西峰油田特低渗透油藏特征与稳产技术

第一章 西峰油田特低渗透油藏储层特征

1.1 西峰油田勘探开发现状

1.1.1 西峰油田勘探简况

1.1.2 开发现状

1.2 构造与地层划分

1.2.1 地层与小层划分

1.2.2 构造特征

1.3 沉积特征及相带展布

1.3.1 水下分流河道微相

1.3.2 河口坝微相

1.3.3 远砂坝微相

1.3.4 席状砂微相

1.3.5 分流间湾微相

1.3.6 浊积岩

1.3.7 沉积相带展布

1.4 储层非均质性

1.4.1 层內非均质性

1.4.2 层间非均质性

1.4.3 平面非均质性

1.5 影响储层品质的主要因素

1.5.1 沉积微相对储层物性的影响

1.5.2 成岩作用的影响

第二章 西峰油田特低渗透油藏微观特征

2.1 储层岩石学特征

2.1.1 储层骨架颗粒特征

2.1.2 填隙物特征

2.2 储层孔隙喉道类型

2.2.1 孔隙类型

2.2.2 喉道类型

2.3 微观孔隙结构特征

2.3.1 常规压汞分析孔隙结构特征

2.3.2 恒速压汞孔喉配套发育特征评价

2.4 可动流体赋存状态

第三章 西峰油田特低渗透油藏渗流特征

3.1 达西公式及其适用条件

3.1.1 达西公式

3.1.2 达西定律的适用条件

3.2 特低渗透油藏的非达西渗流机理

3.2.1 启动压力

3.2.2 流动孔隙数

3.2.3 附加渗流阻力

3.3 西峰油田特低渗透油藏渗流特征

3.3.1 特低渗透岩心基本渗流特征

3.3.2 特特低渗透油藏视渗透率

3.3.3 压力梯度分布和视渗透分布对油田开发的影响

3.3.4 改善特低渗透储层开发效果的途径

3.4 西峰油田特低渗透油藏的油水两相渗流特征

3.4.1 实验样品

3.4.2 西峰油田油水两相有效渗透率

3.4.3 两相流动范围

3.4.4 岩石润湿性分析

3.5 驱油基本特征及与渗透率的关系

3.5.1 水驱油实验岩心及实验条件

3.5.2 西峰油田岩心水驱油基本特征

3.6 西峰油田不同渗透率岩心驱油效果差异

3.6.1 西峰油田驱油效率与渗透率的关系

3.6.2 含水率变化特征与渗透率的关系

3.6.3 产能变化特征及与渗透率的关系

3.7 驱油效果与驱替压力梯度的关系

3.7.1 岩心和实验参数

3.7.2 驱油效率与驱替压力梯度的关系

3.7.3 驱替速度与驱替压力梯度的关系

第四章 西峰油田特低渗透油藏稳产技术

4.1 西峰油田特色技术

4.1.1 勘探-开发一体化技术

4.1.2 整体超前注水技术

4.1.3 井网优化布井技术

4.1.4 其他技术的应用和研究

4.1.5 开发效果评价

4.2 西峰油田井网适应性评价

4.2.1 井网设计

4.2.2 渗透率与井网部署

4.2.3 裂缝系统对井网水驱效果的影响

4.3 西峰油田现在的开发水平

4.3.1 能量保持稳定，压力分布趋于合理

4.3.2 水驱状况平稳，水驱可采储量增加

4.3.3 两项递减变小

4.4 西峰油田的重点稳产区块及稳产技术

4.4.1 白马中区

4.4.2 西41区

4.4.3 董志区

参考文献

《西峰油田特低渗透油藏特征与稳产技术》系统介绍了西峰油田长8、合水地区长7、华庆地区长9油藏的构造、沉积、成岩作用和宏观非均质性特征；定性分析、定量评价了微观孔隙结构参数的差异性；将宏观与微观结合，在大量室内实验的基础上阐述了特低渗透油藏的渗流规律；通过开发现状分析、储层特征分析、稳产政策对比，总结了适用于西峰油田特低渗透油藏的稳产技术。