松辽盆地大安油田葡萄花油层特低渗储层成岩相特征与孔隙演化

松辽盆地大安油田葡萄花油层特低渗透储层成因及孔隙演化特征缺乏定量的研究。利用铸体薄片、扫描电镜、电子探针、X射线衍射和全岩、物性、压汞等定性、定量资料对葡萄花油层成岩作用类型、成岩相进行定量研究并恢复各成岩相孔隙演化过程。结果表明:大安油田葡萄花油层经历了早成岩A期压实成岩、早成岩B期胶结成岩、中成岩A期溶蚀成岩和胶结交代成岩4个阶段;机械压实、伊利石和混层黏土胶结、碳酸盐胶结破坏原生孔隙,绿泥石和高岭石环边胶结有利于原生孔保存,长石和火山岩屑溶蚀改善物性;大安油田葡萄花油层可划分为长石溶蚀粒内溶孔相、黏土环边胶结残余粒间孔相、硅质胶结粒间溶孔相、方解石胶结晶间微孔相和黏土杂基充填晶间微孔相5种成岩相,各成岩相主要成岩作用类型、成岩强度影响孔隙组合,造成储层的强烈非均质性;长石溶蚀粒内溶孔相和黏土环边胶结残余粒间孔相储层物性最好,是研究区最有利储层。研究成果为大安油田葡萄花油层效益开发和整体建产提供地质依据。

X-CT扫描成像技术在致密砂岩微观孔隙结构表征中的应用——以大安油田扶余油层为例

以松辽盆地南部大安油田扶余油层致密砂岩样品为研究对象,利用VGStudio MAX强大的CT数据分析功能结合Avizo软件先进的数学算法,建立了大安油田扶余油层致密砂岩多尺度三维数字岩心模型,该模型具有样品无损、结果直观、数据丰富等优势;同时结合环境描电镜(ESEM)、Maps图像拼接技术、铸体薄片、恒速压汞等油气分析测试方法对松辽盆地南部大安油田扶余油层微观孔隙特征进行了定量表征,为进一步开展大安油田扶余油层渗流机理的研究打下了基础。研究表明:微米尺度下,大安油田扶余油层储集空间类型以溶蚀型孔隙和微裂缝为主,不同孔渗的样品孔喉的形态和尺寸有所不同,孔喉形态多为球状和条带状,孔喉分布状态主要有连片状和孤立状两种;纳米尺度下,大安油田扶余油层储集空间类型以矿物颗粒内部或表面的溶蚀孔隙和微裂缝为主,纳米孔喉形态上多呈小球状、管状,微裂缝对纳米级孔隙有很好的沟通作用。喉道半径较窄是造成样品的实测渗透率较低的主要原因。

基于K-均值聚类与贝叶斯判别的储层定量评价——以大安油田泉四段储层为例

以大安油田泉四段砂岩储层为研究对象,运用K-均值聚类分析贝叶斯判别确定孔隙度、渗透率、最大孔隙半径、平均孔隙半径、分选系数、最大汞饱和度和排驱压力7个特征参数,建立特征参数与储层类别的定量判别评价,并以此标准进行其他储层样品的判别分类.结果表明,研究区储层共分为3类,Ⅰ类到Ⅲ类储层物性逐渐变差,孔隙半径、分选系数逐渐减小,排驱压力逐渐增加,且利用贝叶斯判别可以快速判定储层样品类别;与Q型聚类分析和判别函数法、层次分析法对比发现,3种方法分类、判别结果相近,说明运用K-均值聚类分析和贝叶斯判别分析进行储层分类评价不仅有效,而且具有主观影响小和定量化程度高等特点,对于低渗透油藏勘探开发具有指导意义.

吉林大安油田储层裂缝的综合评价

本文在岩芯描述和三维有限元数值模拟的基础上，对大安油田裂缝的分布特征、发育规律、分组裂缝所起作用及其对开发的影响等方面进行了综合评价。大安油田储层中发育了受沉积微相和构造控制的四组裂缝。它们在现应力场作用下，目前以近东西向裂缝的渗透性最好，在动态上反应最明显，其次是北西向和北东向的裂缝，而近南北向裂缝作用较小。在该油田的泥岩中，同时发育高角度构造裂缝和低角度层间滑脱裂缝，使泥岩的吸水严重，影响着油田的开发效果。

大安油田泉四段自生伊利石对致密砂岩优质储集层的影响

大安油田泉四段自生伊利石普遍存在于岩石孔喉中,主要以3种产状分布:1分布在碎屑颗粒表面的蜂窝状伊利石,由蒙皂石转化而来;2由高岭石转化的丝状伊利石,常以搭桥式分布在岩石颗粒之间或其他黏土矿物边缘;3片状伊利石,可能是由蒙皂石转化或直接结晶形成的。从表面上看,储集层孔喉中发育的自生伊利石会增加喉道弯曲度,减小孔隙空间。但伊利石同时也会防止石英次生加大而对储集层孔隙度起保护作用,并且伊利石的形成也会促进钾长石溶解形成次生孔隙。综合来看,自生伊利石对储集层物性起促进作用。通过垂向储集层物性及自生伊利石含量确定主力油层,并叠合主力油层沉积微相图和成岩相,判定平面上伊利石含量较高的A区和胶结程度较弱的B区为今后勘探有利目标。

大安油田红岗北区高台子油层沉积微相特征

通过对大量岩心、测井资料分析、各种相标志的识别,并结合区域地质背景,认为大安油田红岗北区高台子油层属于曲流河三角洲沉积体系,发育三角洲前缘亚相和前三角洲亚相;三角洲前缘亚相发育水下分流河道、分支间湾、河口坝、远砂坝、前缘席状砂5种微相。在此基础上,通过横向对比,编制了研究区内不同砂层组沉积时期沉积微相平面展布图,研究沉积微相在垂向上和平面上的变化规律,为寻找剩余油提供了重要的地质依据。

