鄂尔多斯盆地杭锦旗地区上古生界异常压力特征及形成机理

在砂岩实测压力的基础上,分析得出鄂尔多斯盆地杭锦旗地区现今异常压力的分布特征,即以泊尔江海子断裂为界,从南到北压力系数依次降低。包裹体结合泥岩压实曲线研究认为,该区早白垩世气藏存在异常高压,欠压实和构造挤压作用是其形成的主要因素:在断裂带以南欠压实起主要作用,在断裂带构造挤压起主要作用,在断裂带以北两者作用相当。由于侧向遮挡条件不好天然气散失作用是异常低压形成的主要原因。

鄂尔多斯盆地姬塬地区长4+5油藏控制因素及成藏模式

鄂尔多斯盆地姬塬地区长4+5储层致密,在油藏大面积发育的同时,层间和层内含油性差异较大,油水关系复杂,油水分布影响因素待进一步明确。成藏控制因素分析表明,长7广布式的烃源岩提供了丰富的资源基础,差异成岩作用控制下的三角洲前缘相对高孔高渗储层是油气聚集的场所,大量发育的裂缝是石油运移的重要通道,三者整体控制长4+5油藏大面积、大规模发育,但在局部受烃源岩厚度、裂缝发育程度和储层非均质性的影响,石油富集程度存在差异。创新提出"长7油源、裂缝及渗透性砂岩通道、非等动力垂向多点充注、物性控制非均匀成藏"模式,有效揭示了长4+5油藏大范围发育但差异性含油的地质成因。

大牛地气田上古生界压力封存箱与储层孔隙演化

针对大牛地气田二叠系和石炭系泥岩发育高压封存箱,与之相对应层段的砂岩具异常高孔隙这一现象,通过对砂岩高孔隙段的发育现状、成岩作用特征和不同阶段压力封存箱形成与储层孔隙演化关系进行研究后认为:①砂岩高孔隙发育段主要分布在上、下石盒子组、山西组,层位性强,具可对比性,与相应层段泥岩"欠压实"密切相关;②该区压力封存箱开始发育于砂岩正常压实之前,压力封存箱的形成,极大限制了层内的流体流动,阻碍了砂岩的进一步压实和胶结作用,从而对下石盒子组砂岩原生孔隙的保护有积极作用;③箱内山西-太原组烃源岩有机质成烃的有机酸性水溶蚀对形成次生孔隙最为有利;④晚成岩作用期砂岩内部异常高孔隙压力抑制了成岩作用的发生,使孔隙空间得到了有效保护;⑤烃源岩生烃过程中产生的超高压,引起砂岩破裂形成裂缝,不但增加了储层渗透性,也成为天然气运移的主要通道和成藏动力;⑥由于压力封存箱的封闭,溶蚀的物质不能有效带出系统,溶蚀与充填的消长影响,在盒3、盒2段成藏过程中,气水重力分异,对上部盒3、盒2段成藏有利,但对下部盒1、山1、山2段次生孔隙保存不利,同时对其成藏也有消极影响。

镇泾地区延安组油气成藏特征与勘探方向

为了研究工区前侏罗系古地貌特征与延安组油气成藏之间的关系，通过印模法恢复镇泾地区前侏罗系古地貌，结合工区内已发现的延安组古地貌披盖油气藏的石油地质特征，研究延安组底部河道砂体分布与古地貌之间匹配关系、古地貌与油气分布之间的规律，分析延安组油气成藏特征。研究表明：由于T区古地貌格局造成的高差不同导致剥蚀面之上的沉积厚度产生差异，形成差异压实构造；延安组油层明显受砂体厚度和构造的控制，构造高部位的厚砂体是延安组油气成藏的关键。结合工区延安组成藏特征对该区进行油气分布有利区域预测，得到工区S2井区北北东及工区的东北角方向是下一步油气勘探的有利区。

低渗透气藏气水界面预测新方法

相当数量的低渗透性气藏,不管有无边底水,生产井常气水同产、气水比存在较大差异,影响气藏开发效果,其原因是低渗透气藏存在较高的气水过渡带、满足开发要求的有效储层空间分布不精确;传统方法确定的气水界面误差较大,导致气井射孔位置不尽合理,所以精确预测气水界面位置和有效储层分布至关重要。文章通过对低渗透、气水同产气藏的分析和研究表明,在非均质条件下,相同含气饱和度界面并非水平面,而呈不规则的起伏面;通过理论分析探讨,综合利用压汞与物性资料形成了一种定量预测气水起伏界面的方法,进而得到有效储层的空间分布,可有效指导气藏的合理高效开发。实际应用结果表明该方法可行可靠。

准噶尔盆地石南J_2t_2油藏注水利用趋势及影响因素研究

非均质注水开发砂岩油藏的注水利用率是注水开发过程中极其重要的内容之一,注水利用率和主要能量驱替类型是随开发过程变化的,通过阶段性的存水率、耗水比和能量驱替指数等参数计算,确定阶段注水效果,从而进行后期注采方案调整,提高注水开发效果。笔者通过以上参数的计算和评价,认为石南J2t2油藏开发初期以弹性能量驱替为主,随注水的开发,以注水能量驱替为主,边底水能量驱替次之,弹性能量贡献不大;存水率随开发的进行逐渐降低,注水利用率逐渐减小,近期产水有快速增加的趋势。分析认为注水利用率主要受沉积相、储层非均质性、储层介质类型及水力裂缝方位、半长等因素综合影响。

