玛西斜坡区风城组高含盐致密储集层流体识别

准噶尔盆地玛西斜坡区二叠系风城组发育碱湖沉积的高含盐致密储集层,其油水关系复杂,流体识别难度大。利用岩性扫描测井资料构建饱含盐水地层热中子宏观俘获截面,并利用测井热中子宏观俘获截面与饱含盐水地层热中子宏观俘获截面的差值构建含油性敏感因子,再利用氯元素相对产额与总孔隙度比值构建含盐度敏感因子,将含油性敏感因子与含盐度敏感因子交会形成流体识别图版。实例应用表明,利用该流体识别图版可以对储集层流体性质进行准确判断,为试油选层提供依据。

北部湾盆地复杂地层水矿化度特征及流体识别

北部湾盆地地层水矿化度分布规律复杂多变,受多种因素控制,难以进行储层流体识别和测井饱和度评价。通过数据统计,明确地层水矿化度纵横向的分布规律和特征,并从原始沉积环境、地表水淋滤、地层超压与油气运聚模式、断层错断等多种因素开展分析,探讨影响本区地层水矿化度的主要因素。针对地层水性质多变和油水关系复杂的断块油藏,利用岩心半渗透隔板和核磁共振实验得到岩心束缚水饱和度,同时对测井含水饱和度进行标定,并结合测压取样和地层测试结果了解区域地层水矿化度分布特征,该成果可为区域新钻井各层组地层水矿化度的确定提供参考,提高了测井解释符合率和地层含油饱和度的评价精度。

风西混积碳酸盐岩储层测井流体识别及定量评价

柴达木盆地风西地区属于新生代咸化湖盆滨浅湖沉积的混积碳酸盐岩油藏,储层岩石矿物多样,孔隙结构复杂,非均质性强,传统储层流体识别方法和参数计算方法在该地区适用性较差,影响了油田开发进程。因此,通过深度分析影响流体识别测井敏感参数,结合X衍射和薄片等实验分析、常规测井、岩性扫描和核磁测井特殊测井资料,形成消除岩性影响和孔隙结构影响的流体识别方法。提出考虑混积碳酸盐岩岩性的孔隙度分量计算模型,利用岩心渗透率和核磁可动孔隙度建立了渗透率计算模型,形成了分岩性、变岩电参数的改进阿尔奇饱和度计算模型。将研究成果应用于风西地区混积碳酸盐岩储层流体识别和储层参数评价中,测井解释符合率高,且应用效果较好,可在其它混积碳酸盐岩储层推广使用。

黑家堡地区长4+5_(2)致密砂岩孔隙结构特征及影响因素分析

针对鄂尔多斯盆地黑家堡地区长4+5_(2)致密储层孔隙结构复杂及影响因素不明的问题,利用测井、常规物性、扫描电镜、铸体薄片及高压压汞测试等方法,得到长4+5_(2)发育的四类孔隙结构,其中Ⅰ类和Ⅱ类为勘探目标首选,并将成果应用于长4+5油藏。实践结果表明,研究区长4+5_(2)储层平均孔隙度为10.43%,平均渗透率为0.79×10^(-3)μm ^(2),属于典型的致密砂岩储层,残余粒间孔为主要的储集空间类型;孔喉尺度主要以纳米级为主,其次为微米级,平均孔喉半径分布在0.02~10.00μm;Ⅰ类和Ⅱ类孔隙结构发育的水下分流河道和河口坝微相孔隙结构最优,为勘探和开发的重点目标。根据储层孔隙结构评价结果,在研究区划分出三类勘探区带,作为勘探开发的优选区。细粒砂岩沉积为长4+5_(2)不同孔隙结构系统的形成提供了基础,强压实作用使得孔隙结构更加复杂化,研究成果为研究区下一步勘探及开发提供借鉴。

