吴起油田庙沟马崾岘油区储层特征及敏感性分析

庙沟马崾岘油区储层类型为低渗透层—超低渗透层储层,通过铸体薄片、粘土X衍射分析、敏感性试验等方法,对储层孔隙类型、孔喉结构、敏感性进行分析,研究区岩石类型主要为石英砂岩和长石砂岩为主,主要孔隙类型为粒间孔和长石溶孔,储层物性较差,延10为低孔低渗储层,长4+5为低孔特低渗储层,长9为特低孔特低渗储层。结合邻区岩芯试验得出,延10储层为中等偏强水敏、强盐敏、强酸敏、弱碱敏;长4+5储层为中等偏弱速敏、水敏、盐敏、酸敏,中等碱敏;长9储层为中等偏弱速敏、水敏、盐敏、酸敏,弱碱敏。延10储层为强酸敏,在后期生产和施工过程中应谨慎选择酸化措施。

靖安油田ZJ2井区延10油层开发特征研究

对靖安油田ZJ2井区延10油层开发特征进行了综合研究,分析了延10油层地质、含水上升规律、地层压力变化规律及其产量递减规律。总结出延10油层在开发过程中面临的主要问题,进而提出了解决方案,为靖安油田ZJ2井区延10油层和整个靖安油田高效稳产开发提供了依据。

马岭油田北三区延10储层宏观非均质性研究

马岭油田北三区延10储层主要发育平行层理、交错层理、斜层理等层理类型,韵律特征为多期次正韵律叠加;从上到下沉积相属于从曲流河相到辫状河相的过渡,从上到下小层非均质性增强,推测由于辫状河比曲流河河道变化更加频繁,沉积更加复杂导致;研究区平面上的非均质程度较强,对油田的实际开发生产影响程度较大。

基于分形理论对马岭油田北三区延10储层微观孔隙结构特征研究

根据铸体薄片以及扫描电镜实验结果,对马岭油田北三区延10储层主要孔隙特征进行研究,并利用高压压汞实验的毛细管压力图,计算不同岩样的分形维数。结果表明,研究区主要的孔隙类型为粒间孔、溶孔以及晶间孔,喉道类型为点状、片状以及弯片状;分形维数与储层物性参数以及孔隙结构参数相关性较好,可以综合表征储层的微观非均质程度;分形维数具有分区特征,主要由于研究区溶孔以及微孔隙的存在导致微观非均质性的增强,可用于储层的分类评价中。

塞子河延10油藏开发指标预测研究

塞子河延10油藏整体以特低孔、特低渗透储层为主,本文以油藏工程为理论基础,通过对塞子河延10油藏现有开发动态进行分析,用双曲递减法对其进行开发指标预测。油藏开发指标预测研究是制定油藏开发方案与油田稳产的前提与基础。

马岭地区延10储层微观孔隙结构特征研究

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞技术对鄂尔多斯盆地马岭地区延10储层微观孔隙结构特征进行了深入研究。结果表明:马岭地区延10储层主要为细-中粒长石岩屑砂岩。微观孔隙结构类型复杂多样是造成储层物性差的主要原因。孔隙吼道类型、孔喉半径、粘土矿物发育等因素共同影响储层的微观孔隙特征。其中,粒间孔发育,粘土矿物影响程度小,喉道半径大,孔喉比小,孔喉连通性好,结构渗流系数大是优势储层的微观孔隙结构参数。

鄂尔多斯盆地B地区延10油藏富集规律

针对研究区延安组油藏高产但分布范围小的特点,在地层划分对比基础上,利用印模法恢复了研究区前侏罗纪的古地貌,并将其划分为侵蚀河道、侵蚀斜坡和侵蚀残丘3种古地貌单元。分析了研究区油藏成藏条件,并结合延10油藏分布与古地貌、砂顶构造、砂厚、沉积相及封盖条件的关系,总结了延10油藏的富集规律。结果表明,古地貌的相对高部位、砂顶构造中的鼻状隆起、河道厚砂体是油气富集的主要控制因素,而延10顶部的旋回性泥岩层、致密层、水动力是其良好的封盖条件。研究区延10油藏的富集规律对类似侏罗纪油藏的勘探开发具有一定的借鉴意义。

