乌尔逊、贝尔凹陷南一段优质烃源岩测井识别及分布

优质烃源岩的分布是控制断陷盆地中油气分布的重要因素之一,对其准确的识别可以为下一步油气勘探提供有利的依据。采用丰富的测井资料,运用改进的ΔlgR模型,对乌尔逊及贝尔凹陷优质烃源岩进行识别,并对其分布进行预测。结果表明:改进后的ΔlgR模型应用简单客观,定量准确,在乌尔逊、贝尔凹陷应用效果好。通过计算得到的有机碳与实测有机碳间相关度R较高。在乌尔逊凹陷运用ΔlgR方法识别出的优质烃源岩主要分布于乌南和乌北两个区域,在贝尔凹陷主要分布于贝中、贝西和贝西南三个区域。

测井资料计算源岩有机碳含量模型对比及分析

研究首先从理论分析入手,根据Δlog R模型在基线、有机碳含量背景值、叠合系数K、成熟度参数方面存在不足或不便推导出改进的Δlog R模型,针对改进Δlog R模型在测井参数选取方面的不足提出逐步回归模型;然后用具体实例对比三种模型应用效果,结合实例分析说明了改进的Δlog R模型优于Δlog R模型、逐步回归模型优于改进Δlog R模型的原因;最后建议使用逐步回归模型计算源岩有机碳含量。对区域有机碳含量评价时,建议以沉积相为基础分区带评价,同时提出几点模型应用过程中应注意事项,为今后测井途径计算有机碳含量提供方法思路。

地质统计学反演参数选取及反演结果可靠性分析

基于随机建模技术的地质统计学反演方法预测结果垂向分辨率高,可细微地刻画储层空间分布,但反演结果随机性较强,因此反演结果的可靠性评价十分重要。笔者利用地质统计学方法,通过设置不同反演参数,对比反演结果,并结合地质规律选取最优反演参数,预测萨北开发区SⅡ和SⅢ油层组薄砂体,以正演模拟为依据,定性和定量分析反演结果的可靠性。结果表明:合理的初始框架采样率和反演井网密度、符合地质条件的变差函数参数,是反演工作高效率和反演结果可靠性高的必要条件。

海拉尔盆地乌东斜坡带优质烃源岩识别及油气运聚特征再认识

利用测井资料纵向分辨率高的特点,采用△lgR法识别海拉尔盆地乌东斜坡带优质烃源岩,探讨其与油气成藏的关系。研究表明,在乌东油藏附近测井识别出的优质烃源岩,呈条带状分布于乌东斜坡带的乌31至乌108-112井区。该区块附近的原油可划分两类,第一类原油与乌东油藏下倾方向乌南次洼的优质烃源岩具有较好的亲缘关系,均具有Ts大于Tm、低伽马蜡烷的明显特征;第二类原油与乌东斜坡带发育的优质烃源岩具有较好的亲缘关系,均具有Ts小于Tm、高伽马蜡烷的明显特征。重新分析油源认为,以乌东油藏内部两条大断裂为界,油藏下倾方向油气来自乌南次洼,以构造岩性油气藏为主;油藏上倾方向油气来自乌东斜坡带本地优质烃源岩,以断层岩性油气藏为主;油藏断裂带内部油气由乌南次洼及乌东斜坡带两个生烃中心供烃,以断块油气藏为主。油源对比结果扩展了乌东斜坡带的勘探思路,优质烃源岩的发育与分布规律应给予高度重视。

松辽盆地南部深层火山岩气藏分布及成藏模式

松辽盆地南部深层火山岩气藏已经逐渐成为油气储量的重要增长点。由于勘探程度较低,火山岩气藏的分布及模式研究还不够深入,在一定程度上制约了勘探的成效。在深入分析已发现油气藏的平面分布和纵向分布特征的基础上,总结了分区带东、中、西3个断陷带的成藏模式。在深化地质认识的基础上,总结火山岩气藏的分布,概括不同区带的火山岩气藏的成藏模式,进而指明火山岩气藏的勘探思路,为进一步落实一批大中型火山岩气藏提供依据。

