大宛齐油田溶解气扩散特征及其扩散量的计算

通过对库车坳陷大宛齐油田第四系和上第三系康村组的油田溶解气组成在深度上的分布特征分析,认为大约在埋深450m以内的上部油层溶解气扩散作用强烈,不仅致使甲烷含量降低,乙烷、丙烷等组分百分含量相对升高,而且也降低了气油比,扩大了油藏的地饱压差。根据Fick第二扩散定律模拟计算油层的溶解气中甲烷浓度,从上新世中期到第四纪末期,油田上部的散失比例为54％,埋藏深度较大的下部油层的扩散作用较弱,散失比例为13％。图1表3参3（陈义才摘）

扩散作用对天然气成藏后的影响——以大宛齐油田为例

天然气组分和同位素不仅在成藏前受源岩类型、成熟度和成藏过程的控制,而且在成藏后还要受到次生作用如扩散作用的影响,特别是对于埋藏较浅的气藏,扩散作用的影响尤为显著;库车坳陷大宛齐油田就是受天然气扩散作用影响而形成次生油田的一个较为典型的实例。大宛齐油田埋深小于600m,其浅层溶解气组分明显偏"湿"、干燥系数为下高上低,天然气甲烷碳同位素则具有下轻上重的特征。通过对大宛齐油田和羊塔克气田的实际计算证明,扩散作用对埋藏较浅、成藏早的天然气影响很大。根据羊塔克等凝析气藏天然气中凝析油含量推算,形成大宛齐油田大致要散失(308～878)×108m3的天然气。

轻度微生物降解作用对原油中C_7轻烃的影响:以大宛齐油田为例

大宛齐油田全油样品的GC分析显示,部分样品经受了不同程度的微生物降解作用。对原油C7轻烃组成分析发现,随微生物降解程度的增加,链烷烃、环烷烃的相对丰度呈现规律性的变化。对不同支链烷烃而言,单甲基链烷烃比双甲基链烷烃和三甲基链烷烃优先降解,2,3-二甲基戊烷是C7支链烷烃中抗微生物降解能力最强的;2-甲基己烷比3-甲基己烷优先降解,甲基位于末端位置的比位于中间位置的异构体更易于被细菌攻击;烷基化程度和烷基化位置是影响微生物降解的两个主要因素。对于环烷烃,在较为强烈的微生物降解条件下,只剩下1,1-二甲基环戊烷,1,1-二甲基环戊烷是所有C7类烃中抗微生物降解能力最强的。随微生物降解程度的增加,Mango轻烃参数K1值减小、K2值增大,正庚烷值和异庚烷值减小,甲基环己烷指数增加,Halpern变化参数Tr2、Tr3、Tr4、Tr5均减小。

生物降解作用对大宛齐油田库车组原油轻烃参数的影响

塔里木盆地大宛齐油田的部分原油经受了不同程度的微生物降解作用,通过对该油田原油中轻烃分布特征的研究,能更深入地认识微生物降解作用对轻烃的影响.结果表明,微生物优先消耗正构烷烃,其次为异构烷烃和环烷烃;从而导致C6、C7轻烃三角图发生相应变化.在大宛齐原油中,随微生物降解程度的增加,正庚烷值和异庚烷值逐渐减小;当庚烷值为0-21,异庚烷值为0-2.6时,为“微生物降解”原油.微生物降解作用亦能使苯/正己烷、甲苯/正庚烷两个比值增大,而使正庚烷/甲基环己烷比值减小;基于甲苯/正庚烷、正庚烷/甲基环己烷两个比值建立的判别次生蚀变作用的模板,当原油处于轻微微生物降解作用时,该模板易与蒸发分馏趋势混淆,需谨慎使用.

