火山碎屑岩储层异常高孔隙成因——以南贝尔凹陷东次凹北洼槽为例

南贝尔凹陷东次凹北洼槽铜钵庙组—南屯组发育火山碎屑岩储层,在纵向上存在5个异常高孔隙带,其深度分布范围分别为1 450～1 500m、1 560～1 775m、1 840～2 030m、2 110～2 230m、2 330～2 520m。针对上述5个异常高孔隙带,应用普通薄片、铸体薄片、铸体图像分析、扫描电镜、黏土矿物X射线衍射等多种测试手段,对其成因进行研究。研究结果表明:异常高孔隙的形成主要与凝灰质成分的溶蚀溶解作用有关,凝灰质成分易于发生溶蚀是形成异常高孔隙的根本原因;有机质热演化过程中产生的有机酸是溶蚀溶解作用得以进行的主要营力;有利的沉积相带空间配置关系是控制异常高孔隙带空间分布的主要因素;高岭石向绿泥石转化产生的无机酸对于异常高孔隙的形成有一定贡献。

异常高孔隙流体压力与碎屑岩深部油气藏

根据黄骅坳陷勘探研究成果 ,总结深部自源封闭成藏系统超压油气藏的油藏特征 ,详尽分析现今异常高孔隙流体压力及其历史演化 ;分析高异常孔隙流体压力演化与泥岩黏土矿物演化、烃演化、高异常孔隙演化的关系 ;提出以欠压实作用为主形成的异常高孔隙流体压力是深部自源封闭系统超压油气藏形成的有效动力 ;分析黄骅坳陷第三系石油地质特征 ,认为异常孔隙流体压力、烃演化、高孔隙带演化的良好匹配是深部油气藏形成的基本地质条件 ,有利沉积环境、好的生储盖组合、大型砂岩体与正向构造变形等因素的配合是油气富集高产的必备条件。图4表 1参

库车坳陷克拉2气藏异常高地层压力成因力学分析

在已有的众多超压机制中 ,构造应力作用是人们普遍认为有效的少数几种增压机制之一 .为此 ,进行了克拉 2气藏剖面三维构造应力场数值模拟 .研究结果表明在克拉 2储集层构造部位有 10MPa左右的应力集中 ,克拉 2气藏异常高地层压力中约 5 0MPa由构造应力作用引起 ,剩余部分由其他增压机制引起 .该研究对于准确评价气藏的储量、指导气藏开发等有一定的意义 .

西湖凹陷斜坡带深层异常高孔隙储层特征及成因

通过铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X线衍射、压汞和岩心实测孔隙度等资料,研究西湖凹陷斜坡带深层异常高孔隙储层特征及其成因,系统分析异常超压对斜坡带深层异常高孔隙发育带的影响。研究结果表明:西湖凹陷斜坡带深层砂岩储层纵向上3 600~4 300 m及>4 600 m地层异常高孔隙发育,孔隙度最大值为24.9%,对应储集层岩性以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主,砂岩粒度以中—细粒为主,颗粒分选好,颗粒间多为点—线接触,对应孔隙类型包括残余原生粒间孔隙、次生孔隙、铸模孔以及少量裂缝,孔喉组合类型以大孔—粗喉、中孔—中喉型组合为主。研究区异常超压广泛存在,异常超压抑制上覆地层的机械压实作用,保存部分原生孔隙,同时减少了由于胶结作用而损失的孔隙;此外,在一定的封闭系统内异常超压的存在增加了胶结物溶蚀时间和强度,产生大量次生孔隙。

非线性渗流对异常高压气藏产能的影响

异常高压低渗透气藏的开发过程除受到应力敏感效应的影响外,还受到启动压力梯度的影响。针对这种气藏的特殊渗流特征,推导了考虑应力敏感效应、启动压力梯度和同时考虑二者的渗流微分方程,并以某异常高压低渗透气藏为例,研究了应力敏感效应和启动压力梯度对异常高压低渗透气藏产能的影响。研究结果表明,应力敏感效应和启动压力梯度对异常高压低渗透气藏的开发效果有显著影响,考虑应力敏感效应和启动压力梯度的异常高压低渗透气藏渗流微分方程对研究此类气藏的渗流特征具有一定的指导意义。

