对压力梯度应用统计分析估计储层连通性和流体接触面的综合研究方法

电缆式地层压力测试一直是确定流体密度、砂层连通性、流体接触关系的主要测量方法。过去，对地层压力测试结果常常是半定量分析，所以对确定砂层连通性和评价流体接触关系的借鉴意义很有限。现在，由于开发了精度高、温度稳定的石英压力计，压力测量规程要求最好使用这种压力计测量，它有利于改善对系统误差的认识，能够运用精确的统计方法预测高渗透率岩石中的连通性、流体接触关系及其误差。 Ugueto（2004）等已介绍了运用统计分析获得的系统成就，包括深度误差和压力测量值的准确性。然而，虽然该方法成功地预测了墨西哥湾（GOM）深水油气田储层的连通性和流体接触关系，但还存在不足，如所采用的对偶分析图（不包括压力梯度误差和深度误差）和统计分析的探索式特征。 本文中，我们提出了运用统计方法分析储层连通性和流体接触关系的理论。这些方法综合考虑了压力计精度和准确性出现的误差、深度测量精确度、和在压力测量过程中的伪随机误差。该统计方法能用于压力梯度测量施工规划、以统计准则为依据的数据质量控制、单一流体类型储层连通性的定量计算、以及确定流体界面的深度与误差。 本文简要概述了地层压力数据的应用，讨论了储层连通性和流体界面的模型，该模型是统计理论的基础。本文还介绍了GOM深水储层连通性例子，以及其与生产数据的对比方法。

新西兰北部威特马塔盆地中新世浊积岩中的叠加变形和同沉积走滑构造活动

中新世威特马塔盆地沉积在北部外来岩体构成的活动基底之上，该活动基底侵位在晚渐新世地层中，并成为新西兰北部会聚板块的一条新边界。威特马塔盆地经历了构造和重力驱动弱变形的复杂相互作用。所形成构造的典型实例出露在奥克兰以北50kin处的阿帕劳阿半岛东部，这是一个世界级的弱成岩变形构造——介于软沉积变形与硬沉积变形之间，是一种被忽略的变形构造。石英含量较少的浊积岩层序为一套增厚的沉积序列：D1期滑动同沉积下降；I）2期大型深层滑移及大范围低角度剪切作用，伴随有香肠构造及碎裂地层的产生；D3期逆冲断裂及褶皱反映了以南东向为主的构造迁移；D4期反方向的冲断裂与褶皱；D5期叠加褶皱和左旋剪切作用；D6期大角度断层。变形层序显示出，伴随着沉积物及构造埋深的增加，构造单元的连续或间断向东南方向的迁移。到D3期，松软的沉积物变成了低强度的固结岩。但是，由于压实强度仅约5MPa，所以，直至现今，这套岩层还是弱固结岩，其它沉积盆地中，类似这样的弱固结岩的变形作用肯定也很重要，尤其是那些伴生主动汇聚板块边界和具有未成熟烃源岩的地区。

北非Ghadames盆地石油的生成及运移——一个二维盆地模拟研究实例

Ghadames盆地位于阿尔及利亚、突尼斯和利比亚三国交界处，盆地内有重要的油气产层。为了评价该盆地中油气形成的时间及其分布特征，运用30多口井的资料进行了区域二维模拟。识别出四套含油气系统：（1）中一上泥盆系（弗拉斯阶）和三叠系（TAG-I：Triassic Argilo Greseux Inferieur）舍油气系统，位于盆地的中-西部；（2）下志留系（Tanezzuft组）和三叠系（TAG-I）含油气系统，位于盆地的西端；（3）下志留系（Tanezzuft组）和上志留系（Acacus组）含油气系统，位于东部和东北部边缘；（4）下志留系（Tanezzuft组）和中-上泥盆系（弗拉斯阶）含油气体系，位于东部-东南部。下志留系Tanezzuft组烃源岩经历过两次较大的油气生成期。第一次发生在石炭纪；第二次起始于白垩纪，在盆地东部（利比亚）形成了大量油气。石炭纪盆地中部沉降期间，弗拉斯阶页岩经历过一次初始、小规模的生烃。然而，主要的生烃发生在晚侏罗世-白垩纪西部和中部的沉降过程中。在盆地东部，弗拉斯阶页岩普遍只是勉强成熟。 盆地模拟表明，东部（利比亚）盆地边缘的阿尔卑斯（始新世）剥蚀作用对下志留系烃源岩油气生成的时间具有重要的控制作用。优选埋藏史模型，结合后期的剥蚀作用和海西期（石炭纪）造山运动之前的沉降减弱，校准了烃源岩成熟度数据。结果表明，Tanezzuft组页岩保存其生烃潜力进入中生代-新生代，在后期的再埋藏中重新生烃。这些油气可能运移至后海西期（石炭纪）圈闭，所聚集的油气也得以保存。

