鲁克沁构造带稠油成藏机制研究

吐哈盆地台南凹陷鲁克沁构造带中的北西走向断层受挤压强烈 ,封闭性好 ;而北东走向断层封闭性差 ,常成为油气运移的良好通道。由于本区断块圈闭的有效性差 ,故不具备大规模聚集稀油的条件 ,但对稠变到一定程度的稠油能起较好的封堵作用。鲁克沁构造带高粘重质油的形成是原油运移和成藏阶段双重稠变作用的结果 ,并且油气的聚集是一个动态的过程。随着原油的逐渐稠变 ,所需要的封堵条件逐渐降低 ,油气的聚集过程才趋于稳定。鲁克沁构造带构造后期变革主要表现在构造幅度的增大 ,而未发生强烈的断裂作用 ,因此 。

吐鲁番坳陷鲁克沁稠油油藏形成及演化特征

鲁克沁稠油油藏位于吐哈盆地吐鲁番坳陷的中部,是目前在该盆地三叠系中发现的惟一稠油油藏,也是该盆地中规模较大的石油聚集区,具有复杂而独特的聚集规律。印支末期的构造运动使该构造带在印支末期前后的地势发生了显著变化。这种构造上的复杂变化与某些成藏条件的变化造成了鲁克沁稠油聚集带异常的稠油聚集特点。该稠油聚集带东高西低,说明稠油的运移曾出现过较大规模的自东向西的运聚。高孔隙度厚层砂岩中的断层能形成侧向封堵,并形成厚层断块稠油油藏。稠油聚集带不同部位储层的含油饱和度与孔隙度的关系存在较大差异,石油的注入位置不在现今构造带的最低部位,而在其倾斜构造带中东部的玉东1井区。

鲁克沁鼻隆带油气成藏主控因素浅析

鲁克沁鼻隆带是一个自印支期以来继承性古隆起,喜山期构造格局定型,为多油源、多层系含油、多类型油藏共生的复式油气聚集带,具有巨大的勘探潜力。研究分析了鲁克沁鼻隆带油气成藏期次和油气成藏主控因素。成藏的关键期是早燕山期和晚喜山期;古构造影响着油气运移的方向和分布,断层和不整合面是油气运移的主要通道。

鲁克沁深层稠油聚丙烯酰胺驱替技术研究

针对鲁克沁深层稠油规模动用开发的难题,展开了聚丙烯酰胺驱替技术研究。筛选出合适的驱油剂配方:配制水矿化度为23731～47463 mg/L和47464～94926 mg/L时,驱油剂配方分别为1500 mg/L HJPAM+0.2%交联剂和2000 mg/L HJPAM+0.2%交联剂。1500 mg/L HJPAM+0.2%交联剂组成的驱油剂的阻力系数和残余阻力系数分别为18.0和3.7,驱油效果较好。对聚丙烯酰胺驱油参数的优化结果表明:HJPAM聚合物的最佳注入浓度1500 mg/L,最宜注入量600 mg/L×PV;驱油剂(1500 mg/L HJPAM+0.2%交联剂)的最优注入速度为1.5mL/min,最佳段塞大小0.4 PV。采用0.05 PV(2000 mg/L HJPAM+0.2%交联剂)+0.33 PV(1500 mg/LHJPAM+0.2%交联剂)复合式段塞的注入效果最佳,可提高采收率10.98个百分点。

鲁克沁深层稠油稠化水调驱技术研究

针对吐哈盆地鲁克沁深层稠油进行了稠化水调驱技术的研究,筛选出了合适的凝胶调剖体系配方:0.2%HJPAM+0.4%交联剂。该凝胶体系的成胶时间是34h,表观粘度为7976mPa.s;在40～67℃时体系成胶较好,较稳定;矿化度为47463mg/L时,体系最大粘度小于6000mPa.s。该凝胶体系通过多孔介质发生剪切降粘后,粘度保持率仍在70%以上。岩心封堵试验表明,该凝胶对岩心的封堵效率均在97%以上,封堵效果较好。采用该凝胶体系进行了驱油试验,吸水剖面改善率在85%以上,调剖后高、中、低渗透率岩心采收率提高值分别为:4.23%、8.72%、15.68%,组合调驱后总采收率提高了17.5%,比单一驱油时提高约6.5%。