原油稀有气体同位素特征及其示踪作用——以黄骅坳陷港西油田为例

以黄骅坳陷港西油田为例 ,测试并研究了原油中的稀有气体氦和氩同位素组成 ,并探讨了其示踪作用。研究表明 :①港西油田 6个未受空气污染原油样品具有幔源稀有气体介入的特征 ,其中氦气占介入稀有气体总量的 13 9%～ 3 2 8%,平均为 2 4 1%,说明港西油田具有幔源氦侵入的构造背景 ,且大地热流值较高 ,平均达 75 0mWm-2 ;②据原油40 Ar/3 6Ar的年代积累效应 ,推测港西油田油源应为第三系烃源岩 ;③注水是港西油田原油稀有气体受空气污染的主要原因 ,对原油中的3 He/4 He和 4He/2 0 Ne以及40 Ar/3 6Ar和 4He/2 0 Ne的关系研究在推测油气井是否注水、产层连通性和注水效果方面可能存在较大应用潜力。原油稀有气体研究拓宽了稀有气体在油气地质领域的应用范围 ,为判识气体来源、大地构造背景、大地热流、油源和油田注水效果提供了一种新的方法。

孔隙流体核磁共振弛豫特征及油水层识别方法

为了得到丰富的孔隙流体信息,要对含油岩心的原始新鲜样、盐水饱和样及氯化锰浸泡样进行分析。这3次分析的谱图有的谱峰位置一致,解释较容易;有的则发生错位,峰形变化也较大,解释比较困难。为了搞清这种变化的原因,对地面原油和孔隙流体在不同原油性质、不同润湿性、不同样品存放时间等条件下的弛豫特征分别进行了实验研究。结果表明,孔隙流体的弛豫特征受油质、润湿性及样品存放时间的影响,润湿性影响油峰和水峰的幅宽和面积,油质和样品存放时间影响谱峰的位置和幅度,在此基础上提出了不同孔隙结构的油水层判识方法,提高了油水层的判识准确率。

气井连续携液机理

平行气流中的液滴趋于椭球状,而低黏度液滴临界韦伯数Wecrit相差较大,在2.2～60变化,而已有的携液模型未综合考虑液滴变形和液滴尺寸差异对气井临界携液气量的影响。根据液滴质点力平衡理论,笔者导出了气井临界携液气量预测新模型。新模型引入的特征参数Ck,Wecrit综合考虑了液滴变形和最大液滴尺寸差异对携液气量的影响。根据一般能量守恒原理,推导出了液滴变形程度与临界韦伯数的函数关系,计算结果与实验数据和DDB模型预测结果一致,误差小于6%。新模型的关系式系数Ck,Wecrit在2.14～4.79变化,而根据文献数据和国内气田临界气流量反算的系数Ck,Wecrit在1.86～5.0变化。新模型从机理上解释了各气田临界携液气量相差较大和个别气田临界携液气量较低的原因,并以大牛地气田为例介绍了该模型的应用。

苏里格气田南区马五5亚段气水特征研究与判识

苏里格气田南区下奥陶统马家沟组马五5亚段发育海相碳酸盐岩储集层,气藏无明显气水界面,但开发过程中气井均存在不同程度产水。通过地层水化学特征分析、测井曲线重叠法和交会图法,明确了地层水体类型、分布模式。结果表明,马五5亚段地层水属于封存较好的古代残余海水,存在底部滞留水、气水同层和透镜状水体3种分布模式,其中水层和气水层的深侧向电阻率界限为266Ω·m,气水层和气层的深侧向电阻率界限为710Ω·m.

