非传统油气资源:现实且潜力巨大的油气勘探开发新领域

依据是否编入目前的石油地质学,将圈闭(油气藏)类型分为传统圈闭(油气藏)和非传统圈闭(油气藏)。与传统圈闭(油气藏)相比,非传统圈闭(油气藏)具有形态特殊、内部结构复杂、储层非均质性强且生储盖组合多变、成藏机理奇特、分布位置更加隐蔽等特征,甚至有的非传统油气藏位于传统石油地质理论认为的禁区。目前发现和开发的非传统油气藏有露头油气藏、断溶体油气藏、断缝体油气藏和断壳体油气藏等,非传统油气藏正逐渐成为油气勘探开发的热点和亮点。我国地质条件和成藏环境极为复杂,仍然有相当数量的圈闭(油气藏)没有收入经典的石油地质学,非传统油气资源潜力巨大,它们多分布在(超)深层、(超)深水、高原、极地、特殊气候地区,甚至盆地外,是现实的油气勘探开发新目标和新领域。

油气田地质特征对油田开发的影响

随着我国石油化工行业和我国科技水平的快速发展,石油公司提出了智能油田建设的理念,并通过不断地尝试取得了良好的建设效果。实现了对油田业务开发相关领域系统的业务全行业覆盖,初步搭建形成了一个可资源信息共享、优化信息整合利用的综合信息系统集成开发管理平台,成功打造了一系列综合业务开发技术应用系统,加快了实现新技术发展的步伐。

碳酸盐岩微观测试技术对比与应用——以济阳坳陷乐安油田潜山为例

微观测试结果能反映很多油藏信息。目前关于微孔缝的镜下测试技术不断丰富,但仍缺少对微孔缝最全面的微观分析。为了便于对比各类测试技术,以济阳坳陷乐安油田草桥潜山区域为典型代表实例,先采用不同的精细微观专项测试技术对孔缝储集空间特征进行分析,具体包括微溶孔电子探针成分分析、扫描电镜、薄片和阴极发光测试等技术,然后总结了通过各种不同的微观测试技术观察到的现象及规律。具体结果和得出认识如下:通过电子探针成分分析技术,能够分辨出灰岩微溶孔内诸如有机质、方解石、黄铁矿、白云石、石膏等成分;薄片内可见灰岩含油段砾间砾内孔洞发育,溶蚀孔洞边部有轻微方解石化;通过扫描电镜分析,能够分辨出代表区块的白云岩结晶孔比灰岩溶蚀孔大两个以上数量级,能通过晶间孔或溶蚀孔推断岩石的脆性以及是否易于压裂;通过岩样阴极发光测试,能够区分出共有几期成分不同的孔洞充填物;通过扫描电镜和压汞都可以得到孔喉大小,比较两项技术,扫描电镜得到的是局部纳米级的孔喉直径,而压汞测试得到的是单块样品微米级孔喉半径。从应用对象来看,前者适合对应到矿物的孔喉,后者更适合开发区块的孔喉对比研究。

多敏性砂岩储集层酸化解堵方法研究及应用——以胜利樊家油田Es3砂岩油层为例

本文论述了含有多种填隙物成分的砂岩储集层在不同用酸、不同水介质环境和不同排液速度下渗透率发生变化的敏感性效应。针对储集层岩石结构和多种敏感性发生的复合作用原理,研制了提高油层渗透率的酸化反应理论模式。该理论模式有效地解决了在针对铝硅酸盐类矿物(主要是黏土矿物)填堵的砂岩储集层使用以氢氟酸为基配液的常规酸化时,砂岩骨架颗粒的溶解速度总是大于填隙物的溶解速度,从而不能有效稳定或消除矿物微粒并扩展储集层渗流空间的弊病。现场应用取得了明显的增油效果。该方法将油田化学原理与岩石学分析方法结合并推广应用,为目前国内外低渗透砂岩油藏增产改造中难点问题的解决提供了成功效例。

