陕斜坡与天环坳陷两个构造单元。近年来, 通过盆地综合地质研究, 应用多层系复合成藏模式, 以延长组中下部油层为主要勘探目标, 坚持甩开勘探与落实储量规模相结合, 石油勘探取得重大进展［1］。在姬塬地区长82油层勘探获得重要发现, 目前研究区内共有工业油流井近50口, 已经发现了多个长82油层局部高渗油气富集区, 显示出较好的勘探前景。但是, 随着勘探的深入进行, 发现储层物性平面变化快, 优质储层发育机制不清及油富集“甜点”预测难, 导致油气勘探进展缓慢。因此, 笔者基于储层岩性特征、孔隙类型和物性特征等因素, 开展储层特征及控制因素分析, 为研究区下一步油气勘探提供指导。
2 储层特征
2. 1 岩石学特征
通过对姬塬地区长82油层51 口井146 块样品的薄片资料统计分析, 储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩, 其次为少量的岩屑砂岩 ( 图1) 。长82油层砂岩中石英、长石、岩屑含量基本近等, 砂岩成分成熟度较低; 石英含量在15% ~ 40%之间, 平均为28. 5% ; 长石含量在9% ~ 44% 之间, 平均为29. 2% ; 岩屑总量在9% ~ 45% 之间, 平均为29. 6% ; 填隙物含量为12. 7% ; 岩屑以变质岩屑和火成岩屑为主, 沉积岩屑含量很少, 反映了研究区物源来自于西北阿拉善古陆的晚太古界-下元古界石英片岩、变粒岩及东北阴山古陆的太古界花岗片麻岩［2、3］, 且各碎屑组分在盆地内变化较稳定。姬塬地区长82油层砂岩填隙物含量在7% ~ 22% 之间, 平均含量为12. 7% ; 其中杂基含量较少, 胶结物主要有黏土矿物 ( 绿泥石、高岭石、水云母) , 碳酸盐矿物 ( 方解石、铁方解石) , 硅质以及沸石类矿物 ( 以浊沸石为主) 。姬塬地区长82油层以细砂岩、细-中砂岩为主, 但中砂岩也占较大比例 ( 24% ) 。长82油层砂岩分选中等-好, 磨圆度以次棱角状为主。
2. 2 孔隙类型和物性特征
姬塬地区长82油层砂岩孔隙类型主要是粒间孔, 平均为3. 85% , 其次为长石溶孔、沸石溶孔、岩屑溶孔、晶间孔及少量微裂隙; 砂岩平均面孔率为4. 85% 。通过145 个砂岩薄片统计分析, 该区孔隙主要发育小孔隙, 其次为大孔隙、中孔隙、细孔隙 ( 图2) , 孔隙形态多呈三角形、四边形及不规则状。同时对研究区57 个砂岩样本的压汞资料统计得出, 长82油层喉道主要是微喉道, 其次是微细喉道、中喉道占 ( 图3) 。研究区84 口取心井的孔隙度、渗透率数据统计得出: 孔隙度主要分布在9% ~ 15% , 平均为11. 5% ( 图4) ; 渗透率在0. 1 m D ~ 1. 0 m D之间的占52. 44% , 但大于1. 0 m D达40. 24% , 可见存在局部高渗储层, 平均渗透率3. 43 m D ( 图5) , 属于低孔低渗储层。通过对长82油层孔隙度和渗透率的相关性分析, 随着孔隙度的增加, 渗透率也相应地增加, 二者正相关性, 相关性较好, 反映了孔隙结构较简单, 成岩改造弱, 如局部高孔高渗储层主要分布在油坊庄-小涧子一带及麻黄山地区, 平均孔隙度12. 9% , 平均渗透率3. 79 m D ( 图6) , 南部罗庞塬一带物性较差, 平均孔隙度8. 1% , 平均渗透率0. 36m D ( 图7) 。
3 储层特征控制因素研究
储层特征一般受沉积作用和成岩作用双重控制, 局部高渗优质储层的存在是优势沉积相及建设性成岩作用的共同影响的结果。
3.1沉积作用对储层特征的影响
姬塬地区长8 油层沉积期, 湖盆底型开阔平缓, 倾角小, 处于基底整体下降的坳陷时期［4］, 在河流入湖处, 形成了大规模的建设性浅水三角洲沉积［5］, 砂体规模大, 主要有浅水三角洲平原和浅水三角洲前缘两种亚相, 有效储层主要是陆上及水下分流河道。不同的沉积微相形成的沉积物粒级、分选性、骨架成分、厚度、泥质含量不同, 进而影响储层特征。由于姬塬地区长82 油层砂岩分选性为中等-好, 导致骨架成分及含量相差不大; 砂岩中一方面由于泥质含量少, 另一方面由于泥质多以杂基的形式出现, 经后期成岩作用, 与胶结物难以区分, 成为现今的填隙物不好判别。因此, 本次研究重点考虑沉积作用形成的粒度和厚度对储层特征的影响, 32 块砂岩样品的压汞资料统计得出, 中砂岩、中-细砂岩、细砂岩的平均孔隙度分别是13. 1% 、13. 6% 、12. 8% ( 图8) , 相差不大, 而平均渗透率分别是11. 8m D、3. 