鄂尔多斯盆地构造应力场演化及YC地区构造特征

鄂尔多斯盆地是我国第二大含油气沉积盆地,现今处于造山带的环绕之中,在这些造山带之中除盆地东部的隆起主要是燕山后期和喜山期构造抬升作用的产物外,其他的造山带都经历了多期的伸展和挤压过程。盆地北侧的中亚—蒙古海槽在早二叠世晚期封闭,缝合部位为索伦山—西拉木伦一线。在此之前,与鄂尔多斯盆地直接毗邻的是白云鄂博中元古代裂陷槽,该区由中元古代晚期闭合以后一直处于较稳定的状态,以古陆的形式存在,是古生代鄂尔多斯地块周边唯一出露水面之上的地区。

基于机器学习的油水层解释新方法--以新安边油田南部长7油层组为例

储层物性测井解释工作是石油勘探开发的一项重要任务。由于复杂的地质条件和沉积环境,储层非均质性与测井响应特征之间的非线性关系表明,线性测井响应方程和经验统计公式已不能有效表征储层特征,传统的储层特性解释方法与研究人员经验直接相关,存在一定程度的不确定性,因此本研究提出基于机器学习方法对新安边油田南部长7油层组进行油水层解释。首先,筛选测井序列齐全且有准确试油结果的数据作为样本数据,对其进行数据清洗;其次,基于一对一支持向量机(OVO SVM)与随机森林(RF)算法分别建立油水层解释模型进行对比分析,利用10折交叉验证进行模型参数优选;最后,利用参数优选后性能较高的OVO SVM模型对部分测井信息进行二次解释。研究结果表明,OVO SVM模型性能优于RF模型,解释准确率超过90%,对新安边油田新增数据采用该模型进行二次解释,变更解释结果层位54层。

利用CO_2非混相驱提高采收率的机理及应用现状

由于重油的相对分子量很高,CO_2与原油的混相压力比油藏压力高得多,因此通过注CO_2提高原油采收率必须依赖非混相驱。在非混相驱中,CO_2溶入原油后,使油膨胀,并降低油的粘度,从而达到驱油增产的目的。通过介绍非混相CO_2驱在油藏增产中的驱油机理,证明CO_2作为一种有效的驱油剂,可以提高油藏原油的采收率。

致密砂岩油储层裂缝发育特征及其对剩余油挖潜的启示——以鄂尔多斯盆地新安边地区延长组长7_2~2段为例

通过岩芯观察、井间示踪剂测试和水驱前缘测试,研究鄂尔多斯盆地新安边地区长7致密砂岩油储层的裂缝发育特征。结果表明:1)新安边地区长7致密砂岩油储层最大水平主应力方向为NE60°~80°,裂缝类型以高角度缝或垂直缝为主,裂缝走向为NE75°~85°,倾角为70°~85°;2)动态监测数据分析显示,研究区致密砂岩油储层广泛发育的微裂缝在增加渗流通道和提高基质渗透率方面发挥了重要作用,油水易沿裂缝形成窜流,导致生产井见水较快;3)三维地质建模结果显示,研究区致密砂岩油储层含油饱和度与裂缝发育程度匹配度较高,可以有效地佐证裂缝对油气储集和成藏的控制作用。

鄂尔多斯盆地靖安地区延长组储层有效开发的应力判据

通过铸体薄片观察、三维地质建模、特殊测井系列和微地震监测分析,研究靖安地区延长组储层的应力特征。结果显示:1)研究区储层微观孔喉的方向性展布在一定程度上导致应力各向异性;2)长4+52砂岩组各小层砂岩分布存在较大差异,多期河道侧向叠加特点显著,对应力分布产生较重要的影响;3)研究区应力差总体上不大,在3~6 MPa之间,随着注水开发的进行,两水平主应力的变化幅度在油藏中存在分布不均的现象,造成重复压裂过程中裂缝的多向性发展。研究结果可为低渗储层开发中后期提高油田采收率提供科学依据。

特低渗透油层有效厚度确定方法研究

利用自然伽马、自然电位、声波时差、密度、中子、微电极等多种测井曲线,结合岩心分析、地质及试油等资料综合对比研究,分析和识别了影响陕北斜坡地带特低渗透储层参数变化的背景值及有效油气成分,并结合目的层段钙质和泥质夹层的定量统计分析,建立了一种确定特低渗透油层有效厚度的物性、电性下限和不同类型夹层的扣除标准。对该区目的层段80多口井特低渗透储层进行了精细评价处理,合理地剔除了钙质夹层、泥质夹层、致密层、干砂层和不够标准的差油层,确定了各井油层的有效厚度,提高了该区目的层段油藏测井解释和有利区预测的精度。

