玉门油田老君庙构造带白杨河组层序地层及沉积体系特征

为揭示老君庙构造带白杨河组层序地层特征及沉积体系分布规律,应用层序地层学及沉积学理论和方法,综合利用大量岩心、钻井、测井、地震及邻区露头资料,建立了酒西盆地老君庙构造带白杨河组层序地层格架,确定了研究区沉积相类型及分布特征,明确了其演化规律及控制因素。研究结果表明,老君庙构造带古近系白杨河组可划分为一个完整的三级层序,其内部可以细分为7个准层序组。在层序内识别出冲积扇、辫状河、辫状河三角洲及湖泊等沉积相。明确了沉积相的分布规律,垂向上形成由冲积扇到辫状河三角洲,再到湖泛泥岩,最后是三角洲的沉积体系;平面上呈近南东-北西向上展布的沉积体系,整体构成一个水进、水退的沉积序列。古地貌影响了三级层序低位域沉积物的展布特征,气候不仅影响了沉积物类型,且和湖平面变化共同控制了沉积物的叠置样式及演化规律。

青西油田裂缝性油藏研究

青西油田位于酒西盆地西部的青南凹陷,油田主体构造格局为窟窿山背斜和柳沟庄断鼻,储集体主要是下白垩统下沟组半深湖-深湖亚相泥云岩和扇三角洲前缘亚相砾岩.下沟组地层现今埋深大于4000m,处于晚成岩阶段,岩石胶结致密,属于特低渗储层.由于泥云岩具有纹层状结构和富含长石、石英等特殊矿物成分,以及铁白云石胶结的砾岩具有较强的刚弹性,在多期构造运动和成岩作用下,易形成顺层或切层裂缝网络、粘土矿物转化收缩缝网络、成烃演化微裂缝网络、溶蚀缝洞网络和构造裂缝网络等,构成油气运聚的网络,在流体封存箱和流体异常高压成藏机制作用下形成裂缝性油藏,油气富集在构造转折带、弧形断裂外侧、断裂交互部位、背斜构造等应力集中和释放区.油藏含油气层段长,下沟组整体含油,油气富集程度差别大,裂缝是油气主要的渗流通道和重要的储集空间.由于岩石矿物成分复杂、裂缝类型及组合形式多样,故有效裂缝发育段的识别难度较大.该油藏具有井间产能相差悬殊、产量递减速度快、弹性产率差异大、酸化改造效果不一等特点.

GeoEast解释系统在玉门探区油气勘探中的应用效果

GeoEast地震资料综合解释系统是东方地球物理公司物探技术研究中心研发的一套地震资料处理解释一体化软件。本文浅述了GeoEast系统在玉门油田不同区块油气勘探中的应用情况及效果,认为该系统作为功能齐全的一体化解释平台能较好地解决油气勘探中一些复杂地质问题,有着广泛的适应性,在快捷精确速度建场和多种属性分析方面有着突出优点。

酒泉盆地油气勘探潜力研究

中国石油天然气股份有限公司第三次油气资源评价表明，酒泉盆地剩余油气资源丰富，具有较大的勘探潜力。盆地的3大主要勘探领域是盆地南部冲断带；富油凹陷内部低凸起以及环凹斜坡带岩性及构造—岩性复合性油气藏；盆地西部走滑断裂构造带。其中，盆地南部冲断带是近期最主要的勘探领域。

延长油田陆相页岩气水平井产量影响因素研究

为了科学高效开发延长油田陆相页岩气藏,针对页岩气藏存在的表面吸附解吸特征、气体扩散和气体渗流等多尺度渗流机理,构建了页岩气藏压裂水平井三维多尺度渗流数学模型,模拟了页岩气藏水平井的生产动态,并研究了吸附解吸系统、人工裂缝间距、Langmuir体积和人工裂缝导流能力等因素对页岩气藏压裂水平井生产动态的影响。研究结果表明:1)不考虑页岩气藏表面吸附解吸特征会低估日产气量,产量误差可达56%以上;2)人工裂缝间距对于页岩气初期产量影响很小,间距越小,缝间干扰越强,产量降低更快;3)Langmuir体积、人工裂缝导流能力和人工裂缝长度参数越好,初始产量越大,但在进入稳产阶段后,日产气量几乎趋于一致,对于实际生产井,人工裂缝参数存在一个经济最优取值。该研究成果为页岩气藏压裂水平井的压裂优化设计及进一步预测页岩气藏产气量提供了理论依据,对合理开发延长油田陆相页岩气藏具有重要的理论价值和现实意义。

