大庆长垣高台子油层沉积演化分布及沉积模式

【目的】为了进一步确定大庆长垣高台子油层三次采油开发层系组合及开发次序,指导三采整体规划部署,在大庆长垣范围内系统开展了高台子油层沉积演化与储层非均质特征研究。【方法】采用点-线-面多维度立体研究思路,首先从长垣11口取心井岩心描述入手,通过系统描述确定不同层位、不同位置沉积环境类型,然后通过贯穿南北、东西大剖面开展沉积层序演化规律研究,最后通过不同单元砂体微相刻画确定砂体沉积模式和非均质特征。【结果与结论】高台子油层垂向上为总体湖退背景下发育的一套湖退-湖积-湖退沉积演化序列,厘定了各单元湖岸线、内、外前缘分界线和外前缘尖灭线的边界位置,建立了河控枝状、浪控席状和流控坨状三大类、六亚类三角洲沉积模式,确定了高台子油层二、三类油层类型均有发育,并将三类油层细分为ⅢA、ⅢB、ⅢC三种油层类型,根据不同油层类型砂体分布特征进行化学驱层系组合优化设计,喇嘛甸和萨中油田可以组合为3~4套层系,萨北和萨南油田可以组合为1~3套层系,根据组合成果开展喇嘛甸182区块注聚现场试验,实现油层均匀动用,阶段提高采收率10.4%,取得了较好的开发效果。

PNN测井在剩余油评价中的应用——以老区油田高台子油层为例

老区油田目前处于开发的中后期,高台子油层含水饱和度大幅度增加,纵向分层情况认识不清,区域剩余油藏分布规律不明,增大了挖潜难度和节能减排压力。为进一步认清高台子油层剩余油藏的分布情况,指导生产作业,明确潜力方向,在研究区域应用PNN(脉冲中子—中子)测井技术识别储层剩余油藏的纵向分布情况。将10口井的监测结果与生产资料对比,措施符合率为80%。研究表明PNN测井技术能够较好地在纵向分层上识别储层的剩余油藏分布状况,在指导单井在高含水层补孔堵水方面,整体应用效果较好,产油量增加。该方法的结合应用提高了老区油田高台子油层评价剩余油饱和度的准确性,为制定和调整后续油田开发方案提供了技术支持,为进一步指导油藏高效开发和节能减排提供了科学依据。

应用地震属性分析技术刻画河道砂体

岩性油藏已成为松辽盆地南部中浅层勘探的主要油藏类型,而河道砂体的识别一直是物探工作者长期研究的重点。此次研究选择了查干花地区新施工完成的三维地震,在"弃砂找河,扬河找砂"的新思路指导下,准确标定目的层及参考标志层并进行精细解释,应用地震属性分析技术进行地震相划分、河道刻画,进而寻找河道砂体。研究认为,在半深湖—浅湖沉积环境下,三角洲前缘水下分支河道和河道间沉积体在地震上有响应,应用地震属性对河道进行了刻画,据此部署探井获得高产油流。

齐家地区高台子油层致密砂岩油藏特征及勘探潜力

齐家地区高台子油层致密砂岩油藏烃源岩条件好、分布范围广,储层致密、孔喉结构复杂、砂岩普遍含油,原油性质好、油藏压力系数高.致密砂岩储层发育于青山口组二段成熟烃源岩范围内,砂岩与烃源岩呈互层分布,优越的源储配置关系是致密油形成的关键因素.致密油分布受沉积相及物性控制,三角洲前缘亚相的河口坝和远砂坝微相砂体厚度大、物性好,是勘探的主要目标.初步估算齐家地区高台子油层致密砂岩油具有亿吨级资源潜力,具有较好的勘探前景。

