延长川口油田水力压裂水平缝垂直缝的判别

针对川口油田长4+5层注水水淹方向比较多、人工裂缝是水平缝还是垂直缝一直存在争议的情况,通过对岩芯地应力、天然裂缝、岩性平面非均质性、岩石抗张强度等的综合分析,得出该区的人工裂缝主要为垂直缝,垂直裂缝可在各个方位分布,但以东西向为主,这一认识得到了地面微地震、大地电位法监测结果及生产动态资料分析的证实。

陕北浅层低渗油田伴生气储量计算、预测及利用(Ⅰ)

陕北浅层低渗透油田伴生气基本上是直接排放到大气中 ,既浪费资源 ,又污染环境 ,以陕北川口油田为例 ,运用容积法计算得出陕北川口油田北区 2 7.84km2范围内 ,伴生气地质储量为 4.94× 1 0 8m3。据南 47井、南 70井和白 2 2井原油地层水及 PVT分析化验资料 ,运用物质平衡法确定其伴生气采收率分别为 71 .5 6 % ,75 .0 2 %和 74.94%。在此基础上得出 ,该区伴生气可采储量为 3 .6 5× 1 0 8m3 ,具有巨大的商业价值。

川口油田西南区长6油层组储层特征及其主控因素分析

川口油田西南区延长组长6油层组储集层岩石类型以长石砂岩为主,颗粒间多为点-线接触关系,孔隙式胶结,总体具有成分成熟度低、结构成熟度高,低孔低渗特征.粒间孔-溶孔为储层的主要储集空间.沉积相带、矿物成分及砂岩粒径等是影响研究区储集层性质的重要条件和关键因素,较强的压实作用、胶结作用是该区形成低孔低渗储集层的主要因素,溶蚀作用为储集层的主要增孔因素.

川口油田北区长6油层组沉积微相分布及其演化

目的 为使沉积微相分析的精度与可靠性较传统沉积微相研究有明显的提高。方法 运用MATLAB语言编制了软件包,定量研究了长62分流河道微相向长61曲流河道微相演化的过程。结果 对长6沉积微相进行了精细解释,识别出河道微相、天然堤微相、决口扇微相和分流间湾微相。结论 川口油田北区长6油层组沉积微相的形成,代表了一种由三角洲前缘向三角洲平原然后再向曲流河过渡的沉积演化类型。

川口油田长6储层成岩作用

详细分析了川口油田长6储层的成岩作用类型、储层物性演化及影响因素。通过岩石学、铸体薄片、电镜扫描等研究方法说明川口油田长6储层主要成岩作用包括压实-压溶作用、胶结作用、交代蚀变作用及溶蚀作用等,成岩阶段属晚成岩A期。其中,机械压实作用、化学胶结作用是导致砂岩孔隙度降低、储集性能变差的主要因素。机械压实作用主要表现为软碎屑的塑性变形、颗粒间由点接触向凹凸接触演变;胶结作用表现为浊沸石、绿泥石、粘土矿物、碳酸盐胶结;石英和长石的次生加大、溶蚀作用特别是浊沸石的溶蚀在一定程度上提高和改善了砂岩储集性能。结果表明,影响储层物性的主要因素为沉积作用和成岩作用。

陕北浅层低渗油田伴生气储量计算、预测及利用(Ⅱ)

按照油层有效厚度和渗透率的大小 ,并考虑原油的生产能力 ,以姚 1 1 3、南 71、姚 1 1 0和姚 63井开发数据为代表 ,将川口油田分为 4类地质模型。运用 VIP三维三相黑油模型软件 ,模拟预测该区 4类模型 1 5 0 m注水式开采 ,1 5 0 ,2 0 0 m枯竭式开采 ,以及 类模型 1 5 0 ,2 0 0 ,2 5 0 m等井网井距条件下注水式开采的平均单井产气量。结果显示 ,投产后 8～ 1 2年内 ,注水式开采可得 2 0～ 1 0 0m3 /d的稳定气流 ,枯竭式开采可得 2 0～ 60 m3 /d的稳定气流 ,全区产量不低于 2× 1 0 7m3 /a。在此基础上 ,从能量、环境、经济的角度论证 。

鄂尔多斯盆地延长组地层的精细划分与对比——以川口油田北区为例

目的建立延长组地层更为准确的等时地层格架。方法针对鄂尔多斯盆地的特点,以标志层为基准、以沉积模式为指导、以旋回厚度为参考、以等高程切片法为手段,并以动静结合的方法进行验证,开展研究区小层的划分与对比。结果长6油层组自上而下可划分为长61-1,长61-2,长62,长63,长645个小层。结论延长组地层各小层厚度不等,但横向厚度变化比较稳定。其中长61-2小层砂体连片,普遍含油,为川口油田的主要开发层位。