应用层序地层地球化学方法研究呼和湖凹陷烃源岩

利用层序地层学和地球化学相结合的方法,在层序格架内对呼和湖凹陷南屯组烃源岩进行精细研究,探讨层序格架内暗色泥岩的发育与分布,结合和9井南屯组密集取样的有机碳和热解分析实验结果,对比层序格架内不同体系域中有机质丰度、类型的差异,并在层序格架内进行油源分析,提高油源对比的精度.结果表明:层序格架内水进体系域的暗色泥岩广泛分布,具有厚度大、泥地比高等特点;水进体系域中暗色泥岩有机质丰度和类型优于低位域和高位域;水进体系域暗色泥岩的生标等特征与原油表现出较强的亲缘关系.

海拉尔盆地乌尔逊、贝尔凹陷优质烃源岩特征

通过岩心观察和取样分析,对海拉尔盆地乌尔逊及贝尔凹陷优质烃源岩发育特征进行精细描述,并与普通烃源岩进行对比。研究表明:1)研究区优质烃源岩与砂岩纵向交互频繁,排烃效率高。优质烃源岩是在还原—强还原环境下沉积形成,而普通烃源岩是在氧化—弱氧化的环境下沉积形成;2)优质烃源岩有机质的赋存状态以层状富集为主,有机质呈平行或基本平行层理分布。而普通烃源岩中有机质分布呈斑块状,分布不均匀,或断续纹层状;3)优质烃源岩生烃潜力大,是普通烃源岩的10倍以上;4)优质烃源岩具有高有机碳和相对低氯仿沥青"A"的特征,反映研究区砂泥互层剖面中优质烃源岩的排烃效率高。

M110区长8油藏合理流压研究

M110区长8油藏2016-2017年投产,涉及油井51口,其中见水井20口,占比39.2%,平均见水周期14个月,较同类油藏快21个月。目前区块综合含水已达36.6%,含水上升快,见水比例高成为该区主要开发矛盾,井底流压低是造成含水上升的主要原因,目前该区平均流压7.2MPa,合理流压研究成为重点。本文通过理论与矿场经验综合得到M110区合理流压范围7.8～8.9MPa,同时结合目前开发特征,给出下步调整建议19井次,确定后期优化方向。

页岩油开发初期产能控制因素分析——以长庆油田里151区为例

为了明确页岩油压裂焖井开发初期的产能控制因素,应用层次聚类分析与主成分分析相结合的综合数据分析方法,对里151区生产井的储层静态参数、压裂施工参数以及产油量数据进行定量分析。首先应用层次聚类方法将生产井划分为A类井与B类井,再利用主成分分析方法对不同类别生产井数据进行产能控制因素分析。分析结果表明:焖井时间小于125 d时,焖井施工可以有效降低产量递减率,大于125 d时,焖井效果较差;A类井产油量递减率与压裂入地液量呈高度负相关,同时动液面对产油量及其递减率影响显著;B类井产油量递减率控制因素主要为动液面和基质孔隙度;B类井产油量控制因素为压裂段数。因此,在对里151区块页岩油进行优化生产时,应考虑A类井与B类井生产控制因素上的差异,充分利用不同井型下控制因素分析结果,为该区块页岩油后续开发提供合理参考。

山156区水平井高含水区轮注、轮采试验实践与应用

山156区长6油层组油藏裂缝发育,开发过程中区内51口水平井均已见水且方向复杂多变,目前采出程度仅为0.6%,含水率已达70.0%,整体表现出低采出程度高含水特征。为了有效扩大注水波及体积,使注入水进入基质系统较深的孔喉中,在该区开展轮注、轮采矿场试验,优化采油、注水周期及生产参数。结果表明,轮注、轮采能改善该区吸水状况,平均水驱动用程度增加3.1%,综合含水率由78.9%下降至61.3%,周期增油率为10.1%,降水率为17.6%,预计年提高采收率1.0%。