国外中高渗透率高含水油田开发技术新进展

中高渗透率高含水油田一般位于成熟油区,具有地质认识清楚、配套设施完善、勘探成功率高、最小经济门槛低等优势。近年来,针对中高渗透率高含水油田采出程度高、产量递减速度快、井况问题严重、吨油生产碳排放量大等难题,国际石油公司着力技术创新和成本控制,在油藏模拟、油气工程、改善水驱、提高采收率等方面持续发力,不断取得新进展。如俄罗斯RFD公司开发的tNavigator油藏模拟平台实现了千万至十亿节点的模拟。水平井多级水力压裂、新型鱼骨刺井、超短半径水平井等油气工程技术促进了老油田增产稳产。智能水驱技术因其特有的经济性、环境友好性及高效性,引起广泛关注。纳米智能驱油技术有望解决聚驱提高采收率技术难以解决的波及效率低、费用高、储层伤害等问题。这些技术对国内中高渗透率高含水油田的持续开发具有积极的借鉴作用。

松辽盆地西部斜坡北段油气成藏特征分析

松辽盆地西部斜坡北段油气主要来自齐家—古龙生油凹陷青山口组烃源岩,油气沿着高台子油层和萨尔图二-三油层砂体以狭窄的路径侧向西运。共发育3条运移路径,侧向运移的油气受低幅度构造、断层和地层尖灭遮挡富集成藏。西部斜坡构造幅度较低,断层规模小,平面延伸的距离短,不利于油气大规模聚集成藏,盆地边部的地层超覆带是寻找大规模地层尖灭油气藏和油砂矿的有利地区。斜坡区普遍受大气降水淋滤作用,原油受喜氧细菌的降解作用普遍稠化,沿着大气水下渗方向,原油稠化的程度越来越低,造成自西而东原油性质呈现规律性变化:地层超覆带为严重降解的稠油和油砂,断层遮挡油气聚集带为中等降解的稠油,构造—岩性油气聚集带为轻度降解的稠油和正常原油。

巴彦呼舒凹陷石油地质特征及勘探前景

巴彦呼舒凹陷是海拉尔盆地西南部的一个二级负向构造单元。在系统分析巴彦呼舒凹陷的石油地质条件后认为,凹陷内巴中次凹南屯组和大磨拐河组的泥岩是该凹陷的主要烃源岩。凹陷内广泛分布铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组3套储集层,伊敏组泥岩是区域性盖层,大磨拐河组和南屯组泥岩是局部盖层。断块、断鼻和地层超覆等油藏类型较为发育,巴中次凹的鞍部隆起带和东部斜坡带是有利勘探区带。

塔中寒武—奥陶系白云岩储层特征及主控因素

综合岩心、镜下、结构组分及宏观地质背景等各种特征,将塔中地区寒武—奥陶系白云岩储层划分为5种类型：潮缘带白云岩储层、与蒸发潮坪/泻湖有关的潮上白云岩储层、与盆地蒸发盐有关的潮下白云岩储层、台缘高能相带白云岩储层及深部混合水成因白云岩储层。结合地球化学和岩石物性分析结果,对塔中地区白云岩储层特征、成因及分布进行了探讨,认为该区深层白云岩储层发育具有以下特点：深埋藏白云岩化作用在有热液影响的局部构造地带尤其明显;白云岩化程度与地层深度成正比;白云岩化过程中受到了海水和淡水的共同作用等。

乌尔逊凹陷大磨拐河组油气成藏机制

乌尔逊凹陷大磨拐河组油气藏的分布和油气成因机制在凹陷南部和北部表现出差异性,乌南油藏主要分布在大二段上部,乌北油藏分布在大一段底部,乌南大磨拐河组油藏与南屯组油藏具有消长关系。以探索乌南、乌北大磨拐河组油气成藏机制为目的,在研究乌尔逊凹陷晚期构造演化的基础上,结合大磨拐河组GOI指标、成藏时期及原油成熟度变化等分析认为,晚期构造变形控制着乌尔逊凹陷大磨拐河组的油气运移与聚集,乌北大磨拐河组油藏形成于伊敏组末期的张扭变形,乌南大磨拐河组油藏则为南屯组原生油藏在青元岗组沉积末期反转变形中遭受破坏而形成的次生油藏,同时晚期构造变形过程中所形成的断块、断鼻、断背斜、背斜等多种构造圈闭为大磨拐河组油藏提供了聚集条件。

