STG盆地碳酸盐岩潜山储层特征及成藏模式

针对STG盆地碳酸盐岩潜山分布范围不清、储集空间类型多样、油气成藏规律认识不清等问题,综合运用地震地层学及储层地质学研究方法,结合三维地震资料,利用岩心及薄片观察、测井岩性等手段进行识别。结果表明:研究区碳酸盐岩潜山平面上主要发育在盆地西北部,储层岩石类型有灰岩、生物灰岩、白云质灰岩、泥质灰岩、灰质泥岩5种,储层具有裂缝-溶蚀孔洞复合储集空间特征。在此研究基础上,结合勘探实践,建立了研究区潜山油气成藏模式,对该区的潜山勘探实践具有一定的指导意义。

辽河西部凹陷齐108块莲花油层储层物性特征及影响因素

西部凹陷莲花油层储层以岩屑砂岩为主,成分成熟度低。通过对测井资料、岩心资料的分析,对莲花油层储层的沉积学特征、储层岩石学特征、储层物性、储层非均质性及影响因素进行了研究。储集砂体主要为扇三角洲前缘亚相辫状河道、河道间湾、河口坝沉积,储集空间为原生粒间孔、次生溶蚀孔。通过储层物性影响因素分析认为沉积环境是影响储层储集性能的地质基础。砂岩矿物成分与砂岩粒径是影响储层储集性能的重要条件,填隙物成分及其含量、成岩作用强弱是影响储层储集性能的主要因素。

D-F油田有效储层的确定方法

针对厄瓜多尔D-F油田,以测井资料为基础,建立孔隙度、含水饱和度、泥质含量模型,研究该油田有效储层的确定方法和划分标准。给出了判断有效储层需同时满足的具体参数标准:孔隙度下限为20%;含油饱和度下限为55%;电阻率下限为6.8Ω·m;自然伽马下限为100API。

浅层异常低压超稠油油藏SAGD精细调控技术

加拿大M区块属于浅层异常低压超稠油油藏,油藏埋深为170~220m,原始地层压力为0.20~0.40MPa(压力系数为0.15),平均油层厚度为18.4m,地层原油黏度为110×10^(4)mPa.s,油藏存在低压气顶和底部高含水饱和度带。该区块采用双水平井SAGD开发,由中国石油辽河油田研究团队承担该区SAGD开发技术支持工作,致力于双水平井SAGD精细调控技术研究,重点围绕顶部低压气顶、泥质夹层、底部高含水饱和度过渡带开展精细油藏描述,强化生产动态监测和数值模拟研究,厘清开发效果主控因素,细化并组分类,实现井组精准精细调控。

厄瓜多尔D-F油田M1油藏沉积微相研究

厄瓜多尔D-F油田M1油藏目前已进入特高含水期。为了进一步提高油藏动用能力,实现井间剩余油挖潜,勘查含油富集区,通过岩心观察和测井相资料,对油藏的沉积特征及沉积模式进行分析。分析认为,该区为潮控三角洲沉积,沉积相类型分为潮汐三角洲前缘和潮汐三角洲平原亚相,也可进一步细分为潮汐河道、潮汐河道间、潮汐砂坝和内陆棚等沉积微相。

浅析老区自然递减趋势分析及控制

辽河油田油田步入开发后期,地下形势更加复杂,剩余油分布愈加零散,措施挖潜效果逐年变差。必须探索在高含水区块中找潜力井区,实施分类调整,指导井间挖潜;在高含水单井中找潜力层位,实施区分对待,实施措施挖潜;在高含水层中寻找潜力方向,实施平面调整,增加受效方向。

埃塞M盆地凝析气田评价开发一体化

通过建立一套地质体风险评价体系,落实构造及含气分布,深化储层及成藏特征研究,打牢了储量评估基础,并针对凝析气藏特点,结合地饱压差较大和凝析油含量较低的特点,优选开发方式,并应用修正等时试井技术和数值模拟技术确定合理产量,优选关键参数,有效地提高油气采收率,为同类型气藏开发提供一定的借鉴。

厄瓜多尔D-F油田稳油控水技术政策

厄瓜多尔D-F油田是一个开发近四十年的老油田,目前油田开发已进入"双高"阶段,稳产形势十分严峻。同时研究区面临构造精度低、油水关系复杂、剩余油分布零散、注采井网不完善等诸多问题。通过重构地下认识体系,开展精细地质研究,摸清剩余油分布规律,并采用天然能量合理利用技术及注水优化技术,有效地减缓了产量递减和含水上升速度,为同类型油藏的开发提供了一定的借鉴。

哈萨克斯坦NB油田三维地质建模研究

地质建模工作是在地质、地震、测井研究基础上进行的三维综合一体化研究,对于研究评价储层非均质性,尤其是评价储层不确定性,为油田开发提供风险依据有着非常重要的意义。研究过程使用了国际上成熟的建模工具PETREL来进行地质建模研究,建模过程遵循从粗到细、分级控制以及确定性建模与随机建模相结合的原则,以确保建立的模型与生产实际密切结合,同时为NB油田开展剩余油挖潜及数值模拟奠定了坚实的基础。