乍得一期油田R1区块稳油控水对策研究

乍得一期油田R1区块为常温常压的层状构造边水油藏,区块经历3个月的无水采油期后,油井普遍见水,月含水上升率2.5%,急需开展多项措施进行稳油控水综合治理,确保油田长期开发。通过精细研究及综合分析,确定了机械封堵、提液采油、井网加密等多种适合区块的稳油控水对策,经现场采纳实施后,取得了较好的效果。

塔里木盆地H油田储层敏感性评价及保护措施研究

塔里木盆地H油田属于典型的致密砂岩油藏,其储层具有孔喉半径小、粘土矿物含量较高以及储层物性较差等特点,在勘探开发过程中极易受到外来流体的影响而产生严重的敏感性损害。室内以H油田储层段天然岩心为研究对象,通过岩心驱替实验开展速敏、水敏以及酸敏评价实验,并提出相应的储层保护措施。结果表明,目标油田储层段存在严重的速敏损害、水敏损害和酸敏损害,其中岩心的速敏损害程度为中等偏强至强、水敏损害程度为中等偏强至极强、酸敏损害程度为中等偏弱至强;在驱替流体中加入纳米颗粒稳定剂NWD-1、防膨剂FP-1、铁离子稳定剂DFY-3能够使岩心的速敏损害、水敏损害和酸敏损害程度均降低至中等偏弱,达到良好的储层保护效果。

青西油田柳沟庄油藏储层四性关系研究

测井解释的准确度对油藏精细描述和储层研究的精度意义重大,裂缝性油藏的测井解释,不仅要考虑基质的孔渗特征,更要考虑裂缝对储层的影响。通过对柳沟庄油藏下沟组的测录井、岩心及试油等资料的收集、校正与分析,明确了该区下沟组的岩性、物性、含油性和电性的特征及其相互关系,建立了适合本区裂缝性油藏的储层参数解释模型,同时在结合试油资料的基础上,经过统计分析,建立了该区储层油水层识别图版,确定了柳沟庄地区油水层识别标准及有效储层下限。

浅谈鸭儿峡油田第三系M、K层开发潜力

鸭儿峡油田M层在20世纪50年代有10口井试油,从试油井情况分析,当时的试油主要以提捞为主,没有进行措施改造,而且油井产出的水含盐很低,基本为井筒水,并不能落实地层含水情况。鸭儿峡油田K层曾经有4口井试油,试采效果不好,均为水。从已试油井SP曲线看,储层是存在的,但电性特征表现为水层,没有找到油层电性特征,是试油失败的主要原因。本文通过对比和分析M、K层试油井电性特征与试油结果的相关性,找出含油性和电性的对应关系,分析和评价M、K层的潜力。

基于低场核磁共振的致密储层孔隙结构特征及流体可动性研究:以敦煌盆地五墩凹陷侏罗系为例

致密储层孔喉细小,流体可动性评价难度大,影响着致密油藏储层物性表征及开发潜力分析。本研究针对敦煌盆地五墩凹陷侏罗系致密储层岩心,采用低场核磁共振技术,结合XRD全岩矿物分析、铸体薄片与扫描电镜照片,系统梳理了核磁共振T2谱与孔喉半径的对应关系,实现了致密储层孔径定量表征,阐明了储层孔喉分布特征,并明确了不同孔隙结构的流体可动性。结果表明:五墩凹陷核磁共振T2谱多为双峰型,左峰优势型占65%,双峰均势型占35%,粒间孔半径为6×10^(-3)~600×10^(-3)μm,溶蚀孔半径为0.6~4μm,微裂缝半径大于4μm;各井孔喉半径分布差异大:XC1井以粒间孔优势型为主,溶蚀孔比例变化大,D1井均为粒间孔优势型,孔喉半径分布曲线形态变化较小,D2井发育粒间孔优势型及双孔均势型,粒间孔、溶蚀孔比例变化大,DX3井为双孔均势型,整体信号强度小;通过对饱和水、束缚水及残余油状态的岩心进行核磁测试,反映出溶蚀孔对流体可动性的贡献大。五墩凹陷后期的勘探方向为寻求孔隙结构发育程度及溶蚀孔比例“双高”的井区。研究成果对于该区致密油藏的勘探与开发具有重要的指导意义。

