鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长4＋5储层砂岩成岩作用

根据砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等,研究了甘谷驿油田长4+5油层砂体的岩石学特征、成岩作用。研究表明:该区长4+5储层储集砂体成分主要以长石砂岩为主;储层砂岩的成岩作用处于晚成岩A期,早期的压实作用、多种矿物胶结作用是使物性变差的两个重要成岩作用;而溶蚀作用,特别是长石的溶蚀是使储层物性变好的重要成岩控制因素。

内蒙古西部银根-额济纳旗盆地重力场与断裂构造的特征

为了研究银根-额济纳旗盆地的构造特征,为该区油气资源远景调查评价提供依据,系统地收集、研究了已有的重力调查资料,分析了研究区重力场的特征及其成因,推断了研究区的断裂构造体系。研究区区域重力异常主要是由莫霍面起伏变化引起的,剩余重力异常重力高与重力低相间分布的特征,可能一方面反映了研究区凹陷与隆起分布的范围及展布特征,另一方面反映了凹陷与隆起之间发育非对称的断裂。研究区主要发育北东东向(北东向)、北西西向2组断裂,这2组断裂对基底结构、性质、隆坳格架及中生代盆地展布起重要的控制作用。基底断裂将研究区分割成多个块体,使盆地形成凹、凸相间的结构特征。

鄂尔多斯盆地延长组地层的精细划分与对比——以川口油田北区为例

目的建立延长组地层更为准确的等时地层格架。方法针对鄂尔多斯盆地的特点,以标志层为基准、以沉积模式为指导、以旋回厚度为参考、以等高程切片法为手段,并以动静结合的方法进行验证,开展研究区小层的划分与对比。结果长6油层组自上而下可划分为长61-1,长61-2,长62,长63,长645个小层。结论延长组地层各小层厚度不等,但横向厚度变化比较稳定。其中长61-2小层砂体连片,普遍含油,为川口油田的主要开发层位。

川口油田长6油层注水解堵开采研究

川口油田属特低渗透油田,平均空气渗透率为0.79×10-3～0.96×10-3μm2,储层物性差,油藏压力低,渗透率特低,基本无自然产能,水力压裂求产后产能下降快。1998年油田开始注水,随着注水时间的延长,油田开发矛盾也在逐渐暴露,主要表现为水淹井多、吸水剖面不均匀、部分油井见效缓慢。为最大限度地发挥油层潜力,根据油藏地质特征和油水运动规律,进一步完善注采井网,完善注采对应关系,以反九点法井网为主的川口油田注水开采,取得了突破性的发展;严格控制注水参数,解决了水质超标、注水井注不进水、注水井堵塞、油井水淹等技术难题。油井增产明显,取得了一定的经济效益和社会效益,逐步确定了一套适合川口油田注水开发的工艺流程和工艺技术。为特低渗透油田提高资源利用率,提高原油采收率闯出了一条新的路子。

川口油田长6油层注水开发实践与认识

川口油田属特低渗透油田，平均空气渗透率0．79×10^-3～0．96×10^-3μm^2，储层物性差，油藏压力低，渗透率特低，基本无自然产能，压裂求产后产能下降快。1998年油田开始注水，解决了水质超标、注水井注不进水、注水井堵塞、油井水淹等技术难题，油井增产明显，油层整体吸水性较好，弥补了地下亏空，取得了一定的经济效益和社会效益，积累了丰富的现场经验，逐步确定了一套适合川口油田注水开发的工艺流程和工艺技术。为延长油矿管理局在全局范围内实现二次采油奠定了扎实的基础，为特低渗透油田提高资源利用率，提高原油采收率闯出了一条新的路子。

鄂尔多斯盆地延长区上古生界储集层地质特征及天然气勘探前景

鄂尔多斯盆地东南部延长区天然气勘探程度低,对该区古地理格局、沉积相类型及展布特征、储集层岩石特点及其储集条件进行分析,进而预测该区上古生界山西组、下石盒子组天然气勘探前景。延长区气源岩及盖层条件良好,广泛发育了主要产气层山西组、下石盒子组的三角洲前缘、三角洲平原、滨浅湖等沉积;储集层以石英砂岩为主,次为岩屑砂岩,具低孔、低渗特点。根据储集层岩石特征、物性特征、孔隙结构特征,将延长区上古生界储集层划分为4类,工业气流一般都形成于Ⅰ至Ⅲ类储集层,Ⅳ类储集层基本不具备储气能力。不同类型储集层分布比较分散,是本区普遍含气却产量偏低的原因之一。研究区子长—延川—延长一带,多期河道叠加发育,砂体厚度大,已见到较好的含气显示和工业气流井,是极富希望的天然气勘探区。