异常高有机质沉积富集过程与元素地球化学特征

非常规油气甜点段形成与有机质沉积富集过程密切相关,特别是页岩油气,它们所赋存或与之紧密联系的细粒沉积岩中总有机碳含量(TOC)一般大于3.0%。提出TOC含量≥3.0%的细粒沉积(物)岩称为异常高有机质沉积,以及异常高有机质沉积富集的概念性假设,并指出高的初级生产力水平是其形成的前提和决定性因素,缺氧的水体环境更易形成大规模异常高有机质沉积。基于对有机质沉积聚集过程相关元素的生物地球化学循环特征解剖,以四川盆地五峰组-龙马溪组为例,深入探讨高精度元素地球化学数据约束条件下的异常高有机质沉积富集过程,证实了异常高有机质沉积富集的概念性假设,并得出它们的形成是水体表层高的初级生产力及其与水体循环共同控制着的氧化还原条件这两大因素动态演化的结果。异常高有机质沉积富集过程的研究有助于深化对页岩油气甜点段形成机理的认识,是非常规油气沉积学的重要研究内容之一,可为非常规油气资源勘探开发提供重要理论支撑。

如何解决川东北地区异常高应力储层难压开的难题

川东北地区储层存在破裂压力异常高,常规储层改造工作液无法压开储层的难题。文章针对这类异常高应力储层,提出了针对性的措施。研究结果表明,加重前置酸通过增加液柱压力,能达到提高井底施工压力,帮助压开储层的目的;应用高密度钻井液的"极限破裂法"在射孔后进行试挤作业,不仅提高了压开地层的几率,还能有效降低储层的破裂压力,为后续的储层改造施工创造条件;另外,超高压施工设备在成功压开储层的同时,还可以提高整个施工过程的施工压力及施工排量,实现储层的深度改造,达到改善储层改造效果的目的。

风南5井区二叠系夏子街组异常高阻储层沉积特征及展布规律分析

风南5井区位于乌尔禾地区,该区二叠系夏子街组(P2x)岩性分为3种类型:正常碎屑岩以泥岩、砂砾岩互层为主;异常高阻致密层以云化凝灰质砂砾岩为主;相对低阻储层以凝灰质细(中细)砂岩为主。油层主要位于异常高阻层中的相对低阻储层段。异常高阻储层为扇三角洲前缘水下分流河道沉积,其展布主要受扇三角洲前缘的近岸水下坡折控制,在夏二段二砂组(P2x22)有所发育,平面上主要分布在乌南断裂—风10井断裂夹持的构造高部位应力集中带,NW-SE向主要受断裂控制,NE-SW向主要受岩性控制。储层储集空间为裂缝-孔隙双重介质,孔隙类型主要为粒间溶孔,裂缝主要为斜交缝、直劈缝,裂缝为异常高阻段储层重要的渗流通道。储层为中-低孔隙度、特低渗透率的差储层。该类储层纵向油层厚度大、产量高,为该区二叠系P2x增储上产的主要目的层。

川中异常高应力裂缝性气藏加砂压裂现场试验研究

四川川中须家河须四气藏施工井深2400～2800m,地层温度70℃～85℃,具有基质低孔、低渗、地应力高、天然裂缝发育等特点。以往压裂规模小、易砂堵、单井难以获得工业性气流。针对该气藏特征及以往压裂技术存在的问题开展现场试验研究,现场4次试验,施工有效率100%。最大加砂量达到78m3,最大砂浓度达到940kg/m3。该项试验提高了气藏压裂技术水平,增产效果显著,如西64井压前产量为0.31×104m3/d,压后产量达到2.5×104m3/d。