C_4-C_8轻烃在原油地球化学研究中的应用——以塔里木盆地大宛齐油田凝析油为例

全油样品的GC分析表明,塔里木盆地大宛齐油田不同层位的81个原油样品富含轻烃组分,且部分样品遭受了不同程度的微生物降解。以C_4-C_8轻烃地球化学参数为工具,对原油成熟度和次生蚀变等方面进行地球化学研究。轻烃成熟度参数表明,原油的折算Rc在0.9%左右,处于成熟阶段。对遭受生物降解作用的原油分析发现,随着生物降解作用的增强,其Mango轻烃参数K_1值减小,K_2值明显增大,甲基环己烷指数增大,甲基环戊烷较乙基环戊烷更容易遭受生物降解,表明单烷基环戊烷中烷基取代基越大的烃类越难遭受生物降解作用。结合轻烃参数指示的原油成熟度和母质来源,推测研究区原油为次生凝析油。通过轻烃参数对比研究发现,大宛齐油田凝析油轻烃参数特征与大北和其南部地区正常原油相似。依据塔里木盆地大宛齐油田的地质背景和原油成藏模式可知,研究区原油是大北和南部地区两类原油通过深大断裂运移到大宛齐浅部,通过蒸发分馏作用聚集成藏。

塔里木盆地大宛齐油田康村组沉积特征

通过野外剖面和钻井岩心观察、测井曲线和镜下微相分析认为,塔里木盆地大宛齐油田上第三系康村组是一套以低弯度河注入极浅水湖泊形成的三角洲沉积体系。在大宛齐油区识别出了三角洲平原和三角洲前缘两个亚相并从中进一步划分出了8种微相,查明了康村组岩性由不同粒级的岩屑砂岩的组成,分流河道砂体、水下分流河道砂体和河口砂坝砂体是油气的主要储集层,储层在纵向上多期叠置、在横向上频繁迁移、尖灭和连续性较差。

大宛齐油田地层水化学特征与油气保存条件分析

大宛齐油田油层连通性差,是一个多油水系统的断块岩性油藏,各油藏之间没有统一的油水界面。通过对大宛齐油田水资料pH值、矿化度、常规离子成分以及主要离子组合特征的统计分析表明,大宛齐油田地层水矿化度高,为深层水、CaCl2水型,大宛齐油田具有封闭较好的地层水成因环境及有利的油气保存条件。

大宛齐油田原油轻烃地球化学研究

对库车坳陷大宛齐油田80个原油样品进行了轻烃馏分组分、Mango参数以及成熟度分析，结果表明：原油富含环烷烃，苯及甲基环己烷质量分数总体大于50％，反映其腐殖型陆源母质特征；Mango轻烃参数中K1平均为1．023，表明原油形成的沉积环境类似，三环碳优势大于五环碳和六环碳，原油与陆源湖相沉积环境有关；庚烷与异庚烷质量分数反映原油处于成熟阶段，属正常原油；原油生成温度介于126．3～157．6℃之间。

塔里木盆地大宛齐油田康村组储层特征及评价

在地层对比的基础上,深入研究了大宛齐油田康村组储层的岩石学特征、储集砂体成因类型及其特征、储层孔隙类型、孔隙结构特征及储层分布规律。大宛齐油田康村组属于低弯度河进入极浅水湖泊形成的三角洲沉积体系,决定了它主要的储集砂体成因类型为三角洲砂体,其中又可细分为三角洲平原分流河道砂体、三角洲前缘水下分流河道砂体和河口砂坝砂体,主要储集空间类型是剩余原生粒间孔隙,其次是粒间溶孔和微孔隙。分流河道砂体以粒度较粗的中粗砂岩、含砾砂岩和细砂岩为主,发育大孔隙,粗喉道,孔隙度大,渗透率高,储集性能好;河口砂坝砂体,粒度相对较细,以细—粉砂岩为主,孔隙度相对较低,孔径也相对较小。纵向上,康村组中下部砂体较发育,上部次之,以砂泥互层形式叠置,但总体上砂岩含量不高,一般在15%～30%之间;康村组储层横向分布受物源等因素影响,呈现出东北部厚、西北部薄的特点。储层物性总的分布规律是由北东往南西方向,孔隙度减小,由南东往北西方向渗透率变差。

