伊拉克中部白垩系油藏油源及运移特征

针对伊拉克中部Ahdeb油田白垩系油藏油源不清、油藏特征不明问题,以原油地化分析数据、三维地震解释、包裹体地化分析等作为研究对象,对其油源及运移特征进行分析。研究表明Ahdeb油田白垩系油藏烃类流体均形成于还原—强还原、相对闭塞海相有机质沉积,生物标志物特征对比表明,各油藏油源一致。结合伊拉克地区源岩地化特征对比分析,源岩应为上侏罗统Chia Gara组。运移以垂向为主,通道为受基底Najiad断裂控制形成的南西—北东向开启性走滑断裂,主要向断裂终点上白垩统Khasib组发生垂向运移,运移中遇横向发育高孔渗储层发生侧向运移,为次运移方向。Chia Gara源岩自白垩纪晚期开始排烃,整体可划分为2期运移:第一期发生于晚白垩世—新近纪,流体为低熟源岩排出的重质油,此时圈闭未形成,原油进入Khasib层后沿高孔渗地层向盆缘做大规模运移;第二期为新近纪后扎格罗斯造山运动使地层埋深迅速增加,源岩进入高成熟期排出的相对高成熟原油,随圈闭形成而聚集成藏。

深层低渗透油藏开发技术对策研究—以鸭儿峡油田白垩系油藏为例

鸭儿峡油田白垩系油藏产量递减快,基于对研究区地质概况分析,结合油藏生产实际,提出适用于研究区的开发技术对策。鸭儿峡白垩系油藏可采用两套开发层系,一套井网进行开发,井底流压介于7.91 MPa^10.1 MPa;平均单井日注量为45 m3~75 m3。目前平均单井理论最大日产液量为11.6 m3,平均单井理论最大日产油量为5.25 m3。建议原有油水井继续生产,Y554、Y542低产井转注,加密一口水井和油井,注采比为1:1。

西西伯利亚盆地北极油气区侏罗系-白垩系储集层气-水系统平衡模拟

为揭示盐水含量较高的含油气盆地中油气和地下水之间的相平衡,采用新的气-水平衡模拟软件对西西伯利亚盆地北极含油气区进行模拟。研究发现,该区域地层水的含气饱和度(Sg)变化较大,饱和系数(Cs)为0.2~1.0,其数值随深度及地层水总含气饱和度的增加而增大。地层水Sg大于1.8 L/L的情况下,气体饱和系数(Cs)均达到临界值1.0,为油气成藏创造了有利条件;而欠饱和水可溶解现有油气藏中的天然气。地层水气体饱和系数与储集层流体类型有关,凝析油气田的气体饱和系数主要为0.8~1.0,而在常规油藏中却相对较低。复杂的气水交换模式表明研究区侏罗系—白垩系储集层中天然气来源具有多样性。

哈萨克斯坦NB油田白垩系储层特征及其控油作用

哈萨克斯坦NB油田白垩系油藏为高孔高渗中厚互层的边水油藏,油层纵向发育层数多,单层厚度薄,油水界面复杂,给注采井网设计带来难度。通过沉积微相研究、储层特征研究及油水分布的控制因素研究,认为沉积相带是白垩系油水分布的主控因素,建议注采井网井距设计、射孔井段规划和注采参数设计过程中,要充分考虑沉积相带及砂体厚度在平面上的分布特征,为优化注采井网提供了重要的地质依据。

白垩系油藏减氧空气驱技术应用

鸭儿峡油田白垩系油藏低渗特点明显、高压注水困难,2014年引进减氧空气驱在白垩系中区进行注入试验,投运一年来取得了较好效果,积累了丰富的资料和经验。优化方案、时效注入、进一步扩大波及体积、提高储层动用程度。

