吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层特征及含油性

在岩心观察和薄片鉴定的基础上,结合扫描电镜、物性与地球化学分析等资料,对吉木萨尔凹陷芦草沟组储层特征、控制因素及储层含油性进行了研究。分析认为芦草沟组形成于咸化湖盆的沉积环境,发育一套湖相暗色泥、粉细砂及碳酸盐的细粒混杂沉积,岩性主要为由粉细砂、泥及碳酸盐组成的混积岩,且粉细砂、泥及碳酸盐具呈薄层状富集的特征。储集空间类型以粒间溶孔与晶间微孔为主、剩余粒间孔次之、裂缝少量,影响芦草沟组页岩油储层发育的控制因素包括沉积相、岩性、有机碳含量和成岩作用等。吉木萨尔凹陷芦草沟组储层物性对含油性有明显的控制作用,白云质岩中油膜发育;储层的润湿性以中性为主,部分达到亲油,场发射扫描电镜发现了"大孔亲油、含油,小孔亲水、含水"的储层微观润湿性特征,表明吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层具有良好的含油性,这为本地区页岩油的勘探与开发奠定了良好的基础。

准噶尔盆地中深层薄层叠置砂体储层预测

准噶尔盆地腹部地区前哨低凸带侏罗系三工河组二段油气显示活跃,勘探程度低,潜力较大,为中深层储层,砂体类型为三角洲前缘水下分流河道砂体。针对该类储层埋藏深、砂体薄、侧向叠置、预测难度大的问题,结合去砂技术储层预测方法,利用逐层去砂实验、模型正演、迭代反演等技术手段进行目标识别,对岩性体边界进行精细刻画,识别出14个岩性圈闭,部署预探井1口,试油获得工业油气流,取得了良好的应用效果。该研究能够有效预测前哨低凸带中深层薄砂岩储层,对其他薄层叠置砂体复杂岩性勘探具有重要意义。

低渗透油藏井间储量动用状况分析新方法

油藏启动压力梯度对油藏的储层动用有着很大的影响,启动压力梯度越大储层越难动用。从低渗透油藏流体渗流机理上出发,采用现场早期束缚水条件下单相渗流的生产动态数据及试井解释资料,利用试井方法求得研究区的启动压力梯度,并建立启动压力梯度与渗透率的关系。分析典型反九点井组内注水井与采油井井间的驱动压力梯度变化特点,据此确定井间储层物性与储量动用关系。通过对比实际储层的渗透率值与所得到的储层流体启动所需渗透率值的大小,从而判断储层内流体是否流动。该方法采用定量分析低渗透油藏井间储量动用状况,为同类油藏确定井间剩余油分布提供了参考。

四川盆地上三叠统最古老的兽脚类恐龙和似哺乳四足类动物足迹(英文)

四川盆地须家河组地层已发现了两处兽脚类恐龙足迹化石点,其大小分别与实雷龙足迹(Eubrontes)和跷脚龙足迹(Grallator)相仿。其中与实雷龙足迹大小相近的足迹包括了两个连续的后足迹,并构成行迹的一部分,已被命名为磁峰彭县足迹(Pengxianpus cifengensis)。与粗壮的实雷龙足迹相比,彭县足迹有着较细长的脚趾、保存尚清晰的趾垫、较宽的趾间角,这些特征都与晚三叠世–早侏罗世的卡岩塔足迹(Kayentapus)相似。目前尚不能证明彭县足迹和卡岩塔足迹属于同物异名,彭县足迹仍然被保留。两个足迹的部分区域都保存有皮肤纹理和多边形的鳞片印痕,其中最清晰的是第二个彭县足迹第四趾的跖趾垫处。与跷脚龙足迹大小相近的、较小的兽脚类恐龙足迹也组成不甚完整的行迹。它们表现出的较宽趾间角与卡岩塔足迹和彭县足迹相似,这里暂将其归入兽脚类足迹属种未定。彭县足迹的另一特别之处在于,岩板表面还有着小的前/后足迹,可归入似哺乳四足类动物足迹,其形态类似于北美和南非三叠系–侏罗系地层产出的同类足迹。这是亚洲东南部似哺乳类足迹的首次报道。

