减氧空气辅助重力驱全直径岩心物理模拟——以青海油田尕斯库勒E_(3)^(1)油藏为例

与常规的注气方式相比,注气辅助重力驱具有抑制气窜,扩大波及体积的优势。通过静态低温氧化实验,研究减氧空气辅助重力驱在青海油田尕斯库勒E31油藏的适应性;利用天然全直径岩心开展减氧空气辅助重力驱实验,分析了氧气体积分数、注气速度和倾角对减氧空气辅助重力驱的影响规律。结果表明,低氧气体积分数(5%)减氧空气在尕斯库勒E31油藏具有较为明显的低温氧化作用,耗氧速率可以达到2.19 mol/(h·mL)。对于减氧空气辅助重力驱而言,尕斯库勒E31油藏条件下,增大注入气氧气体积分数,最终采收率提高,岩心实验采收率增幅为1.2%~6.9%。从采收率与安全角度考虑,尕斯库勒E31油藏可以选择氧气体积分数略低于10%的减氧空气作为驱替介质。注气速度大于1.0 mL/min时易发生黏性指进;而小于0.1 mL/min时易导致毛细管滞留,采收率较低;当注气速度为0.3 mL/min时,为油气稳定驱,采收率较高。减氧空气辅助重力驱过程对重力作用较为敏感,对于倾角较小的油藏,减氧空气辅助重力驱具有一定的可行性。影响尕斯库勒E31油藏减氧空气辅助重力驱的因素敏感性排序依次为注气速度、倾角和氧气体积分数。

干旱湖盆边缘浅水三角洲沉积特征与沉积模式——以青海尕斯库勒油田下油砂山组Ⅵ油组为例

综合利用岩心、测井及现代沉积资料,采用比较沉积学方法在青海尕斯库勒油田下油砂山组识别出典型的干旱湖盆浅水三角洲成因储层,在此基础上,通过现代沉积与地下储层密井网解剖初步建立了干旱湖盆浅水三角洲沉积模式。研究表明:干热气候引起的沉积物性质与水文特征差异,导致干旱浅水三角洲存在明显的事件性特征且沉积特征明显有别于湿润气候下的浅水三角洲,其前缘暴露时间长、暴露区域广,泥质沉积物以红褐色为主,缺乏植物化石。干旱浅水三角洲的基本沉积单元为一条供给河道控制的复合沉积体。以一条主干分流河道为骨架,决口水道—朵体与分流水道—河口坝组合分别高频发育于河道主干河道侧缘和末端,但其规模较小。干旱浅水三角洲存在明显的顺源相带差异,按照沉积特征可将这类三角洲分为平原、前缘及前三角洲;在平原亚相,主干河道切入平原沉积并在边缘发育多个决口朵体,朵体内部可见发散状决口水道;进入前缘亚相后,主干河道分支成多条分流河道,每一条分支河道控制形成一个河坝组合,最终形成多个辐射状延伸、侧向彼此独立的河坝组合;河坝组合一般呈“河在坝上走”的样式,其内部发育多条末端分流水道,整体呈底平顶凸的半透镜状,河道位于河坝组合中部;前三角洲主要沉积泥岩,缺乏河流供给,缺少砂质沉积。主干河道和河坝组合为该类三角洲的优质储集体。