松辽盆地北部西部斜坡高台子油层三砂组沉积微相研究

大量岩心、录井及测井资料分析结果表明,松辽盆地北部西部高台子油层三砂组发育的沉积相类型有湖泊相和三角洲相。湖泊相中发育滨浅湖亚相,滨浅湖亚相又可区分为砂质滩坝、混合滩和泥滩3种沉积微相。三角洲相主要发育三角洲前缘亚相的河口坝和远砂坝微相。高台子油层三砂组时期,受齐齐哈尔物源、北部物源、西部物源和西南物源供应的影响,形成了5个三角洲朵体。其中齐齐哈尔物源、北部物源和西南物源形成的三角洲规模较大,而西部物源形成的三角洲规模较小。三角洲以前缘亚相为主,主要发育河口坝和远砂坝沉积微相。在富62井—富13井一带、杜408—杜45井一带和杜431—塔4井一带,发育滨浅湖砂质滩坝沉积微相。其中沿最大湖岸线带状分布的富62井—富13井一带的滨浅湖砂质滩坝规模较大。其余地带,以富泥的滨浅湖混合滩微相为主。在江36井和来54井附近分别发育了滨浅湖泥滩微相。砂地比对沉积微相具有较为敏感的反映。在河口坝和砂质滩坝沉积微相发育区,砂地比普遍在0.4以上,在远砂坝发育区,砂地比在0.3左右,在滨浅湖混合滩发育区,砂地比在0.2左右,在滨浅湖泥滩发育区,砂地比普遍小于0.1。

低渗透油层聚合物驱注入参数的确定

大庆喇萨杏油田经过近50 a的注水开发已进入特高含水期。在后续聚合物驱开发中,高渗透厚油层的聚合物驱基本结束,中低渗透油层聚合物驱技术已进入工业化推广阶段。室内实验研究了不同分子质量聚合物对低渗透油层的适应性,同时根据室内物理模拟实验和数值模拟,研究确定了大庆油田中部高台子油层的注入参数。相对分子质量在600×10~4～1000×10~4的聚合物适合渗透率0.050～0.100μm^2的低渗透油层;确定聚合物最佳注入参数为:注入聚合物分子质量为1 000×10~4,浓度为800 mg/L,注入速度为0.10 PV/a,聚合物用量560 mg·L^(-1)·PV^(-1)。该研究为指导低渗透油层聚合物驱技术的矿场应用提供了新的理论依据。

萨中开发区高台子油层聚合物驱合理注入参数优选

为了进一步扩大聚合物驱在不同类型油层上的应用，参考“两三结合”先导性试验区的资料，针对萨中开发区高台子油层进行了聚合物驱数值模拟合理注入参数的优选，并对聚合物驱提高采收率指标进行了预测。优选聚合物注入参数为：注入聚合物分子量为800×10^4，浓度为800mg／L，年注入速度为0．10PV，聚合物驱油时间为7a，聚合物用量为560mg／L·PV，总注入孔隙体积为0．70PV。萨中开发区高台子油层聚合物驱提高采收率为4．29％。

红岗油田高台子油藏储层大孔道定量描述

中高含水期砂岩油藏在长期注水中容易形成大孔道,造成注入水无效循环,影响开发效果,降低了油藏采收率。该文以红岗油田高台子油藏为例,综合考虑影响储层大孔道形成因素,选取孔隙度、渗透率和含水率变化率等多种静态和动态指标,利用层次分析法确定各个指标的权重后计算出大孔道综合指数。并以此为建模参数,采用相控随机建模的方法建立了研究区储层大孔道三维模型,定量表征储层大孔道分布和发育情况,为油田后续的注采方案调整提供了地质依据。通过选取影响大孔道形成的静、动态指标确定大孔道综合指数,然后建立大孔道模型的方法,为储层大孔道研究提供了一个新的方向,对同类油藏大孔道研究具有借鉴意义。

松辽盆地南部高台子油层成藏动力学

以油气成藏动力学系统研究为核心,在松辽盆地南部油气成藏地质条件分析的基础上,对高台子油层现今流体势进行计算和古流体势恢复。结果表明:高台子油层古—今流体势在大安凹陷—长岭凹陷一带始终为一个高势带;高流体势带构成了盆地南部一级流体分隔槽,流体分隔槽以西流体势等值线形态简单,以东则较复杂。依据流体势场,在中央分隔槽以西划分出1—2个它源(自源)开放成藏动力系统,以东划分出2—3个它源(自源)开放(半封闭)成藏动力系统,每个成藏动力系统构成一个相对独立的汇聚单元。利用油气成藏动力系统分析结果,结合构造沉积演化及储层流体包裹体研究,分析了松辽盆地南部高台子油层的油气充注过程和聚集规律。发育于斜坡区和近凹陷隆起区的各类圈闭,由于流体势梯度大,有利于形成各类油气藏。

