明一西块油藏非均质性研究

东濮凹陷文明寨油田明一西块属于严重非均质性油藏,油藏的非均质性严重地制约了明一西块的进一步开发。应用多种方法对明一西块的非均质性所进行的研究表明,无论宏观非均质性还是微观非均质性,都十分严重,并分析了形成非均质性的原因及其调整措施,这将有力地指导今后明一西块的开发。

文明寨油田明——西块重组注采井网研究

本文对文明寨油田明一西块断层重组、小层数据、砂组细分、储层评价等问题进行注采井网研究。在此基础上 ,勾绘小层平面图 ,绘制小层分级水淹图 ,找出潜力区 ,明确挖潜方向 ,为部署井网 ,重组优化提供依据 。

萨尔图油田北三西西块高分辨率层序地层研究

运用高分辨率层序地层学方法,综合利用测井和岩心资料对萨尔图油田北三西西块的萨、葡、高3个油组进行了精细的地层对比,识别出1个长期旋回、3个中期旋回和14个短期旋回,进一步分析短期旋回层序结构,划分出向上"变深"不对称型、向上"变浅"不对称型、向上"变浅"复"变深"对称型3种基本结构类型。以此为基础,对基准面旋回内单砂体的发育特征和空间展布规律进行研究,得出在长期基准面旋回的背景下,中期基准面旋回对砂体的发育和展布起主要控制作用的结论。

坨七西块沙二段8-10砂层组剩余油分布及井网调整研究

阐述了坨七西块构造及沉积特征,对其开采现状及存在的问题进行了分析,并针对目前存在储量失控、井网不合理、井距近、能量低等问题,利用监测资料进一步认识平面、层间潜力,搞清剩余油分布特征,通过主力层系抽稀井网、均衡流线,非主力层系重建井网,提高注采比,恢复地层能量,从而达到控水、稳液、调结构以及延长特高含水老油田经济寿命、挑战采收率极限的目的。

文23气田西块潜力分析

文23西块存在的主要问题是边水推进,积液严重。通过对西块气水变化的研究,认为有效动用气水界面附近储量、加大排液采气力度,是提高西块采收率的有效途径:重新评价了纵向产出,根据评价结果,找出西块目前的剩余潜力;计算了气水界面变化,评价剩余潜力分布;根据研究结果加大气井维护力度。

欢127西块水淹区油藏重新认识及回采建议

针对欢127西块水淹严重的开发特点,通过分析水淹分布规律以及对兴Ⅱ油藏重新认识,2010年利用大修、侧钻技术回采避顶水动用程度差的兴Ⅱ5-6底部油藏及避顶水和底水采出程度低的兴Ⅱ3-4中间油藏,取得较好效果。同时针对区块回采存在问题,建议实施水平井及大位移侧钻技术挖潜剩余油。

龙潭煤矿306采区西块段开采方案初探

通过对福建煤电股份有限公司龙潭煤矿开采现状进行疏理,分析了龙潭煤矿306采区西块段开采的必要性和可行性,提出了2个开采方案,对比优选最佳开采方案,为龙潭煤矿306采区西块段开采提供参考,也为其他矿井提供借鉴。

文220西块深层低渗油藏滚动勘探研究

文220块油藏埋藏较深、构造复杂、含油层系单一等原因,使该块滚动勘探开发处于停滞状态,储量规模、产能状况等未得到充分落实。在明确了滚动勘探开发的主攻目标是寻找复杂小断块、岩性圈闭及已发现的含油气富集区结合部和边部的小油气藏,进而对获得工业油流井开展综合分析与研究,落实进一步扩大含油面积的可能性;最后采用整体评价,局部解剖,边研究、边部署、边调整,以点带面,全面推进的工作方法。

北三西西块二类油层南北见效差异及原因分析

本文针对北三西西块二类油层聚合物驱南北区在注聚开发过程中的含水下降幅度、增油幅度和吨聚增油量上的见效差异,运用静态剩余油分布和水淹状况资料,动态上的注入状况、注聚过程中的调剖,深入探讨了造成南北区差异的原因之所在,并在此基础上做了一些有针对性的工作,取得了较好的开发效果。

头台油田肇261西块储层建模研究

在储层精细地质研究的基础上,将已有的成果结合petrel软件,进行储层建模研究,建立研究区的构造模型、相模型和属性模型。对于研究区的地质构造以及砂体连通性有更深入的认识,对调整注采关系和数值模拟有重要意义。

