海相碎屑岩储层微观非均质性特征及其对高含水期剩余油分布的影响

利用岩心精细描述、铸体薄片图像分析和X线衍射黏土矿物分析等手段,对TLM盆地A油藏石炭系下部海相碎屑岩储层的微观非均质性进行研究,并通过真实岩心水驱油实验研究微观非均质性对剩余油分布的影响。研究认为:基于孔隙与喉道类型、孔喉组合类型和微观结构类型3个层次内容,研究区储层的微观非均质性可划分为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型3种类型。其中,Ⅰ型非均质具有均质粗粒结构,发育次生溶蚀型和原生孔隙型2种孔喉组合。在驱油过程中,非均质内绕流现象明显,剩余油呈斑块状富集;Ⅱ型非均质具有钙质斑块粗粒结构,发育次生溶蚀型和次生钙质斑块型孔喉组合。驱油过程中,受钙质斑块遮挡作用影响,非均质内剩余油呈斑块状富集;Ⅲ型非均质发育均质细粒结构和原生孔隙型孔喉组合,驱油效果差,剩余油呈连片状分布。3种非均质类型中,Ⅰ型非均质剩余油所占比例最大,Ⅱ型次之,Ⅲ型最小。在纵向上,油层非均质自下而上具有Ⅲ型—Ⅱ型—Ⅰ型的演化特点。在平面上,从研究区的西北部到东南部,Ⅰ型非均质剩余油所占比例逐渐增加,Ⅱ型和Ⅲ型非均质剩余油所占比例逐渐减少。

塔中402CⅢ高温高盐油藏表面活性剂驱

针对塔中402CIII均质段油藏高温高盐高硬度的特点,优选出驱油用表面活性剂BS-12(甜菜碱),优化了使用浓度,考察了乳化、吸附及驱油性能。实验结果表明,在油藏条件下(温度110℃、矿化度11.52×104mg/L、钙镁离子浓度7654 mg/L),BS-12溶液与地层水有良好的配伍性,质量分数0.03%率0.05%的BS-12溶液与塔中原油间的界面张力为1.5×10-2率5.2×10-2mN/m。110℃老化30 d后的界面张力仍保持在10-2mN/m数量级,热稳定性好。0.03%、0.05%BS-12溶液与原油形成的乳状液在放置12 h后趋于稳定,析水率分别为69%和50%,乳状液液滴分布稀疏,直径为0.3率1.0μm。在水砂比为20∶1时,0.05%BS-12在油砂表面的静态吸附量为6.592 mg/g。动态吸附量为4.938 mg/g,动态吸附滞留量为1.411 mg/g。岩心驱替实验表明,注入0.2%、0.3 PV表面活性剂后,采收率增幅可达4.14%。

缝洞型碳酸盐岩油藏“二次定量雕刻”技术及其应用

针对塔里木盆地奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏孔洞缝发育、非均质性极强、依靠静态地震资料的一次雕刻结果不确定性大、提升有效储集体定量雕刻精度难的问题,在一次静态雕刻基础上,充分考虑雕刻过程中面临的诸多关键影响因素,动静结合,提出缝洞“二次定量雕刻”技术。该技术结合试井分析、产量不稳定分析、动态储量分析、动态连通性评价等动态分析与研究手段,将动态分析的储集层认识作为统计参数约束地震波阻抗反演、完善波阻抗与孔隙度关系模型,确定缝洞体形态,计算动态储量,进而优选更为准确的缝洞模型,并在二次雕刻结果的基础上动态反推油水界面。本技术可大大降低缝洞体静态一次雕刻的不确定性,提高雕刻结果的精度,并在塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏的开发实践中收到了良好的成效。

目前地层油高压物性分析存在的问题及修正方法

地层油的体积系数、溶解气油比是油藏油气储量计算、开发方案设计等必不可少的重要资料,其数据的准确性直接影响油藏储量及产量计算的准确性。从高压物性参数的定义出发,论述高压物性参数的影响因素,地层油体积系数、溶解气油比的标准测试及数据处理方法;通过国内外PVT测试实例,详细论述数据处理方法,指出目前油田PVT测试方法及数据处理中存在的问题,并给出数据修正方法;对比修正前后体积系数、气油比的差别及其对储量计算的影响程度。结果表明按目前行业标准测试的体积系数及气油比与实际值相比偏高,致使计算的油藏原油储量偏低。

