A case study:cross-well acoustic tomography in Fuyu oil-field

The cross-well acoustic tomography as an advanced technique in 1980's is widely researchedand improved now. It is found that the velocity of oil-layer is lower than that Of country rock byabout ten percent according to some reports abroad. It had been tested to drive oil by steam inoil--field. In China the first test of cross-well acoustic tomography was performed in Fuyu oilfield, Jinn Province, in Dec. 1992. Through data processing in detail, an acoustic tomogram wasobtained, in which the distribution and inclination of oil layers between two boreholes are well revealed and coincident with the logging results. SOme technical problems existed in this experiment are POinted.

松辽盆地南部扶余油田泉头组四段沉积相研究

以岩心和测井分析资料为基础,通过对松辽盆地南部扶余油田泉头组四段的泥岩颜色、粒度分布、沉积构造以及生物化石、岩石类型及其组合等的研究,确认该工区泉头组四段为浅水三角洲相沉积。将其进一步划分为三角洲平原和三角洲前缘两个沉积亚相,绘制了扶余油田沉积微相平面展布图,据此建立了扶余油田沉积模式,研究了它的沉积演化特征,为老油区的挖潜上产提供了依据。

裂缝性砂岩油藏周期注水实践

以数值模拟、室内实验为依据 ,论证了对裂缝性砂岩油藏实施周期注水的可行性。同时 ,结合扶余油田西区矿场实例对周期注水的注水方式、周期、注水量及效果进行了探讨。对裂缝性砂岩油藏实施周期注水具有重要的借鉴意义。

低温低渗透砂岩油藏窜流大孔道深部封堵技术研究

所用堵剂为高强度的淀粉接枝聚丙烯酰胺交联凝胶SAMG-1,由<6%淀粉、4.5%-5.5%丙烯酰胺、0.003%-0.006%交联剂组成,35℃成胶时间受淀粉和交联剂用量控制,为18-20小时以上,成胶前黏度-100 mPa.s。该堵剂具有长期稳定性,在储层岩心中注入深度15 cm的堵剂,在35℃候凝48小时后及老化90天后,封堵强度分别为0.61和0.59 MPa/cm,封堵率分别为98.6%和98.1%。该堵剂优先进入高渗层,注入0.5 PV并成胶后,2组双填砂管组成的模型低、高渗管渗透率保留率分别为68.4%、0.7%和69.4%、0.0%。吉林扶余油田西一区+15-8.2区块有水井6口,油井13口,含水率达91.5%,注入水最快在5天内到达油井。报道了该区块整体深部调剖封堵窜流通道的情况,详细叙述了+15-9.2井施工中通过注入压力和井底回压控制注入流量,使堵剂陆续进入原生和次生孔道的工艺作业,该井设计注入堵剂92 m3。6口水井整体调剖后,油井产液量差别减小,产油量增加,有效期已超过了9个月,共增油843 t,含水平均下降3.87%。图7表1参8。

裂缝性低渗透砂岩油田井网调整实践与认识

吉林油区已开发裂缝性低渗透砂岩油田较多 ,如扶余、新立、木头、新民、乾安等。以扶余油田为例 ,对扶余油田调整历程、调整目的、意义及调整效果进行分析 ,提出了适合于该类油藏特点的注采方式。研究认为 ,一是油田开发初期注采方式采用反九点法面积注水 ,开发后期调整为线状注水方式 ;二是井排方向与裂缝走向平行 ;三是“重心位置”

扶余油田开发过程中地下水水质评价与预测

扶余油田开发建设过程中对地下水水质产生了污染,通过现状评价与分析对污染距离和程度进行了预测。采用数值模拟方法分别预测了油田正常生产状态下和事故状态下对地下水环境的影响。结果表明,在油田正常生产状态下,即当石油类污染物浓度≤0.05mg/l、地下水达到Ⅲ类标准时,钻井废水中石油类污染物在第四系潜水中从污染源向外运移时间为5.7a,运移距离为724.5m;在第四系承压水中从污染源向外运移时间为9.7a,运移距离为1 413.5m。油田事故状态下通过数值模拟分别预测了1年、3年、5年、10年中污染物对地下水的影响,即第四系潜水中污染物分别运移160.2m、439.5m、711.8m和1 381.4m;第四系承压水中污染物分别运移208.6m、544.3m、869.6m和1 656.7m。并针对污染状况提出了污染控制措施。

开发地震技术在扶余油层分支水平井地质设计中的应用

大庆外围东部油田开发的目的层主要为葡萄花油层和扶余油层,其中扶余油层因储层发育差,具有低孔、低渗、低丰度的特点,其未动用储量的有效开发一直是困扰油田开发的难题之一。要应用开发地震技术,结合钻井、测井、试油、沉积相等资料,通过细致描绘肇州油田芳483区块扶余油层的构造特征,预测扶余油层内部单砂体的分布形态、厚度和展布范围,为扶余油层分支水平井设计提供地质依据,同时也为有效开发扶余油层探索了新的思路。