柴达木盆地南翼山油田卤水的水化学特征和U、S同位素组成及成因探讨

南翼山油田卤水为多种资源共存的液体矿床,但至今尚未开发利用。本文首次利用(^(234)U/^(238)U)并结合南翼山油田卤水的水化学组成及S同位素数据,分析了沉积期后油田卤水水化学组成的变化,探讨了其变质过程。油田卤水的SO_(4)^(2-)和U含量分别为0.08~2.24 g/L和1.41~5.38μg/L,相对于石盐不饱和的大浪滩晶间卤水和石盐饱和的尕斯库勒盐湖卤水,油田卤水的SO_(4)^(2-)和U含量很低。油田卤水的δ^(34)S为53.59‰~58.46‰,明显较高,(^(234)U/^(238)U)为1.07~1.14,234U相对过剩。SO_(4)^(2-)的细菌和有机质还原是引起油田卤水变质、SO_(4)^(2-)含量大幅度减小和δ34S明显增大的主要因素。SO_(4)^(2-)还原过程中产生的H2S又促进了U的还原,从而使油田卤水的U含量减小和(^(234)U/^(238)U)增大。地表水和水岩反应对油田卤水的影响很小。这种地球化学条件不利于U向油田卤水中富集。南翼山油田卤水是硫酸盐型古盐湖卤水埋藏之后,经过变质而形成的氯化物型卤水。

灰岩储层多级交替注入酸压酸蚀规律研究

中国大部分灰岩储层埋藏深、低孔隙低渗透,受高温、高闭合压力、强非均质性等因素影响,常规盐酸酸压不易对其形成非均匀刻蚀,且改造效果差,影响了该类储层的高效开发。多级交替注入酸压技术可以通过酸液在前置液中多次形成黏性指进的方式来更好地实现裂缝壁面的非均匀刻蚀,但多级交替注入酸压酸蚀规律尚不清晰,注酸级数的界限尚不明确,目前酸压设计多依靠经验方法进行。针对以上问题,在双尺度连续酸化模型的基础上,综合考虑黏度变化与注酸级数的影响,建立了灰岩储层多级交替注入酸压模型。基于多级交替注入酸压模型,将酸岩反应动力学、酸蚀裂缝实验数据、酸蚀数值模拟研究结果相结合,分析了酸液黏度、注酸排量及注酸级数等因素对酸压改造效果的影响,明确了灰岩储层多级交替注入酸压的酸蚀规律与注酸级数界限,通过引入酸液突破体积对现场优化提供依据。研究结果表明,为改善裂缝壁面的非均匀刻蚀程度,获得酸蚀裂缝的高导流能力,在地层温度为90℃时纯灰岩储层采用盐酸与稠化酸交替注入工艺,在注酸排量为5 m^(3)/min时加入0.4%非离子型聚丙烯酰胺的稠化酸。在此基础上,最佳注酸级数以不超过三级为宜,此时酸液突破体积最小,适用于现场施工。

长井段互层油藏单井产量劈分研究——以青海花土沟油田为例

对于开发历史长、油水关系复杂的油藏,搞清楚储层动用程度及采出程度是提高该油藏的最终采收率的前提条件。目前国内常用的传统产量劈分方式为KH值劈分法,该方法未考虑层间干扰等因素的影响,劈分结果误差较大,以青海花土沟油田为例,通过引入储层动用判断方法,结合动、静态综合劈分方法,增加了长井段互层油藏产量劈分的准确性,在油田实际开发运用中取得了很好的效果。

柴达木盆地南翼山油田伴生水特征及来源分析

柴达木盆地在南翼山a、b、c等井发现高产富锂钾硼卤水。为了推进油田伴生水勘查评价及综合开发利用,通过整理地震、测井、测试、分析化验等资料,掌握了南翼山伴生水水质、分布层位、储层特征,利用卤水特征系数、元素相关性、同位素特征等方法,对南翼山油田伴生水元素成因及来源进行了分析。分析认为,该区背斜核部的古近系地层埋藏深、封闭条件好,构造圈闭及地应力条件有利于卤水富集,明确该区油田伴生水为深层封闭环境下的沉积变质成因。卤水的元素特征系数、分布规律及微量离子组成揭示,南翼山油田伴生卤水是大气降水后,淋滤溶解盆地周围岩浆岩、火成岩,经火山热泉补给,汇至古、新近系湖盆中,经蒸发浓缩,封存于地层中的沉积变质卤水。