缝洞型凝析气藏衰竭开采影响因素实验

为探究凝析气藏衰竭式开发效果的影响因素,选取塔里木盆地某区块凝析气藏为研究对象,通过对碳酸盐岩岩心人工造洞,开展不同降压速度、不同缝洞位置的凝析油和天然气采收率实验,分析气油比及采出气组分的变化规律。实验结果表明:降压速度与凝析油采收率、天然气采收率正相关;缝洞在目的层上部时采收率最大,在侧部时次之,在下部时采收率最小;气油比呈现先降低后升高的趋势,碳酸盐岩缝洞孔隙结构会造成凝析气体系露点压力上升;采出气中甲烷含量与凝析油采收率负相关。研究成果对缝洞型凝析气藏的开发方式选取和提高开采效果具有重要的指导意义。

底水油藏水平井见水时间预测方法筛选与应用

针对常用的几种水平井见水时间预测方法进行敏感性分析,比较各种模型的优劣。敏感性分析结果显示,Permadi和Pual Papatzacos方法预测结果与实际吻合程度较高,建议优先选用。

高温高盐油藏驱油用表面活性剂性能评价

通过对国内外一百多种表面活性剂的初步筛选，发现两性表面活性剂HTHS-1与塔中402CⅢ均质段的油藏条件有良好的配伍性，并对其进行了性能评价。结果表明，两性表面活性剂HTHS-1热稳定性较好，抗盐能力较强，在110℃、矿化度11．5×10^4mg／L、钙镁离子含量7654mg／L的条件下，质量分数为0．05％-0．07％HTHS-1老化30d前后界面张力均保持在10^-2mN／m数量级；乳化能力较好，略微减小了岩石的亲水性；静态吸附量较大，且油砂上的吸附量大于净砂上的吸附量；达到动态吸附饱和所需时间较长，在天然岩心上的动态滞留量为0．507mg／g，远小于静态吸附量。

塔里木盆地轮古油田奥陶系储层特征及主控因素

针对塔里木盆地轮古潜山奥陶系油气藏勘探开发现状,引入试井分析方法,基于轮古地区的钻井、岩心、测井、地震、试井和分析化验资料,分析轮古地区储层岩石类型、沉积相特征、储集空间类型、储层物性和储层分布特征,研究储层主控因素.结果表明:轮古地区奥陶系碳酸盐岩经过各种成岩作用改造,其原生孔隙已被破坏殆尽,有效孔隙空间主要是加里东—海西期构造及岩溶作用形成的裂缝和溶蚀孔洞,储层分布的非均质性极强.岩溶缝洞型储集体的发育主要受岩性岩相、岩溶作用和构造破裂作用等因素控制.岩性岩相是储层的基础,岩溶作用和构造破裂作用是储层形成和发育的主要控制因素,溶蚀孔洞是稳产的条件,裂缝是高产、稳产的关键.碳酸盐岩储层特征是岩性、沉积环境、多种成岩作用和构造活动等因素综合作用结果,即碳酸盐岩储层通常是岩性、沉积环境、成岩作用和构造作用相互叠加的产物.

塔北地区奥陶系古地貌及走滑断裂差异性控储规律

塔北地区奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层类型多样,探讨不同控制因素下的岩溶发育规律对岩溶缝洞油气勘探有重要意义。基于野外露头踏勘、岩心观察、薄片分析、岩溶充填物地球化学分析、测井成果分析,结合区域奥陶系走滑断裂解释、岩溶暴露期古地貌刻画、缝洞体静态刻画、生产动态数据成果分析,探讨岩溶类型较全的F I 7走滑断裂带的岩溶发育规律及其对储层和成藏的影响。结果表明:研究区岩溶流体主要为大气淡水,岩溶体系主要形成于加里东中晚期—海西早期,奥陶系一间房组、良里塔格组、桑塔木组暴露期形成大量古水系是岩溶发育的条件和岩溶作用结果;古地貌和走滑断裂在岩溶发育过程中起重要作用,古水系、地层尖灭线、地层碳酸盐岩含量、断裂发育程度等共同控制岩溶发育程度和分区特征;断裂带岩溶发育由北向南可依次划分为潜山岩溶区、顺层岩溶区、台缘叠加区、台缘陡坡排泄区、近岸斜坡断控区和远岸斜坡断控区;不同区带岩溶模式差异导致油气藏特点存在差异,通源断裂与优质缝洞储层匹配是区域油气成藏的关键因素。