吐哈盆地鲁克沁构造带流体地球化学、动力与油气运移和聚集

通过对吐哈盆地鲁克沁构造带流体包裹体和地层水化学成分以及油气运移和聚集条件的研究 ,认为 :①鲁克沁构造带流体地球化学演化表现为 :从古至今封存条件变好 ,现今地层水经历了相对于古流体更为强烈的流体 岩石相互作用 ,地层水矿化度和各种主要化学组分的含量增大 ,封闭条件比古流体更好。吐玉克区块的古流体经历了相对较强的蒸发浓缩作用和流体 岩石相互作用 ,而玉东和鲁克沁区块的古流体大多经受过大气降水的淋滤作用。②鲁克沁构造带流体动力演化可划分为两个阶段 :第一阶段为印支末期—中燕山期 ,存在两种地下水流 ,一种为自西北向东南的沉积水流 ,另一种为自东南向西北的大气淋滤水流 ,水动力强度较大。第二阶段为燕山晚期—现今 ,主要表现为沉积水自深部向浅部的侧向和垂向运动 ,但流体动力强度较小。③地层流体地球化学和流体动力研究进一步证实 ,鲁克沁构造带油气是从西北向东南方向运移的 ,晚三叠世后期—中侏罗世早期边运聚边降解 ,中侏罗世中晚期—现今的降解作用减弱 ,主要表现为油气藏的保存和调整。图 2表 1参

吐哈盆地鲁克沁构造带稠油降解特征及稠变机制

鲁克沁构造带原油密度大、粘度高 ,但降解程度相对较低 ,多属于中、低降解程度原油。古构造背景、断层发育程度及油藏内部连通性直接控制着不同区块原油的降解程度 ,呈现东强西弱、上油组降解程度强而下油组降解程度较弱的特点。源岩低、中演化阶段生烃及成藏后期持续的浅埋 ,造成原油轻质组分散失、生物降解等 。

鲁克沁油田深层稠油注水开发技术

鲁克沁中区深层稠油采用常规注水开发后因油水黏度比大，平面、剖面注采矛盾严重，注入水单向突进十分严重。采用分层系开发、分层系注水、精细注水、化学调剖等开发对策，平面和剖面矛盾不断改善，水驱动用程度从2008年的17．1％提高到目前的40．9％，地层压力逐年恢复，自然递减得到有效控制。研究表明，由于油水黏度比高，见水后流度比即大于1，而且随着含水上升，流度比上升迅速，注入水的指进、突进会更严重；水驱见效区半径为100-300m，见水前缘与水淹前缘的距离为10-30m．单井及油田水驱特征均表现为凸型，中高含水期为主要采油期。

鲁克沁深层稠油油藏天然气吞吐开发机理

针对鲁克沁深层稠油油藏埋深、油质稠特点,提出了天然气吞吐开发的方案,通过室内物理模拟实验研究,认为天然气吞吐开发除了常规的溶解降粘外,最重要的机理是稠油注气后存在拟泡点,从而形成泡沫油分散降粘。天然气吞吐过程中,从注气井井底到地层远端,地层依次分为过饱和区、饱和区及欠饱和区,并以此为基础开展了矿场试验,取得了良好效果。

鲁克沁东区稠油超临界蒸汽吞吐评价

鲁克沁采油厂稠油具有高粘度、高密度、高凝固点、高非烃含量、中等含蜡量"四高一中"的特点,目前鲁克沁采油厂稠油开发主要采用的是泵上掺稀油的冷采方法,并取得良好的效果,但是由于稀油资源紧缺,为了加大开发稠油的力度,鲁克沁采油厂积极实验探索新的开采方法,在东区Y4P1井和Y501井进行了超临界蒸汽吞吐的矿场实验,取得良好效果,为鲁克沁超深稠油开发奠定了基础。