HEFEI BASIN IN EARLY CRETACEOUS-CHARACTERIZATION AND ANALYSIS OF PETROLEUM POTENTIAL

Comprehensive analyses were made based on seismic prospecting data, electrical prospecting data and basin simulation data as well as regional geological data and thorough discussions were conducted about the complicated structures, features and evolution of Hefei Basin in Early Cretaceous in this study, and it was derived that that Hefei Basin was a composite basin formed during the transformation of the stress field from compressive toward tensile in Early Cretaceous. In other words, this basin was a foreland basin of gliding-thrust type, which is mainly controlled by the Dabie orogenic belt in the south side in the early to middle period of Early Cretaceous, while being a strike-slip basin of pull-apart type, which is mainly controlled by the activity of Tanlu fracture in the east side in the middle to late period of Early Cretaceous. Moreover, the potential Lower Cretaceous oil and gas system in the pull-apart basin and the vista for its prospecting were explored in this study. Tectonism of the Tanlu fracture was further discussed based on the results of characterization of the basin, and it was pointed out that this is beneficial and instructive to the oil and gas prospecting in Hefei Basin

注空气作为Ekofisk白垩大油田IOR方法的评价

通过室内试验和油藏模拟已经研究了与裂缝性轻油油藏注空气有关的采油机理,把注空气确定为用于裂缝性轻油白垩油藏的可能的IOR方法。为了研究动力特性(例如活化能和着火温度)进行了室内试验。此外,通过试验估算了扩散系数,利用数值模拟对这些扩散系数进行了验证。根据室内试验和地质力学模拟评价了由于热和CO2可能造成的白垩变化。为了研究通过孔隙介质的燃烧前缘扩大情况进行了燃烧管试验。进行了油田规模的注空气可行性研究,介绍了该项研究的结果,包括潜在采油效益的评价和在注空气项目中包括的主要费用。

塔河油田白垩系原油地化特征与成因类型

利用气相色谱和气相色谱-质谱联用仪对采自塔河油田白垩系油藏的12件原油进行了生物标志物分析,系统研究了原油的地球化学和原油及族组成碳同位素特征.结果表明:白垩系原油中正构烷烃系列的碳数分布范围为nC10~nC35且呈前峰型单峰态分布,以nC15或nC16为主峰碳数、C21TT/C23TT值分布范围为0.51~0.56、甾烷质量分数C27>C28<<C29,C29/C30藿烷值分布范围为0.55~0.69、原油碳同位素值分布范围为-31.94‰^-30.00‰.东、西部白垩系原油在部分分子地球化学指标上存在差异.东部原油Pr/Ph>1.4,西部原油Pr/Ph<1.2;东部原油二苯并噻吩质量分数为50%~70%,西部原油二苯并噻吩质量分数>80%;东部原油C30重排藿烷/C30藿烷值为0.20~0.23,西部原油C30重排藿烷/C30藿烷值为0.08~0.11.因此,白垩系原油与奥陶系原油具有共同的特征,即低密度、低含硫量、完整的正烷烃系列且以低分子量轻烃为主、C21/C23三环萜烷值<1、规则甾烷呈不对称"V"型分布、高C29/C30藿烷值、高二苯并噻吩含量、低碳同位素值,两者具有统一的油源,为同一成因类型.塔河油田白垩系东部6口井的原油与西部6口井原油分别属于不同的组群,造成东西部原油细微分子地球化学差异的原因可能是地层浸染或者气侵等次生作用.

在不同润湿性条件下通过提高压差降低水驱残余油饱和度的系统研究

黏滞力和毛管力的比(一般表示为毛管数N_c)在确定残余油饱和度方面是至关重要的。在从接近中间润湿转变到强水湿的润湿性条件下,确定了通过系统增大N_c对均质白垩岩残余油饱和度的影响。在裂缝性白垩岩油藏中水驱残余油饱和度在很大程度上取决于润湿性。通过测量N_c不同时的可动油量,有助于确定三次采油的潜在目标。进行了一系列的注水驱油试验,以确定在不同润湿性条件下水驱中残余油量和增大毛管数之间的关系。通过Amott试验,用21个岩心柱样品建立并且量化了各种均匀分布混合润湿性条件。在水的Amott指数为0.3的润湿性条件下,N_c稳定时残余油最少。残余油饱和度随着毛管数增大而降低,在中等水湿到接近中间润湿条件下,水自吸后捕集的大量油开始流动。当增大毛管数时,在白垩岩油藏中得到的结果与在文献中报道的砂岩水驱残余油饱和度(随着润湿性和注入水PV变化)的结果相似。在采收率随着毛管教增加同时提高的情况下,采收率的穹隆形曲线(随着润湿性变化)反映了与较早水驱采收结果的相似性。