异常高压低渗透气藏产能评价新方法

针对目前常规气藏产能评价方程,无法用于准确预测异常高压低渗透气藏产能这一事实。在考虑了异常高压低渗透气藏地层实际渗流情况的基础上,对气藏渗流区进行了分区,建立了新的物理模型。通过引入新的拟压力函数,运用叠加原理,在综合考虑气体渗流临界半径、气体高速非达西流动效应、脉冲效应、渗透率应力敏感效应及启动压力梯度的基础上,推导了异常高压低渗透气藏产能新方程,并运用实际测试资料检验了该方程的可靠性。结果表明:不考虑渗流区域划分和多因素综合影响的常规气藏产能方程计算结果与实际产能测试结果相对误差可高达21.5%,而新方程的产能计算结果与实际产能测试结果相对误差小于5%,且随着井底流压的降低,近井区气体高速非达西流动效应、远井区启动压力梯度效应以及渗透率应力敏感效应会导致气井产量严重降低,而气体低速渗流临界半径和脉冲效应对气井产能影响较小。

麻痹性痴呆伴MR显示双侧颞叶T_2WI异常高信号1例

患者，男，55岁。既往有高血压史10多年，服用氨氯地平治疗，血压控制良好。因反应迟钝伴记忆力下降半年余，加重1个月入院。半年前患者出现反应迟钝，记忆力下降，近事记忆力下降为主，伴性格改变，易怒，言语减少。

压前酸处理在异常高破裂压力油藏的应用

压裂工艺是目前得到广泛应用的增产措施之一,而破裂压力则是水力压裂设计的关键参数。随着青海油田的开展,越来越多的具有异常高破裂压力的高温深井投入生产,而如何降低高温深井的破裂压力就成为提高压裂成功率及有效率的关键。本文通过对压前酸处理技术在红柳泉油田及七东潜伏构造等两个异常高破裂压力地层的成功应用,说明了该技术在青海油田异常高破裂压力地层的适宜性。

长春岭油田长109区块异常高含水带形成机制

长春岭油田长109区块开发初期在中央构造带出现异常的高含水条带,造成多数油井水淹,严重影响了油田的开采效果。高含水带油井均射开了5+6小层的4号单砂体;而周围含水较低的,井在该层不发育,微电阻率曲线反映5+6小层4号单砂体为水层,5+6油层4号单砂体夹水层是造成高含水带的一个主要因素。根据油水井动态分析,研究了长109区块高含水带的分布特征,在对地层水与注入水水质对比分析的基础上,明确了地层水、注入水共同作用是产生异常高含水带的另一个重要因素。该认识对长春岭油田注水开发调整提供了可靠的地质依据。

中深部碎屑岩储集层异常高孔隙度段划分方案及研究意义

异常高孔隙度段的划分对指导中深层碎屑岩储集层油气勘探有重要意义。以东营凹陷南部缓坡带古近系沙河街组沙四上亚段滩坝砂岩储集层为研究对象,通过物性测试、统计学分析等方法对其异常高孔隙度段进行划分。划分方案1通过确定混合岩相砂岩储集层最大正常孔隙度演化趋势线;将大量发育高于该演化趋势线物性数据点,且孔隙度包络线向孔隙度高值方向突出、孔隙度物性数据点集中分布的深度段划分为异常高孔隙度段。划分方案2利用给定深度区间孔隙度分布直方图分布形态,确定正常与异常孔隙度分界点,拟合正常与异常孔隙度分界趋势线;与划分方案1相同的原则确定异常高孔隙度段。结果表明,研究区目标层位存在2110~2400 m、2540~3000 m、3100~3600 m埋深范围的3个异常高孔隙度段。

吸水剖面测井伽马基线异常高幅度原因及其工艺改进研究

在注水开发油田中,测定注水井吸水剖面是油田动态分析中必需的资料之一,而资料的准确性将直接影响到油田的开发水平。目前国内出现的传统同位素测井的工艺,主要包括:地层大孔道特征识别,同位素粒径选择,同位素沾污的处理,流动井温和关井井温的综合应用,生产测井校深,生产测井施工方案进行研究改进等。本文通过研究,提出了塔里木油田同位素吸水剖面适用条件及提高吸水剖面资料质量的工艺、技术措施,有针对性的提出相应井型的测井系列及注入状况分析。将研究成果进行了现场测井验证,从实施的同位素吸水剖面测试来看,应用效果非常好。