蒙古国勘探区块的凹陷、区带、圈闭定量评价方法

海外油气勘探往往需要快速评价、快速上钻、快速上产,开展地质风险评价有利于勘探决策、规避风险。基于蒙古国境内50个凹陷、35个区带和301个圈闭资料,借鉴海拉尔盆地、塔木察格盆地的勘探经验,建立了蒙古国勘探区块“凹陷、区带、圈闭”定量评价方法。研究认为:蒙古国对外放权的勘探区块勘探程度低、地质条件复杂、勘探目标隐蔽性强、勘探难度大、勘探风险高,应用“凹陷、区带、圈闭”定量评价方法统一地质评价标准,有利于实现蒙古国全境尺度上的地质目标优选;经定量评价,从全境50个凹陷中优选Ⅰ类Ⅱ类凹陷共37个、Ⅲ类凹陷13个;Ⅰ类Ⅱ类凹陷中的35个有利区带中进一步优选Ⅰ类区带12个;从301个层圈闭中优选Ⅰ类圈闭135个、Ⅱ类圈闭140个。研究成果对各大石油公司快速评价海外油气勘探区块具有重要指导与借鉴意义。

松辽盆地北部白垩系泉头组扶余油层致密油成藏主控因素

松辽盆地北部中央坳陷白垩系泉头组扶余油层发育河流—浅水三角洲环境下形成的低渗透致密砂岩储集层。在已提交的探明储量中,储集层孔隙度平均为11.8%,渗透率平均为2.30×10-3μm2,以岩性油藏为主;剩余勘探目标以赋存于孔隙度小于10%、渗透率小于1×10-3μm2储集层中的致密油为主。从烃源岩、构造、断裂和储集层4个方面阐述了扶余油层致密油成藏主控因素,认为成熟烃源岩控制了研究区致密油分布范围,构造高部位是油气运聚指向区,北西向断裂带控制油气富集,河道砂体控制致密油"甜点"区。采用类比法进行致密油资源潜力评价,初步估算扶余油层致密油资源潜力为13.09×108t,是大庆油田资源接替的重要领域。

大庆油田公司勘探开发形势与发展战略

目前,中国石油大庆油田公司(简称大庆油田公司)面临“后备资源接替不足、开发难度日益增大”等难题。通过回顾大庆油田公司油气勘探开发历程,总结了各领域勘探开发成果与技术系列,阐述了存在的关键问题和攻关方向,提出了大庆油田公司发展战略构想。分析认为:大庆油田公司油气勘探完善了陆相生油理论、源控论,发展了陆相坳陷湖盆、复杂断陷、火山岩、致密油气等勘探理论,形成了配套的勘探开发特色技术。随着油气勘探开发领域的不断拓展与延伸,结合大庆长垣油田的特高含水期开发和长垣外围油田的难采油气储量动用等方面面临的一系列开发难题,大庆油田公司明确了在完善已有勘探开发技术基础上,加快页岩油、碳酸盐岩勘探开发配套技术攻关及大幅度提高采收率、难采储量有效动用配套技术攻关等,以期实现后备资源有效接替和提高油气产量目标。同时,通过分析面对矛盾和挑战,以及自身发展的优势和潜力,大庆油田公司提出了“本土油气业务持续有效发展、海外油气业务规模跨越发展、新兴接替业务稳步有序发展和服务业务优化升级发展”的发展战略。基于大庆油田公司发展战略目标,编制了“十四五”油气勘探开发规划方案,为大庆油田公司转型升级发展提供资源保障。