12 m D、0. 87 m D ( 图9) , 相差悬殊, 可见粒度大小对现今孔隙度的影响小, 而对渗透率的影响较大［6］。粒径对储层特征的影响主要是由于粒径不同的岩石的抗压性和抗热性不同［7］, 即岩石颗粒粒度越大, 颗粒间孔隙的截面积也越大, 渗透率也相应地较大［8］。对研究区74 口取心井的砂岩厚度与物性数据统计分析得出, 随着砂岩厚度的增大, 储层的孔隙度和渗透率有增大的趋势 ( 图10、图11) , 砂岩厚度影响储层物性的机理与成岩作用有很大关系, 砂岩中物性的差异性是由于沉积微相不同所致, 归根到底是因水动力条件不同而形成砂岩的粒度和厚度不同, 陆上及水下分流河道主体微相, 沉积水动力强且稳定, 沉积的砂岩粒度粗, 厚度大, 物性好; 河道侧翼、天然堤、决口河道、决口扇等微相则反之。
3. 2 成岩作用对储层特征的影响
成岩作用对储层特征的影响表现为不同沉积微相发育不同相对优势的成岩作用。河道主体砂岩沉积水动力强且稳定, 沉积碎屑颗粒粗, 泥质含量少, 沉积厚度大, 压实的过程中骨架颗粒承受了大部分压力, 孔隙压力减小, 压实程度低; 在砂岩的顶底与泥岩接触处, 压实作用严重, 钙质及硅质胶结程度高物性差; 在厚层砂岩的中部多发育绿泥石膜, 绿泥石多以环衬边的形式出现, 一方面, 从空间上将自生石英的结晶基底 ( 颗粒表面) 与孔隙流体隔离, 从而抑制石英次生加大, 另一方面, 绿泥石膜可以适当地提高岩石的机械强度和抗压实能力［9，10］。因此, 绿泥石膜对储层有一定的保护作用, 但是, 当绿泥石含量增多到6% 时, 就会堵塞孔隙, 使粒间孔数量减少 ( 图12) 。此外, 厚层砂岩中, 还存在部分长石、岩屑被溶蚀后产生的次生孔隙。因此, 位于河道主体的厚砂岩既有沉积上的先天优势, 又有后天建设性的成岩作用, 既有较多的粒间孔, 也有部分溶蚀孔隙物性好。如马坊地区的池97 井长82油层位于河道主体上 ( 21. 8 m厚) , 在砂岩的顶部及底部压实及胶结作用严重, 渗透率仅为0. 32 m D, 而在砂岩中部发育绿泥石膜, 含量为3. 2% , 平均孔隙度14. 2% 、渗透率8. 16 m D, 物性好 ( 图16, 表6) 。河道侧翼、天然堤、决口河道、决口扇等微相沉积水动力弱且不稳定, 沉积颗粒细, 厚度小, 沉积的软岩屑多、泥岩夹层多。压实与胶结作用强烈, 导致储层物性差。如位于堡子湾地区的耿182 井长82油层位于河道侧翼, 虽然沉积砂岩厚度16. 2 m, 但是属于三套砂岩, 单层砂体薄, 说明沉积水动力不稳定, 在成岩过程中, 铁方解石胶结严重, 含量为7. 0% , 导致储层致密, 平均孔隙度8% , 平均渗透率0. 12 m D, 物性差。因此姬塬地区长82油层优质储层是在优势沉积相及建设性成岩作用的双重因素影响下形成的。
4 结论
( 1) 姬塬地区长82油层砂岩类型为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩, 砂岩粒度以细砂岩、细-中砂岩为主; 孔隙类型以粒间孔为主, 其次为溶孔, 属于小孔微喉型低孔低渗储层。
( 2) 沉积作用对砂岩物性的影响因素主要是粒度及砂岩厚度, 中砂岩与细砂岩的孔隙度相差不大, 而渗透率相差悬殊, 厚层砂岩的物性好于薄层砂岩的物性; 成岩作用造成河道主体微相中部发育绿泥石膜, 保存了大量的粒间孔物性好。因此姬塬地区长82油层局部高渗优质储层是在优势沉积相及建设性成岩作用的共同影响下形成的。
摘要：鄂尔多斯盆地姬塬地区长82油层为低孔低渗储层, 利用岩心、测井和砂岩薄片等资料对储层岩石学类型、孔隙类型和物性特征分析表明:长82油层储层类型为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩;砂岩粒度以细砂岩、细-中砂岩为主;孔隙类型以粒间孔为主, 其次为溶孔, 属于小孔微喉型储层。进一步研究表明储层特征及优质储层发育受沉积和成岩双重作用控制:沉积作用形成的中砂岩与细砂岩孔隙度相差不大;而渗透率相差悬殊, 厚层砂岩的物性好于薄层砂岩的物性;成岩作用造成河道主体微相中部发育绿泥石膜, 保存了大量的粒间孔物性好, 薄层非河道主体微相压实与胶结作用强烈, 储层物性差。
关键词：鄂尔多斯盆地,姬塬地区,长82油层,物性特征,控制因素
参考文献
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塬油田长9油层改造工艺模式探讨 篇2
关键词：储层改造,压裂,陶粒,物性