大安油田泉四段储层四性关系研究

本次研究是在对大安油田泉四段储层测井、岩心、录井及试油等资料分析的基础上,明确了储层的四性关系,通过对各项化验分析资料的统计和分析,建立了大安油田泉四段储层的流体识别标准和测井解释模型,从而形成了一套适合该于该地区泉四段储层的综合解释评价技术,为大安油田增储上产和有效动用提供了技术保障。

大安油田扶余油层沉积微相研究

大安地区扶余油层作为主力的产油层系,多年以来一直都是油气勘探开发的重点层位。通过岩心观察、钻井和测井、录井资料、普通薄片和前人研究等,在对研究区红75-9-1等五口取心井观察研究基础上,明确了沉积微相类型,建立了研究区测井相模式,绘制了各时间单元沉积微相图,分析扶余油层砂体展布特征和垂向演化规律。研究认为:大安油田扶余油层是受西北物源控制的河控浅水三角洲沉积体系,研究区早期是三角洲分流平原亚相沉积,晚期是三角洲前缘亚相沉积,进一步可以识别出分流河道、河口坝、席状砂、天然堤、溢岸砂等沉积微相,砂体总体呈北西—南东相展布,垂向上研究区总体是水进湖侵的过程,在这一过程中又经历了两个次一级的"水退—水进"。分流河道砂体在研究区广泛发育,连片性好,砂体厚度大,物性较好,是主要的储层。

最大熵谱分析技术在大安油田J南区块小层划分与对比中的应用

在松辽盆地南部大安油田J南区块扶杨地层对比与划分的研究中,常规测井曲线分层标志不明显。为提高小层划分和对比的准确性,以高分辨率层序地层学理论为基础,利用最大熵谱分析技术,对自然伽马曲线进行最大熵谱分析(INPEFA)处理。INPEFA曲线能够显示通常在原始测井曲线中无法显示的趋势和模式,提高了层序地层划分的纵向分辨率,清楚地识别出研究区泉四段和泉三段顶底界面及各油组界面。通过连井对比,将扶杨油层划分为1个长期基准面旋回,6个中期基准面旋回和21个短期基准面旋回,建立了扶杨油层短期旋回级别的高分辨率等时地层格架,为储集层综合评价和精细三维地质建模方法的选取及模型的精度提供了地质依据。

大安北油田泉头组四段沉积相研究

以岩心和测井资料分析为基础,通过对松辽盆地南部大安北油田泉头组四段的泥岩颜色、岩石学特征、粒度分布、沉积构造及生物化石等进行分析,确定了研究区沉积环境,建立了相应测井相模式,在识别出各单井相后绘制了大安北油田沉积微相平面展布图,据此建立研究区沉积模式。研究表明,大安北油田沉积环境为浅水三角洲,早期主要为三角洲平原亚相沉积(发育分流河道、决口扇、溢岩砂、分流间湾等沉积微相),晚期主要为三角洲前缘亚相沉积(发育水下分流河道、河口坝、远砂坝、水下分流间湾、席状砂等沉积微相);大安北油田扶余油层河道呈条带状展布。

大安北油田黑帝庙油层油藏特征及成藏条件分析

对大安北地区黑帝庙油层油藏特征及成藏条件研究表明，黑帝庙油层沉积时期，发育了受北部长春岭肇州物源控制的三角洲前缘砂体。通过对钻井、岩心、测井等资料的分析，对构造，储层，油藏、沉积等特征有了系统的认识，研究认为，黑帝庙油层岩性物性相对较好，油层分布广泛，平面上连续性较好；油藏控制因素因方向不同而不同，在南北向，主要受岩性控制，以岩性油藏为主，东西向，在大安、红岗逆断层的共同控制下，形成了断层一岩性油藏。黑帝庙油层整体属于受岩性控制的断层-岩性油藏。

相控储层地质建模研究

在储层构造、沉积微相、测井解释等研究基础上,以松辽盆地大安油田H90井区高台子油层为研究对象,应用Petrel储层建模软件,建立研究区的构造模型和沉积微相模型,并采用随机模拟的方法,以沉积微相为约束条件,对砂岩油气储层进行井间参数预测,进而得到研究区的油气储层属性模型。对比相控与非相控模型可以得出,相控建模技术实现储集层属性分布和沉积微相的对应性,使模拟结果更符合地下实际情况,证实了相控建模的合理性和先进性,为油藏的后续开发提供了有力依据。

CO_2气驱过程中泡沫扩大波及体积效果

CO_2的黏度和密度比原油低很多,在驱替过程中容易发生气窜。选择了起泡能力较好的发泡剂HY-3进行岩心实验。结果表明:随着气液比增大,泡沫稳定渗流阻力降低;随着发泡剂质量分数的增加,泡沫驱达到稳定渗流时的压差升高;在双管并联高、低渗透率岩心中,点滴注入发泡剂,并利用其所形成的泡沫体系控制CO_2气体的窜逸,达到了调整吸气剖面、扩大波及体积、增加采收率的目的。

不动管柱多层压裂

2011年以前,红岗采油厂多层压裂技术不完善,通常采取上提管柱压裂,或二次压准,存在很多弊端。本文结合2011年红岗产能建设中的多层压裂井数的实际,开发研制了新型不动管柱压裂工艺技术,解决了以往多层压裂施工中的难题,收到了良好的效果。