FN5井区夏子街组异常高阻段成因及油气成藏主控因素

通过岩心、薄片、构造演化史、古地貌等对FN5井区二叠系夏子街组异常高阻段进行综合分析.结果表明:FN5井区二叠系夏子街组异常高阻段发育2种岩性,高阻致密隔层以粗粒级云化凝灰质砂砾岩为主;低阻储层段以细粒级凝灰质细(中细)砂岩为主,储集空间具裂缝—孔隙双重介质特征.垂向上主要分布在夏子街组中部的P2x22砂层组;平面上主要分布在扇三角洲前缘近岸坡折带以下FC1—F20—FN055—FN5—W27井一带,面积为6.2km2,平面形态呈孤立的土豆状.油藏类型为东南方向受乌南断裂控制、其余方向受岩性控制的构造—岩性油藏.其展布受扇三角洲前缘的近岸水下坡折控制,后期成藏受控于异常高阻段的厚度及距主控断裂乌南断裂的距离.具有油层垂向厚度大、单井产量高、储量丰度高特征.为乌尔禾地区二叠系2011年探明储量培植及2012年增储上产的主要层位.

异常高压低渗透地层测试技术的改进

针对异常高压低渗透地层在测试关井恢复过程中出现关井压力外泄的情况,对测试管柱进行了改进,即在P-T封隔器上方组装一个水力锚,水力锚上方组配一个裸眼旁通阀,封隔器和水力锚之间加1～2根油管,并适当增大关井时的加压负荷,较好的解决了关井压力外泄问题,提高了测试一次成功率。

异常高温高盐碳酸盐岩油藏水驱波及控制技术实验研究——以阿布扎比X油田为例

阿布扎比X碳酸盐岩油田因异常高温、高盐且非均质性强,导致水驱严重不均,常规的化学堵水调剖和提高采收率技术方法难以适用。采用该油田碳酸盐岩岩心、原油和模拟地层水,选择以新型颗粒型聚合物(SMG)水分散液为驱替相的水驱波及控制技术,开展SMG理化性能、驱油机理和物理模拟实验,对该技术在阿布扎布碳酸盐岩油田的可行性进行室内研究。结果表明:SMG水分散液具有低黏、易注入、易深部运移以及较好滞留能力和封堵性能的特点;其在一定程度上弥补了传统聚合物驱油机理缺陷和矿场应用受限的问题;在油田储层条件下表现出较好的耐温耐盐性能,在长达6个月的异常高温高盐老化后,表现出较好的热稳定性;老化后的SMG仍具有提高水驱波及体积和提高油藏综合采收率的性能,亚毫米级和微米级SMG提高采收率增幅分别为6.70%和5.67%。SMG水分散液波及控制技术可高效控制储层水驱波及方向、提高水驱波及效率,有望解决阿布扎比地区异常高温高盐碳酸盐岩油田水驱不均的开发问题。

乌尔禾地区夏子街组异常高阻储层展布及成因

为明确夏子街组异常高阻储层展布及成因，通过岩性、物性及成岩作用特征综合分析，得出如下认识：异常高阻致密层以云化凝灰质砂砾岩为主，内部相对低阻储层以凝灰质粉细砂岩为主，为孔隙一裂缝双重介质储层。储集空间主要为剩余粒间孔、粒内溶孔、粒间溶孔、裂缝，整体属低孔、特低渗储层。平面上主要分布在乌南断裂一风10井断裂夹持的构造高部位应力集中带，垂向上主要集中于异常高阻段内部的相对低阻凝灰质粉细砂岩内。异常高阻体成因与云化作用有关，深部富含Ca^2＋、Mg^2＋的火山热液沿断裂上移，在靠近断裂的构造高部位、高凝灰质＋砂砾岩组成的刚一粗岩性组合带内，火山热液循环充分，云化程度较高，形成异常高阻致密层；内部较细粒级的粉细砂岩段云化程度较低，后期风城组烃源岩有机质生烃排出的有机酸性溶蚀流体沿断裂系统对该段的易溶安山质、流纹质、长石及部分云质组分选择性溶蚀，形成相对低阻储层。

水驱油藏异常高低压区块形成原因及治理

注水开发采油阶段,当水驱油层出现异常的高低压区域时,对水驱效果产生不利的影响,因此,有必要研究水驱油层异常高低压区块形成的原因,采取必要的技术措施进行治理,提高水驱的开发效率,满足油田开发的技术要求。