1 姬塬油田长9油层概括
黄39区位于宁夏盐池县境内, 西临红井字油田, 东至马坊油田, 主力层长81呈北西~南东向展布, 以扇三角洲平缘水上分流河道沉积为主, 河道以多个与砂体平行的尖湾相隔, 油藏主要受岩性控制;长9主要为底水油藏, 受岩性控制比较明显。区内沉积多套含油层系, 其中主力层长4+52、长61、长81、长91砂体呈北西~南东向展布, 其中长9油藏主力层位长91, 长91油层为三角洲平原分流河道沉积, 砂体发育稳定且面积广, 储层物性好, 局部富集, 油藏埋深2840m, 井均钻遇砂体厚度22.1m, 有效厚度8.6m, 成藏主要受构造及岩性双重控制, 该区块油层物性复杂, 改造难度大。
2 研究的必要性
姬塬油田长9油层局部富集, 受构造、岩性双重控制, 平面非均质性变化较快;油藏埋深大, 存在底水, 压裂改造规模和方式难以控制, 采用以往成熟工艺改造储层, 效果不明显, 急需探索出一套适合该区块特征的储层改造模式, 以便很好的开发油田。
3 改造模式优选及现场应用
我们根据黄39区块长9油层与水层之间隔层发育情况, 将油层分为以下三类。
第一类油层:
油层与下部水层之间隔层发育, 隔层厚度大于4米, 针对这种油层, 我们采用常规小型压裂模式改造, 根据储层情况可适当增大改造强度。
针对隔层大于4米的油藏, 隔层可起到有效遮挡作用, 所以采用常规压裂, 加砂规模在5-10m3左右, 排量0.8-1.2m3/m i n之间。 (表1)
该井长9层油层6.0米+3.1米油水层+5米隔层+底水层。从表1试油结果看, 没有压窜底水。第一类井试油出油井25口, 试油平均日产油8.05m3, 日产水16.6m3, 截止目前投产21口井, 平均日产液10.4m3, 日产油3.5t, 含水60.7%。第一类井试油出水井总计15口, 试油平均日产水29.44m3, 取5口长9 (含长9与其他层合采) 投产井, 平均日产液9.6m3, 日产油0.51t。
第二类油层:
油层与下部水层之间有隔层但不发育, 隔层厚度小于4米, 由于该区块井比较深, 采用直接压裂必须要有较大的排量, 排量过大又会压穿水层, 使底水上窜, 针对这种油藏的井, 我们采用下沉剂控缝高压裂改造, 并根据储层情况可尾追适量陶粒, 对裂缝进行支撑。
下沉剂控缝高工艺是在裂缝形成初期依靠携带液将下沉式转向剂带入裂缝, 形成高应力的人工遮挡层, 改变后续压裂液的流向, 避免裂缝在纵向上过度延伸, 以达到增加裂缝长度, 扩大泄油面积的目的。
如图1所示, 将下沉剂合理分配后分级加入, 保证上级注入下沉剂不压串底水, 同时为下级下沉剂注入提供一定的附加应力, 避免了一次注入液量多压串底水, 实现静态控缝高向动态控缝高的转化。该工艺在黄39区块得到了很好的应用, 并取得了良好的效果。我们针对1-2米隔层油藏, 采用小规模下沉剂 (1+2) 组合或 (1+2+3) 组合陶粒;针对隔层3-4米, 且油层厚度较大的油藏, 采用 (2+3+4) 组合陶粒或者 (1+2+3) 组合陶粒+尾追陶粒。
该井长9层油水层6.5米+2.0米含油水层+2米隔层+底水层。从表2试油结果看, 没有压窜底水。
该井长9层油层10.3米+3米隔层+底水层。从表3试油结果看, 没有压窜底水。
该井隔层3米, 考虑到油层段砂体厚度8米, 为了能更好的改造油层, 加下沉剂 (1+2+3) 后又尾追5方陶粒。 (表4)
第二类井试油井总计7口, 试油平均日产油6m3, 日产水12m3, 取3口投产井, 平均日产液10.5m3, 日产油2.3t, 含水64.9%。
第三类油层:
油层与下部水层之间无隔层或隔层极不发育, 根据油层厚度采取小排量、小砂量压裂和非压裂方式改造。 (表5)
该井长9层油水层4.0米+底水层。采用小规模改造模式 (砂量5方, 排量1.0) 。 (表6)
第三类井试油井总计5口, 试油平均日产油1.02m3, 日产水25.86m3, 截止目前投产长9层2口, 平均日产液8.28m3, 日产油2.75t, 含水60.6%。
应用这三种改造模式, 是黄39区块的改造逐步进入规范化, 技术化, 也使该区块长9的油井改造取得了突破性进展。
4 结论及取得认识
黄39区块长9为典型低渗底水油藏, 具有物性差、产层薄、底水发育, 油层与水层之间遮挡条件差、常规压裂易压串底水层的特点。
针对以上三类油层, 在不断的实践和探索中, 摸索出了行之有效的储层改造方式, 取得了巨大的成绩, 使得黄39区块长9油层跨入主力油层行列。