塔里木大宛齐油田地层水电阻率研究

塔里木大宛齐油田地层水矿化度在纵横向上变化较大,在不同层位上会出现油层电阻率低于水层电阻率的情况,这加大了储集层测井解释及油气层评价的难度,易引起对储集层中流体性质的错判。此外,地层水电阻率是阿尔奇公式求取含油饱和度的必要参数。因此,有必要对地层水的分布情况进行研究,找出地层水矿化度的纵横向变化规律。结合地层水分析资料、地层井温-压力测试以及测井曲线计算地层水电阻率,得到地层水电阻率在纵横向的变化规律,从而为正确认识油气水层的饱和度变化规律提供参考。

大宛齐油田疏松砂岩油藏出砂机理与防砂技术研究

塔里木盆地大宛齐油田属于疏松砂岩油藏，主力产油层段为第四系和上第三系的康村组。油层埋深浅、胶结疏松、压实作用差造成油层出砂严重，影响油田的正常生产，绝大部分油水井如果不防砂就无生产能力．本文从地质因素和开采因素两方面分析了本区油层出砂原因与机理，在借鉴国内外类似疏松砂岩油藏防砂技术的基础上，提出了适合该油田的三种防砂技术：高压一次充填防砂工艺、机械双重防砂工艺以及激光割缝筛管-压裂砾石充填防砂工艺。并对此三种技术的防砂适应性进行了分析，认为大宛齐油田可以针对不同层系、不同井况的出砂问题选用最佳防砂技术．以保证油田安全生产。

基于GeoEast软件的复杂断裂刻画技术及在大宛齐油田的应用效果

塔里木盆地大宛齐油田是典型的复杂断块型油田,开发过程中面临油气水关系复杂、井间矛盾突出、注水困难等一系列问题,对断裂的分级精细刻画是解决大宛齐油田滚动开发各种难题的关键。为此依托浅三维地震资料,运用GeoEast软件的解释性处理特色技术,摸索出了一套完整的断裂分级精细刻画技术流程,识别出大宛齐油田三级断裂形态特征;经大量已钻井资料验证,断裂预测结果可靠、精度高,为大宛齐油田滚动开发、注水方案编制等工作提供了可靠的基础图件。

塔里木盆地大宛齐油田康村组成岩作用及其控制因素

大宛齐油田是迄今为止在塔里木盆地发现的产层最浅的油田 ,主力产油层段为第四系和上第三系的康村组。通过岩心和薄片的观察、X衍射分析、扫描电镜分析等资料 ,对砂岩的岩石学特征进行了探讨 ,深入研究了储层的成岩作用及其控制因素。大宛齐地区康村组砂岩主要由一套不同粒级的岩屑砂岩组成 ,总体上砂岩的成分成熟度较低 ,结构成熟度也不高。主成岩作用是机械压实和胶结作用 ,成岩环境为略偏碱性—中性的干旱环境 ,埋藏深度浅 ,地温梯度较低 ,现今储层正处于早成岩阶段A亚期 ,孔隙度的演化也相应地可分为快速压实、孔隙度快速降低阶段和稳定压实、方解石胶结物快速增加阶段。控制成岩作用的主因素是储层的埋深、储层岩石成分等。

大宛齐油田井网密度与采收率的关系

通过对大宛齐油田井网密度与连通率关系的研究,提出了修正后的谢尔卡乔夫公式。油田数据验证表明,修正后的谢氏公式可较客观地反映大宛齐油田井网密度与采收率的关系,预测结果对大宛齐油田高效开发有指导意义。

油气地球化学勘探在大宛齐油田滚动勘探开发中的应用

通过高密度采样,将以壤中游离烃油气直接检测技术和土壤吸附烃热释偏提取技术相结合的地表化探新方法、新技术应用于大宛齐浅层油气田的滚动勘探开发中,应用现代石油地质理论——成油体系分析的新思路,结合地震构造对化探异常进行综合油气预测,使钻井成功率大幅度提高,油田产量迅速上升,揭示了这一方法技术在浅层油气田勘探领域良好的应用前景。

