风城作业区重32井区侏罗系齐古组超稠油防排砂技术应用

新疆油田风城作业区重32井区侏罗系齐古组属特稠油油藏,采用注蒸汽吞吐法开采。由于其地层胶结差,原油粘度高,地层能量低,在热采过程中出现严重的出砂现象,导致产量下降。以新疆油田公司风城作业区重32井区超稠油油藏的动、静态资料为基础,,分析储层出砂的主要机理,开展现场防砂试验,并对不同试验进行方案优选,选取适合的防砂方案。

吉木萨尔凹陷致密油有利区预测及潜力分析

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组发育一套云质岩储集层，是致密油勘探的重点区域和层位。该区域致密油以源储一体及源储互层为特征，形成了良好的源储配置关系。根据钻井、测井、地震及样品实测数据，结合前人研究成果，在详细剖析吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油石油地质特征的基础上，考虑致密油储层的孔隙度、储层厚度以及烃源岩有机碳含量、成熟度等因素，确定了致密油资源评价参数分类标准，将芦草沟组上、下“甜点体”各划分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类有利区。使用小面元容积法对吉木萨尔凹陷致密油有利区进行资源预测，芦草沟组上、下“甜点体”石油地质资源量分别为4．72×10^8、7．49×10^8t。研究表明，吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油具有较大的勘探潜力。

准噶尔盆地腹部地层压力异常特征与控制因素

应用钻井地层压力实测资料、测录井资料和地震速度资料等,结合盆地地层沉积结构分析,对准噶尔盆地腹部地区地层超压异常的横、纵向空间分布特征及其成因控制因素进行综合研究。研究表明:1)超压异常在盆地腹部地区普遍存在,其出现的顶界面具有穿层性,整体具有向西北方向超压顶面埋深变浅、向凹陷内埋藏变深的特点;超压顶面在莫索湾地区为侏罗系三工河组,顶面埋深在4 400 m左右,向西到夏盐-达巴松和玛湖地区超压顶面为三叠系,埋深在3 500 m左右,在莫南凸起的永进油田超压顶面在白垩系底部,埋深在5 800 m左右。2)莫索湾地区的侏罗系以下地层都存在超压异常,侏罗系的异常压力值最高,在二叠系-石炭系有所降低;同时,根据压力系数结构剖面特征分析,将超压异常划分为两种类型。3)分析盆地腹部超压异常的空间特征,认为不同层系、不同构造位置的超压异常形成具有不同的控制因素。

沉积正演模拟在准噶尔盆地吉木萨尔凹陷东斜坡二叠系梧桐沟组中的应用

针对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷东斜坡二叠系梧桐沟组有利沉积相带不明确的问题,综合利用钻井、地震等资料,应用沉积正演模拟方法,再现研究区梧桐沟组沉积演化过程。结果表明:研究区梧桐沟组在先水进再水退背景下发育辫状河三角洲—湖泊沉积体系,物源主要来自古西凸起,三角洲前缘相带及砂体自下而上呈现先退积再进积的叠置关系;近凹陷中心形成岩性圈闭,近凹陷边缘形成断层-岩性圈闭;梧一段顶部和梧二段底部的岩性圈闭有利于稀油油藏成藏。该研究为研究区后期勘探部署及开发调整提供了参考。

玛湖地区三叠系百口泉组沉积前古地貌恢复研究?