华南陆块西南缘上地幔顶部三维密度结构及其地质意义

华南陆块自新远古代拼合以来,经历了多期构造-岩浆活动,岩石圈及其深部结构较为复杂,前人对西南缘扬子与华夏地块缝合带位置的厘定仍有不同认识.研究该区域上地幔顶部密度结构,有助于进一步认识扬子—华夏地块拼合对岩石圈的改造,对确定扬子—华夏地块在广西地区的边界位置有重要意义.基于卫星布格重力异常,利用地震波速度-密度转换关系构建的上地幔密度参考模型作为约束,反演剩余的岩石圈和上地幔重力异常,获得了岩石圈至300 km深度的上地幔顶部三维密度结构.密度结构揭示了华南陆块西南部的岩石圈—软流圈界面起伏和上地幔物质密度的不均匀分布.分析结果表明广西中部存在高密度岩石圈物质下沉,南部低密度的软流圈物质上涌,取代已拆沉的岩石圈根并向上侵入地壳,是地表出露花岗岩的来源.结合区内基底特征和碎屑锆石陆缘来源,推断沿广西富川—武宣—隆安—凭祥一线为扬子—华夏地块在华南陆块西南缘(广西段)缝合位置.

明一西区块油藏深部调剖/微生物驱矿场试验

中原油田明一西块油藏温度80℃,综合含水已达85.53%,产量递减偏大。通过室内模拟实验,确定了该油藏深部调剖/微生物驱注入段塞如下:①延迟交联的0.6-0.8 g/L聚合物有机凝胶,预处理段塞;②粒径6-12mm、浓度5-10 g/L的预交联凝胶颗粒悬浮液,延迟交联的1-1.5 g/L聚合物有机凝胶,二者交替注入,为复合调剖段塞;③清水段塞;④组合菌菌数>108个/mL的菌液1%稀释液,微生物段塞,段塞尺寸0.02-0.15 PV。用长1.8 m的3支长填砂管在80℃进行微生物驱油,注入0.2 PV菌液,在水驱基础上分别提高采收率12.1%、8.2%、13.3%。2005年6月在2个井组,2005年10月在3个井组,开始实施深部调剖/微生物驱联合试验,4个段塞尺寸(m3)分别为200、1500-2000,800,3100-3800,复合调剖段塞中凝胶颗粒与聚合物凝胶体积比为2∶3,交替3-4次,17口对应油井中有12口见效,平均单井日产油量由3.2 t升至7.5 t,平均含水由84.6%降至73.6%,截止2006-02-12,单井平均累计增产油199.7 t。表4参4。

上扬子陆块西南缘早—中元古代造山运动的地质记录

早—中元古代,上扬子陆块西南缘发育有河口群—大红山群、东川群、昆阳群—会理群为代表的3套浅变质火山-沉积岩系。已有的岩石学、地球化学、年代同位素数据指示了其大地构造格架及其演化史。在早—中元古代地层所夹的火山岩中,获得了4组SHRIMP U-Pb岩浆锆石年龄:1800～1600Ma、1600～1300Ma、1300～1100Ma、1100～1000Ma。结合沉积相、常量、微量、稀土元素地球化学分析,证明了上扬子陆块西南缘在早—中元古代也相应历经了4个演化阶段。1800～1600Ma,在大红山地区、河口地区、东川汤丹地区形成近东西向的裂谷盆地。1600～1300Ma,在东川因民地区表现为一被动陆缘下的伸张环境。1300～1100Ma,在菜籽园—麻塘地区为板内裂谷-洋盆,老武山地区为裂谷盆地。1100～1000Ma阶段,菜籽园-麻塘裂谷-洋盆向北俯冲或向北向南双向俯冲,在北边的天宝山地区和南边的富良棚地区形成火山岛弧,同时在扬子西缘也出现了1.0Ga左右(1007±14～1014±8Ma)的同造山或同碰撞型花岗岩,表明此时康滇地区已经拼贴到一起,并与整个上扬子陆块Rodinia超大陆形成同步。

