临南油田隔层类型划分及其分布规律研究

在对临南油田储层砂岩小层及单砂体精细划分对比基础上 ,通过对取心井的岩心观测和测井曲线分析 ,对小砂层之间的隔层进行了系统研究 ,按照岩性、岩相特征划分为 3种主要类型 :泥岩类隔层 (Ⅰ型隔层 )、粉砂岩类隔层 (Ⅱ型隔层 )和钙质岩类隔层 (Ⅲ型隔层 ) .并根据沉积相特点把Ⅰ型隔层分为Ⅰ1型和Ⅰ2 型 ,把Ⅱ型隔层分为Ⅱ1型和Ⅱ2 型 .这些不同类型的隔层在测井曲线形态、沉积组合关系和空间展布上都具有不同的特点 .隔层分布不连续会造成砂层在垂向上局部的相互连通 ,上下砂层为砂坝砂体或河道砂体时 ,形成连通的原因不同 ,也分别具有各自不同的测井响应模式 .根据隔层的岩性、电性特征和建立的连通模式 ,从测井曲线出发 ,对研究区内 110多口井逐一进行了研究 ,最终揭示了隔层的空间展布规律 ,为剩余油预测和优化开采方案提供了依据 .

彩南油田多源混合原油油源(三)——油源的地质、地球化学分析

彩南油田原油属特殊类型,原油碳同位素和生物标志物分布研究以及地质分析表明它们属于二叠系、三叠系和侏罗系原油的混合原油。原油全油稳定碳同位素计算表明,无论是侏罗系原油与二叠系原油混合还是与三叠系原油混合,在彩南油田原油中侏罗系烃源岩的贡献均为50%～65%。生物标志物绝对含量拟合计算表明,侏罗系烃源岩的贡献平均为62%,三叠系为15%,二叠系为23%。与彩南油田原油类似的原油仅分布于阜康凹陷侏罗系三工河组以上地层中。因此,该类原油主要来源于阜康凹陷侏罗系烃源岩,其次为二叠系和三叠系烃源岩。

滨南油田毕家地区沙三下亚段沉积特征及沉积模式

根据区域地质、地震、测井及岩心分析资料,对胜利油区滨南油田毕家地区沙三下亚段沉积特征及沉积模式进行研究。结果表明:毕家地区沙三下亚段具有湖泊不断扩张演化特征,为陆相断陷湖盆陡坡扇三角洲沉积,可进一步细分为扇三角洲平原、扇三角洲前缘、前扇三角洲3种亚相,以及辫状水道、辫状水道间、水下分流河道、水下分流河道间、河口坝、席状砂以及前扇三角洲泥、浊积扇8种微相类型;古地形和边界同生断层是毕家地区扇三角洲形成的重要条件。

渤中28-2南油田注水过程中储层损害机理分析

清水、生产污水混合回注是海上油田早期普遍采用的注水开发方式。渤中28-2南油田清水产自馆陶组,矿化度8514.7 mg/L、水型为CaCl2;污水为产自明化镇组的地层水,矿化度6605.7 mg/L、水型为NaHCO3。本文以该油田为例,利用储层敏感性矿物分析、敏感性实验、清污配伍性实验、室内岩心驱替、平台水质调研等参数综合分析了油田注水过程中的储层损害机理;并针对海上油田注水的特点,建立了一套评价油田注水过程中储层损害机理研究的方法。渤中28-2南油田注入强度大,造成速敏性损害是影响注水效果的重要原因。静态配伍性评价结果表明,80℃时单一清水的总垢量为27.0率70.5 mg/L;当温度从80℃降至60℃,平均总垢量从70.5 mg/L降至18.3 mg/L,清水自身结垢能力较强。当清水和地层水以不同体积比混合后,悬浮垢、沉降垢及总垢含量均随地层水比例的增加呈先增加后降低的趋势,在1∶1时出现峰值。悬浮垢、沉降垢主要为CaCO3。动态配伍性评价结果表明,清水对岩心的渗透率损害率为41.11%率89.36%。清水在注入地层后会与地层流体发生不配伍现象,产生钙质垢,堵塞渗流通道,导致注水困难。同时由于平台污水处理时间短,处理量大,导致目前的水处理系统含油率不达标等是注水达不到配注量的关键因素。针对性提出预防储层损害的措施和手段,以提高注水井的吸水能力,保证油田注采平衡。