酒东坳陷营尔凹陷下白垩统储层孔隙特征及其影响因素研究

酒东坳陷营尔凹陷油气储层以低孔、低渗和特低孔、特低渗为特征,储层物性差严重制约着该区油气的勘探和开发。本文通过岩石薄片、铸体薄片、荧光薄片、X衍射、扫描电镜和压汞分析等手段对该区孔隙特征及影响因素进行了研究,结果表明,该区储层孔隙类型主要以长石、硅质岩屑、石英和碳酸盐胶结物的粒间溶蚀孔隙和粒内溶蚀孔隙为主,纵向上在下沟组下段和赤金堡组顶发育有两个次生孔隙带。近物源快速堆积的沉积环境导致储层分选磨和圆差,矿物成分成熟度低,这是储层物性较差的根本原因。从成岩作用角度看,压实作用是导致储层物性变差的主要因素;粘土矿物和碳酸盐胶结物充填了大部分孔隙。胶结作用一方面充填于孔隙中使储层物性变差,另一方面又为后期溶蚀溶解奠定了物质基础。有机质热演化以及粘土矿物在成岩转化过程中释放的酸性水溶蚀及溶解作用产生大量次生孔隙,这是深部储层得以改善的主要原因。

酒西盆地青西凹陷下白垩统沉积特征与有利勘探区预测

酒西盆地青西凹陷下白垩统已钻获多口中、高产工业油井,显示具备优越的油气地质条件。受来自西部、北西部、南部、东部4个物源方向控制,青西凹陷下白垩统主要发育扇三角洲、湖泊和湖底扇沉积体系,自盆缘至凹陷中心形成扇三角洲—湖泊—湖底扇展布的二级扇沉积模式。在沉积体系特征分析基础上,结合测井、岩芯及地震资料,对青西凹陷未投入或投入很少勘探工作量的区域进行了有利区块预测,最终确定最有利勘探区2个、有利勘探区3个,并分别进行了详细的区块评价,为进一步滚动勘探提供借鉴和地质依据。

层理性页岩气储层复杂网络裂缝数值模拟研究

在考虑天然裂缝的条件下,为了更好地对层理性页岩气储层的复杂网络裂缝进行数值模拟,采用模拟非连续介质的通用离散元程序(UDEC),基于渗流-应力耦合数值算法,建立了人工水力裂缝与天然裂缝相互作用的网络裂缝数值计算模型,并利用该模型分析了水力裂缝长度、天然裂缝倾角、内摩擦角及施工净压力对缝网扩展的影响。结果表明:水力裂缝从近井筒处裂缝尖端起裂扩展,并沿着天然裂缝的走向发生剪切破坏,且随水力裂缝长度增长,天然裂缝网络连通面积增大;天然裂缝倾角较大,形成复杂缝或网络缝的概率也相对较大;天然裂缝内摩擦角越小,天然裂缝连通面积越大,越易形成复杂网络裂缝;水平地应力差在一定范围内,净压力系数越大,裂缝的扩展形态越复杂,相邻裂缝的尖端越易连通形成网络裂缝。数值模拟研究结果可为进一步认识远井地带页岩气压裂裂缝扩展机理提供指导。

基于离散元数值法的页岩压裂复杂网络裂缝研究

页岩气藏天然裂缝发育,非均质性强,连续介质模型不能准确表征页岩储层特征。基于离散裂缝网络模型(DFN)和渗流-应力耦合数值算法,建立了水力压裂裂缝与天然裂缝相互作用的数值计算模型,利用该模型开展了相邻多裂缝间距、力学特性参数等对缝网扩展及连通性影响规律研究。结果表明,无论天然裂缝网络如何分布或者水力裂缝长短,次生人造水力裂缝的形成可稳定先压水力裂缝顶端天然裂缝的剪切破坏区域。水力裂缝尖端处的天然裂缝开度较大,裂缝间距越大,剪切破坏面积越大,缝距在一定范围内可实现远井带网缝贯通的可行性;内摩擦角对天然网络裂缝连通面积影响较大,较小的内摩擦角,易于形成复杂网络裂缝;不同天然裂缝倾角组合条件下复杂网络裂缝连通面积不同。研究结果可为页岩气井复杂网络裂缝形成预测提供理论依据。