海拉尔盆地贝中次凹——残留型叠合小断陷盆地油气勘探的成功案例

贝中次凹是海拉尔盆地贝尔凹陷内的一个小型断陷,面积为260km2,主体勘探面积仅110km2,其下部为富含火山物质的残留断陷,上部为遭受严重剥蚀的断坳和坳陷。2005年以来,以残留型叠合断陷盆地勘探理念为指导,通过实施三维地震和不断深化地质研究,在贝中次凹探明了5 000×104t级规模储量,成为小凹陷获得大发现的成功案例。贝中次凹勘探经验揭示,"残留"和"叠合"的特点可能是小凹陷富含油气的关键因素。"残留"意味着原始沉积时断陷规模有可能很大,与未遭受过剥蚀的小凹陷相比,残留凹陷通常有效烃源岩比例要大,油气资源丰度相对要高,而且,富含火山物质的残留断陷期储层易溶蚀形成次生孔隙;"叠合"意味着其上的断坳期地层可作为良好的区域盖层,多期不整合面和断裂有利于油气运移聚集。东北亚地区中生代断陷盆地广泛分布,其中发育众多的残留型叠合小断陷,贝中次凹勘探的成功预示着这些小断陷可能具有类似的油气成藏优势,是下一步实现勘探突破的方向。

源外斜坡区油气成藏要素研究——以松辽盆地北部西部斜坡区为例

勘探证实,松辽盆地北部西部斜坡区已发现的富拉尔基油田、江桥油田、二站-阿拉新油气田、白音诺勒油气田和平洋油气田超出有效烃源岩的展布范围,距离生油凹陷30～100km,成藏要素一直是制约该区油气勘探的核心问题。本文以构造地质学、沉积地质学和石油地质学等理论为指导,开展了松辽盆地北部西部斜坡区构造特征、沉积特征、典型油气藏解剖研究。深入剖析了研究区油气成藏的主控因素,表明已发现的油气主要富集在四个鼻状构造带和超覆带上,储集砂体为三角洲前缘的分流河道砂体、河口坝、远砂坝和席状砂,指出该区油气成藏和富集程度受构造和沉积砂体类型双重控制。典型油气藏解剖表明,该区油气藏类型丰富,主要发育微幅度构造油藏、岩性-构造油藏、构造-岩性及岩性上倾尖灭等油气藏类型。结合构造、断裂、沉积及油气运移等因素,建立了研究区油气成藏模式,指出不整合面、断层和砂体是油气输导通道,为今后该区油气勘探指明了方向。

地层物性变化对地震属性的影响

采用RSI岩石建模软件模拟了岩石的矿物组分、孔隙度、所含流体性质以及饱和度等与岩石的纵横波速度、各种弹性模量之间的关系.测试了岩石物性与地震属性之间的关系.测试结果表明,不同的地层物性因素对岩石物理参数的影响不同,导致对地震属性的影响也不同.提出了一套能反映地层岩性变化、孔隙度变化及流体性质的地震属性提取方法,应用该方法预测了XS1工区的含油气状况,结果证明了该方法的有效性.

扶余油层油气输导体系对油气分布的控制作用

松辽盆地北部扶余油层油主要来自上覆青山口组一段源岩,是源岩生成的油经过油源断裂向扶余油层倒灌运移后,再在浮力作用下沿连通的断砂组合体侧向运移的结果.综合油气输导体系和烃源岩两个成藏要素,分析了油气分布规律.结果表明：扶余油层已发现油田主要发育裂缝—断层—砂体复合型输导体系;油气主要沿断裂带富集,但富集程度存在差异;在有效烃源岩分布范围内,被断层和裂缝沟通的砂体更有利于成藏。