致密气吸附能力影响因素研究

为研究不同条件下致密气吸附量的变化规律,为致密气藏开发提供理论依据,针对致密气吸附的不同影响因素,自行设计完成致密气吸附解吸试验设备,对影响致密气吸附量的温度、粒径、有机质含量、含碳量等不同因素开展了研究。研究结果表明,在温度接近室温时,用Langmuir吸附模型拟合效果较好,而在温度过高条件下,因为Langmuir模型吸附过程中没有考虑吸附热对吸附的影响,Langmuir吸附模型对实验数据的拟合较差。实验过程中应用60~80目粒径的页岩颗粒进行吸附测试,比较吻合致密气吸附实际。致密气吸附量随着有机质质量分数的增加而增大,受含水率等因素干扰,吸附量与有机质质量分数呈正相关关系。

实物地质资料服务的信息化建设研究

社会变革的过程中,地质资料管理成为了有关部门的重点工作,陆续开展的工作实践反映了实物地质资料的重要性。为响应国家战略目标建设服务型社会,推进实物地质资料服务的信息化建设十分关键。目前我国许多地区的实物地质资料服务信息化建设取得了显著成就,发挥了这些资料的价值,未来有关部门需继续加大建设力度,将实物地质资料应用到更多领域。基于此,本文重点分析了实物地质资料服务信息化的建设路径,以期为实际工作提供指导与借鉴。

东营凹陷北带沙四段膏泥岩沉积特征研究

随着东营凹陷浅层油气资源勘探开发程度的不断提高,对深部层系油气的探索已刻不容缓。东营凹陷深层膏泥岩层系蕴藏有丰富的常规油气和页岩油气资源。本文以东营凹陷沙四段膏泥岩层系为主要研究层段,运用层序地层学、沉积学、储层地质学理论,进行层序地层界面识别、划分和对比,研究了膏泥岩层系的沉积特征,为研究区下一步油气勘探提供了地质依据。东营凹陷沙四段至孔一段共发育4套膏盐岩。可见比较明显的蒸发成因沉积序列,其沉积旋回由三部分组成:下部为泥岩和薄碳酸盐岩,中间为膏质泥岩、泥膏岩、泥质膏盐岩、石膏,上部为膏盐岩和盐岩。其次,运用岩心观察以及薄片鉴定等实验测试手段,研究了膏泥岩层系的沉积特征,落实了沙四段从岩性上分为膏盐岩层段和泥页岩层段,前者主要发育紫色、紫红色膏质泥岩、泥膏岩、石膏及盐岩,后者主要发育泥岩、油页岩、页岩及泥灰岩、白云岩等等。综合多井岩性统计,明确了岩性平面及垂向分布特征。

应用物理模拟研究碎屑岩储层物性演化特征:以胜利油区古近系沙河街组为例

为定量恢复地质历史时期碎屑岩储层物性参数的演化特征,以胜利油区古近系沙河街组为例,采用物理模拟实验对纯压实作用下不同的粒度、分选、沉积相类型及不同地层流体性质的砂岩储层孔隙度和渗透率的变化规律进行研究。结果表明:物源相同时,分选、磨圆类似的岩石,随着粒度的增大,孔隙度减小、渗透率则增大;而对于粒径范围相同、分选不同的岩石,其孔隙度和渗透率均同分选呈现较好的正相关性,即分选越好物性也越好。在不同地层流体条件下,储层抗压能力不同,酸性水介质条件下岩石抗压能力最小,且随着埋深增加孔隙度减少的速率相对较快;而在碱性水介质下,其孔隙度随深度的变化速率则相对较慢;当地层流体介质发生改变时,即酸碱度降低至中性水介质条件时,抗压实能力则会得到一定程度的恢复。总体上,碎屑岩储层的孔隙度同埋深基本呈现对数关系,渗透率与埋深均呈指数关系。模拟实验结果与实际埋深相对较浅的碎屑岩储层(小于2500 m)孔隙度演化特征吻合度较高,表明在浅层影响储层物性的因素主要为压实作用;而中深层的储层物性影响因素较多,其定量化研究还需综合考虑其它参数。