渤南油田四区沙三段储层特征及其控制因素

利用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜和分析化验等资料,对渤南油田四区沙河街组沙三段储层特征及其控制因素进行研究,结果表明:研究区沙三段储层砂岩成分成熟度和结构成熟度较低,物性较差,储集空间以次生溶蚀孔隙为主,具有沉积作用宏观主控,成岩作用微观改造的特点。压实作用是导致其物性变差的主要原因,胶结作用次之;溶蚀作用较为发育,改善了其储集性能。在成岩作用研究及成岩相分析的基础上,将该区沙三段储层划分为压实残余剩余粒间孔—不稳定组分溶蚀、次生高岭石晶间孔—石英自生加大、充填/半充填微裂缝—碳酸盐胶结交代和强压实—杂基充填4种成岩相组合类型。据钻井资料揭示研究区优质储层主要分布于压实残余剩余粒间孔—不稳定组分溶蚀成岩相。

渤南油田采油污水处理方法研究

在室内实验研究的基础上提出了处理渤南油田结垢性含油污水的方法。在 45～ 5 0℃下在渤南首站污水中依次加入以活性Ca(OH) 2 为主要成分的助凝剂CH 2和等量PAC、PAM组成的复合絮凝剂JPM 1,短时间搅拌后静置沉降 5 0～ 6 0min ,上清水经砂滤后清澈透明 ,浊度 <0 .5NTU ,pH值上升至 8.0～ 8.5 ,各项水质测定值 (含油量 ,悬浮物 ,腐蚀速率 ,粒度中值 ,SRB和TGB菌数 )均符合石油天然气行业标准的A3级指标。CH 2加量为 2 80～ 40 0mg/L ,JPM 1加量为 15 0～ 2 0 0mg/L ,随污水含油量 (39～ 112mg/L)增加而增加。未处理污水失钙镁率为 17.7% ,有结垢性 ,处理后水及其与未处理水的 2∶3和 3∶2混合水失钙镁率 <1% ,无结垢性。此方法工艺简单 ,可利用原有设备 。

对准噶尔盆地东部彩南油田侏罗系油藏原油族(组)群类型的认识

彩南油田周围及外缘各凹陷内,不同程度地发育了石炭系、二叠系、三叠系以及侏罗系等生油层系,均发育有暗色泥岩。长期以来对彩南油田侏罗系油藏原油的来源没有定论。根据原油稳定碳同位素和生物标志化合物地球化学特征可以将研究区原油划分为5个族群,以彩南油田侏罗系油藏为主的第Ⅳ族群原油δ13C值分布在-27.9‰～-29.0‰之间,Pr/Ph值多数在2.5以上,生物标志物特征非常一致,该类原油在准东地区分布广泛,应该来源于中、下侏罗统煤系地层的湖相烃源岩,有机质类型为腐泥-腐殖混合型,而并非不同时代、不同有机相烃源岩生烃的混合产物。

渤南油田五区、六区层序地层格架与沉积类型

渤南洼陷古近系为基底岩,依据层序地层学和沉积体系分析的方法,将古近系和新近系划分为裂陷阶段和坳陷阶段2个构造层序,以区域性不整合面为界,划分为7个三级层序.渤南洼陷古近纪和新近纪为不对称断阶型湖盆,南部为缓坡断阶带,以三角洲平原和三角洲前缘沉积为主;北部为受生长断层控制的陡坡断阶带,以典型的水下扇、浊积扇和扇三角洲近端前缘沉积为主.渤南油田五区、六区位于南部缓坡带的Ⅱ区,强烈断陷期发育的沙三段9砂层组属较深水湖泊中的浊积扇体系,上覆的0～8砂层组为扇三角洲沉积体系的水下前缘组合和前扇三角洲沉积组合,总体代表了进积和湖泊充填淤浅的过程.0～9砂层组的物源应主要来自东南侧的孤岛凸起.

