鄂尔多斯盆地镇北油田延长组石油运聚机理

鄂尔多斯盆地延长组为典型的低渗透储集层,石油在低渗透储集层中运移、聚集机理是该地区成藏研究的关键。利用原油含氮化合物分析、有机包裹体分析、含油砂岩荧光薄片分析等方法,结合原油物性特征、砂岩含油性与物性变化的关系等探讨了镇北地区延长组石油运移、聚集特征。研究认为:侏罗纪末期—早白垩世是延长组石油主要成藏期,烃源岩生烃是一个连续的过程,不具备多个成藏期;延长组石油在超压动力下幕式快速运移,沟通油源的裂缝、微裂缝是石油运移的主要通道,在侧向上运移距离短;相对于运移阻力,石油所受到的浮力很小,无法进行二次运移,现今的石油聚集仍保持其在异常高压作用下注入储集层时的状态;高压充注过程反复进行,处于沟通油源的裂缝通道上的储集层可以得到反复充注,从而形成石油有效聚集。

鄂尔多斯盆地镇北油田延长组低渗透储层成因及油气运移特征

低渗透储层具有孔隙结构复杂和毛细管阻力大等特点,油气在其中运移的动力、路径以及运移方向是低渗透储层油气成藏研究的关键。以鄂尔多斯盆地镇北油田为例,通过岩石显微薄片分析、扫描电镜能谱分析、原油含氮化合物油气运移示踪分析、砂岩含油饱和度变化特征等,分析了延长组低渗透储层的成因、油气运聚时期的储层物性以及油气在低渗透储层中的运移特征。结果表明,该区延长组储层受沉积和成岩作用的影响在油气大规模运移之前就已经形成低渗透储层,岩石中存在的大量软颗粒以及特殊的同生软颗粒是形成低渗透储层的根本原因;油气侧向运移距离短,裂缝、微裂缝为主要运移通道,在异常压力作用下油气具有幕式快速运移的特征。

表面活性剂降压增注机理及其在镇北油田的应用

镇北油田低渗储层物性较差,受传统开发方式的影响,部分井存在注水压力高、上升速度快、能量消耗快、长期欠注等现象,常规的酸化解堵等措施有效期短、费用较高。为此,研制合成了新型氟碳表面活性剂FCS-08,能有效降低表面张力及界面张力,改变岩石表面润湿性。该项新技术在现场试验3口井,均取得了较好的降压增注效果,其中的镇298-307井注水压力降低32.3%,视吸水指数升高了87.04%。

镇北油田注水井欠注原因分析及治理对策

为了解决镇北油田长8储层注水井高压欠注的问题,对该油田长8储层的储层特征、储层敏感性、注入水水质、岩石表面润湿性等因素进行了研究和分析,确定了镇北油田长8储层欠注的主要原因。研究表明:储层原始物性差(平均渗透率0.69mD),酸敏性强(58.14%),注入水与地层水配伍性差(产生CaSO4沉淀),岩石界面水润湿性差(弱亲油)是镇北油田欠注的主要原因。针对这些原因拟解决的对策是:研发并优化适合该油藏的酸液体系,开发出能防止该油藏水化膨胀的高效缩(防)膨剂,研发出性能较好的缓蚀阻垢剂,筛选出适合该油藏的表面活性剂增注体系。

镇北油田延长组长3油层组精细地层划分与对比

利用测井曲线和岩心资料,分析了研究区100余口探井的岩、电特征,对镇北油田长3油层组进行了精细划分与对比,将长3油层组自上而下划分为长311、长312、长313、长321、长322、长323、长331、长332、长333等9个不同级别的小层,各小层厚度大致相等。其中长322、331小层为水下分流河道沉积,砂体发育,是研究区长3油层组的主力产油层。长3油层组的精细地层划分与对比为研究沉积微相、砂体展布、储层非均质性及预测有利含油区块提供了地质基础数据,对油田开发具有非常重要的意义。