准噶尔盆地西北缘胜利区块勘探成效分析

通过综合分析评价准噶尔盆地西北缘胜利区块地震施工、钻井部署及相关勘探技术的应用,表明主攻浅层超剥带的钻探成功率、勘探成效比较高,分析了盆缘斜坡带油气输导成藏的理论认识和勘探技术方法,形成了地震模拟方法外推确定毯缘地层岩性圈闭边界、“油亮点”技术及对于哈山深层复杂构造,野外露头、重、磁、电、震、钻井等资料相结合,建立山前带构造地质建模技术,有效指导了油气勘探。通过进一步论证下步勘探主要方向,明确车排子地区石炭系(C)、哈德构造山前带石炭–二叠系(C-P)是西北缘胜利区块深层勘探突破的主要方向,而车排子地区排10西三维区沙湾组(N1s)是下步扩大浅层勘探的主攻目标。

中高渗油藏二元复合驱后剩余油分布特征——以胜利孤东油田七区西5~4-6~1单元为例

胜利油田中高渗油藏二元复合驱后,储层内仍有大量剩余油,但剩余油分布规律以及其与水驱、聚合物驱的区别有待研究。以孤东油田七区西Ng54-61单元为研究对象,利用密闭取心、测井及矿场监测资料,认识到剩余油分布特征为平面非主流线富集、层内多段见水且剩余油饱和度上下差异较小、主力小层与非主力小层之间的剩余油饱和度差异仍然明显;剩余油分布影响因素为平面主要受注采井距和排距控制,层内受韵律性、渗透率级差以及储层有效厚度影响,层间差异主要受主力小层和非主力小层的渗透率级差影响,为二元驱后油藏调整提供了依据。

绥中36-1油田氮气泡沫逐级调驱实验研究

多层砂岩油藏非均质严重,大段多小层笼统注水时注入水沿高渗透层窜流;利用氮气泡沫驱可有效改善注入剖面。在前人双管实验研究的基础上,创新提出应用三管并联驱替注泡沫逐级调驱的实验方法,重点研究了不同渗透率级差、相同渗透率级差不同渗透率级别和气液比对氮气泡沫调驱效果的影响。研究结果表明经过氮气泡沫调驱后,泡沫有效发挥了调整分流作用,使高渗管、中渗管和低渗管的产液量趋于均匀,体现了"分级堵调、逐级启动"的特性,有效改善了非均质储层的开发效果,对该类油藏的高效开发有一定的借鉴意义。

油田水离子参数与原油保存有利环境研究

在低油价的新常态新形势下,水动力充足,且具有良好油田水条件的中浅层油藏,逐渐成为了油田开发的重点,然而开发上对油田水成分特征的深入分析比较欠缺,各项离子参数与原油保存关系也模糊不清。为此,在深入分析油田水成分的基础上,分析了水型分布、钠氯系数、脱硫系数情况,比较了油田水矿化度和埋深的关系,找出了油田水与原油保存条件之间的关系,发现总矿化度和钠氯系数存在着较好的对应关系,较低的矿化度常对应较高的钠氯系数,即对原油保存有利的地区。高矿化度Na HCO3型和Na2SO4型水区,是寻找次生油藏的有利区域,此外,总矿化度高值、钠氯系数低值是有利于原油保存的重要地区。通过明确油田水特征,对利用油田水离子参数反推原油保存的有利区域具有重要意义。

面向油田高质量开发的评价方法体系探讨

在分析油田高质量开发内涵和目标基础上,构建了一套涵盖油田开发可持续、高效率、高效益、技术高水平等4个维度的评价指标体系,对指标体系进行赋权,结合油田高质量开发评价的实际需求采用模糊综合、灰色关联、TOPSIS等3种经典评价方法,应用期间评价结果经过组合后为最终评价结果,并对1116个开发单元进行了开发质量评价。通过评价结果分析,定位了影响高质量开发的关键因素,检验了评价方法体系的合理性与有效性,为油藏开发管理提供方向性指导。

渤南油田沙三段沉积相和储层研究

渤南油田沙三段是油田的主要含油层系。通过取心井、岩屑录井及测井资料,研究了岩石的岩性序列、粒度演变、结构构造等,论证了渤南油田沙三段浊积扇沉积。并将各沉积时间单元的浊积砂体分为内扇、中扇、外扇亚相及内扇补给河道、阶地、天然堤及中扇辫状河道、叶状体等微相。文中阐述了各亚、微相砂体的储层特点,从储层的粒度、渗透率及微观孔喉结构的变化,分析其对各相带储油性质的影响,中扇储油性能较好,其叶状体部位岩性较均一,是储油的最佳场所,多数高产油井分布于该相带中。