测井资料在小洼油田盖层评价中的应用

针对辽河油区小洼油田储、盖层及其测井响应特点,在取心资料不足的情况下,从测井资料中提取定量评价盖层封盖质量的参数,建立了该区盖层封盖质量类型的评价标准及权值。通过实际应用,同时计算盖层质量参数与储层解释参数,应用灰色系统理论集成和归纳了储、盖层的多种信息,利用测井资料研究了盖层质量、物性封闭和综合评价,分析了不同质量盖层及其储盖组合特点和关系,阐明了油气层分布规律。将测井采集的大量信息,系统、有序地转变为有利于盖层精细评价解释的信息,扩大了测井资料的应用领域,提高了测井解释符合率。

利用粒度分析资料研究砾岩储层有利沉积相带

根据克拉玛依油田砾岩储层非均质性和复模态孔隙结构特点,利用粒度参数分布曲线的统计特征和弗里德曼离散图,阐述了七中、东区克下组山麓洪积相的沉积特征。指出了有利相带扇顶主槽微相划分的特征和方法,分析了有利沉积微相带与含油状况的关系,为合理选择开发决策和改善油田开发效果提供了可靠的地质依据。

一种特低渗透油层有效厚度标准研究

低渗透储层有着不同于常规储层的测井响应,其测井响应中来自油气的成分少,有生产能力的低孔隙度储层与无效层段之间的差异很少,测井解释的难度很大。针对白豹油田长3、长4+5低渗透油层有效厚度及其夹层的测井响应特征,利用自然伽马、自然电位、声波时差、密度、中子、微电极等多种测井曲线,结合岩心分析、地质及试油等资料综合对比研究,充分利用了测井资料识别影响低渗透储层参数变化的地质因素及特点,建立了有效厚度的物性、电性下限和夹层扣除标准。通过该区目的层段80多口井低渗透储层的精细评价处理,有效地剔除了钙质夹层、泥质夹层、致密层、干砂层和不够标准的差油层,确定了各井油层有效厚度,提高了该区目的层段油藏测井解释和有利区预测的精度,为该区特低渗透油田增储上产提供了可靠依据。

特低渗透油气藏成岩储集相的定量评价方法

针对陕北斜坡东部特低渗透储层受沉积作用和成岩作用两大因素控制的特点,利用灰色系统理论对成岩储集相进行了研究。分析了成岩作用综合效应及其相应的视压实率、视胶结率、视微孔率、成岩综合系数等定量指标和岩心分析数据,建立了成岩储集相综合评价参数、指标和分析方法。通过在安塞油田低孔隙度特低渗透长61油藏储层的实际应用,对目的层段开展了Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ和Ⅳ类成岩储集相的定量评价和油气富集描述,有机地集成和综合了多种信息,实现了成岩储集相对沉积学、岩石学和成岩作用等特征的综合表征,并划分出有利成岩储集相区域,为指导油田有利含油区块的筛选和开发决策提供了重要依据。

储层流动单元划分及描述的分析方法

介绍了流动单元研究的基本理论和方法.利用测井资料,分别对江苏油田真12块垛一段六油组和克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏储层进行了流动单元划分.将江苏油田真12块垛一段六油组划分为4类流动单元,给出了各类流动单元参数及物性特征参数.将克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏划分为5类流动单元,分析了各流动单元的物性特征,阐明了不同级别流动单元分布、特点及其与沉积微相、隔夹层的关系.

克拉玛依油田七中东区砾岩油层有效厚度下限标准

针对克拉玛依油田砾岩油藏非均质强和油层有效厚度划分存在的问题,提出了砾岩油层有效厚度划分的图版参数,确定了地层水电阻率Rw和a、b、m、n参数值,建立了地层电阻率与含油饱和度及自然电位减小系数关系图版,分井区开发单元建立了电阻率、孔隙度、含油饱和度、自然电位减小系数及岩性、含油性的有效厚度下限标准,为该区砾岩油藏精细描述和预测剩余油分布提供了可靠依据。

一种特低渗透非均质储层连片统计分析方法

对AS油田杏河、侯市、王窑三井区长6特低渗透非均匀沉积砂体规模连片关系分析,开展了长6非均质地层钻遇状况视连片统计,采用分层数据连片对比统计图表,直观显示并指出该区主力油藏长611-2油层钻遇和连片性好,砂层视连片率88.3%,油层视连片率63.3%,储层中油层井数、油层层数和油层厚度的钻遇率都达到60%～70%.并预测和筛选出已知油藏覆盖范围以外连片扩边有利区域油藏,为油田开发决策提供了可靠的地质依据.