第一类油层:油层与下部水层之间隔层发育, 隔层厚度大于4米采用常规小砂量和小排量改造, 根据储层情况可适当增大改造强度。
第二类油层:油层与下部水层之间有隔层但不发育, 隔层厚度小于4米, 采用下沉剂控缝高压裂改造, 根据储层情况可尾追适量陶粒。
第三类油层:油层与下部水层之间无隔层或隔层极不发育, 采用根据油层厚度采取小排量、小砂量压裂和非压裂方式改造。
经过一系列试验性改造, 取得以下认识:
(1) 试油结果与油层改造强度关系不明显, 主要受油层物性控制;
(2) 下沉剂控缝高改造对控制裂缝高度具有一定效果;
(3) 长9油层物性较好, 但无自然产能, 须经过一定强度改造才能达到预期效果;
(4) 油层措施后排液时间长, 见油较慢;
(5) 长9油层试油含水较高, 试采期间含水呈下降趋势;
(6) 不同类型油层应采取不同的改造措施。
参考文献
[1]刘伟.低渗透油藏储层保护与改造措施研究[D].成都理工大学, 2008年
[2]尚作源主编.地球物理测井方法原理[D].石油工业出版社, 1985
长82油层论文 篇3
1. 沉积相标志
(1) 颜色特征:研究区长4+5油层的砂岩颜色主要为浅灰色、灰黄色、灰色和灰褐色。泥岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩以深灰色和黑色为主, 反映河道间及分流间湾沉积的产物。
(2) 岩性特征:长4+5油层组以细砂岩为主, 颗粒磨圆度较好, 多为次棱角状, 以线状接触为主, 分选中等—好。
(3) 沉积构造:长4+5主要为层理构造, 其次为滞留沉积和扰动构造, 层理构造主要有:块状层理、水平层理、平行层理、交错层理和斜层理。
(4) 古生物:研究区长4+5油层组岩心中, 在砂岩段常可见到植物的枝干, 在粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩中常见到较多的由河流带来的植物茎叶与碎片。
2. 沉积微相划分及其特征
(1) 沉积微相的划分方案
通过对长4+5油层岩心的观察, 结合区域沉积背景、砂体展布的特点、沉积特征和电测曲线的特点, 将本区的沉积相划分为三角洲平原和三角洲前缘, 沉积微相主要有分流河道、分流间湾、天然堤、决口扇、河口坝、前缘席状砂等。
(2) 沉积微相展布特征
1) 单井沉积相
(1) 铁8单井沉积相分析:
整个长4+52发育5个沉积旋回。沉积微相空间相互叠置, 水下分流河道、分流间湾和河口坝是主要的沉积微相。长4+521主要发育分流间湾微相, 底部发育水下分流河道, 砂体较薄, 约为3m;长4+522主要发育水下分流河道微相, 砂厚12m左右, 反映较强的水动力特征。
(2) 铁96-85井单井沉积相分析:
该井位于研究区南部, 从铁96-85单井沉积相图可以看出, 整个研究层位长4+52发育3个沉积旋回, 主要发育水下分流河道、分流间湾和河口坝微相。长4+521发育分流间湾微相, 砂体不发育;长4+522主要发育河口坝, 砂厚12m左右。
(3) 铁101-92井单井沉积相分析
该井位于研究区东南南部, 从铁101-92单井沉积相图可以看出, 整个研究层位长4+52发育4个沉积旋回, 主要发育水下分流河道、河口坝和分流间湾微相。长4+521主要发育河口坝分流间湾微相, 中部发育河口坝微相, 砂厚约10m;长4+522发育分流间湾微相, 砂体较为发育, 砂厚12m左右, 反映较强的水动力特征。
(4) 铁90-99井单井沉积相分析
该井位于研究区东北部, 从铁90-99单井沉积相图可以看出, 整个研究层位长4+52发育3个大的沉积旋回。水下分流河道不发育, 沉积微相主要是河口坝、远砂坝和分流间湾。长4+521主要发育分流间湾微相, 以粉砂质泥岩为主要成份, 中部夹有薄层细砂岩;长4+522底部发育发育水下分流河道微相, 砂体较为发育, 为中细砂岩, 砂厚13m左右;
2) 连井剖面分析
(1) 铁91-101井―铁95-89井长4+52砂体连通剖面:是顺物源方向的剖面, 包括区内的5口井, 可以较好反映该区东南部地区地层信息。从沉积相剖面上可以看出, 长4+52油层砂体发育相对较差。从整体上看, 该剖面主要发育水下分流河道、河道侧翼和分流间湾, 河道主要由砂岩、砾岩组成。
(3) 沉积微相平面展布特征
从沉积微相平面展布图上看, 物源方向为北东方向, 河道走向为北东-南西方向, 到长4+522油层时期, 主要发育三条河道, 河道宽度较窄, 在研究区呈网状和树枝状分布, 砂体连片性一般, 中部零星发育分流间湾微相, 东部分流间湾呈片状分布。到长4+521油层时期, 主要发育三条水下分流河道, 河道宽度较窄, 呈条带状和树枝状由北东向西南延伸, 分流间湾在研究区中部和顶底部零星分布。