相对渗透率曲线归一化方法的改进

目前矿场岩心相对渗透率曲线归一化的两种常用方法存在一定的局限性,有必要对其进行有效的改进。幂函数数学模型在归一化岩心的相对渗透率曲线时不能拟合所有类型的相对渗透率曲线,而通过相对渗透率曲线形态影响因素分析,不能拟合的曲线是客观存在的,因此,需要寻找一种适宜所有类型相对渗透率曲线拟合的数学模型方法。同时,也不能用空气渗透率和相对渗透率曲线的束缚水饱和度、残余油饱和度、束缚水饱和度下的相对渗透率之间建立的线性回归关系来对样品筛选后再进行相对渗透率曲线的归一化处理,造成归一化相对渗透率曲线不能客观反映油藏的渗流特征。运用多项式数学模型能够精确拟合有效厚度井段内的所有类型相对渗透率曲线,而且推荐的归一化相对渗透率曲线方法能够隐含参与归一化的每个样品相对渗透率曲线的中间过程点的权重关系,矿场运用后认为多项式数学模型归一化岩心相对渗透率曲线是一种行之有效的方法。

A井区梧桐沟组稠油油藏水平井体积压裂开发论证

A井区梧桐沟组稠油油藏具有埋藏深、中孔、低渗等特点,地层原油具有高黏度、高密度、中等含蜡量等特点,属于难动用储量。由于原油流度低,渗流困难,导致单井自然产能低,衰竭式或注水开发适应性差;由于油藏埋藏深度大,导致热采措施中井筒热损严重,经济效益差。为了改善本区开发效果,在中国类似稠油油藏压裂经验的基础上,结合该区前期直井压裂效果分析,论证了采用水平井体积压裂开发本区的必要性及可行性,采用了有限元压裂数值模拟技术优化了压裂规模、裂缝导流能力等参数,选取典型井组预测水平井体积压裂实际开发效果,单井衰竭开采15a,累产油达23 031t。

莫索湾凸起南斜坡中侏罗统红褐色砂泥岩段层位归属

莫索湾凸起南斜坡侏罗系与白垩系不整合面之下红褐色砂泥岩段油气显示活跃,中石化矿区已有多口井在这套地层获高产工业油流,并因此发现永进油田,但这套红褐色砂泥岩段的层位归属一直存在争议。以最新二维地震资料为基础,通过井震联合标定,开展研究区二维和三维连片精细地震地质解释,结合岩心及显微镜下微观特征的对比分析,认为在莫索湾凸起侏罗系顶部广泛发育的红褐色砂泥岩段应划归为中侏罗统头屯河组。层位的重新厘定明确了头屯河组为研究区的主要目的层,具备大规模成藏的条件,指明了莫索湾凸起南斜坡下一步勘探方向。

石西2井区西山窑组油藏构造精细解释与三维地质建模

石西油田石西2井区侏罗系西山窑组油藏开发效果较差,采出程度低,剩余储量较大,为了更好地开发油藏,了解剩余油分布情况,开展了石西2井区的油藏精细描述研究。整个研究过程是在开发协同工作环境下完成的,应用地震资料,结合钻测井资料,进行构造精细解释之后,通过软件直接调用地震解释结果进行三维地质建模,实现了对油气储集层的多学科一体化研究。该成果为开发方案的部署和调整、油藏数值模拟以及预测剩余油的分布奠定了基础。

准噶尔盆地深层致密油储层特征及致密化成因——以莫索湾—莫北地区侏罗系八道湾组为例

综合利用岩心、岩石薄片、扫描电镜及测井等资料,对准噶尔盆地莫索湾—莫北地区侏罗系八道湾组致密油储层特征及其致密化成因进行研究。结果表明:八道湾组储层为低—特低孔、低—特低渗储层,属典型的深层致密砂岩储层;储层砂体主要为三角洲前缘水下分流河道细砂岩、中—细砂岩,成分成熟度低,具有岩屑和塑性岩屑含量高及胶结物含量低的"两高一低"特征;垂向上以4 100和4 500m为界,可划分为减小原生孔、稳定混合孔及增加次生孔3个孔隙演化带;孔隙主要为中—小孔,孔喉类型以分选较差的中-细孔—细喉型为主,连通性和渗流能力相对较差,结构相对较差。储层致密化主要受控于沉积环境相对稳定性、岩石主要成分、储层埋藏深度及胶结物赋存状态4个因素,构成了致密化的背景、内因和外因;相对稳定的沉积环境、低成分成熟度、高岩屑和塑性岩屑含量、储层埋深大、压溶作用大量减孔,以及不同类型胶结物以4种状态充填孔喉,形成了八道湾组致密储层。