高强电场中液滴静电运动特性

针对油田生产中含表面活性剂原油电脱水极为困难,缺乏理论指导的现状,采用动态微观实验的方法,研究含表面活性剂的油水系统中液滴在电场力作用下聚并排液的情况,计算液滴的聚结时间,并观测液滴发生形变直至破裂时各个阶段的现象。结果表明,表面活性剂可引起液滴界面排斥力上升,聚并过程中液面出现形变,降低液滴聚结速度。此外,液滴表面所吸附的表面活性剂分子会加剧液滴形变率,降低液滴破裂所需临界场强,并改变液滴破裂机制,增加了次级微小液滴的产生。须严格控制电场强度,以避免液滴变形破裂,提高聚结效率,确保电脱水的效果。

高含CO_2天然气相变及其物性参数实验测试

实验确定高含CO2天然气从地层到井口是否发生相变以及准确测试高含CO2天然气的物性参数是安全高效开发该类气田的基础研究内容之一。用加拿大DBR公司的JEFRI相态分析仪,测试了高含CO2天然气从地层到井口的相态变化特征和高含CO2天然气的物性参数(偏差系数、体积系数、压缩系数、密度)。实验结果表明:在实验范围内,高含CO2天然气不发生相变;随着压力增加,气体偏差因子先减小后增大(最小值出现在15 MPa左右),体积系数和压缩系数均减小(低压下减小的幅度大于高压),密度增加;随着CO2含量的增加,气体偏差因子减小,密度增加且高压下增加的幅度较低压下明显,体积系数和压缩系数均无明显变化;随着温度的升高,气体偏差因子增大且在15 MPa左右变化幅度最大,体积系数增大且低压下增大的幅度较高压下明显,密度降低且高压下降低的幅度较低压下明显,压缩系数影响很小。

港西油田二次开发防砂工艺研究及参数设计

港西油田是典型的高孔高渗疏松砂岩油藏,随着含水量的不断上升,油井出砂严重,防砂成为港西油田二次开发需要解决的关键技术难题。通过对港西油田不同开采层位的岩石及流体特性的深入分析,结合实际生产情况和以往的防砂经验,针对不同的开采层位,优选了相应防砂工艺,并设计了防砂工艺参数。研究结果表明,明化镇组油井配套以压裂充填为主体的防砂工艺技术;馆陶油组底水油藏油井配套以循环充填为主体的防砂工艺技术;水井及侧钻井配套以化学防砂为主体的防砂工艺技术;针对多层系开发和长井段井,开展多层段逐层充填防砂先导性试验。研究结果为港西油田二次开发防砂方案提供了科学依据。

关于《辽河油区计算稠油粘度通用方程》一文的讨论

对文献[1]中公布的辽河油区7组粘-温数据进行了回归分析,并与文献[1]的结果进行了对比,发现文献[1]中给出的回归系数计算有误差。对回归系数进行了误差分析,指出回归系数对粘度计算精度有很大影响。对文献[1]中“通用方程“的叫法提出了质疑,指出称为经验公式比较合适。

孔隙流体的声学性质

为了研究孔隙流体的声学性质 ,建立了 3种流体性质的数学模型 ,分析了流体声学性质 (速度、密度、体积模量 )与地下岩石孔隙温度和压力的关系 ,同时还给出了两种流体混合状态下声学性质数学模型。为了验证模型的可靠性 ,将天然气的实测数据与数学模型计算结果进行了对比。结果表明 ,模型计算结果与实测数据吻合较好 ,误差为 0 2 %～ 2 % ,能满足实际生产的需要。

多孔介质中凝析油气体系析蜡实验

通过高温高压仿真模型实验,研究了凝析油气体系在多孔介质内的固相析出机理,发现等温降压过程与等压降温过程中固相的析出具有不同特征。根据相平衡理论和界面化学原理,建立了能够模拟多孔介质中气、液、固三相相平衡的热力学模型。依据模型对实际体系进行了计算,计算结果重现了实验中观察到的现象,合理解释了等温降压实验和等压降温实验时固相析出呈不同特征的原因。

济阳坳陷原油物理化学性质的主要影响因素

造成济阳坳陷原油物理化学性质复杂多变的因素是多方面的,除原始油气来源差异的影响外,在油气运移、聚集及后期保存过程中,外部环境对原油性质的影响是主要因素。综合研究认为,生油母质及演化程度、烃源岩差异、次生变化(运移、氧化作用、生物降解作用和断层)、地温和火成岩以及油藏开采等因素造成了济阳坳陷复杂多变的原油物理化学性质。