榆林低渗透气藏产水原因及其对开发的影响

低渗透气藏常存在气水同产现象,其原因及其对气藏开发的影响受到很多油藏工程师的关注。本文通过对低渗透、气水同产气藏资料的统计和分析,解释了低渗透气藏产水的类型为凝析水、原始地层水和边、底水;孔喉毛管力作用导致气水同层,存在高气水过渡带,致使所有气井产水;在非均质条件下,某含气饱和度的气水界面并非水平面,而是呈不规则的起伏界面;气井产水导致井底附近地层导流能力降低、井筒积液降低生产井生产压差;平面上气井产水存在较大差异,局部区域产水量大,影响气藏开发。

姬塬地区长4＋5段油藏油水分布控制因素分析

姬塬地区长4＋5段油藏局部出水，油水关系复杂。成藏控制因素分析表明，长7段广布式的烃源岩提供了丰富的资源基础，差异成岩作用控制下的三角洲前缘相对高孔高渗储层为油气聚集提供场所，大量发育的裂缝是油气运移的主要通道，三者整体控制长4＋5段油藏大面积、大规模发育，但在局部受烃源岩厚度和储层非均质性的影响，油气富集程度存在差异。创新提出的“长7段油源、裂缝及渗透性砂岩通道、非等动力垂向多点充注，物性控制非均匀成藏”模式，有效揭示了长4＋5段油藏大范围发育但差异性含油的地质成因.

鄂尔多斯盆地南梁—华池地区长8_(1)致密储层微观孔喉结构及其对渗流的影响

鄂尔多斯盆地南梁华池长81油藏孔喉结构多样、渗流特征复杂,成藏及油水关系认识不清,制约了该区石油勘探突破及规模开发进程。通过铸体薄片、恒速压汞、核磁共振、油水相渗测试等方法,系统研究了南梁—华池地区长8_(1)储层微观孔隙结构,对比分析了该区不同物性样品微观孔喉结构差异及其对油水渗流特征的影响。结果表明:①储层物性越好,微观非均质性越强,可动流体饱和度越大,无水期驱油效率先增后减,最终水驱油效率越高。②当渗透率大于1.000 mD时,渗透率贡献率主要依靠少数半径大于6.00μm的连通喉道;当渗透率小于1.000 mD时,渗透率贡献率主要由喉道半径峰值区间的小喉道决定。③连通喉道半径小于0.10μm的孔隙流体为不可流动的束缚流体,储层物性越好,半径大于0.50μm喉道控制的孔隙体积越大,可动流体饱和度越高。④研究区油水相渗特征可以分为3类,其中Ⅰ类相渗物性最差、驱油效率最低;Ⅱ类相渗喉道半径为0.50~1.00μm,两相共渗范围较宽,无水期驱油效率和最终驱油效率均最高;Ⅲ类相渗喉道半径多大于1.50μm,含水上升较快,无水期驱油效率最低,但最终驱油效率只略低于Ⅱ类相渗最终驱油效率。喉道半径的分布、连通特征决定了储层渗透率和可动流体饱和度大小,影响油水两相渗流规律,对石油充注、成藏以及开发均有重要的影响,是该区油水关系复杂的重要因素之一。该研究成果对分析岩性油藏油水关系、预测有利储层分布具有一定指导意义。

鄂尔多斯盆地吴起地区长8油层组成藏地质条件分析

吴起地区三叠系长8油层组是鄂尔多斯盆地勘探的重要层位，该油层组具有砂体厚度较大，横向连片性好，但砂岩粒度细、填隙物含量较高、胶结作用强、储层物性差的地质特征。通过对生、储、盖特征的研究表明，区内长7油层组烃源岩较为发育，具有丰富的油源条件；在低渗透背景下局部发育相对高孔、高渗的优质储层，能够为石油聚集提供场所；生、储、盖组合配置关系良好，具备发育大规模岩性油藏的石油地质条件。

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6油层组特征及控制因素

通过大量岩心观察,结合铸体薄片、扫描电镜和阴极发光等资料分析,在明确姬塬地区长6油层组储层岩石学、孔隙微观结构和物性特征的基础上,分析了该区储层特征的主要控制因素及演化过程。研究发现,姬塬地区长6油层组岩石类型主要为长石砂岩,是以粒间孔和溶孔为主的细喉道低孔超低渗储层;沉积初期,受物源供给和机械分异作用控制,在不同沉积环境下形成了原始沉积的孔隙非均质,在差异成岩演化过程中经历早期机械压实、黏土矿物和碳酸盐矿物胶结、后期酸性流体注入溶蚀共3个演化阶段,导致储层的成岩非均质,最终在整体低渗透的背景下形成局部相对高孔、高渗储层。

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。