克拉玛依油田J_1b^5油层有效厚度研究

针对克拉玛依油田五区八道湾组(J1b5)油藏有效厚度划分中存在的问题,提出了油层有效厚度划分的图版参数。首先利用目的层段电阻率与声波时差关系确定有效厚度的岩性标准,再根据油藏地层水电阻率和a、b、m、n参数值,采用含油饱和度图版法确定油层有效厚度的电阻率、孔隙度和含油饱和度的下限标准。从而,在油层有效厚度评价中精细地识别储层的岩性、物性和含油性,有效地剔除储层中的砾石层、泥质层、致密层、干砂层和差油层,确定各井的有效厚度,提高了测井解释和储量计算的精度,为该区油藏增储上产和预测剩余油分布提供了可靠依据。

基于应力隔夹层划分的特低渗储层剩余油挖潜——以鄂尔多斯盆地白于山地区延长组储层为例

基于鄂尔多斯盆地白于山地区延长组长4+5特低渗储层压裂缝分布规律性不强、预测难度大的问题,采用传统工程地质方法与特殊测井、常规测井、沉积微相研究相结合的方法,通过建立油藏三维空间展布的地层岩石力学模型,开展随井间储层和应力场变化的全缝长压裂数值模拟,得到较精确的压裂缝全缝长几何形态参数,据此认为应力隔夹层将作为一种新的开发地质属性对压裂缝纵向延伸和水驱波及范围起主导控制作用,并提出开发调整措施。研究结果可为提高低渗储层的开发决策效率、提高剩余油采出程度提供科学依据。

储层四性关系研究在胡154井区中的应用

测井的准确解析是油藏精细描述和储层研究的基础。通过对胡154井区长4+5段的测井、录井、岩心和试油等资料的收集、整理、校正、分析,明确了该区长4+5段的岩性、物性、含油性和电性的特征及其相互关系,建立了适合本区的孔隙度、渗透率以及含油饱和度的解释图版,同时在结合试油资料的基础上,经过统计分析,确定出了该区的油水层电性识别标准及有效厚度下限值,确定了该区的孔隙度下限值为6%,渗透率下限值为0.08×10-3μm2,声波时差下限值为205μs/m,有效厚度的起算值为0.4m。

陕北斜坡东部低渗透储集层的连片分析及其应用

根据240口勘探开发井的统计结果对AS油田杏河、侯市、王窑三井区长6特低渗透非均匀沉积砂体规模连片关系进行了分析.给出了长61121、长61122、长61123、长612、长622和长63六个小层的砂层、渗砂层、油层(含水油层)和纯油层的井数、厚度、平均厚度和视连片率的统计结果.指出主力油层长61122具有很好的连片性,其砂层和油层的视连片率分别达到88.3%和63.3%.还给出了6个小层的油水层和油层的钻遇率.其中长61122小层的油层井数、油层层数和油层厚度的钻遇率都达到60%～70%.本文的结果可以为该区的开发决策提供可靠的地质依据.

AN井区长7致密油藏裂缝特征及开发对策

针对致密油藏裂缝发育，长期注水不见效，压力系统难以建立，产量递减很快的问题，从静态和动态两个方面。通过岩心观察、井间示踪剂测试、水驱前缘等裂缝动态监测方法对裂缝特征进行分析。结果表明，AN井区致密储层中裂缝主要为高角度缝，裂缝走向北东75°～85°，倾角70°～85°。由于微裂缝的发育，注入水沿裂缝流动．导致油井见水早，产能下降快。因此，以裂缝描述为基础，从定向井和水平井两个方面制定致密油的开发技术政策，同时考虑了启动压力梯度影响，合理优化了注采参数。实践证明，经过措施改造，油井平均单并日增油0．5t，说明致密油藏通过深化地质认识和措施调整，可以取得一定成效，对长庆致密油藏的开发具有很好的借鉴意义。

新46底水油藏合理生产压差优化

底水油藏开发过程中，很容易受油藏性质和开发制度的影响，造成底水锥进，后期很难治理。针对新46区侏罗系油藏开发程度高、早期采油速度大、含水上升快等问题，以地质研究为基础，结合油藏工程方法，进行生产压差的优化。从整个油藏出发，把含水率划分为2个阶段，研究各个阶段含水上升率与生产压差间的相互关系，从而对不同含水率阶段的油井生产压差进行优化。

低渗透砂岩油藏井网加密调整效果评价——以胡尖山油田H154区长4＋5油藏为例

胡尖山油田H154区长4＋5油藏储层特征复杂，平面及剖面矛盾突出，且经多年注水开发后，油藏更趋于复杂。该油藏暴露出见水井逐年增多，递减大、采收率低，储层动用状况不均，剩余油分布复杂等矛盾。在现有井网条件下，常规注采调控措施已很难进一步提高油藏采收率，为此，2016年对油藏进行井网加密调整试验。在储层、油藏基本特征及剩余油研究的基础上，利用数值模拟最终优化为173m^130m不规则反九点井网进行井网加密调整。井网加密后，加密区地质采油速度提高2．6％，动态采收率提高3．5％，整体加密调整效果好。该低渗透油藏水驱后油藏物性变差，渗透率明显下降；油藏存在部分水洗，导致局部含油性变差；加密后，井网适应性好，井网有效驱替系统已建立，地层压力保持水平高；但储层改造适应性差，表现为整体储层改造强度大，见水井比例高。同时，还统计发现高压区、重复压裂改造次数多，加密井见水风险大，井网加密时要慎重。H154区井网加密调整试验的方法、思路及认识为低渗透砂岩油藏井网加密调整提供了理论依据和实践经验，值得低渗透砂岩油藏借鉴。