美国提高碳酸盐岩油藏原油采收率现场经验综述

世界油气资源主要来自碳酸盐岩油藏。碳酸盐储层通常为低孔隙度，而且可能含有裂缝。这两种特性，与岩石的润湿性由油湿转变为混合润湿，常常造成油气采收率的降低。一旦采用提高原油采收率（EOR）的方法，所注入的流体就有可能穿过裂缝系统并绕过岩石基质中的原油流动。裂缝系统的高渗透性及低当量孔隙容积，常常导致所注流体的提早突破。通常，采用加密钻井和提高波及效率的方法（主要是封堵产层出气和出水的方法）来缓解这种提早突破，从而达到提高原油采收率的目的。然而，在大多数情况下，仍有占原始石油地质储量（OOIP）40％-50％的原油无法采出。 许多碳酸盐岩油藏的EOR（提高原油采收率）现场试验方案都是参照20世纪70年代早期以来的文献介绍制定的。这些方案证明了各种EOR方法用于碳酸盐油藏的技术可行性。但是，由于油价下跌，许多EOR计划被搁置。本文汇总了美国碳酸盐岩油藏的EOR（注气、注化学剂、以及热力法）现场试验，以期确定下一步评价的主要易变参数和项目设计参数，恢复处于开采中后期碳酸盐岩油藏的活力。 二氧化碳（CO2）驱[连续注入或水、气交替（WAG）注入]是在美国使用的主要EOR工艺。其原因在于二氧化碳的高效价比。二氧化碳EOR法，向主要代表地层中碳的贮藏与螯合的可行性迈出了合理的第一步。尽管EOR化学法，特别是聚合物驱已经在美国碳酸盐岩油藏进行了广泛试验，但相对而言，该方法对总采油量的贡献还很有限。 本文简要概述了当前EOR的实验室工作（如润湿性变化和新型化学添加剂方面），以及在碳酸盐岩地层中所用的EOR化学方法的现场（如提高注入效率）经验。根据过去的和当前的经验，围绕筛选出可用于碳酸盐岩油田EOR的方法做了简要论述。

用核磁共振弛豫改善粘度预测

我们在以前的文章中提出，根据布朗运动控制的相邻旋转的偶极一偶极相互作用，用Bloembergen理论建立核磁共振驰豫时间他与粘度的关系。这个理论已被扩展到用12测量值预测中等粘度到高粘度的相关时间的分布。对于特高粘度与理论不符合的原因，主要是难以探测短时间成分。为此，考虑流体和频谱分析仪的性质，提出形成，T2-粘度关系的新方法。在本项研究中，我们注意到低粘度和中粘度时发生的另一影响：内部氢核有效距离的影响和靠近T1最小值时T2-粘度关系的斜率变化。 不同油类之间内部氢核距离b的变化，是不确定性的主要来源，这可以从2MHz频率时T2的测量值推断得到（我们用2MHz和23MHz）。对于饱和成分含量不同的油类，我们说明在考虑测量的b值时，单一曲线上的数据萎缩了。 对于中等粘度油类，1000CP附近T2-粘度关系的斜率变化，可以用扩展到相关时间分布的Bloembergen理论来解释。在上述方法考虑了这种影响时，理论和数据之间就非常一致。

岩盐封堵油气的局限性：阿曼南部含盐盆地始寒武系Ara盐层实例研究

在阿曼南部含盐盆地，始寒武系Ara盐层底辟包裹了孤立、常见的超压碳酸盐岩储集层。浸透了油气的黑色岩盐表明，该套岩层经历过多次开启、封闭的反复。岩盐染成黑色是晶内微裂缝和晶粒界面填充固体沥青所致，固体沥青由原油变质而形成。岩盐还存在晶体可塑性变形和动力再结晶。亚晶粒压力测定表明最大古应力差不足2MPa。实验室膨胀性测试表明，在如此低的剪切应力条件下，油可能只在有效应力接近零的地方进入岩盐层，在这样的地方，流体压力非常接近于岩石静压。在模拟过程中，碳酸盐岩储集层中油压是持续增加，直至其与流体压力的下限值相等，但是Ara盐层具相互连通的孔隙，所以还要加上毛细管吸入压力。如果具备该条件，油就被挤入岩盐中；岩盐膨胀并致使渗透I洼多数量级增加。由此丧失封闭能力，流体持续流动，直至流体压力下降至低于最小主应力，在这种情况下，岩盐重新封闭，维持流体压力为岩石静压状态。