湘中坳陷XY-1井地层水化学特征及水型变化原因分析

XY-1井是湘中坳陷涟源凹陷的一口页岩气井,在该井排采过程中,地层水水型由氯化钙型转变成了碳酸氢钠型。为了找出水型变化原因、判断油气的保存条件,通过分析地层水化学特征,认为XY-1井地层水矿化度、氯镁系数大,钠氯系数、脱硫系数、碳酸盐平衡系数小,油气保存条件较好。地层水的水型变化可能主要受注入CO2影响,而不是沟通地表淡水所引起。

东营凹陷古近系—新近系原油相对密度变化规律

东营凹陷古近系—新近系原油的相对密度在平面上主要以生油洼陷为中心呈环带状变化,凹陷边缘区原油的相对密度较高,而洼陷区原油的相对密度较低,中央隆起带原油的相对密度变化较复杂,高值区和低值区相间出现。沙二段原油的相对密度较低,沙三段原油的相对密度变化范围较大。轻质油的含量最少,只零星分布在中央隆起带上的东辛油田;中质油遍布在东营凹陷的各生油洼陷及其边缘;重质油发育在向外的凸起区、纯化和胜坨等断裂发育区,几乎成环状围绕在整个东营凹陷的四周;而超重油则主要分布在重质油的外侧,大多分布在凹陷边缘凸起区。原油类型的分布特征与东营凹陷油藏埋藏深度和保存条件存在着很好的相关性。

地层原油粘度计算方法

根据辽河油区15个油田77个地面原油分析和高压物性分析数据,运用数理统计学原理,建立了计算地层原油粘度经验方程,由此可采用地面脱气原油粘度计算稀油在地层条件下的原油粘度,平均绝对误差为1.50mPa.s。该方程可为流体评价和油藏开发提供可靠的地层原油粘度资料。

油气水层地球化学识别在准噶尔盆地陆西地区的应用

以准噶尔盆地陆西地区为例，介绍了油气水层识别方面的研究新进展。含油包裹体颗粒指数（GOI）和储集层成岩方解石Mn元素丰度是二项识别油气水层的新指标，油层、油水同层、水层、干层相对应的GOI值最高值分别大致为大于11％、7％～11％、6％～7％和小于6％，相对应成岩方解石的Mn含量平均值一般分别为大于2．5％（质量百分数）、2．0％-2．5％、1．5％-2．0％和小于1．0％．此外，天然气（凝析油）层的典型特征是C20、C21、C22，三环萜烷呈下降型分布，三环萜烷丰度远高于五环三萜炕（两者主峰比值通常大于2．0），重质油层的典型特征是具有25-降藿烷。

断块油田古近系原油特征对比及分类评价

断块油田由于断裂输导体系丰富,原油往往来自于多个生烃凹陷或多套烃源岩,从而使得成熟度不同的油性混杂。这不仅造成原油归类难度大,而且使原油成熟度评价困难,因此需要使用比往常更多指标进行了综合分析。此次选取了断裂体系丰富的断阶带上的多个油田,使用原油碳同位素、族组分、异构烷烃,以及很多非常规的甾类和萜类化合物指标,对多层位多区域的原油进行了归类,并对原油成熟度评估。测试发现原油的δ^(13)C在Es3层段较高,Es1较低,Ed最低。从族组分上看,饱和烃比例最大,即以优质原油为主。通过各类标志物分析可将原油可分3类,Ⅰ类油δ13C较轻,Pr占优势,Ts/Tm值约1.9,C_(27)、C_(28)、C_(29)甾烷呈L或V型,属于成熟油,来自Es3段生烃母质;Ⅱ类油δ^(13)C也较轻,Pr含量比Ph高,Ts/Tm小于1.0,甾烷呈V型或倒L型,来自Es1下段生烃母质,综合评价部分属于成熟原油,部分属于低成熟重质油;Ⅲ类油则为性质介于两者之间的混合型原油,总体评价为高成熟度优质原油。