鄂尔多斯盆地镇北油田长8_1油藏电阻率差异成因

鄂尔多斯盆地镇北油田长81超低渗油藏电阻率差异较大,油藏西部电阻率明显小于油藏东部,部分油层电阻率甚至接近水层,使得西部油层难以识别,给油田开发带来一定难度。为此,对油藏东、西部储集层电阻率差异成因进行了研究。研究结果表明,造成该油藏西部电阻率明显偏低的主要原因是:油藏西部储集层地层水矿化度高于油藏东部;西部储集层中阳离子交换能力较强的伊利石和绿泥石含量更高,其附加导电作用较强;由于油藏西部储集层中吸附水分子能力强的黏土矿物含量高、储集层孔隙结构更为复杂以及成藏动力弱等因素,导致其束缚水饱和度偏高。这一研究成果,对超低渗低阻油藏的勘探与开发具有重要意义。

镇北油田原油含氮化合物分布特征与油气运移

鄂尔多斯盆地镇北油田原油中含有丰富的吡咯类含氮化合物,不同层系或相同层系原油中吡咯类含氮化合物总体分布型式相似,原油中吡咯类含氮化合物以烷基咔唑为主,烷基苯并咔唑次之,未检测到二苯并咔唑。但含氮化合物绝对质量分数与相对分布差异明显,显示出明显的油气运移分馏效应。随着运移作用的加强,含氮化合物绝对浓度下降,"屏蔽"型与"暴露"型或"半屏蔽"型化合物的比值增加。根据原油中含氮化合物参数的平面分布规律可知,镇北地区原油运移方向是:镇53井区和镇221井区为自东北向西南,镇218井区为自西北向东南。

镇北油田长3层多段塞复合增注剂的研制及应用

镇北油田长3储层岩性为灰褐色中-细粒长石质岩屑砂岩,孔隙度、渗透率相对低,非均质性较强。通过室内实验研究,筛选出适合该油藏的复合增注体系:12%HCl+3%CH2Cl COOH+7%SS+5%缓蚀阻垢剂HZ+3%柠檬酸+2%乙酸+2%缩膨剂PDMP,该体系具有配伍性好、溶蚀率高、缓蚀阻垢性能良好、地层伤害小、深部酸化能力强等优点。研究中选取3块天然岩心进行多段塞降压增注模拟实验,结果表明,岩心经酸液体系酸化后,渗透率得到明显提高,降压率达37.22%。2012年6月该复合增注体系应用于镇297—97井,降压率为12%,保持稳定有效的配注,降压增注效果良好。

镇北油田长8油层有机膦酸酸液增注体系研制及应用

酸化技术是储层改造最为常用的技术之一。根据镇北油田长8层的储层物性特征,研制并优化适合该储层的酸化增注体系。研究表明,有机膦酸酸液体系主要成分为有机膦酸和含氟化合物,通过酸液添加剂的筛选与研究,确定了酸液体系配方。主体酸配方:2%NH4F+10.0%有机膦酸+0.5%柠檬酸+1.5%乙酸+0.5%助排剂TF-1+2%缓蚀剂SJC;前置酸配方:12%HCl+3%乙酸+0.5%柠檬酸+1%缓蚀剂SJC+2%防膨剂PDMD。岩心伤害试验结果表明有机膦酸体系对镇北油田长8层岩心的渗透率显著提高。2014年9月至12月,应用有机膦酸酸液分别对镇北长8层镇2x井、镇3x井和镇9x井进行现场试验,累计增注2 219 m3,平均降压5.77 MPa。

镇北油田长8段储集层孔隙类型与水驱油渗流特征

针对鄂尔多斯盆地镇北油田延长组长8段储集层微观孔隙类型复杂、水驱油规律认识薄弱等问题,应用砂岩微观水驱油模型,结合铸体薄片、扫描电镜等手段,对长8油藏的微观孔隙类型及水驱油渗流特征进行研究。结果表明,研究区长8油藏储集空间以残余粒间孔、溶蚀孔和微裂缝为主;驱替类型主要为网状驱替和指状驱替,均匀驱替较少,不同驱替类型水驱油效率不同,均匀驱替效率最高,指状驱替效率最低。水驱油效率与渗透率相关性较高,相关系数为0.84,与孔隙度相关系数为0.51,储集层非均质性也是影响水驱油效率的重要因素。