应用周期注水技术提高扶余油田开发水平

针对扶余油田由于井网大面积调整以来井距、储层非均质性强、三角洲沉积下的正韵律等原因导致的区块产液量高、含水高,储层动用状况不均衡,依照常规的注水方案调整难以解决区块递减加大的问题,结合扶余油田前人周期注水的成功经验并结合示踪剂及压力传导系数等资料,研究了不同区块周期注水的方式和周期。通过现场应用,达到了控制产量递减速度、含水上升速度,且有一定的增油量。该项技术的成功应用,为扶余油田稳产100万t10年以上提供了技术支撑。

扶余油田开发中石油类污染物对地下水环境影响模拟分析

分析了扶余油田开发建设过程中对地下水环境的污染来源和途径。针对该油田工程工艺分析的特点,建立地下水环境中石油类污染物运移的数学模型,并进行了预测分析。结果表明,在油田正常工作状态下石油类污染物不会污染第四系潜水;在出现事故时,石油类污染物会污染潜水,分别预测了1 a、3 a、5 a、10 a后石油类污染物运移的范围分别是160.2 m,439.5 m,711.8 m和1 381.4 m。为提出科学的油田开发地下水环境保护措施提供了可靠依据。

树25区块有限元三维地应力场分布规律

以岩石力学实验和地应力岩心测量为基础，利用三维地应力场有限元约束优化反演技术，对松辽盆地三肇凹陷树25区块的地应力场进行综合研究，得出该区块地应力分布规律。模拟结果表明，断层可对应力传递产生影响，导致地应力的大小和方向发生较大变化，地应力低值区分布在断层内及其附近区域，地应力高值区分布于断层端部的局部区域，树25区块断层附近应力方向偏离区域方向10°-20°。模拟结果对该区裂缝分布情况、压裂改造方案制定、注水井网布置有重要的指导作用。

基于井距分布的多类资料整合砂体建模

为解决传统砂体建模方法资料利用不充分、模型精度较低、模型结果缺乏验证等缺点,提出了基于井距综合多类资料进行砂体建模的新方法.首先从井信息数学模拟结果、沉积微相分布、地震反演砂体预测成果与井距关系入手,建立了不同方位各类资料预测准确率与井距的关系曲线,然后在此基础上建立了不同类型信息在空间的权重场分布.最后应用权重场模型对各类信息整合得到了最终的砂体模型.将该方法应用于吉林扶余油田,通过新井验证,砂体预测符合率达80%以上,而仅用井数据模拟的砂体符合率仅为62%.结果证明,该方法原理正确,资料利用程度高,是进行砂体建模时的有效方法.

朝阳沟油田扶余油层油源及运移路径模拟

为研究朝阳沟油田扶余油层油气富集规律,系统收集了三肇凹陷原油地球化学测试数据,根据生物化学标志物特征探讨了朝阳沟油田油气来源。在埋藏史恢复、生排烃史恢复、储层物性分析的基础上,采用盆地模拟软件,应用流体势原理,模拟油气从三肇凹陷到朝阳沟阶地的运移路径。结果表明,朝阳沟油田油气来源于三肇凹陷,通过断层垂向连通作用和砂体侧向输导作用,由南向北运移。朝阳沟阶地北段先行聚集油气,并向南段调整,形成现今油气聚集局面。朝阳沟油田油气富集区是有效运移油气量和圈闭共同作用的结果。

双城气田扶余油层高分辨率等时地层格架建立

建立高分辨率等时地层格架对认识地下单砂体展布规律、研究储层非均质性及分析注采矛盾的岩性油气藏勘探和开发具有重要的地质意义。通过对双城气田扶余油层进行高分辨率层序地层学研究,制定了沉积单元划分原则、对比方法;优选出了分层标准井,建立了封闭主干对比剖面。首次进行了约54000井层次的整体、统一、精细的沉积单元划分与对比,把研究区扶余油层划分为3砂组17小层39个沉积单元,从而建立起了高分辨率等时地层格架。

头台油田扶、杨油层裂缝系统分布规律及其成因机制

依据头台油田岩心、测井等资料， 综合描述了储层天然裂缝和人工裂缝系统的基本特征，并对其分布规律、方向性及成因类型进行了探讨和分析， 指出了储层内部天然垂直裂缝是晚白垩世以来， 松辽盆地受远场近东西向挤压作用的产物， 属区域性裂缝。该成果对头台及周边油田加深储层裂缝认识， 指导裂缝性油田注水开发有一定意义。