松辽盆地大情字井地区高台子油层储集层孔隙结构的微观特征

岩石孔隙结构特征是影响储层流体(油、气、水)的储集能力和开采油气资源的主要因素,因此明确储集层岩石的孔隙结构特征是充分发挥油气产能和提高油气采收率的关键。根据岩心分析、铸体薄片和岩石图像分析方法,尤其是运用了激光扫描共聚焦显微镜三维图像分析方法,对大情字井地区白垩系下统青山口组高台子油层低渗透孔隙结构进行了综合研究,重点讨论了孔隙度和渗透率的关系、孔隙结构对渗透率的影响以及影响储层储集性的因素。

萨中开发区高台子油层的水洗特征

以萨中地区高台子油层为研究对象, 综合应用现场动静态资料、各区块的岩心资料, 分析了高台子油层的水淹状况、吸水状况以及水驱控制状况, 认为该地区油层水淹状况具有水洗层数较多、水洗厚度较大、水洗较均匀, 厚、薄层都达到全层水洗的特点; 高台子油层动用状况和水驱控制程度普遍较好, 中区与南区高台子油层动用状况和水驱控制程度比其它区块好, 从层系上看, 细分层系开采地区的好于合采区。

相控储层地质建模研究

在储层构造、沉积微相、测井解释等研究基础上,以松辽盆地大安油田H90井区高台子油层为研究对象,应用Petrel储层建模软件,建立研究区的构造模型和沉积微相模型,并采用随机模拟的方法,以沉积微相为约束条件,对砂岩油气储层进行井间参数预测,进而得到研究区的油气储层属性模型。对比相控与非相控模型可以得出,相控建模技术实现储集层属性分布和沉积微相的对应性,使模拟结果更符合地下实际情况,证实了相控建模的合理性和先进性,为油藏的后续开发提供了有力依据。

大庆油田致密油藏井网优化技术及应用效果

大庆油田致密油资源丰富,但存在储层致密、单井产量低、开发效益差等问题,为探索致密油有效开发技术,开展了致密油水平井开发现场试验.在精细构造研究基础上,井震结合研究致密油储层分布规律,精细刻画砂体空间展布特征,优选有利布井区.通过致密油储层水平井井网优化研究,形成了致密油藏水平井开发模式及井网优化技术,经过水平井优化设计、现场动态跟踪调整实施及有效的增产改造,取得较好的投产效果,为致密油储层有效开发奠定了基础。

相控建模技术在高台子油藏精细描述中的应用

针对红岗油田高台子油藏开发现状及地质研究的难点,根据沉积学原理和测井相定量分析方法开展了微相研究,利用沉积微相研究成果约束储层参数的空间分布,建立了精细储层地质模型,解决了建模过程中沉积相研究成果与储层参数分布无法有效结合的缺陷,成功地实现了红岗油田高台子油藏精细描述。实践证明:该方法切实可行,相控随机建模不仅可以提供较准确的储层属性模型,而且为剩余油研究和油气开发调整提供了地质依据。

微幅度构造与岩性圈闭识别技术及应用

齐家北地区成藏条件复杂,多与断层小幅度构造和岩性有关,其主要的油藏类型是岩性油气藏和复合油气藏。岩性油气藏与微幅度构造油气藏规模小,识别和预测难度大,对技术条件要求高。因此,结合单井钻探资料和地震资料,应用微幅度构造圈闭与岩性圈闭识别技术在齐家北工区发现圈闭33个,有效地指导了井位部署和储量计算工作。