流动单元划分新方案及其在临南油田的应用

把沉积学与储层物性相结合,从流动单元体系的角度出发,提出了流动单元划分的新方案.在流动单元体系内部划分出流动单元、亚流动单元和渗流区3个不同层次.在储层精细小层对比的基础上,首先根据区域内连续分布的隔层把储层分成几个独立的流体压力系统,即流动单元;然后再根据不连续分布的隔层,把一个流动单元进一步分成若干个亚流动单元;最后根据储层物性的差别把流动单元/亚流动单元划分成不同的渗流区.按照这个思路,选取临南油田的典型高产区块———以三角洲前缘亚相沉积为主的夏52块砂三中段三砂组,进行了流动单元、亚流动单元和渗流区的划分,共划分出7个流动单元、7个亚流动单元和63个渗流区,这样划分出来的流动单元体系同时包括了油藏整体与局部细节的特征,为油藏开发提供了详细的地质依据,也在实际应用中取得了良好的效果.

临南油田油水井套损分析及防治对策

临南油田日趋严重的套损状况,严重破坏了油田的注采平衡关系,制约着油田注采结构的进一步调整,影响了油田的开发效益。分析了临南油田油水井套损的6种主要类型,介绍了套管损坏在开发时间、生产区块、井别、构造位置及井深剖面上的分布规律,论述了套管腐蚀穿孔和变形损坏的主要作用机理,提出了"预防为主,防治结合"的总方针,总结了近年来临南油田在预防和治理套损井方面的主要对策。

滨南油田火成岩油藏勘探技术

针对火成岩油藏成藏规律复杂、储层不易识别描述、勘探难度大的特点,通过多学科的相互渗透,综合动用钻井、测井、地震资料,利用人工合成地震记录,三瞬处理,人机联作灵活解释等多项技术,模索出了一套适合于火成岩油藏综合评价的系统方法,通过目标评价找到了油气富集区,打破了该区火成岩勘探的被动局面,同时在勘探过程中注重配套工艺技术创新,加强油层保护,完善采油工艺,形成了一套较为成熟的配套勘探开发技术。

准噶尔盆地彩南油田流体性质变化特征及其意义

在油气运移过程中,由于运移的层析效应、氧化变质、热变质作用及水动力条件的变化,使地层流体即油气水的物理化学性质产生一系列的变化,从而获知有关油气运移及保存方面的信息。研究结果表明,断裂是彩南油田深部油气向上运移、渗入水向下渗透的通道,上、下运移的流体均有水平顺层运移的特点。渗入水阻碍了油气继续向上散失,对浅层次生油气藏的形成起到了推动作用。侏罗系西山窑组在彩南北断裂以西与彩南断裂以东不是一个水动力系统;并且彩南北断裂以西地层水水动力较弱,有利于油气的保存。侏罗系八道湾组在彩南北断裂以西与彩南断裂以东应属于同一个水动力系统,且矿化度均较高,有利于油气的保存。

渤海湾盆地滨南油田砂砾岩扇体空间展布与成藏规律

受边界断裂和滨县凸起的控制 ,滨南油田北部边缘下第三系发育了冲积扇、扇三角洲和浊积扇等不同成因的砂砾岩扇体。文中对砂砾岩扇体的沉积类型及相应的地震相进行了研究 ,建立了砂砾岩扇体的沉积模式及地震识别模式 ,并总结了砂砾岩扇体的空间展布规律以及成藏类型和规律。

山东渤南油田古近系沙河街组沙二段及沙三段低渗透储层成岩储集相

渤南油田位于济阳坳陷的渤南洼陷内 ,是山东省胜利油田储量最大的亿吨级深层低渗透断块岩性油藏 ,主要含油层系为古近系沙河街组沙二段和沙三段 ,属中孔低渗透砂岩储层。低渗透砂岩储层的成因机理十分复杂 ,为了更精确地预测有效储层的分布及其内部储集性能的差异 ,应用成岩储集相的概念在渤南油田三区古近系沙河街组开展了低渗透储层质量评价的研究。该项研究是建立在储层沉积相、成岩作用研究的基础上 ,通过分析低渗透储层成岩作用对储集物性的影响及成岩作用阶段划分 ,认为造成本区储层砂岩渗透率较低的主要原因是成岩期各种自生矿物的充填和胶结作用。选用流动层带指标、孔隙度、渗透率、粒度中值、泥质含量、孔喉半径均值和变异系数等七项参数 ,采用聚类分析和判别分析方法 ,将渤南油田三区古近系沙河街组划分为四类成岩储集相 ,阐述了各类成岩储集相的特征 ,并结合沉积相 ,实现了成岩储集相的时空展布。研究成果将对低渗透砂岩储层的开发起到指导作用。