2 储层的孔隙结构特征
储层的孔隙类型的分类主要有两种, 一是按孔隙大小, 另一是按成因。研究区按成因类型对长4+5、长6油层组进行孔隙类型划分。原生孔隙主要是岩石原始沉积下来是就已经形成并保存至今的孔隙。这类孔隙又可细分为压实剩余的原生粒间孔隙和胶结剩余粒间孔隙, 两者统称为残余粒间孔。另外在杂基中的微孔隙也属于此类, 但该类孔隙喉道太小, 对储存石油意义不大。
通过铸体薄片观察、扫描电镜分析发现, 研究区长4+5、长6储层的原生孔以残余原生粒间孔为主, 溶蚀孔次之, 微裂缝很少。尽管在铸体薄片分析中给出了晶间孔的比例, 但自生高岭石中的晶间孔实际上是胶结剩余的粒间孔或溶蚀孔, 并不是一个独立的成因类型。
(1) 残余粒间孔:研究区长4+5、长6段内残余粒间孔占总孔隙的比例为74.58%。
(2) 溶蚀孔:在扫描电镜下沿长石解理面发生强烈溶蚀, 如元69井2148.4m, 溶孔直径可达5μm。统计表明, 本区次生孔以长石溶孔为主, 岩屑溶孔次之, 长4+5、长6为22.72%。
根据本区储层孔隙、喉道分级标准, 结合本区延长组储层孔隙结构资料分析认为, 本区目的层共有五种孔隙结构类型, 长4+5油层组以细小孔微细喉道型为主。研究区砂岩孔隙结构特征参数能较好地表征和反映延长组长6油层组的孔隙结构和储集性能。
小结
元214油藏长4+52储层砂体展布方向总体呈北东-南西方向, 与区域沉积相带的展布一致, 研究区主要发育水下分流河道与分流间湾微相, 偶尔有河口坝微相发育, 水下分流河道在平面上呈片状和条带状分布。原生孔以残余原生粒间孔为主, 溶蚀孔次之;以细砂为主, 平均占90.20%, 粉砂次之, 占5.31%, 少量的中砂, 分选较好;
摘要：本文通过对姬塬地区长4+5油层组沉积相的研究分析, 对长6油层的沉积相标志进行了分析, 确定了研究层位沉积微相的展布特征, 并对为井区的勘探开发工作奠定了良好的基础。
关键词：沉积相,孔隙结构
参考文献
[1]朱筱敏等。沉积岩石学[M]。石油工业出版社。2001.
长82油层论文 篇4
杏子川油田长6层开发主要分布在化子坪镇地区, 该区由长庆石油勘探局于1985年10月首钻塞100井, 发现长2及长6油层, 分别获得日产8.29、5.87吨工业油流。1988年由杏子川采油厂接收, 1992年钻探的化4井获得工业油流, 经过十几年的滚动勘探开发, 本区已形成一个年产30.00×104吨原油的生产基地。截至2010年12月底, 共有开发井1345口, 其中生产井1011口, 注水井34口。单井初月产油一般11.1~384.0 t, 平均约65.19 t, 产量综合递减率约为13.0%。到2010年12月底, 研究区已累计产油166.0×104t。油井含水较高, 平均在55%左右, 采油时间的增加变化不大。
二、清洁压裂液现场试验
2009年6月, 在化子坪油田化344井组进行了3口井的清洁压裂液试验, 并与同一井组常规瓜胶压裂的化344-1、化344-2、化344-3进行了压后产量对比。
化344-4、化344-5、化344-6等3口试验井采用清洁压裂液作为施工液体。在现场施工过程中, 清洁压裂液性能稳定, 保证了加砂过程的顺利进行, 均按设计要求加入相应数量的支撑剂, 平均加砂。
由于清洁压裂液无残渣, 对储层无伤害, 因此压后可以不排液直接投产。3口试验井在投产后, 生产能力较邻井有明显提高。截止7月7日, 3口井试验井单井较邻井平均日产液提高1.87m3, 平均日产油提高0.43t, 增产效果明显, 同时生产过程中的递减明显低于邻井。
清洁压裂液3口试验井储层厚度相对较薄, 储层孔隙度不高, 含油性较差。试验井与对比井的声波时差值基本一致;对比井的电阻率平均较试验井高2.15Ω.m;试验井的孔隙度平均为8.66%, 较对比井低0.85%;对比井的含油饱和度相对较高, 较试验井高1.54%;试验井的渗透率相对较低, 较对比井低0.2m D;试验井的泥质含量较低, 平均为13.44%, 较对比井低0.57%。
其中化344-6井含油饱和度仅有22%左右, 储层物性较差, 渗透率明显较低, 改造难度大。3口对比井储层厚度相对较好, 储层孔隙度较低, 最低达到7.8%, 含油性一般, 但化344-4井含油饱和度较高, 平均值达到55.39%左右, 储层物性较差, 渗透率变化明显, 最低值0.58m D。
三、试验井与对比井施工参数对比