镇北油田长3低阻油层成因分析及识别方法研究

以正确识别镇北油田长3低阻油层为目的,从五个方面分析了低阻油层的成因机理:地层水矿化度高、储层岩性特征、钻井液侵入、泥质含量、含油饱和度。另外提出了适合本油田低阻油层识别方法,即地质录井识别、测井资料识别及地质综合分析方法识别,并且在现场应用中取得了较好的效果。

镇北油田延10储层微观孔隙结构及水驱油特征

特低渗透油藏储层物性差、孔隙结构复杂、水驱效果较差,在注水开发过程中,存在单向突进、水驱效率低的问题,导致含水上升快、采出程度低,严重影响油田开发效果。以鄂尔多斯盆地镇北地区延10特低渗油藏为例,应用铸体薄片、扫描电镜、压汞曲线、砂岩模型微观水驱油实验等分析化验资料,研究特低渗油藏储层微观孔隙结构、微观水驱油特征及其影响因素。研究结果表明,延10储层以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主。储集空间主要为粒间孔,其次为长石溶孔、晶间孔、岩屑溶孔,属于小孔微喉型储层。微观水驱油特征主要为网状驱替以及指状驱替,网状驱替残余油形态以膜状、孤立状为主,指状驱替残余油形态以簇状为主,网状驱替类型最终驱油效率高于指状驱替。驱油效率影响因素研究表明,储层渗透率与驱油效率相关性较高,微观非均质性是影响驱油效率的重要因素。

镇北油田长81储层特征及测井定量评价方法研究

为了有效识别镇北油田长81中高阻油藏，评价油层产能，降低快速建产风险。本次研究基于储层特征及油层测井响应的分析，提出了利用电阻率比值和物性因子综合识别油层的新方法，建立了油层定性识别图版；并通过已开发井产能敏感因素分析，建立了现场产能快速定量预测图版。通过在镇北油田的推广应用，证明该方法是有效可行的。

基于黏土矿物分析的低电阻率油层识别

鄂尔多斯盆地镇北油田西部区块长81油层电阻率明显小于东部区块,且局部存在低电阻率油层,使得西部区块的油、水层难以识别,给油田开发带来一定难度。基于铸体薄片、X射线衍射、扫描电镜、压汞、测井解释等数据分析,对镇北油田长81油层黏土矿物特征及其对油层电阻率的影响进行了研究。结果表明,黏土矿物对镇北油田西部区块低电阻率油层的控制作用主要体现在3个方面:一是黏土矿物的附加导电作用,阳离子交换能力较强的伊利石和绿泥石含量高,其附加导电作用较强;二是黏土矿物对水分子的吸附作用,水分子吸附能力强的绿泥石含量高,容易形成水膜而增加导电能力;三是较高含量的黏土矿物使储集层孔隙结构更为复杂化,以致束缚水饱和度增高。对于此类高黏土矿物含量类型的低电阻率油层,通过测井曲线的响应特征,建立储集层黏土矿物含量的计算模型,结合生产情况拟合低电阻率油层的产水率,提高了低电阻率油层的识别精度。

镇北油田镇277井区水驱特征及剩余油研究

针对鄂尔多斯盆地镇北油田镇277井区延安组延10段因套损比例达到30.0%,采油速度仅0.84%,导致储量失控,局部剩余油富集,未动用水驱油规律认识薄弱等问题,应用微观驱替实验、示踪剂、水驱前缘等动态监测资料成果,运用容积法,结合平面孔渗分布,通过矿场实践,对延10油藏的微观孔隙类型及水驱油渗流特征进行研究。结果表明,研究区延10油藏微观上驱替类型主要为网状驱替,其余为指状驱替和均匀驱替,平面上以均匀驱替为主,驱替半径90m^150m,在水驱未波及区角井剩余油较富集。

镇北油田长8段低渗透油藏剩余油分布规律

利用定性和定量划分相结合的方法,分析了镇北地区长8段油藏剩余油的相对富集区,总结了镇北地区剩余油的分布特征及主要影响因素。

镇北油田A区长8超低渗透油藏剩余油分布规律

运用生产动态分析及油藏数值模拟技术对镇北油田A区的剩余油分布进行分析,为提高油藏开发水平提供指导。

有机膦酸液增注技术在镇北油田长8油藏中的应用

根据镇北油田长8油藏的储层特征,研制并优化了适合该储层的有机膦酸酸液增注体系,现场影响效果显著。