陆相断陷盆地砂岩透镜体油藏成藏过程物理模拟

砂岩透镜体油藏是陆相断陷盆地岩性油气藏中储量增长的重要类型,但目前对其成藏动态过程和机理的认识还存在很大分歧。该文根据陆相断陷盆地砂岩透镜体油藏成藏地质特征,针对性地建立岩性圈闭模型,对砂岩透镜体油藏石油运聚成藏过程进行物理模拟。结果表明:不同地质条件下砂岩透镜体油藏成藏过程、成藏机理均存在差异,幕式成藏具有成藏效率高、速度快的特征,即油气源条件、输导条件、源储距离及砂体物性条件是砂岩透镜体油藏成藏的主要控制因素。

东营凹陷砂岩透镜体油藏油源新认识及其石油地质意义

东营凹陷沙三段中、下亚段砂岩透镜体油藏油源对比结果表明,油气来自沙三段中、下亚段和沙四段上亚段有效烃源岩,并非完全是"自生自储"油藏。砂岩透镜体油藏油气成藏的主要动力是流体异常高压,而不是毛细管压力和烃浓度差;油气运移通道除砂体和断层外,还有小断层、裂缝和微裂缝组成的隐蔽输导体系;油气成藏有断层—砂体、裂缝—裂缝、裂缝—砂体和砂体4种模式。

透镜状砂岩体油藏成藏运移机理

油藏开发与成藏运移都具有借助流体传递能量建立动态平衡的特征,二者具有动态相似性。作者运用油藏开发中的毛管压力曲线对透镜状砂岩体油藏成藏运移的机理给予了合理解释,并分别对透镜状砂岩体油藏烃源岩的幕式排烃机理和砂岩体阶段式充注机理进行了系统阐述。透镜状砂岩体油藏成藏运移过程中幕式排烃和阶段式充注是相对独立的两个过程,只有当二者协调一致时,才能完成透镜状砂岩体油藏成藏过程。

透镜体砂岩油藏相控建模研究

透镜体砂岩油藏是指由同时沉积的泥岩所包围的、完全充满着油气或部分充满油气的断续条带状砂体或透镜状砂体构成的。砂岩透镜体的成藏及其孔隙度、渗透率等的变化都与岩石的形成过程相关。针对砂岩透镜体油藏的非均质性严重、相变快等特点,采用相控建模软件,结合确定建模与随机建模的方法,建立出油藏的构造模型、沉积相模型参数分布模型。根据结果可以看出,沉积相概率分布与井沉积相基本符合,储层的三维模型垂向砂体识别精度相对较高,在与井栅状图对比修改之后总体的符合程度很高。以沉积相作为约束条件时,渗透率与孔隙度的正态变化图形与标准正态分布曲线相似程度较高;拟合出的渗透率、孔隙度及净毛比的图形与井栅状图相互对比修改后总体符合程度高,为油藏的后续开发奠定了基础。

岩性油藏聚油排水机理探讨

被烃源岩包裹的砂岩透镜体注入油气后,原有地层水与新注入流体构成的混合流体排出有两种模式:①压力封存箱泄压排水模式,当压力封存箱泄压后,砂体的流体压力高于围岩,混合流体向压力相对低的围岩排出。②断层泄压排水模式,切割砂岩透镜体的断层活动开启时,混合流体沿断层排出。由于断陷盆地构造活动的多期性,压力封存箱和断层均多次开启、封闭,在油气多次充注和混合流体多次排出的过程中,岩性圈闭的油气充满度不断增加。

松辽盆地古龙凹陷青一段沉积特征及有利勘探区

利用高分辨率层序地层学原理建立松辽盆地古龙凹陷青山口组地层格架,结合岩心、测井、录井和地震反演等对古龙凹陷青一段沉积特征进行研究。研究结果表明:古龙凹陷青山口组地层划分为3个中期旋回和6个短期旋回,其中青一段地层对应1个中期下降半旋回(MSC1)和2个短期旋回(SSC1和SSC2);青一段地层主要发育湖泊三角洲、湖底扇和湖泊等沉积体系,凹陷西侧湖泊三角洲体系范围和规模比凹陷东侧湖泊三角洲体系的大,短期旋回SSC1中湖泊三角洲体系的范围要比SSC2的略大,而湖底扇体系的规模则要比SSC2的略小;在凹陷中心湖底扇沉积区域有利于形成砂岩透镜体油藏,在凹陷两侧三角洲前缘发育区域主要寻找断层-岩性油藏。

低渗透油田小井距注CO_2方案优化研究

为解决大情字井油田水驱控制程度低,注水压力高,开采效果差以及长岭气田天然气的脱碳埋存难问题,决定大情字井油田开展小井距CO_2混相驱替试验。为研究CO_2驱油机理,提高注气开发效果,通过数值模拟技术并结合矿场试验,对开发层系划分、井网部署、注入方式、注气速度、气水段塞比以及油井流压等参数进行了优化,确定优化方案如下:确定青一段7、11、12和14小层为注气试验层;采用五点法井网,注采井距为225 m,采用气水交替的方式注入,年注气速度为0.07 HCPV,气水比为1:1,油井流压为12 MPa。经矿场实施结果表明,小井距注CO_2驱替,增油效果明显,并且试验周期短,能有效解决地层压力亏空、水驱见效慢以及砂体控制程度低等问题,并且选择物性相近,具有良好隔层的油层注气,采用气水交替的注入方式可有效抑制小井距易气窜问题,更大程度提高油田采收率。