对三口试验井井加砂量、砂比和排量等施工参数与对比井进行了对比分析, 清洁压裂液试验井平均加砂量与对比井接近。从施工压力数据看, 清洁压裂液试验井的破压、工作压力较对比井高, 停泵压力基本相近, 压力值在6.0MPa左右。从加砂砂比看, 试验井由于设计砂比较低, 现场施工砂比较对比井较低。从施工液体量看, 试验井的前置液比对比井相对较多, 有利于形成长缝。
四、现场试验效果分析
1. 试验井投产状况
化344-4、化344-5、化344-6等3口井应用清洁压裂液压裂后迅速进行投产, 投产后生产效果较好、生产曲线见图5-1、图5-2和图5-3。从生产数据看, 清洁压裂液3口试验井投产后产能较好, 化344-6井投产初期日产液量达到15 m3, 同时3口井投产1个月后产能下降较慢, , 化344-5井目前日产液6.50m3, 日产油2.87t。
由数据表可知, 3口井投产初期, 日产油能力一般, 日产油最高只有4.25t, 日产油最低只有2.72t, 分析认为, 这是由于3口井储层物性相对较差, 储层渗透率及含油饱和度均相对较低, 因此投产初期生产能力相对较差。同时化344-6井含水相对较高, 分析认为这是因为化344-6井储层厚度最薄, 因此在同样的施工排量下, 形成了一定的无效支撑, 使得地层水大量产出。
3口井试验井投产后, 稳产能力较好, 投产1个月后, 3口井平均日产油分别为2.79t、3.46t、1.74t, 产油能力递减较小。这主要得益于清洁压裂液体系对储层伤害小, 对裂缝导流能力无伤害。
2. 试验井与可对比邻井产量对比
分析了试验井和可对比邻井在投产后不同时间段产量对比。从投产初期及每10天的生产数据看, 由于试验井由于物性较差, 物质基础低于邻井, 因此, 生产初期产能明显低于邻井, 但是由于清洁压裂液的无残渣、低伤害的特点, 随着生产时间的延长, 试验井产能下降较慢;投产10天后, 平均日产液超过对比井, 平均日产油水平与邻井接近;在投产20天后, 生产能力完全超过对比井, 日产液及日产油水平均高于邻井;在投产30天后, 试验井的平均日产液超过邻井1.87m3, 平均日产油超过0.43t, 增产效果明显。
3. 试验井与可对比邻井产量递减对比
分析了试验井与邻井在不同时间段产量递减对比, 从实验结果可以看出对比试验井与邻井的投产后的每10天的生产递减, 可以看出, 邻井的生产递减明显高于试验井, 试验井的平均日产液递减率最高为28.4%, 而邻井的平均日产液递减最高达到了56.85%;试验井的平均日产油递减率最高为19.0%, 而邻井平均日产油的递减率最高达到了38.61%。根据生产数据对比初步分析, 清洁压裂液试验井的生产递减水平好于邻井, 能够一定程度上减缓生产递减。
五、认识和建议
清洁压裂液具有无残渣、低伤害等优点, 通过在延长油田杏子川采油厂3口井的现场试验, 证明清洁压裂液在现有压裂设备条件下, 能够顺利完成现场施工。通过与周围邻井的对比分析, 取得了一定的认识。
1. 清洁压裂液具有无残渣、低伤害等优点。
2. 采用清洁压裂液的3口试验井与邻井物性相近, 邻井的渗透率及含油性略好于试验井。
3. 在现场施工中, 采用清洁压裂液的3口井现场施工顺利, 加砂过程中施工压力平稳。
4. 在投产后, 3口试验井在投产20天后, 平均的生产能力超过邻井, 并保持持续高于邻井, 目前平均日产油较邻井提高0.43t。
5. 投产后, 3口试验井的生产递减低于邻井。
长82油层论文 篇5
利用岩层对伽马射线的吸收来获取岩层密度, 测井方法有:中子测井、伽马射线测井、自然伽马测井, 这些测井都需要一个伽马射线源和伽马射线探测器 (接收器) , 对伽马射线的接收强度与源距有关, 地层致密吸收的伽马射线多, 底层疏松剩余的伽马射线多, 伽马射线与地层密度有直接关系, 通过接收剩余伽马射线来测量地层密度;适应于所有油气井测井;
1.1 基本概念
1.1.1 康普顿散射吸收系数Σ
中等能量的伽马射线和物质发生的是康普顿散射, 结果使伽马射线的强度减小。用康普顿散射吸收系数Σ表示, 与岩石体积密度有关。
1.1.2 岩石的光电吸收截面
描述发生光电效应时物质对伽马光子吸收能力的一个参数, 它是伽马光子与岩石中一个电子发生的平均光电吸收截面, 单位是b/电子。
分析表明, 能量为0.661Me V的中能伽马射线打入密度相同原子序数不同的三种地层介质时:位于光电效应区, 随着原子序数的增加而伽马计数率下降;Z相同, 密度不同时, 高能区计数率随着密度增加而下降。
1.2 密度和岩性密度测井原理