鄂尔多斯盆地环江地区延安组延10储层特征及主控因素分析

为研究鄂尔多斯盆地环江地区侏罗系延安组延10储层特征及主控因素,通过大量岩心观察、测井曲线对比分析、显微镜岩石薄片鉴定、扫描电子显微镜及压汞分析等手段,对环江地区延10砂岩储层的岩石学特征、孔隙特征、物性特征及主控因素进行了详细分析。结果表明:延10砂岩储层以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主,长石石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩次之,成熟度一般;区内不同区域间,填隙物的含量存在一定差异,由北至南、自西向东,填隙物含量整体呈降低的趋势;储集空间类型以粒间孔为主、长石溶孔次之,孔隙结构以Ⅱ型为主,平均孔隙度为13.08%,渗透率为54.49 mD;储层物性受沉积环境与成岩作用等多种因素影响;南部地区平均孔隙度和渗透率最高,储层物性最好,有利于油气资源富集。

马岭油田中一区延10储层分类及剩余油分布规律研究

马岭油田中一区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造单元的南西部,经过30多年的滚动勘探开发,目前已进入快速递减期,剩余油分布更加零散、复杂。基于现有的地质资料和低渗油田储层的实际情况,选择了小层砂体平均厚度、孔隙度值、渗透率值以及含油饱和度值四个参数对研究区延10储层进行了储层分类评价,将研究区储层分为一、二、三类。通过对中一区生产井生产动态资料的分析,结合油田开发至今历年来地层压力的变化情况,确定了剩余油的分布范围,总结出了剩余油的分布特征,为油田开发后期剩余油开采提供重要依据。

白河榆树坪延10潜力区地层划分与对比

吴起油田白河油区勘探开发初期获得较好工业油流,显示出该区域具有很好的开发潜力,尤其是延10层。地层划分与对比对于研究小层油砂体展布特征等工作尤为重要,还会影响油田储量计算过程中含油面积的大小、有效厚度准确确定,同时对油田勘探开发具有重要意义。对潜力区98口钻井的测井资料进行分析对比,在骨架剖面的基础上,逐渐由近及远,最后闭合复查,实现整个研究区地层的统一划分。将主力层延10油层划分为延101、延102两个亚组,主力亚组延101又细分为延1011、延1012两个小层;延1012综合解释水层,主要研究含油层为延1011,平均层厚为12.76m。

鄂尔多斯盆地演武地区延安组延10油层组沉积相研究

演武地区延10段是鄂尔多斯盆地延安组重要油层组之一,但对其沉积相的相关研究较为贫乏。结合整个鄂尔多斯盆地的构造及沉积演化特征,通过对演武地区延10段的岩石学特征、泥岩颜色、沉积构造等特征的综合研究,并结合沉积岩石学、层序地层学、岩相古地理等地质理论,认为演武地区延10油层组属于河流沉积体系,发育辫状河相,并进一步将其划分为河道砂坝、泛滥平原等两个沉积微相。根据延10段沉积微相的展布及演化规律,并结合其区域沉积和构造背景,建立了研究区延10油层组的沉积模式。

鄂尔多斯盆地靖安油田杨66井区延10储层宏观非均质性研究

储层的物性是影响油气的聚集、储存和开采的重要地质因素。通过铸体薄片、扫描电镜、岩心分析及测井解释等,对鄂尔多斯盆地靖安油田杨66井区延10储层宏观非均质性进行了研究。结果表明,层内非均质性主要受渗透率非均质性、层理构造和层内夹层影响;层间非均质性取决于分层系数和砂岩密度变化;平面非均质性与砂体在平面上的几何形态及其连通方式和连通程度密切相关。研究区杨66井区延10储层宏观层内非均质性以延1011储层最强,其他各小层次之;层间非均质性延10_1^(1-1)小层较强;平面非均质性延10_1^(2-1)和延10_1^(2-2)小层强。研究区产量薄弱,明确各小层非均质性强弱对于研究区油藏的精细开发及石油稳产具有重要意义。