砂砾岩储层分布非均质性和质量非均质性研究——以克拉玛依油田五2东区克上组为例

克拉玛依油田五2东区克上组为扇三角洲砂砾岩储层,砂体叠置关系复杂、储层非均质性严重,部分井组注水效果差。综合该区岩心、测井和实验室分析化验资料,对储层的分布和质量非均质性进行了定性分析和精细定量表征;并在相控约束下,利用熵权法计算综合非均质指数进行评价;最后将分析结果与实际生产数据相结合,总结出储层分布和质量非均质性对实际注采效果的影响。结果表明:各砂层组层间质量非均质性中等;层内渗透率以正韵律、复合正韵律和均质韵律为主,质量非均质性较强;平面上在相控约束下的同一砂体内部,储层质量非均质性表现为中等到强。垂向上S5和S1砂层组内部中厚层砂体组合分层多,其余各砂层组表现为孤立单砂体形式;平面上砂体的分布整体受沉积微相控制。储层分布非均质性是造成注采不见效的原因,储层质量非均质性则导致注采见效难,效果差,该结论对油藏下一步调整注采井网和注采措施具有重要意义。

锂元素及其同位素对南翼山油田卤水形成演化的指示意义

南翼山油田卤水以高钙富锂等元素为特征,是柴达木盆地研究程度较高的油田卤水之一。根据南翼山构造区及其周边地区油田卤水、盐湖卤水、河水和潜水等不同水体的水化学及岩层的地球化学和矿物特征,研究了湖水的蒸发浓缩对Li+的富集作用,探讨了水岩反应对油田卤水Li+含量和δ7Li的影响。结果表明,埋藏之前的蒸发浓缩是Li+含量和总固溶物增大的主要原因;水岩反应对Li+含量和δ7Li有影响,但不会引起明显变化。南翼山油田卤水主要来源于古盐湖卤水,演化过程中曾受到水岩反应的影响。

南翼山构造区油田卤水相关地层中岩石和矿物的沉积期后变化

油田卤水与油气的生成、运移和储集等各个阶段都密切相关,其形成及演化必定受烃源岩、油气运移通道所在地层和油气藏储集层等岩层在沉积期后所发生的水岩反应的影响。南翼山构造区油田卤水的储层为N22y、N12y、N1g和E32g,正好是该区油气的主要烃源岩和储集层,油气的运移也是在这些地层之中进行的。本文通过对这些地层的地表露头和油井岩芯或岩屑的岩石薄片进行镜下观察和鉴定,识别岩石及其组成矿物在沉积期后的变化。南翼山构造区油田卤水相关地层中的岩石和矿物在沉积期后曾发生过方解石和粘土矿物分别交代石英和长石、长石的绢云母化和粘土化、方解石白云石化、方解石的重结晶、灰(云)质岩的溶蚀、粘土矿物重结晶为黑云母、绢(白)云母、绿泥石和玉髓等,以及绢云母交代石英和长石、黑云母的白云母化和绿泥石化、黄铁矿的形成等方面的地球化学过程,也可见到硬石膏、天青石和铁方解石等自生矿物。岩石和矿物的这些沉积期后变化将为油田卤水形成及演化过程中水岩反应的深入研究提供岩石学和矿物学方面的证据。

中国中西部前陆冲断带油气分布规律及勘探领域

环青藏高原中西部前陆冲断带相继发现了克拉玛依、克拉2、英东、中坝、白马庙等大型油气田。深入对比分析前陆冲断带构造特征及其与油气关系,总结了中西部前陆冲断带油气分布规律和勘探领域:沿走向,前陆冲断带一般划分为3个大的构造段,中段位于生烃中心,油气富集;从山前到盆内,前陆冲断带划分为山前推覆带、下盘掩伏带、盆内晚期构造带3个油气富集区带,山前推覆带稳定区继承性古构造油气富集,下盘掩伏带和盆内晚期构造带油气近源、近断裂成藏,深层油气富集;前陆冲断带以构造油气藏为主,除此之外,山前推覆带发育基岩风化壳、不整合遮挡等地层油气藏,盆内晚期构造带发育构造-岩性复合油气藏。根据前陆冲断带中段和深层油气富集规律及对三大勘探领域的认识,结合准噶尔盆地南缘前陆冲断带勘探现状,明确下一步勘探领域为南缘中段齐古断褶带及乌奎背斜带下部组合。