定义:密度测井是一种孔隙度测井, 它测量的是由伽马源放出的并经过岩层散射和吸收而被探测器所接收到的伽马射线强度。用来研究岩层的性质, 进行确定孔隙度的一种方法。
所选伽马源是能量范围为0.66Mev的铯等能量中等的伽马源。这时的吸收系数基本上是以康普顿效应的吸收系数μ为主的, 其它两种效应的吸收系数都可以忽略不计。
岩性密度测井在密度测井基础上发展起来的一种测井方法, 利用了伽马射线和地层介质发生的康普顿效应, 也利用了伽马射线和地层介质发生的光电效应, 即可确定地层密度、求得孔隙度, 又可确定地层岩性。
0.661Me V伽马射线通过地层介质, 高能谱段的伽马射线, 受康普顿效应散射影响, 到达探测器的伽马射线数量是地层介质电子密度的函数, 正比于地层体积密度, 计数伽马射线的计数率, 再根据计数率和介质密度的关系求出密度, 因受泥饼影响, 该密度不等于地层的体积密度, 为补偿泥饼影响, 采用长、短源距两个探测器探测得到两个计数率, 得到补偿值, 地层体积密度ρb等于ρb’+Δρ。
1.3 岩性密度测井资料的应用
(1) 、识别岩性:体积光电吸收截面U和光电吸收截面指数Pe, 可用来识别岩性。根据测井值U和其他测井得到的孔隙度Φ, 可得到岩石骨架的Uma, 因为各种岩石的Uma已知, 用该值就可识别岩性。
(2) 计算储集层的泥质含量
(3) 识别地层中的重矿物:根据Pe值的不同, 可识别重矿物。
2 岩石密度与储层的关系
每立方厘米体积岩石的质量叫岩石的体积密度, 单位是g/cm3。几种主要矿物的体积密度:石英2.654、方解石2.710、白云石2.870g/c m3。孔隙中包含流体的纯岩石的体积密度与孔隙度的关系:
特点: (1) 不同岩石的骨架密度不同, 所以在井剖面中根据密度能够把不同岩性的地层区分开。尤其是其它地球物理方法难以区分的盐岩与硬石膏、硬石膏与致密灰岩、致密灰岩与白云岩、石膏与高孔隙度灰岩等, 根.据密度的差别对将其区分开。
(2) 孔隙性地层相当于致密地层中岩石骨架的一部分被密度小的水、原油或天然气所代替, 故其密度小于致密地层。孔隙度越大, 地层的密度越小, 所以密度测井资料可用以求地层的孔隙度。
3 长6油层上覆压力的计算
3.1 垂向应力计算
(1) 利用密度测井资料计算垂向应力
七1329井长6油层深度300-400米, 利用密度测井资料可得七1329井长6油层垂向应力分布范围:
(2) 利用经验公式计算
利用上式可以计算出:七1329井的长6油藏 (井深300米处) 垂向应力分布在6.18M P a至8.25M P a之间;七1329井的长6油藏 (井深400米处) 垂向应力分布在8.24MPa至11.00MPa之间;
郭808井的长6油藏 (井深700米处) 垂向应力分布在14.42MPa至19.25MPa之间;郭808井的长6油藏 (井深800米处) 垂向应力分布在16.48MPa至22.00MPa之间;
(2) 利用经验公式计算:
最普遍的情况是, 构造应力在两个水平方向上不等。可将水平方向的两个主应力表达为:
由于该区块储层岩石波松比及水平主方向的两个构造应力系数无法得知, 故无法计算。
4 裂缝形态的判断
水力裂缝的形态 (垂直或水平裂缝) , 取决于地应力中垂向主应力与水平主应力的相对大小。裂缝方位则垂直于最小主应力轴。
4.1 水平裂缝
如果垂向主应力σz小于水平主应力σH, 将产生水平裂缝, 且裂缝方位垂直于σz值。例如, 七1329井垂向应力大约8MPa, 水平最大主应力大约28.074 MPa, 故压裂后最易形成水平裂缝。
4.2 垂直裂缝
如果垂向主应力σz大于水平主应力σH, 将产生垂直裂缝, 而裂缝方位又取决于两个水平主应力之间的大小。例如, 郭808井垂向应力大约18MPa, 水平最大主应力大约34.47M P a, 故压裂后30%易形成复杂裂缝, 70%易形成水平裂缝。
5 结论认识
通过两口井岩性密度测井资料, 可以得到该区长6浅层压裂后形成水平缝, 长6深层压裂后形成垂直缝。
摘要：密度测井技术是利用岩层对伽马射线的吸收来获取岩层密度, 通过中子源放射性测井, 完成对井身不同岩层密度的准确测量, 录取井深不同岩层密度资料。通过密度测井可以识别岩层的性质, 特别是可以利用密度测井数值计算出储层的上覆压力, 了解储层的压实效应, 进行裂缝形态研究。
关键词：密度测井,岩性密度,覆压力
参考文献
[1]郑传奎, 覃成锦, 高德利.力边界法向量在套管应力数值分析中的应用[J].天然气工业, 2006, 26 (9) :87-89.