油田措施增油效益评价方法研究

油田老井措施为减缓老井递减发挥了重要作用。目前,胜利油田反映措施效果的指标为措施有效率,该指标存在一定的局限性,已经不能满足油田效益开发的需求。通过对胜利油田不同措施井次跟踪分析,得到胜利油田不同措施的有效期及有效期增油规律。应用现金流法建立了不同油价下不同措施经济极限图版,应用该图版可以迅速判别措施增油量是否具有经济价值,进而对措施进行效益评价。本文提出了一个新的措施评价指标即经济措施有效率,在低油价情况下,通过提高措施的经济有效率,能缩短投资回收期,增强存量的盈利能力,对油田优化措施投入方向具有指导意义。

稠油热采过程中粘土矿物变化特征研究——以金家油田沙一段为例

金家油田沙一段稠油油藏储层粘土含量高且具膨胀性,导致储层强水敏性,制约油藏热采开发,因此需要明确高温条件下粘土矿物热变特征,为开发提供指导。经差热和热重、高压釜高温实验后样品晶间距、溶质分析、X射线衍射、扫描电镜和含油薄片等分析表明：在100~200℃的温度条件下,蒙脱石脱表层吸附水,晶间距仍较大,膨胀性较强,此种情况,容易堵塞孔喉,导致物性变差,阻碍原油溢出使得剩余油饱和度较高;200~300℃温度条件下,蒙脱石脱去B位层间水,晶间距变小,膨胀性减弱,再加上高温对矿物溶蚀,改善孔喉连通性,使储层物性变好,原油容易溢出,剩余油饱和度降低。

低油价下特高含水油气藏经济开发技术分析——以美国东威明顿油田为例

当前世界石油开发过程中注水开发仍处于主导地位,低油价下特高含水油田的经济高效开发成为各大油公司所面临的难题。美国东威明顿油田与胜利油田整装水驱砂岩油藏在埋藏深度、储量规模、储层物性、砂岩疏松程度、原油性质、含水程度等方面的相似性最高,但开发效果远远好于胜利油田。该油田通过精细油藏描述,聚焦低渗微相等措施,提高了剩余油的采收程度;通过大规模使用水平井技术和中渗储层水力压裂提高了单井经济产量;调整注采井网,优化注采系统等措施也大大提高了水驱开发效果。此外,通过压裂处理油田固体废弃物,注蒸汽固结砂层完井减少防砂费用等一系列措施大大降低了开发成本。东威明顿油田特高含水期经济开发技术为低油价下胜利油田特高含水主力油田的高效经济开发提供了有效借鉴。

东营凹陷南坡东段孔店组油气优势运移通道研究

油气进行二次运移并聚集成藏,约70%的油气藏形成于优势运移路径上,优势运移路径是控制油气成藏的重要因素。油气优势运移通道形成的影响因素较多,组成复杂,是油气在输导体系内运移过程中多种地质因素综合作用的结果。东营凹陷孔店组作为油气勘探的深部层系,是由浅部转向深部勘探开发的接替层系,近几年越来越受到重视。从王46井发现了孔二段烃源岩,到王130、王古9井孔段获得较好的油气生产.

孤东油田二区Ng5聚驱后井网调整对策研究

孤东油田二区Ng5化学驱转后续水驱后,常规作业措施效果差,无效水循环严重,目前的规则高密度井网条件下进一步提高采收率十分困难,需要加强井网调整研究。为降低调整风险、达到较好的调整效果,以精细地质综合特征研究为基础,总结聚驱后剩余油分布规律,针对目前的问题,开展了变流线层系井网调整研究。对各个井网部署方案进行指标预测及经济评价,综合考虑投入产出比、提高采收率、工作量、风险等多种因素优选出了最佳的聚驱后井网调整对策。

精细储层预测技术在油田开发中的应用

本文对精细储层预测技术进行分析,保障这些技术的应用独立性以及应用的相互统一。