昆北油田切16井区路乐河组下段沉积相研究

基于区域地质背景,以岩心特征、测井资料等为依据,通过系统分析岩性特征、沉积构造及测井解释结果,对柴达木盆地昆北油田切16井区路乐河组下段(Ⅰ-6—Ⅱ-2小层)沉积相进行了研究,认为目的层段发育冲积扇相,并进一步识别出扇根、扇中2个亚相及泥石流、流沟、沟间滩、辫流线、辫流砂岛及漫流带6个微相。通过编绘单井沉积相柱状图及沉积相平面展布图,揭示了沉积相纵向及平面的展布特征,认为目的层段表现出退积式冲积扇的沉积特征,并以此为依据建立了研究区的沉积相模式,对有利微相带展开了评价,为切16井区目的层进一步的勘探开发提供了理论依据。

昆北油田切12井区基岩油藏产能主控因素及高效开发实践

柴达木盆地昆北油田切12井区纵向上发育基岩油藏和不整合面上覆E_3~1砂砾岩油藏(简称E_3~1油藏)2种类型油藏,但彼此间不发育稳定隔夹层,具有统一油气系统。该区开发初期主要对E_3~1油藏进行注水开发,基岩油藏以试采评价为主。为实现对E_3~1油藏产能的有效接替,在基岩储层特征认识的基础上,归纳总结出岩性、裂缝发育程度和上覆油藏注水特征3个基岩油藏产能的主控因素,以此来确定该区水平井开发方式,并在开发实践中建立了块状油藏地质模型、制定了井位部署方案和形成了随钻跟踪技术。研究证实板岩与花岗岩均是有利储层,基岩顶部风化程度高、裂缝最发育,E_3~1油藏的注水开发实际上对基岩油藏完成了超前注水,产能主控因素的分析奠定了水平井高效开发的理论基础,从近3 a基岩油藏开发效果来看,在低油价背景下实现了少井高产,在柴达木盆地首次完成了针对基岩油藏的规模开发。

跃进二号油田E_3~1储层非均质性研究

渐新统下干柴沟组下段(E31)为跃进二号油田主要含油层系,在岩心资料和测井数据统计的基础上,计算跃进二号油田E31储层层间、各小层层内的渗透率变异系数、突进系数、级差,运用单项非均质参数及储层非均质综合指数评价了E31储层层间、各小层(以Ⅰ-11小层为例)层内及平面的非均质性。研究表明,跃进二号油田E31储层层间非均质性强,平面上强非均质性区域分布广;Ⅰ-11小层层内非均质性中等,强非均质性区域主要在8-4、3-3、8-7、7-11等井附近。

青海省南翼山构造深层卤水矿床特征及分布规律研究

深层卤水是国家稀缺资源,在青海省南翼山构造资源量巨大,且与常规油气在成因和空间分布上密切相关。得益于半个多世纪的油气勘探,南翼山构造具有开展深层卤水勘查与评价的设备、资料、技术和人才优势,在该区开展深层卤水勘查与评价有利于缓解国家钾盐和能源短缺的局面。通过对柴达木盆地南翼山构造深层卤水化学特征及分布规律的研究,发现该区深层卤水矿化度高,水质好,含有很高浓度的锂、钾、硼等微量元素,并且碘、溴、铯、铷等元素的工业品位也较高,且该区卤水资源分布范围广、资源量大,水层纵向上分布密集,横向上分布连片,具有很大的开发潜力。利用分析试验、测井解释、地震反演、油藏分析等方法,掌握了深层卤水的矿床特征和纵横向分布规律,可为柴达木盆地类似构造的深层卤水勘探评价提供借鉴。