坡折带对砂质碎屑流沉积的控制作用——以准噶尔盆地盆1井西凹陷及周缘侏罗系三工河组为例

近年来,针对准噶尔盆地盆1井西凹陷及周缘侏罗系三工河组的勘探一直没有获得重大突破,原因在于对有利储层分布规律的认识薄弱,制约了该区的勘探进程。综合岩心、测井和地震等资料,恢复研究区三工河组二段沉积前古地貌,系统分析深水沉积的地质特征,并总结古地貌对沉积体系的控制作用。结果表明:盆1井西凹陷中心区域侏罗系三工河组发育厚层块状砂岩,储层内部存在呈漂浮状的泥砾和泥质撕裂屑,多见顶/底突变接触,为典型的深水砂质碎屑流沉积;三工河组二段沉积前盆1井西凹陷及周缘发育水下低隆起、水下沟谷、斜坡和深水凹陷4类古地貌单元。斜坡区存在两级坡折带,对沉积体系的控制作用明显;两级坡折带将研究区分为浅水三角洲前缘、前三角洲和浅湖-半深湖3个相带,砂质碎屑流发育于M17—QS1井向西的浅湖-半深湖沉积相带。钻井已证实砂质碎屑流型储层的物性较好,在油气源、匹配条件良好的情况下,能够形成较大规模的油气藏,是盆1井西凹陷"下凹"勘探前景最好的领域。

准噶尔盆地莫索湾地区清水河组成藏特征及模式

准噶尔盆地莫索湾地区位于中央坳陷莫索湾凸起上,紧邻盆地的主要生排烃凹陷,成藏条件优越。白垩系清水河组具有良好油气显示,盆参2井试油荻油流,该区为清水河组高效油藏勘探新领域。运用地质、工程、地震一体化研究技术,对莫索湾地区清水河组油藏类型、主控因素、成藏特征以及成藏模式进行了分析。莫索湾地区构造位置有利,深层油源断裂和浅层运移断裂发育且匹配良好,油藏类型为"泥包砂"型高效岩性油藏;同时,广泛发育水进型滨浅湖退积滩坝砂体,储层质量优良,物性随埋深增加变好。油气藏符合烃源灶+断裂泵+岩性体的"三位一体"成藏总模式,烃源灶是起点和油源,断裂泵是动力和通道,岩性体是载体和圈闭,三者共同控制了清水河组油气的生成、运移、聚集和成藏以及油气藏的类型和分布。

CO2在饱和稠油岩心中的扩散及仿真模拟

探讨CO2在稠油油藏中的扩散传质规律及影响因素。通过分析CO2在饱和稠油岩心中的扩散过程,建立了物理模型及数学模型;并将其与CO2状态方程进行耦合,建立了求解扩散系数的压降模型,利用该模型拟合实验数据,求得扩散系数;利用该结果及实验条件,进行扩散过程的仿真模拟。结果表明,CO2在饱和稠油岩心中扩散系数的数量级为10-10,契合已有研究结果;此外,孔隙直径、稠油与CO2的接触面积等因素影响CO2在饱和稠油岩心中的扩散特征。利用压降模型拟合实验数据的方法可有效求取CO2在饱和稠油岩心中的扩散系数,且仿真模拟可实现扩散过程的可视化及因素分析。

顺北断控碳酸盐岩油藏油柱高度的计算方法研究

以顺北油田1井区油藏为例,研究断控碳酸盐岩油藏油柱高度的计算方法。分别采用压力折算法和生产井流温测试折算法计算油柱高度。结果表明,压力折算法计算的连通体油柱高度与实际生产效果具有一致性,而生产井流温测试折算法的计算结果与生产实际效果有一定偏差。对于断控碳酸盐岩油藏,适合采用压力折算法来预测油柱高度。