川口油田川46井区长6^1低阻油层成因机理分析

低阻油层形成的主控因素和成因机理是近年来石油地质研究的热点问题。对低阻油层的成因机理分析是低阻油层识别的关键，也是一大难题，只有正确分析其成因，才有可能探索有效识别低阻油层的方法，发现潜在油层，为老井区挖潜提供依据，同时也为类似地质条件下的其它油田的油层判识提供参考。为此，笔者以岩石物理研究为基础，以测井响应特征为对象，对川口油田川46井区长6^1低阻油层的成因机理进行详细分析。研究表明，川46井区长6^1油层具有储层薄、粒度细、高束缚水饱和度、高矿化度地层水及高泥质含量的特点，是低阻油层形成的主控因素。此外，高放射性砂岩和钻井液的侵入，在测井曲线响应中，同样表现为相对低阻的特征。

川口油田长6油层注水解堵开采研究

川口油田属特低渗透油田,平均空气渗透率为0.79×10-3～0.96×10-3μm2,储层物性差,油藏压力低,渗透率特低,基本无自然产能,水力压裂求产后产能下降快。1998年油田开始注水,随着注水时间的延长,油田开发矛盾也在逐渐暴露,主要表现为水淹井多、吸水剖面不均匀、部分油井见效缓慢。为最大限度地发挥油层潜力,根据油藏地质特征和油水运动规律,进一步完善注采井网,完善注采对应关系,以反九点法井网为主的川口油田注水开采,取得了突破性的发展;严格控制注水参数,解决了水质超标、注水井注不进水、注水井堵塞、油井水淹等技术难题。油井增产明显,取得了一定的经济效益和社会效益,逐步确定了一套适合川口油田注水开发的工艺流程和工艺技术。为特低渗透油田提高资源利用率,提高原油采收率闯出了一条新的路子。

川口油田川46井区延长组油层沉积相研究

川口油田川46井区长4+5、长6各含油层段构造面貌主要为西倾单斜形态,构造特点在宏观上控制了沉积作用,沉积作用在很大程度上反映或影响着构造特征。通过测井相识别进一步证实川口油田长4+5、长6储层以三角洲前缘、平原沉积为主,主要沉积微相为水下分流河道、河道砂坝、分流间湾、决口扇等,在平面和纵向上掌握了其分布特征及演化规律。

川口油田长6油层注水开发实践与认识

川口油田属特低渗透油田，平均空气渗透率0．79×10^-3～0．96×10^-3μm^2，储层物性差，油藏压力低，渗透率特低，基本无自然产能，压裂求产后产能下降快。1998年油田开始注水，解决了水质超标、注水井注不进水、注水井堵塞、油井水淹等技术难题，油井增产明显，油层整体吸水性较好，弥补了地下亏空，取得了一定的经济效益和社会效益，积累了丰富的现场经验，逐步确定了一套适合川口油田注水开发的工艺流程和工艺技术。为延长油矿管理局在全局范围内实现二次采油奠定了扎实的基础，为特低渗透油田提高资源利用率，提高原油采收率闯出了一条新的路子。

转向压裂技术在鄂尔多斯盆地川口油田的应用

随着油田开发深入,特低渗老油田增产手段单一的老井逐渐失去产能,部分油井产量递减快的矛盾日益突出,传统的压裂工艺已不能满足该类油藏开发的需求。针对此问题,将解堵工艺、转向压裂工艺、端部脱砂工艺有机结合在一起,形成解堵—加砂—转向—加砂—端部脱砂的转向压裂工艺,最大限度的增加泄油面积、疏通油流通道。同时对转向剂实现转向压裂机理的分析,优选出适合鄂尔多斯盆地川口油田转向压裂的油溶性转向剂,总结了压裂施工的选井选层原则,筛选了合适的压裂施工工艺参数。实现了压裂缝内转向的同时在裂缝末端形成了短宽缝,为老油井、薄隔层或无隔层油井恢复产能提供了新方法。2014年转向压裂技术在川口油田现场应用15口井,取得了较好的增产效果,平均单井日增油0.35t。