多年的勘探实践证明,准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系百口泉组发育大型缓坡扇三角洲沉积,相带的展布控制着油藏的分布,各微相之间储层的差异性影响着油井产能高低（雷德文等,2015）。

白家海凸起北缘油气成藏主控因素研究

白家海凸起位于准噶尔盆地中央坳陷东部,是夹持于阜康凹陷、东道海子凹陷和五彩湾凹陷之间的一个形成较早的继承性古隆起,总面积约4000km^2,油气成藏条件优越,油气资源丰富,目前发现的油气主要分布于凸起北部侏罗系,石炭系、二叠系和白垩系见油气发现,石油探明地质储量逾50 Mt。

准噶尔盆地莫索湾凸起早白垩世清水河初期沉积演化与油气聚集

莫索湾凸起区清水河组底砂岩分布广泛,油气显示丰富,油气成藏复杂。为剖析该区油气聚集的控制因素,据钻井、测井、三维地震资料,结合前人研究成果,通过井震综合标定和地震资料的精细解释,基于三维地震数据体的顺层高亮体属性提取技术,对清水河组沉积初期的沉积演化过程及其控制因素进行了动态分析。结果显示,白垩系底部砂岩的分布受清水河组沉积前侏罗系剥蚀古残丘、坡折带和断层控制。侏罗纪末构造事件形成的古隆起剥蚀强烈区在白垩纪初成为沉积低洼区,控制着砂体的沉积规模。该区在清水河组沉积初期发育了多条自NE向SW的河流,河流在坡折带下倾方向形成扇形砂岩体。自清水河组底部砂岩向上部泥岩沉积演化过程中,砂岩由广泛发育到局限分布的变化显示了水体逐渐变深的过程。清水河组底部砂岩储集层物性较好,是该区良好的储集体和疏导体,油气主要在砂体横向变化明显、受小断层控制形成的局部高点部位聚集成藏,存在3类油气藏,研究区西南部的局部砂体发育区是下一步勘探方向。

非均质性砂砾岩稠油油藏三维地质建模研究——以风城油田重18井区侏罗系八道湾组油藏为例

风城油田重18井区八道湾组油藏为一典型非均质性较强的砂砾岩稠油油藏,目前,无论是基于单一沉积微相建模技术,还是基于单一岩石相建模技术,均无法在细致刻画储层内部各类岩石空间分布的同时,又保证其砂体展布符合地质规律认识,存在一定的局限性。笔者以风城油田重18井区八道湾组油藏为例,利用实际测井、岩心及物性分析资料,以单井沉积微相与岩石相划分为基础,建立能够表征沉积微相及岩石相分布的联合相类型,并以此为基础,通过对各相变差函数的调节,建立联合相地质模型。该相模型具有既符合沉积微相地质认识,又能表征岩石相空间变化的优势,对非均质性较强的储层刻画效果较好。在此基础上利用序贯高斯算法,建立储层的属性模型,最后进行地质储量拟合。通过模型的质量检验,验证模型可靠后,进而验证该方法能够用于非均质性砂砾岩特殊稠油油藏的三维地质建模,并且模型能够为水平井井轨迹设计提供依据,为后期油藏动态管理以及稠油注气扩散过程的数值模拟奠定基础。

准噶尔盆地新光地区佳木河组致密砂岩气有利区资源潜力综合分析

准噶尔盆地中拐凸起新光地区二叠系佳木河组气藏属于致密砂岩气藏范畴,以目前钻井及地震获得的地质资料为基础,结合前人的地质认识,系统总结出该区致密砂岩气藏成藏地质特征:(1)气源充足,源储紧邻;(2)储层普遍致密,存在局部浊沸石溶蚀"甜点";(3)储层致密时间与成藏时间匹配并存在多期充注;(4)存在良好的封盖条件;(5)不整合—断裂—微裂缝空间匹配关系为气运聚提供良好疏导条件;(6)宽缓的斜坡背景下,储层普遍含气,局部富气,气水倒置;(7)气藏内部存在异常压力。基于以上地质特征,解剖确定气藏成藏的主要控制因素,获得关键评价参数,通过关键参数的多条件叠合确定致密砂岩气藏的有利勘探区域。并依据资料实际情况,优选资源丰度类比法、蒙特卡洛随机模拟法及致密砂岩气快速评价方法对有利区气资源量进行估算,该区致密砂岩气资源量约为1 468×10~8m^3。