鄂尔多斯盆地边底水油藏开发方案效果评价——以东仁沟延10油层组为例

东仁沟油区延安组延10油藏为典型的构造—岩性油藏,储层物性好,边底水发育,但是开发效果较差,有必要进行注采结构调整。通过各种理论和经验公式确定了东仁沟油区延10油藏的合理注采井网为不规则反七点井网,根据储量平面分布、储量动用状况、累计采油量、含水率分布进行井网加密。合理井网密度为26口/km^2,合理井距在208m左右,合理地层压力保持水平为10.77MPa,最小合理流动压力平均为5.04MPa,生产压差为7.6MPa,注采比可保持在1.1∶1,合理注采井数比为1.85∶1,合理采油速度为1.12%,采液速度为4.40%。在此基础上对该区开发方案进行了调整,并进行了20年开发期限的效果评价,预测结果显示,20年后单井日产油、累计产油量、采出程度均比方案调整前明显提高。

Y47延10油藏高效开发技术对策探讨

尽管小而分散的侏罗系油藏具有建产效益高、初期产量高天然能量充足等特点,但在开发过程中容易因采液强度过大导致底水快速锥进,形成地层的水淹,从而影响油藏的最终采收率。针对此问题开展了Y47延10油藏高效开发技术对策的研究。通过对开发矛盾、储层初期改造方式、开发技术政策调整等方面进行总结分析,找出了Y47延10油藏高效开发技术对策。矿场实践表明:2019年油田各主要指标有所好转,自然递减率降至9.5%,含水上升率降至0.9%,预测油藏最终采出程度将超过40%,为同类油藏开发提供参考意见。

鄂尔多斯盆地镇北油田Z区延10油藏含水上升分析及治理对策

本文对该区含水上升原因进行多方面研究剖析,总结出该区块侏罗系油藏目前生产期的合理开发政策,从而为油田的开发、调整决策提供科学合理的依据。

胡尖山地区长2、延8-延10油层组油藏特征及差异控制因素

胡尖山地区长2、延8-延10石油资源丰富,但原油分布的差异性较强。为了查明原油分布的控制因素,通过油藏剖面的详细解剖,明确了研究区内的油藏类型及特征。通过对不同类型油藏的原油分布特征与构造、沉积环境、成岩作用、遮挡条件等之间的关系研究,搞清了不同油藏类型的控制因素。研究结果表明,胡尖山地区长2、延8-延10油层组油藏类型主要为岩性油藏和构造-岩性油藏。其中,岩性油藏包括岩性上倾尖灭油藏和砂岩透镜体油藏;构造-岩性油藏主要为背斜-岩性油藏。岩性油藏的主控因素主要为沉积环境和成岩作用,其中优势沉积相带能够为原油富集提供物质基础,而成岩作用是原油富集的关键要素;构造-岩性油藏的主控因素包括鼻隆构造的存在与否,泥质沉积与致密砂岩的遮挡以及砂体与鼻隆构造之间的配置关系。

鄂尔多斯盆地吴定区域侏罗系储层特征及其主控因素

侏罗系延安组延9、延10油层亚组是鄂尔多斯盆地吴定区域侏罗系主力产油层,但由于对储层特征认识不足导致开发效果未能达到预期。为油田调整开发方案提供地质依据,以常规孔渗、等岩心化验为基础,结合铸体薄片等镜下观测技术来分析、探讨研究区侏罗系主力产油层延安组延9及延10主要产油段储集砂岩的储层特征及其主控因素。研究结果表明:研究区延9、延10为中-低孔、低-特低渗储层特征,主要发育长石石英砂岩、岩屑长石砂岩;对砂岩面孔率作出主要贡献的是剩余粒间孔及溶孔,晶间孔和微裂隙对改善物性作用极小;胶结作用、压实作用是导致储层致密化的主要作用,但强烈的压实作用和溶解作用也是发育中-高孔、中渗的富油砂带的主要成岩作用。