川口油田流渠区块天然裂缝、微裂缝研究

川口油田刘渠区块位于鄂尔多斯盆地中部,主力产层是延长组的长4+52层,沉积相以三角洲分流河道为主,为典型特低孔、低渗油藏。该区块水淹水串现象严重,大部分井受效程度差,产量递减快(目前平均单井日产油量为0.35 t/d),面临严峻的稳产形势。为了了解这种现象形成的内在原因,必须将地质、工程研究结合在一起,进行天然裂缝、人工裂缝发育特征等方面的研究。通过研究发现,天然裂缝主要分布在主河道的厚砂体中,初期产能高的油井主要受天然裂缝的影响,因此可根据产能平面分布特征来定性地代表天然裂缝、微裂缝的平面分布特征。

川口油田递减规律研究

利用J.J.Arps提出的产量递减公式,对川口油田进行产量递减回归,回归结果接近生产实际情况,并确定川口油田递减规律符合调和递减。按照调和递减方式对川口油田的未来产量递减情况进行了预测,同时结合油田开发现状,提出了减缓产量递减的对策,为油田进一步科学、合理开发提供了重要依据。

分层采油在川口油田的应用

川口油田属典型的低压、低渗、低产油藏,纵向上表现为多套小层叠合,开发过程中油井层间压差矛盾较为突出,层间干扰大,严重影响油田的开发效果。为此,试验应用了分层采油技术,并取得了提液增油的效果,表明分层采油技术在该区具有较好的适应性,能解决各层动用程度不均的问题,有效缓解多层油藏开采时的层间矛盾,对油田高效开发发挥积极作用。

川口油田西南区成藏条件及主控因素分析

川口油田西南区三叠系延长组长6-长4+5储盖组合邻近主要烃源岩层(长7),且在烃源岩大量生排烃期位于油气运移的指向区,具有较好的成藏条件.储油砂体两侧及上部为漫滩沼泽及分流间湾沉积的泥岩、致密粉砂岩,构成上倾岩性遮挡,形成良好的岩性圈闭.油层主要分布在北北东走向的三角洲平原分流河道砂体和北东向的三角洲前缘水下分流河道砂体内,主要受沉积相带、优质储盖组合和运移输导条件3大因素控制.

鄂尔多斯盆地川口油田川72区块长6储层特征及评价研究

通过岩心薄片、铸体薄片、扫描电镜及压汞资料分析,研究了鄂尔多斯盆地川口油田川72区块长6油层组的储层岩石学特征、成岩作用及孔隙结构等微观特征,并进行了储层评价。结果表明,川72区块长6储层以长石粉细砂岩和长石岩屑粉细砂岩为主,常见压实、硅质胶结、碳酸盐胶结和次生溶蚀及交代作用,粘土矿物的转化作用也较普遍;储层主要发育原生粒间孔、粒间溶孔、浊沸石溶孔、长石溶孔等4种孔隙类型,孔隙度平均值为8.53%,平均渗透率为1.48×10-3μm2,属具有中-细喉道的小孔隙、低渗、特低渗储层。长62为较好储层,长61为较差储层。

川口油田姚50-姚80区长6储层微观孔隙结构特征

根据铸体薄片及高压压汞技术研究了川口油田姚50-姚80区长6储层微观孔隙结构特征。结果表明:长6储层主要发育粒间孔和溶孔,平均孔径约30μm,平均喉道直径约0.5μm。根据压汞参数分布特征和储层含油性,将长6储层细分为3种类型,其中II类和III类是主要的储集空间类型,具有很好的勘探潜力。

川口油田姚50-姚80区长6油层组沉积微相研究

通过岩心观察、粒度、沉积构造及测井曲线组合特征,研究了川口油田姚50-姚80区长6油层组沉积微相。结果表明:长6粒度概率累积曲线为典型的2段式特征、发育交错层理和平行层理、以箱状或钟状测井组合为主,结合区域沉积背景,认为长6主要为三角洲前缘沉积。长6发育水下分流河道和分流间湾微相,平面上自东北到西南方向发育多条水下分流河道,为有利的勘探目标。

川口油田川46及姚100—川85区伴生气的利用

目的对川口油田川46区及姚100—川85区石油伴生气的利用问题进行分析和研究。方法通过储量计算及产能分析,对研究区内伴生气资源进行研究。结果研究区内石油伴生气的采收率最低为53.28%,远高于区域内的原油采收率;区内石油伴生气的可采储量为1.67×10~8m^3,在投产期内可提供稳定而充足的气源。结论川口油田的伴生气资源较为丰富,具有开发利用价值;川口油田伴生气具有优异的民用价值,使用川口油田伴生气对环境保护有很大贡献。