杏北西斜坡区扶杨油层断裂系统特征

为了找出与杏北西斜坡区扶杨油层控油关系密切的断裂,在分析断裂形成的区域构造背景基础上,系统地研究了断裂的几何学特征及形成演化过程,并依据断裂的变形期次、变形性质划分了断裂系统,通过界定扶杨油层断裂系统的构成厘定了控油断裂类型及分布规律。研究结果表明：杏北西斜坡区断裂以平直断层为主,倾角陡、规模小,断层走向总体为北西向。断裂演化主要经历3期不同性质的变形：即青山口组沉积时期（Ⅰ期）的拉张变形、嫩一二段沉积时期（Ⅱ期）持续拉张变形和嫩三段~第四系时期（Ⅲ期）的反转变形。其中青山口组沉积过程中断裂活动最为强烈,致使断裂集中发育在T2y1和T2 2个界面,并形成了高密度的T2反射层（扶杨油层的顶面）断裂密集带。按照断裂不同时期的不同性质变形特征可将杏北西斜坡区划分出5套断裂系统,T2反射层主要发育Ⅰ型断裂系统、Ⅰ-Ⅱ型断裂系统和Ⅰ-Ⅱ-Ⅲ型断裂系统,其中沟通青山口组源岩和扶杨油层且未断穿青山口组泥岩盖层的I型断裂系统的断裂密集带边部具有较好的油气富集。

大庆油田长春岭背斜带扶余油层沉积相特征

大庆油田长春岭背斜带扶余油层沉积微相类型主要是三角洲前缘亚相带内的水下分流河道微相、分流间湾微相和席状砂微相。水下分流河道微相类型比较复杂,共发育有两大类:一是单期河道的正粒序型;二是多期河道叠置型,其中多期河道叠置又可以进一步划分为进积型、加积型、退积型。由于本区河道类型比较多,导致了本区的砂体展布具有复杂性,且由于河道砂体类型不同导致了砂体的连通性差,进而导致油气水分布的复杂性。扶余油层重矿物组合以高含锆石、石榴石为特征,与松辽盆地南部长春—怀德沉积体系的重矿物组合相似,与西南部保康沉积体系高含锆石、低石榴石的重矿物特征不同,进而判断本区受南部物源控制为主,东部物源控制为辅。

扶余油田中区非城区泉头组四段微构造精细研究

油田勘探开发初期,构造隆起的高部位一般是油气藏开发重点。随着勘探开发的深入,特别是到了油田注水开发的中、后期,油田挖潜调整的重点转至寻找剩余油。剩余油分布的主控因素包括油层微型构造、沉积相类型、储层非均质性、前期开发方案与开发工艺等。研究表明注水驱替构造高部位的正微构造区是潜在的剩余油富集区。运用小波反演精细解释扶余油层顶面的微断层,并对13个时间单元微构造测井资料进行了精细研究。利用井震结合的方法分析了微构造对剩余油的控制作用,提出油田开发精心研究重点。

高含水油田微生物调剖技术

报道了吉林油田分公司与日本国石油公团石油开发技术中心在吉林扶余油田东十八九站联合开展的微生物调剖堵水研究和矿场先导性试验情况。所用菌种筛选自某油井采出水,为大肠杆菌Enterobactersp近缘种,兼性厌氧、嗜温,利用糖类代谢产出一种长链生物聚合物,生物聚合物在水中形成凝胶,凝胶被水流压缩生成生物膜。在室内实验中将菌液和糖蜜共3PV注入长10m的10段串连填砂岩心,岩心渗透率由2.5μm2下降到2.2μm2,关闭5d后注水45PV使渗透率从0.8μm2下降到0.05μm2,注入纤维素酶使渗透率恢复到1.6μm2;由渗透率2～20μm2的20段岩心组成的三入口三出口填砂岩心网,注入菌种和糖蜜并产出生物聚合物后,高渗段渗透率下降40%～85%,低渗段渗透率下降5%～25%;在天然岩心上,依次注入菌液1.5PV、2%糖蜜3.0PV后关闭5d,继续注水,采收率在水驱残余油基础上提高9%。在包括2口注水井和10口采油井、地温28℃、综合含水88.3%的调剖试验区,第一阶段随注水连续注入菌液28m3和糖蜜300m3,在11个月内综合含水下降10.6%,平均日增产原油9.1t;在第二阶段每日以小段塞注入菌液,共注入25m3菌液和225m3糖蜜,在10个月内综合含水下降5.6%,平均日增产原油4.8t。在4口采油井实施微生物堵水,菌液以小段塞式或连续式随糖蜜注入,关井10d。

本源菌采油矿场应用先导技术研究

本文介绍了本源菌采油技术的特点和优势,综述了扶余油田先导性试验中实施的几种本源菌采油技术包括油井激活本源菌采油技术、注水井激活本源菌采油技术、油井吞吐本源菌堵水采油技术和注水井本源菌调驱采油技术等的基本方法、原理、特点及矿场实施工艺及效果。

扶余油田西5-8区块单砂体的精细刻画

在注水开发中后期,储层单砂体相互之间连通关系和剩余油三维空间展布特征是研究的重点。扶余油田西5-8区块在经历溶解气驱、注水开发和3次大规模加密调整后,单砂体剩余油分布复杂,加大了后期有效注水开发的难度。按照单砂体划分原则和方法,采用单砂体精细刻画划分后,根据单砂体平面及剖面展布特征,分析研究井点剩余油控制因素、平面剩余油控制因素和纵向剩余油控制因素,得到主力砂体的水洗厚度变化情况从而知道各单砂体剩余油分布。