花土沟油田复合河道砂体构型研究

对花土沟油田上干柴沟组的砂体特征进行了研究,结果表明,花土沟油田三角洲前缘复合河道内单一河道边界具有5种识别标志:河间沉积、高程差异、厚度差异、侧向叠加、河道砂体的"厚–薄–厚"组合;单一河道砂体宽度80～200 m,厚度2～5 m。对三角洲前缘复合水下分流河道内部的单砂体进行定量识别,结果显示单砂体间主要有孤立型、对接型、叠加型三种接触关系;油田开发生产实践证实了单砂体划分比较合理。

油田开发规划优化新思路

在油田的规划部署中引入了效益最大化产量的概念,在油田的短期及中长期规划中,提出配产优化更合理的思路,打破采油厂和油田区块的界限。将全油田的产量按单位变动成本进行排队,首先确定规模经济核心产量,再根据公司的产量和操作成本指标按单位操作成本从低到高的顺序,掌握不同产量在经济效益上的差异;按照经济效益高低顺序来组织安排生产,使产量安排与经济效益有机地联系起来,全油田达到尽可能高的经济效益。

花土沟油田精细注水开发实践及认识

花土沟油田为典型的长井段薄互层复杂断块油藏,非均质性严重,油水关系复杂,注采对应差,注水单层突进,地层压力下降快,产量递减幅度较大。为了改善该油田的水驱开发效果,在精细油藏描述的基础上,通过实施改善水质、完善井网、层系细分、水井分注、剩余油挖潜等精细注采调整工作,水驱控制程度和油藏动用程度得到提高,地层压力稳中有升,自然递减率下降,综合开发效果得到了明显改善。

阿尔金山前带西段古近系陡坡型扇体发育特征及油气勘探方向

柴达木盆地阿尔金山前带柴10、阿探1井古近系碎屑岩获得油气突破,为了实现勘探扩展、寻找新的接替区带,亟需进行沉积砂体精细刻画及储层特征研究。利用重矿物、岩心、薄片、物性、测井及地震等资料,开展沉积物源的重新厘定、砂体类型与分布及储层特征等研究,进而提出下步有利勘探区带。研究结果表明:阿尔金山前带发育8个物源区,精细刻画8个物源区的边界及分布;研究区发育碎屑岩和碳酸盐岩,碎屑岩为砾岩、砂砾岩、含砾砂岩、砂岩,为冲积扇相、扇三角洲相、水下扇相及滨浅湖滩坝微相;储层分选中等—差,泥质杂基含量中等—高,受沉积相带控制,冲积扇相、扇三角洲平原亚相储层物性差,扇三角洲前缘亚相、水下扇相储层物性好,自山前带向盆地储层物性表现为“差—好—差”的特征;油气自生烃中心向山前带运移,在构造高部位受冲积扇相、扇三角洲平原亚相致密储层遮挡,易于在扇三角洲前缘亚相、水下扇相优质储集体中成藏。扇三角洲前缘亚相、水下扇相分布区是下步研究区油气勘探的有利区带,据此部署风险井阿探2井及探井红北2井。

油田注水开发工艺

对于油田注水的开发工艺来说,这是对油层进行能量补充的一种方式,利用水驱油,促进油井产能的提高,进而实现油田的有效开发,所以,必须加强油田注水的开发技术研究,实现开发水驱的效果,与油田开发所需之间相满足,促进油田产能不断提高,继而推动油田的进一步发展。鉴于此,本文将对油田注水开发工艺进行分析。

花土沟油田精细注水开发实践及认识

花土沟油田为典型的长井段薄互层复杂断块油藏，非均质性严重，油水关系复杂，注采对应差，注水单层突进，地层压力下降快，产量递减幅度较大。为了改善该油藏的水驱开发效果，在精细油藏描述的基础上，通过实施改善水质、井网完善、层系细分、水井分注、剩余油挖潜等精细注采调整工作，达到“注好水、注够水、精细注水、有效注水”目的，注采井数比由1：2.7提高到1：1.7，水驱控制程度和动用程度明显提高，地层压力稳中有升，自然递减率由14.37%降低到8.7%，综合开发效果得到了明显提高。