松辽盆地北部白垩系嫩江组低熟页岩原位渗透率随温度变化演化特征

通过加温-三轴压力联合的(轴压8 MPa、围压10 MPa)渗透测试、封闭体系页岩电加热热解测试和扫描电镜分析,研究松辽盆地北部白垩系嫩江组二段富有机质低熟页岩平行层理方向原位渗透率的演变规律及特征。研究结果表明:随温度升高,样品原位渗透率呈现先升后降又升的变化规律,375℃时渗透率最低。同一温度下,样品原位渗透率随孔隙压力的增大而减小。低熟页岩原位渗透率演变可划分为5个阶段:①25~300℃,热破裂和黏土矿物的脱水作用改善了渗透性,但渗透率小于0.01×10^(-3)μm^(2)。②300~350℃,有机质热解排烃形成有机成因的矿物粒间孔和微米级孔缝,在有限范围内形成连通的孔隙网络,提高了渗透率。但液态烃内黏稠的沥青质含量高,应力约束下不易流动而滞留于孔隙内,导致渗透率增长缓慢。③350~375℃,有机质大量热解生烃形成孔隙,但液态烃吸附溶胀和应力约束下的附加膨胀热应力,压缩了孔裂隙空间,液态烃难以排出,造成渗透率急剧下降。④375~450℃,有机质生烃后不同矿物之间相互连通的孔隙-微裂隙网络系统、增加的孔隙尺寸和黏土矿物的转化作用,促使应力约束下渗透率的持续升高。⑤450~500℃,稳定的孔隙系统和不同层理方向交错的裂隙系统,造成渗透性显著上升。不同阶段内有机质的热解作用、孔裂隙结构和周围应力的耦合作用是原位渗透率演化的主控因素。

蒙古尼尔金盆地石油地质特征及勘探前景

位于蒙古国中部的尼尔金盆地是一个中生代裂谷盆地,目前仍处于勘探早期。盆地内下白垩统湖相泥岩和纸状页岩具有很强的生油能力,下白垩统的煤系地层及上二叠统一下侏罗统中富含有机质的泥岩和煤层是可能的气源岩;盆地内广泛分布着3套储集层;上侏罗统、下白垩统、上白垩统的泥岩是潜在的盖层;存在多种生储盖组合及远景圈闭类型。通过对石油地质条件的分析,认为尼尔金盆地很可能形成多套含油气层系和多种油气藏类型,推测在盆地中部和南部会有大的油气藏存在。

松辽盆地北部营城组火山岩地球化学特征及形成环境

通过火山岩主量元素、稀土元素、微量元素的特征分析和构造环境图解判别认为：松辽盆地北部营城组火山岩属于高钾钙碱性系列、钙碱性系列和钾玄岩系列；营城组火山岩酸性岩轻、重稀土元素分馏明显，其他岩类亏损不明显，暗示其经历了斜长石、磷灰石和钛铁矿的分离结晶作用；营城组火山岩的形成与太平洋板块俯冲导致的岩石圈拆沉减薄、软流圈上涌密切相关，属于板块俯冲作用的板内伸展环境下的岩浆活动；在统一的太平洋构造域内，郯庐断裂北段白垩纪早期的左旋走滑运动，对盆地基底的改造和火山岩分布起到一定的控制作用。

大庆油田企业转型发展分析

大庆油田有限责任公司作为资源采掘型企业,资源走向枯竭是必然要面对的问题,转型升级是保持其高质量可持续发展的必然路径。分析国际石油公司转型方向和路径,结合公司现状、环境分析,明确企业转型方向:一是页岩油支撑稳产、开发技术闯市场、培育新能源业务;二是延伸产业链、增加附加值、发展新业态。提出多元化和产业链延伸两条转型路径,讨论大庆油田公司转型升级发展战略规划路线,为中国能源公司转型升级发展提供借鉴。

州86-76区块高台子油层断层精细解释

州86-76区块断层的发育情况比较差,没有形成较大规模的砂体,分布也比较零散,其主要的是在幅度较小的构造、断层以及岩性等多重因素的影响下形成比较复杂的油藏类型,从而使得该油藏实际的油水分布情况非常复杂,因此,实际的钻井施工成功率也比较低,这给油田的生产开发带来了较大的困扰。在现有开发区块内,对剩余油分布认识不足,制约了州86-76水驱精细开发调整及挖潜措施的顺利实施。同时,油田外围滚动扩边增储作为油田稳产的后备战场潜力认识不充分、下步扩边方向不落实。将根据研究区目前的勘探与开发现状,应用地震、测井、录井和动态资料,深化州86-76高台子油层断层再认识,开展外扩潜力评价研究,为下步储量评价提供依据。