大宛齐油田康村组储层微观孔隙结构特征及分类评价

综合应用铸体薄片、扫描电镜、压汞测试等分析化验资料,对大宛齐油田康村组储层的微观孔隙结构特征进行了研究。研究表明,康村组储层主要的成岩作用是压实作用和胶结作用,其次是陆源碳酸盐颗粒的溶蚀和交代作用;储集空间类型主要为剩余粒间孔隙、粒间溶孔、粒内溶孔;喉道组合类型为中孔中喉和中孔小喉型为主。在此基础上,应用主因子分析、聚类分析将康村组储层孔隙结构划分为4个基本类型,为油田开发调整提供了可靠的地质基础。

Mango轻烃参数在塔里木盆地大宛齐油田中的应用

塔里木盆地大宛齐油田的部分原油经受了不同程度的微生物降解作用,其原油的分子组成变化能较好地反映微生物降解作用对Mango轻烃参数的影响。对大宛齐原油轻烃组成分析发现,主体原油的Mango相关轻烃参数均呈现出陆相来源的分布特征,K1值、K2值基本保持一致,原油来源相近;随微生物降解程度的增加,Mango轻烃参数K1值减小、K2值增大,N^6_1/N^5_1值和(N^6_1+N^5_1)/(P2+P3+N_2)值整体上也呈现出减小的趋势。在大宛齐主体原油中,DW1区的N^6_1/N_2值、P2/P3值较高,DMCYC_5/MCYC_6值和MCYC_5/CYC_6值较低;而DW105西区的N^6_1/N_2值、P2/P3值则偏低,DMCYC_5/MCYC_6值和MCYC_5/CYC_6值却较高,这个区域性的分布特征可能预示大宛齐地区存在来自北部和西部的2股油气的汇入。

干涉点目标分析的大宛齐油田形变监测

针对石油开采所致形变具有周期长、连续性强及范围广,常规形变监测方法无法满足高效监测需求的问题。时序差分合成孔径雷达干涉具有监测范围广和效率高的优势。采用干涉点目标分析技术与69景Sentinel-1A SLC数据对大宛齐油田进行地表形变监测及时序分析。结果显示,2016年2月—2018年12月间大宛齐油田年均形变速率在-81~49 mm/a,开采区存在两处明显沉降漏斗与两处明显隆起,最大沉降面积达5.8 km^(2),除此外无明显形变。GPM降水数据与时序形变量的叠加分析显示,大宛齐油田形变具有明显季节性特征,形变与油田生产及地质条件具有相关性。

大宛齐油田防卡措施研究及效果评价

大宛齐油田油藏埋藏深度浅,地层疏松,胶结程度差,目前已进入开发中后期,油田含水达到85%左右,矿化度高(6-23×104mg/L)。由于大部分油井均有不同程度的出砂、结垢现象,造成油井泵效降低或无泵效,严重的还造成油井砂卡、垢卡,无法正常生产乃至长期闲置。这不仅增加了维护作业成本,还降低油井的生产时率,减少油井产量。所以有必要对卡泵原因进行分析,并提出解决办法,以节约成本,增加原油产量。

大宛齐原油金刚烷类化合物及其在油气运移中的应用

大宛齐油田是一个以轻质油为主的油田。原油中生物标志化合物浓度低,中性含氮化合物丰度同样较低,这给原油运移特征的研究带来了困难。研究表明,该油田原油中普遍存在一类热稳定性极高的化合物,即金刚烷类化合物,包括金刚烷和双金刚烷类化合物。系列样品色谱分析表明,该油田不同结构的化合物,其色谱保留行为存在较大差异。利用色谱保留行为与地层色层效应在原理上的相似性,用不同结构的金刚烷类化合物的比值研究了原油运移分馏效应,结果表明该油田金刚烷类运移参数具有较好的分布规律:总体上,随油藏埋深变浅,金刚烷类运移参数增加,表明原油主要存在纵向上的运移过程;在深大断裂发育区域,存在运移参数的低值分布区;平面上,运移参数自深大断裂附近由南向北增加,这种规律提供了该油田原油存在自南向北运移的重要证据。