强底水白云岩油藏注氮气非混相驱数值模拟

英买321油藏是塔里木盆地唯一进入开发阶段的白云岩油藏。该油藏水体能量强,开发井以水平井为主,油井进入高含水期后,找水、堵水措施实施困难,开发效果逐渐变差,大量剩余油富集在构造高部位,天然水体无法波及。为有效动用该类剩余油,开展了油藏工程和数值模拟研究。研究结果表明,在强底水条件下,可以采用注氮气非混相驱的方式动用这部分剩余油,水平井和直井注气吞吐10轮次,采出程度分别可提高3.30-4.10百分点和3.30-3.60百分点,增产效果显著。

碳酸盐岩断溶体构型地震表征关键技术及应用

针对弱能量断溶体不易识别、断溶体连通性不清晰,以及“小串珠”产量高、“大串珠”产量低,“低串珠”产油、“高串珠”产水等生产问题,在断溶体构型地质模式认识的基础上,利用动态、静态生产资料,进行断溶体几何外形特征、规模及内部岩相的表征,进而探究断溶体轮廓及内部结构刻画的可行性。介绍了3项断溶体内部结构量化描述技术:①应用地震波形分解技术去除上覆地层强反射特征,凸显弱能量断溶体;②应用频率域多尺度断裂检测技术描述断溶体边界;③应用断溶体缝洞岩相反演技术识别断溶体内部岩相分布。碳酸盐岩断溶体构型地震表征关键技术为断溶体油藏高效井位优选提供了新的思路,支撑了断溶体油藏由点状溶洞向三维立体断溶体的开发思路转变,钻井成功率由75%左右提升到94%。

塔里木盆地富满油田深层-超深层油气成藏过程

塔里木盆地台盆区深层-超深层油气资源潜力巨大,其中,富满油田奥陶系一间房组-鹰山组油气成藏过程复杂,油气相态在平面上的分布差异明显。基于碳酸盐胶结物原生油包裹体和碳酸盐脉体的微区U-Pb同位素定年结果,确定了富满油田储层充填3期缝洞型脉体,主要存在3期原油充注和1期天然气充注。第1期原油充注发生在加里东中期(473.3~447.4 Ma),第2期原油充注发生在海西中-晚期(348.2~273.9 Ma),第3期原油充注发生在印支期-燕山早期(217.6~205.2 Ma);1期天然气大规模充注在燕山晚期-喜马拉雅期(90~20 Ma);3期缝洞充填脉体对应3期原油充注时期和构造活动时间。富满油田南部与北部不同区域充注的古原油的成熟度和类型不同,主要受控于不同区域寒武系玉尔吐斯组烃源岩的热演化程度,寒武系烃源岩的热演化过程和台盆区构造活动时间与油气充注过程具有时空匹配关系。研究成果有助于提高对深层-超深层碳酸盐岩油气成藏机理和油气富集规律的认识。

无因次压降曲线法识别优势流动通道在LN210井的应用

根据试井基本理论,给出了无因次井底压降表达公式;采用轮南油田的流体、地质特征参数计算了油藏无因次压降曲线图版。基于该井实测的井底压降资料,利用无因次压降图版进行了注水优势流动通道识别,判别结果是存在优势流动通道。此外,示踪剂资料、生产动态资料和吸水剖面资料也证明该井存在注水优势流动通道,并确定了优势通道发育的纵向层段。

CO_2驱最小混相压力实验方法评价与优选——以塔中原油为例

塔中402CⅢ油藏为注水开发底水油藏,采出程度高,水驱潜力小,需要开展三次采油特别是注气混相驱研究,对塔中402CⅢ油藏原油分别采用细管驱油实验法和界面张力法进行了最小混相压力实验研究。细管驱油法得到的CO_2与原油的最小混相压力为24 MPa,界面张力法得到的最小混相压力为52 MPa;差别很大;结合两种方法的实验原理分析认为,细管驱油实验测得的混相压力为多次接触混相压力,界面张力法测得的混相压力为一次接触混相压力;实际油藏中CO_2与原油间应为多次接触,所以细管驱油法测得的最小混相压力更具有参考价值,建议优先选用细管驱油法进行最小混相压力研究。

轮南油田JIII6+7油藏类型再认识

轮南油田2001年储量复算时认为JIII6+7油藏的类型为近临界态凝析气藏,随着开采的进行,大部分的已有油井的生产特征并不支持这种认识。本文从油井生产特征:不同位置油井在生产初期气油比、同一油井在不同生产阶段气油比;流体室内实验:单次闪蒸实验、原油膨胀实验、原油CVD实验组分分析和井流物组成两方面研究认为将轮南油田JIII6+7油藏的油藏类型界定为带小凝析气顶的挥发性油藏比较合理。