扬子陆块西南缘河口群沉积时限和构造属性的再厘定:兼论中元古代洋板块地层

河口群、东川群和原通安组是扬子陆块中元古代早中期重要的地层单元,但其沉积时限和构造属性长期存在争论。本文在区域地质调查和同位素年代学研究的基础上,从“洋板块地质”的视角重新厘定了河口群、东川群和原通安组的沉积时限和构造属性。原通安组是由不同规模的岩块和基质共同构成的一套蛇绿混杂岩;东川群则较为完整地记录了从陆内裂谷到被动大陆边缘的演化过程,代表了盆地边缘的地层序列,东川群与原通安组(现定义为菜子园-通安蛇绿混杂岩)虽位于不同的断块,但应是同一盆地发展的产物;河口群与东川群、原通安组序列明显不同,但总体上也是粒度向上变细的海侵序列,并发育多套火山岩,在Columbia超大陆裂解的大背景下,河口群最有可能形成于夭折裂谷。对采自河口群长冲组的石榴子石云母片岩进行了LA-ICP-MS锆石U-Pb定年研究,绝大部分锆石具有核-边结构,核部最年轻一组207Pb/206Pb年龄的加权平均值为1468±28 Ma(MSWD=0.40,n=16),解释为原岩的最大沉积年龄;结合前人研究成果,将河口群和东川群的沉积时代分别限定在1.75~1.40 Ga和1.75~1.35 Ga。锆石边部的变质年龄集中在~830 Ma,结合海绵状结构特征,变质边最有可能是热液蚀变所致。锆石Hf同位素研究显示,扬子陆块西南缘在2.00~1.80 Ga期间,锆石εHf(t)值以负值为主,表明岩浆主要源于古老地壳的再造;而1.58~1.39 Ga的锆石εHf(t)多为正值,显示有大量地幔物质的加入。通过本次综合研究,扬子陆块西南缘古元古代晚期—中元古代早中期的演化经历了2.00~1.80 Ga碰撞造山、1.77~1.64 Ga陆内裂解、1.58~1.39 Ga洋盆形成和1.38 Ga之后的洋壳俯冲消减4个阶段,是Columbia超大陆聚合与裂解在扬子陆块的响应。

利用多点地质统计学方法进行垦西71断块沉积微相建模

为了克服传统地质统计学不能再现目标几何形态的不足,利用多点地质统计学方法,应用"训练图像"代替变差函数来表达地质变量的空间结构性,对垦西71断块东二段河流相沉积进行了沉积微相模拟研究,模拟结果与检验井有很高的符合率,说明了方法的可靠性。

不同含水阶段油藏数值模拟开发预测精度分析——以垦西71块东营组为例

油藏数值模拟是油田开发研究和决策的重要工具,其中一项重要功能是利用其对油藏开发指标进行预测。在地质模型一定的条件下,利用油藏数值模拟进行开发指标预测主要受油藏以含水率划分的开发阶段、预测周期等因素影响,开发阶段越早、预测周期越长,不确定因素多,预测误差大。因此在实际应用中,为保证其预测精度,正确把握开发风险,预测周期不宜过长,以5年为宜。

埕岛油田西18块馆陶组开发设计优化研究

根据渤海湾埕岛西18块馆陶组地质综合研究和砂体描述预测成果,运用EARTHVISION软件建立三维地质模型,在此基础上,对开发层系、开发方式、井网井距、水源等关键开发技术政策进行了油藏数值模拟和经济评价优化研究。根据研究结果,部署了开发方案。该研究思路对浅海油气藏的开发具有较为积极的指导意义。

桩西油田桩74块注浅层水可行性研究

考察了桩 74 14 14井浅层水和桩西联合站处理后采油污水用作超低渗透率 (平均 6 .1× 10 - 3μm)的桩 74块油藏的可行性。测定了不同比例的浅层水、采油污水与油藏地层水混合后 ,各种矿化离子浓度的变化 ,由此确定浅层水、采油污水与油藏地层水在常温常压下是完全配伍的 ,在模拟油藏条件下 (130℃ ,15MPa)是不配伍的 ,会产生碳酸钙垢。由理论预测知 ,浅层水和油藏地层水混合后产生的碳酸钙垢量很少 ,而采油污水和油藏地层水在高混合比例下产生的碳酸钙垢量较多 ,且有碳酸锶垢生成。对浅层水和采油污水作为注入水的水质进行了现场检测 ,结果表明悬浮固体和粒径中值超标 ,经精细过滤后可降至标准值以下。作者建议采用浅层水并提出了继续研究的问题。表 6参 1。

欢127西块兴Ⅱ油藏回采效果分析

本文主要对欢127西块兴Ⅱ油藏的回采效果进行分析,并提出一些问题。

桩西油田桩45-1块周期注水实践与认识

桩西油田桩 4 5 - 1块储层非均质性严重 ,长期强注强采 ,油层高渗透带形成大孔道 ,造成注水开发效果差、产量递减大。通过数值模拟研究 ,对周期注水的不同注水方式、周期、注水量波动幅度等参数进行优化 ,在该块进行周期注水实践 ,提高了注水波及体积 ,抑制了单元含水的上升 ,提高了单元采收率 ,取得了较好的注水开发效果。