储层非均质性模型在红岗油田高台子油藏中的应用

在详细分析储层非均质性评价参数的基础上,选用综合系数评价储层非均质性,并以综合系数为建模参数,结合地层划分对比和精细沉积微相研究成果,按相控随机建模的思路和方法建立了红岗油田高台子储层非均质性模型,与其他建模方法预测的模型对比分析表明,相控下的随机储层非均质性模型比较符合储层发育规律和非均质性变化规律,可信度高,预测结果表征了储层的空间非均质性特征和沉积微相对储层物性和非均质性的控制作用,为油田制定和调整开发方案提供了科学依据。

大庆萨南开发区高台子油层细菌群落结构

应用分子生态学方法,从大庆油田萨南开发区高台子油层样品(包括1个注入水样和8口油井产出液样组成的混合样)中提取总DNA,扩增其16S rDNA片段,克隆到大肠杆菌,建立16S rDNA克隆文库,研究细菌群落结构.结果表明:从注入水样的微生物得出22个分类操作单元(OUT),从油井产出液样的微生物得出9个分类操作单元(OUT),注入水样的微生物多样性明显高于油井产出液样的.对克隆测序的16S rDNA序列进行GenBank数据库比对和系统发育分析,注入水样的细菌属于γ变形菌纲(79.0%)、β变形菌纲(3.0%)和未培养微生物(18.0%);油井产出液样的细菌属于γ变形菌纲(87.7%)、δ变形菌纲(8.5%)和未培养微生物(15.1%).与石油烃降解和产生物表面活性剂相关的假单胞菌(Pseudomonas)在注入水文库和油井产出液文库中的比例分别为51.0%和87.7%.油藏微生物群落结构的研究可以为微生物采油技术提供基础资料.

储层流动单元研究在油田老区挖潜中的应用——以吉林油田乾146区块开发为例

吉林油田乾146区块经多年开采,已经进入高含水、高采出阶段。通过储层流动单元研究,运用多参数模糊聚类方法将该区高台子油层由好至差划分为A、B、C、D、E 5类储层流动单元。查明了区内主要目的层系各含油小层的储层流动单元发育特征:40、39小层主要发育A、B类优质储层流动单元,42、41、38小层则以C、D、E类储层流动单元为主,各小层储层流动单元类型及展布与初始产能吻合度较高,表明储层流动单元类型的差异是控制本区油气分布的重要因素之一。综合油藏地质特征及油田开发动态数据,对各储层流动单元的注采渗流体系进行了深入剖析,归纳总结出乾146区块高台子油层XII砂组中剩余油分布的5条规律,据此在剩余油分布预测区部署了1口扩边井和2口老区加密井,投产后分别获得了11.2t/d、5.5t/d和8.6t/d的初始产能。

齐家南地区高台子油层致密油成藏模式

近年来,大庆齐家南地区高台子油层致密油显示了较大的资源潜力,但其源储关系不明,成藏模式不清,难以确定甜点,增加了勘探风险。为了弄清研究区的源储关系及对应的成藏模式,利用钻井、测井和实验资料数据,结合沉积微相分析、油藏类型分析等综合研究,总结出致密油源储组合类型和成藏模式。结果表明,研究区发育4种类型的源储组合成藏模式:三明治型源储组合成藏模式、下源上储复合型源储组合成藏模式、上源下储型源储组合成藏模式和薄互层型成藏模式。该区致密油藏以三明治型源储成藏模式和下源上储型源储成藏模式为主,油气富集程度最高;薄互层类型的源储组合不利于石油的富集。该认识在一定程度上指导了研究区的勘探开发工作。

萨中高台子油层浅调剖的实践与认识

由于高台子油层小层多,隔层不明显,所以通过细分调整减缓层间矛盾及控制含水上升速度的难度都很大。南一区西部高台子油层应用浅调剖技术,通过精细选井选层,针对层间差异较大,且与之连通采油井含水上升过快的注水井,降低了中、高渗透层的渗透率,提高了低渗透层的吸水能力,改善了水驱效果,达到了稳油控水的目的。浅调剖技术在南一区西部高台子油层的成功应用,为整个高台子油层高含水期的稳油控水工作提供了实践依据。