长82油层论文 篇6
关键词：鹿瓜多肽,治疗,观察
骨折是临床中常见的外科疾病, 其发病年龄范围广泛, 波及人群广。传统骨折的治疗原则包括复位、固定和功能锻炼。在常规治疗基础上, 加用一定的辅助治疗手段能够有效帮助骨折愈合, 缩短骨折治疗时间。鹿瓜多肽作为骨折辅助治疗药物, 有促进骨折愈合的作用。本文通过对四肢长管状骨骨折的患者应用鹿瓜多肽进行治疗, 探讨鹿瓜多肽骨折的临床疗效, 现报道如下。
1 资料与方法
1.1 一般资料
本文涉及的所有患者均来源于本院骨科, 就诊时间为2010年2月-2013年2月, 共82例, 均属于四肢长管状骨骨折。其中, 男49例, 女33例;年龄17~75岁, 平均年龄45.6岁。骨折部位中:肱骨干骨折12例, 桡骨远端骨折15例, 股骨干骨折22例, 胫腓骨骨折28例, 股骨粗隆间骨折5例。所属骨折类型中, 横行骨折23例, 斜形骨折30例, 螺旋形骨折19例, 粉碎性骨折10例。两组患者年龄、性别、骨折类型等指标无统计学差异 (P>0.05) 。
1.2 治疗方法
所有患者均在入院后评估身体一般状态。因严重外伤入院者, 先给予基本治疗, 如纠正休克状态等。待患者基本状态稳定后, 进行手术处理。本文患者均为手术患者, 均进行钢板内固定治疗。术后患者进行石膏固定, 外固定解除后进行积极功能锻炼。依患者入院顺序, 将患者随机分为两组。对照组术后进行常规治疗、功能锻炼, 无特殊处置。观察组患者术后给予鹿瓜多肽注射液治疗, 用量为鹿瓜多肽16mg加入250ml生理盐水中静点, 15d为1个疗程, 连用3个疗程。
1.3 疗效评价
对患者进行随访, 以骨折愈合时间为疗效评价指标, 所有数据应用SPSS19.0软件进行统计。
2 结果
所有患者均进行随访, 随访时间6个月~2年, 平均10.5个月。骨折愈合时间, 对照组平均10.6周 (7~12周) , 观察组平均8.4周 (6~10周) , 两组比较差异有统计学意义 (P<0.05) 。
3讨论
对于骨折愈合而言, 除物理方面的应力条件外, 一些细胞因子起着非常重要的作用。这些细胞因子包括骨形成蛋白 (BMP) 、骨生长因子 (SGF) 、骨源性生长因子 (BDGF) 、软骨源性生长因子 (CDGF) 等, 各自具有不同的生物活性[1]。鹿瓜多肽是由梅花鹿四肢骨提取物和甜瓜子提取物配制而成的复方制剂, 含有多种诱导骨形成多肽类生物活性因子、多种氨基酸和有机钙、磷离子等[2]。药理实验证实鹿瓜多肽含有甜瓜子提取物、骨诱导多肽类因子等成分。甜瓜子提取物能降低骨折局部毛细血管通透性, 减少炎性渗出促进血运恢复, 能降低全血黏度及红细胞聚集程度, 改善局部血液循环, 为骨细胞提供良好的供血环境[3]。动物试验表明, 骨诱导多肽因子能够促进机体内合成骨源性生长因子, 通过促进骨折周围的间充质细胞分化为软骨和骨组织, 促进骨折愈合[4]。本文结果表明, 使用鹿瓜多肽进行辅助治疗的患者, 骨折愈合时间缩短, 确实可以达到促进骨折愈合的作用。同时, 在临床应用中也看到, 鹿瓜多肽还有消肿止痛的作用。应用鹿瓜多肽的患者, 其患肢肿胀消除速度增快, 炎症反应消失时间缩短, 这与鹿瓜多肽本身的作用机制有关。
在试验过程中, 笔者也发现了一些与鹿瓜多肽相关的不良反应的发生。其中有6例患者出现了过敏情况, 表现为皮疹、瘙痒、胸闷、气促和心悸, 均为过敏反应的表现, 在患者停药后症状消失, 可以认为与应用本药物有关。究其原因, 笔者认为, 可能与鹿瓜多肽含有的辅料有关。因鹿瓜多肽注射液中含有右旋糖酐40的成分, 而文献报道[5], 右旋糖酐40可导致过敏性休克, 因此, 不能排除由右旋糖酐40引发患者过敏的可能, 在临床应用过程中应引起警惕。
综上, 鹿瓜多肽在促进骨折愈合方面有显著疗效, 能够明显缩短肢体肿胀和骨折愈合时间, 有利于骨折恢复。
参考文献
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[2]熊浩, 赖茂松, 林伟文.鹿瓜多肽注射液改善骨折愈合的疗效观察[J].数理医药学杂志, 2009, 22 (3) :305-306.
[3]李钰军, 黄远翘.老年桡骨远端骨折术后鹿瓜多肽治疗的临床疗效[J].右江医学, 2010, 38 (6) :667-668.
[4]汪喆, 彭昊, 李章华, 等.鹿瓜多肽注射液对骨折愈合的作用及对血管内皮生长因子表达的影响[J].武汉大学学报:医学版, 2007, 28 (2) :196-199.