陕甘宁盆地川口油田低渗透油藏长6油层裂缝特征

通过对野外露头观测、岩心观察、薄片鉴定、地层倾角测井解释等方法 ,对川口油田长 6油层裂缝进行了研究。川口油田长 6油层主导裂缝方向为近 EW向 ,天然显裂缝规模小且不发育 ,裂缝在原始地层条件下多为闭合状态 ,只有在人工激发后才会表现出明显的裂缝特征。川口油田储层类型为孔隙型储集层。该区油层埋深 5 0 0～ 70 0 m,垂向应力为最小主应力 ,压裂后理论上应产生水平缝 ,但受到天然垂直 (闭合 )缝的影响 ,在裂缝发育区可能会形成垂直压裂缝。在目前注水条件下 ,注水实验区储层裂缝的作用还未表现出来。

注CO_2提高采收率工程中的腐蚀机理及防护措施

利用CO2驱提高采收率是一项极有前途的3次采油方法。上世纪60年代中期，大庆油田和胜利油田相继开展了CO2驱的室内实验和小规模的矿场试验。随着小型CO2气藏的发现，CO2驱的单井吞吐措施作业项目越来越多，而且取得了明显的效果，采收率可以提高15％-25％。制约该项技术发展的一个突出问题就是注入CO2会引起油田设备的腐蚀性增加。通过分析CO2的驱油机理，剖析了CO2驱油中的腐蚀因素及腐蚀机理，并提出了注CO2驱油中控制腐蚀的几种方法。

川口油田西南区长6油层组储层特征及其主控因素分析

川口油田西南区延长组长6油层组储集层岩石类型以长石砂岩为主,颗粒间多为点-线接触关系,孔隙式胶结,总体具有成分成熟度低、结构成熟度高,低孔低渗特征.粒间孔-溶孔为储层的主要储集空间.沉积相带、矿物成分及砂岩粒径等是影响研究区储集层性质的重要条件和关键因素,较强的压实作用、胶结作用是该区形成低孔低渗储集层的主要因素,溶蚀作用为储集层的主要增孔因素.

内蒙古西部银根-额济纳旗盆地航磁异常特征及地质意义

在对银根-额济纳旗(银-额)盆地出露的岩体的磁性特征和航磁异常特征分析的基础上,结合局部重力异常资料和前人在区域地质方面的研究成果,讨论了航磁异常与岩浆岩之间的联系,定量拟合解释了盆地东部地区的一条重磁剖面,进而探讨了岩浆岩的分布规律。研究结果表明,银根-额济纳旗盆地各类岩体磁性分布不均匀,哨马营东南侧的中性岩、银根附近的中性和酸性岩磁性较强,而其它地区出露的岩体的磁性则为弱磁性或无磁性,并且基性岩总体表现为弱磁性;区域磁异常反映了磁性基底的特征,额济纳旗西侧、苏亥图—乌力吉—苏红图一带区域磁力高异常是古元古界深变质岩系的反映,额济纳旗—绿园—特罗西滩—因格井和银根—查干德勒苏一带区域磁力低异常是前二叠系中浅变质岩系的反映;额济纳旗、哨马营北—特罗西滩、苏亥图西—因格井—乌力吉—查干德勒苏一带局部磁力高异常主要由中酸性岩所引起,哨马营—陶勒特—特罗西滩东一带局部磁力高异常主要由中性岩体所引起,绿园—务桃亥—因格井一带局部磁力高异常主要由沉积盖层中磁性物质所引起;区域性大断裂控制着银-额盆地磁性侵入岩的发育。

陕北延安地区基底断裂及其油气地质意义

以重磁力资料为基础,结合钻井及地质地震资料,推测出研究区有8条基底断裂。已有油田大都沿基底断裂走向分布在断裂两侧,勘探井的试气产量高低与基底断裂分布关系密切,基底断裂的"隐性"活动导致沉积盖层中发育构造裂缝且以垂直裂缝为主,裂缝不仅能作为油气运移的通道,而且能提高储层的孔隙度和渗透率,对研究区内油气分布及储层产能起关键作用。

川口油田长_6油层裂缝特征及对注水开发的影响

对川口油田长 6油层岩心显裂缝作了统计、分析 ,并制作薄片进行了微裂缝观察。在延河剖面长 6油层作了野外裂缝测量。结果表明 :川口油田长 6油层存在天然显裂缝与微裂缝。裂缝方向以近 EW向为主 ,同时发育近 SN向裂缝。显裂缝频率平均为 0 .4条 / m,切深变化范围不大 ,以高角度缝为主 ,只有 11.1%的裂缝被少量钙质充填 ,在地下多为闭合形式 ;微裂缝开度主要区间为 5～ 15μm,孔隙度极低 ,内蕴渗透率相对较低 ,从 0～ 10 0 μm2不等 ,面密度小 ,仅为 0 .0 0 2 6 / mm,延伸长度为 0～ 2 mm,仅 12 %以下被矿物充填 ,与大裂缝夹角主要为 0～ 10°,主要发育在显裂缝周围。同时 ,通过真实砂岩微观模型实验和注水井与生产井之间的注采分析 ,研究了裂缝对注水开发的影响。