酒西坳陷油藏地球化学研究

运用油藏地球化学的理论和研究方法,对酒西坳陷进行了原油族群划分、烃源岩生烃史及石油运移方向研究。酒西坳陷6个油田的原油均属于同一石油族群,又可分为成熟、高成熟和低成熟3个石油组群;酒西坳陷3个生油次凹——青南次凹、石北次凹和大红圈次凹源岩的生烃门限深度分别为4150m、3000m和3300m;原油物性参数变化规律及含氮化合物咔唑类参数变化表明,酒西坳陷石油运移主要方向是由西向东,即青西油田—鸭儿峡油田—老君庙油田—石油沟油田,石油沟和老君庙油田原油垂向运移为自下而上,即L层—K层。

多条件约束地质建模技术在青西油田裂缝性油藏中的应用

青西油田储层岩性复杂,岩相多变,裂缝发育,不同岩性、不同储集空间具有不同的储层属性特征,采用常规建模技术所建立的地质模型与油藏实际特征差别较大。采用多条件相互约束建模方法,将确定性模拟和随机模拟相结合,可较好地解决这些问题。多条件约束地质建模的约束条件包括:地震资料、岩心分析资料、测井资料、动态数据以及油田勘探开发综合研究成果;裂缝性油藏多条件约束地质建模技术包括断层封挡技术、多边界技术、复杂岩性岩相建模技术、DFN离散裂缝网格建模技术、在裂缝和岩相约束下的双重介质储层属性建模技术;构造建模主要利用GOCAD建模软件,裂缝建模利用FRACA建模软件,岩相和储层属性利用PETREL建模软件完成。根据建模结果,将青西油田划分出一类裂缝发育区、二类裂缝发育区和裂缝欠发育区,查明了剩余油富集区域和油气富集规律,明确了下一步的勘探目标。

酒泉盆地两个富油凹陷的区别与勘探潜力

酒泉盆地青西凹陷和营尔凹陷是两个富油凹陷,具有较大的勘探潜力。综合分析两个凹陷的石油地质条件后认为,它们既有相似之处,又有明显的区别。二者皆为早白垩世断陷,但后期改造及变形有明显差异。由于凹陷油气成藏在晚期,因此,对于油气勘探而言,两个凹陷在新生代时期的差异和区别就决定了它们的勘探领域和目标类型有所区别,从而决定了勘探思路与部署有所不同。

酒泉盆地营尔凹陷下白垩统下沟组沉积特征及勘探方向

为了进一步拓展酒泉盆地营尔凹陷油气勘探新领域,在区域构造沉积背景分析、岩心观察、粒度分析、钻井测井分析、地震属性分析和储层预测的基础上,开展了营尔凹陷下沟组沉积特征研究。结果表明:营尔凹陷下沟组上段发育浊积砂体新的储集体类型;浊积体受同沉积断裂活动控制,属于远岸水下扇相沉积;浊积体依附于同生断层发育,单个浊积体规模较小但成群分布,整体规模可观。浊积体的发现进一步拓展了营尔凹陷岩性油气藏勘探的新领域,为营尔凹陷及类似断陷型盆地构造低部位和洼陷腹部油气勘探提供了理论基础。

高温高盐底水油藏氮气泡沫压锥实验研究

底水锥进是制约底水油藏有效开发的关键。结合泡沫体系性质分析与物理模拟实验,研究了氮气泡沫在高温高盐底水油藏中压锥增油的潜力。泡沫体系性质分析结果表明,椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱(CHSB)抗温耐盐且对轻质原油敏感,其形成的泡沫可实现对底水水窜通道的选择性封堵。物理模拟实验结果表明,在水锥顶部注入氮气泡沫,能够有效地压锥控水,扩大底水波及效率,并驱替顶部油层剩余油。但因泡沫在水锥内静置时会不断破裂,焖井时间不易过长。同时,开井后控液生产,可减弱底水对泡沫的冲刷,提高氮气泡沫压锥的増油降水效果。与关井压锥、氮气泡沫+氮气复合压锥相比,氮气泡沫压锥可分别提高采收率16.45%和8%左右。