新疆油田九6区齐古组沉积特征分析及有利储层预测

新疆油田九6区齐古组发育一套近源碎屑沉积。目前,该区的沉积相类型仍存争论。通过对岩心、录井、测井及试油等资料数据进行研究,齐古组发育一套辫状河三角洲沉积,而非新疆油田勘探开发研究院所认为的辫状河沉积。储层分类表明:中粗砂岩、含砾粗砂岩为辫状河道沉积和水下分支河道沉积,发育I类储层;细砂岩为河口砂坝沉积,发育II类储层。为该区后续的评价、开发提供新的方法与思路。

陆梁油田L9井区J2x1油藏低对比度油层分类及开发控制因素分析

陆梁油田L9井区J2x1油藏自21世纪初探明,由于油水层识别难、油藏类型不清,后期投产井相继失利,导致油藏开发控制因素不清,潜力不明。为此,以识别低对比度油层为基础,结合试油试采动态数据对该区油层类型、油藏特征、开发控制因素以及开发潜力进行再认识。研究表明,分岩性识别低对比度油层解释结论与试油试采符合率达94%,其油藏类型为构造控制,局部受岩性影响的背斜油气藏。影响开发控制的主要因素为避水高度、油层类型及厚度、地层系数以及含油饱和度。据此拟合出油藏初期的产能平面分布图,指出了潜力区的范围及开发方式,这也为下一步的生产开发提供了依据。

密闭取心井油水饱和度校正方法

密闭取心井的油水饱和度分析资料是评价储层含油性的重要数据,而室内岩心分析测量的油水饱和度常常偏离原始地层条件下的真实情况,需要校正后才能使用.以克拉玛依油田一中区克下组油藏为例,首先基于油水饱和度的理论模型,依据油水剩余率的概念分析了原始地层条件下油水饱和度与实验室测量的油水饱和度之间的联系,进而确定了岩心分析的油水饱和度与油水剩余率的线性关系,基于该线性关系的斜率和截距,利用数理统计和数学处理的方法建立了油水饱和度损失总量中油、水各自的损失百分比,最终依据损失百分比可以有效地对饱和度资料进行校正.此方法在克下组油藏的实际应用中取得了很好的效果,校正后的饱和度资料使岩心含油性与储层电性之间的相关性得到了很大的提高,校正数据可以更好地反映原始地层的含油情况,为饱和度公式的确定以及剩余油的评价提供准确的基础数据.

构造物理模拟与数值模拟技术的对比与结合

详细分析了应力场数值模拟与物理模拟的实验过程,对比两技术之间实验条件、模型转换、实验结果等方面具有的优势及适用条件,提出两者相结合进行构造成因机制分析的方法,并以高邮凹陷南断阶为例进行了说明.研究认为:数值模拟与物理模拟技术具有各自的优势,前者得到的是变形初期的应力分布结果,主要用于成因解释和变形预测,而物理模拟成果主要反应整个变形过程的构造演化;南断阶的断层分布范围受张应力控制、断层走向受剪应力影响,竹墩和许庄地区具有相似的应力分布和断层形成顺序,故断层组合及成因相似,断裂带由张应力作用产生的NE向断层及张剪应力作用下产生的NNE向、EW向共轭断层共同组成.

准噶尔盆地盆1井西凹陷东斜坡侏罗系三工河组油气成藏特征及控制因素

准噶尔盆地盆1井西凹陷东斜坡前哨2井在侏罗系三工河组获高产工业气流,开辟了斜坡区三工河组天然气勘探高效领域。为进一步明确该区三工河组油气藏主控因素和油气富集规律,深化三工河组油气勘探,在已钻探井基础上,综合应用岩心、实验分析和地震等资料,对三工河组油气藏类型、成藏特征和控制因素进行研究。结果表明:东斜坡侏罗系三工河组油气主要来源于盆1井西凹陷二叠系下乌尔禾组烃源岩;该区发育深、中、浅3期断裂,垂向上呈“Y”字型组合,配置关系良好,为油气从深层向浅层侏罗系运移提供了良好的输导条件,海西期大型断裂带控制了侏罗系油气的平面分布;三工河组油气藏类型为构造岩性和岩性型油气藏,受古地貌、沉积相带和断裂等因素共同控制,具有“烃源岩供烃、多期断裂接力输导、古地貌控带、凹槽控砂、断裂—砂体控藏”的成藏特征。