鄂尔多斯盆地延安地区山西组沉积特征

采用等离子体质谱仪(ICP-MS)等分析方法,运用地球化学资料和沉积构造特征对鄂尔多斯盆地延安地区山西组沉积环境进行了分析。由泥岩样品的古盐度、w(B)/w(Ga)、w(Sr)/w(Ba)、w(V)/w(Ni)等比值以及B-Rb-Ga三端元图解分析得知,研究区山西期沉积水体以混合水为主,其中山2段受海水影响较大。沉积构造特征也表明,研究区山西组具碎屑海岸沉积特征。综合地球化学特征和沉积构造特征研究表明,研究区山西组为发育在浅海陆棚之上的三角洲沉积。

鄂尔多斯盆地延长气田致密砂岩气产能及压降预测研究

为科学评价延长致密砂岩气井的产能、合理配产,针对其单井产能低、差异大,常规二项式评价局限性及一点法参数α差异性问题,本文结合研究区(延气2-延128井区)试井资料,运用产能方程关系推导、模拟计算预测等方法,研究得到:1)本文提出参数α呈增大趋势,α值随地层压力变化而变化;并且具有无阻流量递减速度比地层压力下降速度更快这一特性;2)通过回归延长气田延气2-延128井区参数α与地层压力关系,得出目标井区在初始地层压力时参数α在0.71左右;3)目标井区35口井模拟计算结果与实际试气结果吻合率为86.3%。研究结果对鄂尔多斯盆地延长致密气田产能评价有一定的实际意义。

鄂尔多斯盆地陕北斜坡延长区块储层流体识别

延长油田区块位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部延安单斜的中间部位,为研究天然气储层及储层中高含气分布区,2008年在延长油田区块内完成三维地震勘探344km2。本文对三维地震资料应用吸收系数、频谱分解、振幅衰减等地震属性进行流体识别试验。试验结果表明振幅衰减对含气层段异常响应相对敏感,吸收系数对高含气层段有一定反映。利用天然气储层各层段振幅衰减极大值,参考吸收系数剖面的高值层段,分析预测了三维区块含气概率高的平面分布区,2009年在预测的含气概率高分布区进行了探井验证,取得了比较理想的效果。

低渗致密复杂叠置储层组合立体井网高效动用方法——以延安气田为例

延安致密砂岩气田具有纵向主力开发层系多、层间跨度大、有效砂体分布范围广、储层非均质强、区域差异明显等特征,需要采用'因层制宜、因区制宜'的组合立体井网高效动用技术进行开发。通过'分级约束'的立体井网设计思想,基于地面环境约束、宏观约束、局部约束以及属性约束的四级约束条件,建立从宏观到局部、从空间到属性、从地面到地下的多维度、多尺度、多因素耦合的立体井网优化设计体系。在该设计思想的指导下,结合延安气田地质特征,划分出了'河道富集区多层系'、'非河道低富集区双层系'、'非河道低富集区三层系'以及'河道低富集区多层系'4个开发区域,并给出了相应的'大井组直/定向井'、'大井组直/定向井+水平井'相结合的4套混合井网模式。另外,提出致密砂岩气田富集储层以采收率为主要约束函数、低富集储层以单井产气量为主要约束函数的井网密度优化标准,据此给出了延安气田最优井网密度为富集储层1 000 m×800 m,低富集储层1 200 m×1 000 m。

考虑时变效应的致密气井产能评价——以延安气田为例

在致密气井的生产过程中,压裂裂缝导流能力、储层流体分布和气水相渗都会不断发生变化,具有时变效应,而传统的产能评价往往忽略了这种效应。针对这一问题,通过建立考虑裂缝导流能力时变效应和储层气水相渗时变效应的渗流数学模型,评价了时变效应对气井产能的影响。研究结果显示:压裂裂缝导流能力的时变效应增加了流体流动阻力,缩短了气井的稳产期;气井生产过程中,除了流体和岩石本身的膨胀能外,气水相渗的时变效应能够减小束缚水饱和度,使得部分束缚水转化为可动水,增大了水相渗透率,减小了气相渗透率,加快气井见水并增大气井产水量,促使气井递减提早出现。延安气田的实际气井生产表明,不考虑时变效应预测的稳产期偏长,预测的产水量远低于实际气井的产水量,时变效应对气井生产的影响不可忽略,结合延安气田开发实际还需进一步研究在立体井网开发模式下考虑时变效应的气井产能模型。