靖安地区延安组沉积相特征及砂体叠置关系

在野外露头勘测、岩心观察、薄片鉴定及测井资料解释的基础上,对靖安地区延10~延9油层组各小层沉积微相特征和砂体叠置关系进行研究。结果表明延10油层组以辫状河沉积为主,发育河道砂坝和泛滥平原等沉积微相;延9油层组以三角洲平原沉积为主,划分为分流河道和河道间等沉积微相。延10油层组砂体垂向叠置类型为块状厚层砂体,且以延101^1-2小层最为发育,砂体横向叠置主要为垂向叠置和切割叠置,代表性层位为延101^1和延101^2小层。延9油层组砂体垂向叠置类型主要为薄互层砂体,发育在延92^2小层,砂体的横向叠置类型以水平搭接式和孤立状为主,代表性层位为延91^2和延92^2小层。

肺岩宁颗粒对肿瘤相关巨噬细胞及Lewis肺癌细胞侵袭能力的影响

目的:观察中药制剂肺岩宁颗粒对肿瘤微环境中的关键成分肿瘤相关巨噬细胞的作用及其对小鼠Lewis肺癌细胞侵袭能力的调节作用。方法:采用肺岩宁颗粒给SD大鼠灌胃制备药物血清;利用Lewis肺癌细胞制作条件培养基(Conditioned medium,CM)并诱导小鼠巨噬细胞RAW264.7细胞转化为肿瘤相关巨噬细胞;侵袭实验检测肺岩宁颗粒对Lewis肺癌细胞侵袭能力的影响;ELISA法检测细胞上清中白细胞介素-10(interleukin-10,IL-10)、白细胞介素-12(interleukin-12 p40,IL-12)、转化生长因子-β(transforming growth factor-β,TGF-β)水平;Western blot检测肿瘤细胞中基质金属蛋白酶-2(matrix metalloproteinase-2,MMP-2)、基质金属蛋白酶-9(matrix metalloproteinase-9,MMP-9)、核转录因子kappa B p65(unclear factor ka PPa B p65,NF-κB p65)蛋白表达。结果:侵袭实验:DDP组、肺岩宁颗粒组的细胞侵袭能力受到抑制,这两组穿过膜的Lewis细胞个数比模型组少(P<0.05),在此基础上发现肺岩宁颗粒组穿过膜的Lewis细胞个数比DDP组少(P<0.05)。ELISA法:DDP组、肺岩宁颗粒组两组细胞上清液的IL-10的含量水平比模型组低(P<0.05),而肺岩宁颗粒组细胞和DDP组比较,肺岩宁颗粒组细胞上清液IL-10的含量水平比DDP组高(P<0.05);肺岩宁颗粒组细胞上清IL-12水平明显高于模型组(P<0.05),而且肺岩宁颗粒组细胞上清IL-12水平高于DDP组(P<0.05);DDP组、肺岩宁颗粒组细胞上清TGF-β1水平均明显低于模型组(P<0.05);与模型组比较,DDP组、肺岩宁颗粒组细胞中MMP-2、MMP-9、NF-κB p65的表达均降低,且肺岩宁颗粒组表达更低。结论:肺岩宁颗粒能抑制Lewis肺癌细胞侵袭能力,其机制可能是通过对NF-κB信号通路的干预进一步调节肿瘤相关巨噬细胞,促进M2向M1转化、抑制M2,抑制血清中IL-10、TGF-β1,提升IL-12水平,抑制MMP-2、MMP-9的产生。

甘陕古河中段侏罗系延10油藏初产产能预测技术研究

为了建立甘陕古河中段侏罗系延10油藏初产产能预测模型,服务于油藏开发技术政策的制定,本文基于研究区的地质资料、岩心资料、测井资料和动态生产资料等,开展了四个井区的地层划分与对比、储层特征分析、延101油层初产产能宏观与微观敏感因素分析,在此基础上选择宏观及微观敏感因素,利用多元回归的方法建立了四个井区的初产产量预测模型,实现了多井区初产产量分区预测.研究表明,延101油层为本区主力油层,虽然分布在不同古地貌上背景上的延10油藏地层厚度稳定,但是不同类型古地貌背景上的油藏渗透率差异较大;微构造、有效厚度等宏观因素与四个井区的初产产量关系最好,微观因素中的含油饱和度与四个井区的初产产量相关性好于孔隙度、渗透率;基于不同井区宏观、微观敏感因素建立的初产产量预测模型预测效果好于传统模型.