鲁克沁超深稠油冷采技术对策研究

鲁克沁超深稠油油田发现于1996年,由于油层埋藏深（2500-3200m）,原油粘度大（50℃地面原油粘度可达9569-20150mPa·s,地下原油粘度为154-526mPa·s）,开发难度大,初期只有部分单井投入试采,2000年正式投入开发。先后采用电加热、泵下掺稀、泵上掺稀、注水保持能量、注天然气吞吐开发等试验,逐步形成了泵上掺稀、油井提液、注冷水保持能量及注天然气吞吐提高采收率等鲁克沁深层稠油配套开发技术。深层稠油开发效果逐步显现,为规模开发鲁克沁深层稠油提供了技术保障。

鲁克沁油田深层调剖技术研究

鲁克沁油田地层非均质性严重,在注水开发过程中,注入水沿高渗透层不均匀推进,致使中低渗透层吸水少、波及程度低,驱油效果差,严重影响了水驱开发效果,为此开展了深部调剖技术研究,研制了弱凝胶调剖剂,并对其基本性能进行了测试。岩心实验表明该凝胶对岩心的封堵效率在97%以上,调剖后并联岩心的吸水剖面改善率大于85%,同时提高了中低渗透率岩心的采收率和剩余油动用程度。

鲁克沁地区稀油油藏成藏过程分析

鲁克沁构造带工业稀油油流的获得,打破了鲁克沁地区只有稠油的历史,开辟了新的勘探领域。油源对比表明,鲁克沁构造带东段鲁8和鲁10井的稀油来自台南凹陷石炭系烃源岩;玉东9井稀油来自台南凹陷下侏罗统的煤系源岩。结合流体包裹体均一温度特征和埋藏史,综合分析了稀油成藏期次,认为鲁8和鲁10井的成藏期为在古近纪末-新近纪早期;推测玉东9井成藏期在新近纪早中期。其成藏过程为:古近纪末-新近纪早期,台南凹陷石炭系烃源岩生成的稀油,通过晚燕山-喜山期构造运动形成的断裂向浅层运移,进入三叠系和侏罗系储层,形成稀油油藏;新近纪中新世,台南凹陷下侏罗统煤系烃源岩成熟排烃,生成的煤系油沿三叠系顶部不整合面和断裂向上倾方向的鲁克沁构造带东段进行运移,并进入三叠系砂岩形成稀油油藏。

清代新疆建省后鲁克沁郡王司法职能探析

清廷统一新疆过程中,额敏和卓助清军平回部有功,封郡王,清廷在其所属吐鲁番领地实行札萨克制,吐鲁番王府拥有较大司法权。清末新疆建省后,吐鲁番郡王所属土地、人民,分隶于吐鲁番厅和鄯善县,吐鲁番郡王移居鲁克沁城,王号依旧世袭,但鲁克沁郡王已无司法权,其职能是辅助吐鲁番厅对属地发生案件进行查验、禀报和执行判决等。通过对相关案例的实证分析,归纳总结了鲁克沁郡王在司法实践中的地位和作用。

鲁克沁油田稠油层内分段压裂管柱技术

为了提高压裂增产幅度,增加有效期,油田科研人员采用体积压裂的前沿技术思路,开展了层内分段压裂技术研究。经过技术攻关,开发配套了适合鲁克沁油田稠油油藏的压裂工具、管柱结构。鲁克沁油田现场应用了60口井,有效期明显增加,平均日产油6.0t,取得了良好的储层改造效果,同时,降低了施工风险。

缔合聚合物驱在鲁克沁中区油藏的可行性研究

针对鲁克沁中区油藏非均质性严重、水油流度比大和地层水矿化度高的特点,研究了疏水缔合聚合物AP-P8在该油藏条件下的黏度、溶解性、抗剪切性和热稳定性,考察了AP-P8的驱油性能,并在现场进行了应用。研究结果表明,配液水为注入水(矿化度约80 g/L)、温度为78℃时,AP-P8的增黏性能明显好于常规聚合物,AP-P8溶液黏度随温度升高而降低,用注入水配制的2 g/L AP-P8溶液在100℃时的黏度为64.5 mPa·s;室温下AP-P8在注入水中的溶解性较好,溶解时间为2.8 h;AP-P8抗剪切性较好,2.5 g/L AP-P8溶液剪切后的黏度保留率为54.2%。随AP-P8浓度的增加,岩心阻力系数和残余阻力系数增加,有利于提高原油的采收率;AP-P8可在水驱基础上提高稠油采收率10.2%;现场试注试验结果表明,AP-P8的注入性良好,常温配液黏度为100 mPa·s,注聚稳定压力27.5 MPa。AP-P8满足鲁克沁中区油藏条件对聚合物驱性能的要求,应用时可以直接用注入水配液。