低渗透油田特高含水期开发技术对策——以渤南油田义11井区为例

渤南油田义11井区平面、层间和层内非均质性严重,进入特高含水期后,注采矛盾突出,自然递减率达到14.8%,产量快速下降。为减缓递减,改善开发效果,开展了开发技术对策研究。针对主力油层主体部位动用程度高,水淹严重的状况,通过不稳定注水和优化油井采液强度,实现控水稳油;针对局部注采不完善,储量水驱动用程度低的状况,通过完善和恢复注采井网,提高储量水驱动用程度;对合采合注井,通过分层注水和封堵高含水层,减缓层间矛盾;对采出程度低,含水率低的砂体边部和非主力油层,通过储层改造、分层注水、单层开采等措施,提高储量动用程度。区块开发效果明显改善,年递减率下降至4.1%,基本保持稳定,采收率进一步提高,由30.7%提高到32.0%。

渤南油田沙三段含油体系研究

渤南洼陷位于沾化凹陷中部 ,是济阳坳陷中的一个三级负向构造单元 ,接受了巨厚的中、新生代断陷湖盆和坳陷湖盆沉积。沙三段沉积了一个大型浊积岩体 ,形成了一个大型浊积砂岩油田。该油田从 2 0世纪 6 0年代开始勘探开发 ,目前已完钻探井及开发井 10 0 0余口 ,进入勘探开发的高成熟区。该文利用渤南洼陷各项地质资料 ,从含油体系的角度阐述生储盖条件及油气生成、聚集特征 。

准噶尔盆地彩南油田彩003井区侏罗系辫状河三角洲相储层特征研究

为对我国西部盆地中广泛发育的辫状河三角洲储层特征进行研究,以准噶尔盆地彩南油田侏罗系辫状河三角洲相储层为研究对象,对储层矿物特征、孔隙结构特征以及储层物性进行了详细分析。通过岩石碎屑组分、粘土矿物、颗粒磨圆度、分选等方面研究对研究区储层矿物特征进行分析,发现研究区储层岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主,碎屑组分中不稳定组分(长石+岩屑)含量高,成分成熟度低;利用孔隙半径平均值、平均孔喉比、孔隙配位数、孔隙均质系数、平均喉道宽度、排替压力等6个参数指标对孔隙特征进行分析,结果显示辫状河三角洲相储层孔喉特征中等;储层物性分析结果显示辫状河三角洲相储层的孔渗变化较大,整体上为中等孔渗储层,可以作为一种较好的油气储集层。

渤南油田抽油井偏磨腐蚀机理分析及防治对策

根据渤南油田抽油机井的井况和工况 ,在分析导致杆、管断脱、漏失的多种因素的同时 ,重点对偏磨腐蚀的机理进行了研究 ,并提出了加缓蚀剂防腐、采用抽油杆扶正器防偏磨、采用连续抽油杆技术、对结蜡严重的油井进行综合治理等相应的具体对策 ,从而防止抽油机井杆、管因偏磨腐蚀造成断、脱 ,达到延长抽油机井检泵周期的目的。

准噶尔盆地彩南油田油源研究

通过对准噶尔盆地白家海凸起及其邻区原油与烃源岩饱和烃地球化学特征的研究,取得了彩南原油及烃源岩有机质在生源构成、成烃环境、演化程度和原油运移模式四个方面的认识,指出白家海凸起和阜康凹陷中、下侏罗统尤其是三工河组泥质岩系是彩南油藏的主力烃源岩,为今后进一步勘探提供了科学依据.

油藏持续稳产和提高采收率的技术——以彩南油田三工河组油藏为例

着重介绍了如何根据油藏地质特征和开采过程中对油、水运动规律的认识,有针对性地综合运用天然水驱、封隔边底水、适时加密井网、注CDG凝胶调驱等多项技术,使彩南油田三工河组油藏的稳产期较方案设计延长一倍,平均以3.5%的采油速度高速稳产可达10年以上,稳产期平均含水上升率可控制在1.4%以下,油藏的最终采收率由原方案设计的35%可提高至60%以上,不仅大幅度增加了可采储量,而且经济效益十分显著。