鲁克沁油田鲁2块水驱后天然气气水交替驱油模拟研究

吐哈鲁克沁油田鲁2块深层断块型边底水稠油油藏现处于高含水开发阶段,其埋藏深度为2 300 m,油水黏度比大,油藏压力高,导致注蒸汽开采时注入过程热损失大,油藏难以采出。对水驱后注气提高油藏采收率这一开采方式进行了大量调研基础上,针对鲁2块水驱后的油藏特征进行了天然气气水交替驱油模拟研究。该研究建立了鲁2块典型地质模型,进行了天然气气水交替驱主要影响因素的模拟优化,并预测了该油藏的增产效果,为该油藏的进一步开采提供了可参考的理论性依据。

吐哈盆地鲁克沁构造带二叠系—三叠系油气成藏特征与主控因素

吐哈盆地二叠系—三叠系油气资源潜力大、剩余资源量多,勘探程度低,托克逊凹陷、三堡凹陷、台北凹陷取得零星油气突破,目前勘探主要集中在库木凸起鲁克沁构造带。研究认为,鲁克沁大型复合鼻状凸起带是吐哈盆地二叠系—三叠系油藏最为富集的领域,该构造带构造地层格架复杂,油藏类型多。围绕古凸起的地层上超、断陷回返褶皱、不整合、断陷扇体等有利于形成多种复合圈闭,这些有利条件决定了鲁克沁大型鼻状凸起复式油气聚集带的成藏特征。通过梳理明确了紧邻台北凹陷桃东沟群主力生烃中心是其规模成藏的基础,古隆起为燕山早期油气聚集提供了良好构造背景,早期控制构造的深大断裂是油气纵向运移的主要通道,也是区带差异成藏的关键因素;二叠系梧桐沟组油藏主要受扇三角洲前缘相有利砂体展布控制,三叠系克拉玛依组油藏主要受断块等控制。

鲁克沁深层稠油油藏空气泡沫驱技术实践

鲁克沁三叠系稠油油藏采用常温水驱开发,由于注入水黏性指进,开发效果逐年变差,为提高油田整体开发效益,开展了深层稠油油藏泡沫驱提高采收率矿场试验。根据油藏条件筛选出耐高温耐高盐起泡剂,结合其他矿场试验优化了发泡气体选择与注入参数,并在YD203井区采用段塞交替注入方式实施减氧空气泡沫驱矿场试验。YD203井区内19口井4年内见效率达到89%,整体含水下降39.5%,累计增油超过2.0万t,预计提高油田采收率6.8%。该研究对进一步提高鲁克沁深层稠油油田采收率、实现油田可持续发展具有重要指导意义。

鲁克沁中区水驱稠油油藏化学调剖技术研究与应用

鲁克沁中区稠油油藏由于普遍采用超破压注水开发,导致水井端存在微裂缝,虽然油藏注水时间较晚,但是由于平面矛盾日益突出,注入水突进越来越严重,见到注入水油井数不断增多,含水上升速度加快,水驱动用程度低以及产量递减幅度大。针对在开发过程中存在的平面和剖面矛盾突出、油井注水见效时间差异大,注水突进严重和含水上升速度加快等特定,进行了化学驱酚醛树脂冻胶和高强度复合有机交联冻胶调剖技术的理论和配方研究,研制出了试验配方,并对鲁克沁中区的鲁2-5开展了稠油油藏化学调剖现场试验并取得了显著效果。生产实践证明,调剖调驱技术可以作为稠油注水开发稳油控水措施。