松辽盆地长10区块扶余油层运移输导通道及对油成藏的控制

通过油藏解剖和其与成藏条件时空配置关系分析,在总结长10区块扶余油层油运移机制及模式的基础上,对其运移输导通道及其对油成藏与分布的控制作用进行了研究,得到长10区块扶余油层油运移输导通道主要包括①T2源断裂是三肇凹陷青一段源岩生成的油向下伏扶杨油层"倒灌"运移的输导通道;②T2断裂配合砂体是三肇凹陷扶杨油层中油向长10区块侧向运移的输导通道。长10区块扶余油层油运移输导通道对油成藏与分布的控制作用主要表现为①T2源断裂发育程度控制着三肇凹陷向长10区块扶余油层油供给量;②T2断裂密集带是长10区块扶余油层油聚集的主要区域,被T2断裂配合砂体形成的输导通道连接的高断块是油聚集的主要部位。

油源区内外断裂控藏作用差异性研究——以松辽盆地三肇凹陷和长10区块扶余—杨大城子油层为例

在松辽盆地三肇凹陷和长10区块断裂发育及分布特征研究的基础上,利用断裂与三肇凹陷之间空间分布位置关系对三肇凹陷和长10区块断裂控藏作用的差异性进行了研究,得到三肇凹陷和长10区块扶余—杨大城子(扶杨)油层主要发育南北向的T2断裂,断裂密度大、平面分布不均,断裂断距小,延伸距离短,剖面上受基底断裂控制形成似花状垒堑组合,平面上密集成带。三肇凹陷T2源断裂主要对青一段源岩生成的油起垂向运移输导作用,使油向下"倒灌"运移进入扶杨油层。长10区块T2断裂对扶杨油层的油则主要起侧向运移输导作用,使三肇凹陷扶杨油层中的油向长10区块侧向运移。三肇凹陷T2断裂密集带不是扶杨油层油聚集成藏的主要部位,油主要聚集在T2源断裂的下盘,长10区块T2断裂密集带则是扶杨油层油聚集成藏的主要部位。

构造应力场与油气运聚规律探讨——以鄂尔多斯盆地苏10区块为例

地应力是影响储层流体压力和驱动油气运移的主要动力之一。首先根据鄂尔多斯盆地苏10区块地质及区域构造应力场的特征,建立了该区块三维有限元模型。通过数值模拟分析,得到了目的层的平均应力、最大水平主应力等地应力等值线分布图,在此基础上进一步计算了油气运移势场。其次,综合分析了构造应力场与流体势场数值模拟结果和气井的生产情况,发现气井的高产井区为地应力场和流体势场的低值区。由此分析认为:在构造应力场作用下,油气易于从地应力场的高值区向低值区运移与富集,从流体势场的高势区向低势区运移与富集。

鄂尔多斯盆地苏10区块地应力与储集层裂缝分布

在分析区域构造应力场特征的基础上,根据有限元法的基本理论,建立了苏10区块合理的地质、力学模型。通过地应力场的数值模拟,给出目的层的最大水平主应力、最小水平主应力、最大剪应力、平均应力和形变能等值线分布图。根据"三维等效张应力(σT)""、破裂值(I)"和"单位体积的应变能(u)"3个评价指标得出综合评价系数(R综),根据R综得出的构造裂缝发育区与高产气井及钻井岩心裂缝的吻合程度较高。

松辽盆地长10区块扶余油层源外斜坡区油成藏规律

通过油藏解剖分析及其与成藏条件空间匹配关系,对长10区块扶余油层油分布成藏模式和主控因素进行研究.结果表明:长10区块扶余油层油主要分布FⅠ油层组,平面上,沿断裂密集带分布,由构造低部位至构造高部位含油层位由多变少;剖面上,上油下水主要分布在断裂密集带北部,上水中油下水和上水中气、油下水主要分布在断裂密集带南部.油运聚成藏模式为三肇凹陷青一段源岩生成的油在超压作用下通过源断裂向扶杨油层"倒灌"运移,在浮力作用下通过2个断裂密集带输导通道向长10区块侧向运移,主要在断块和断层岩性等圈闭中聚集成藏.油成藏与分布主要受到3个因素的控制:(1)2个断裂密集带分布控制着油聚集区域;(2)断裂密集带内断层—岩性和断块圈闭有利于油聚集成藏;(3)距三肇油源区越近越有利于聚集成藏.

三肇凹陷长10区块扶余油层油运移机制及成藏模式

利用297口曲线、5口岩芯和三维地震等资料对三肇凹陷长10区块扶余油层断层特征及活动期次、沉积微相和油水分布规律等成藏因素分析表明:T2断层具有平面密集成带、剖面"似花状"组合特征,油源断层多为受控于基底断层继承性活动的密集带边界断层;扶余油层发育西南保康物源控制下的河控三角洲沉积体系,且垂向上发育先水退后水进的沉积演化序列,水退最大期位于扶I组7-扶II2小层。长10区块扶余油层成藏模式为三肇凹陷青一段源岩生成的油在超压作用下通过油源断层向扶余油层倒灌运移,然后在浮力作用下沿着东北向的河道砂体匹配油源断层组成的优势输导通道(断层密集带)向长10区块远距离侧向运移,又由于凹陷阶地区断层密集带说明水构造反转作用多表现为"隆中堑"特征,整体处于构造高部位,因此油主要聚集在断层密集带上。

定边油田某10区块延长组长8油藏控制因素及有利区预测

通过对定边油田某10区块延长组长8油藏烃源岩的分布、构造特征、有利相带、低压等因素的系统分析研究,认为烃源岩为油气的形成提供了丰富的油源;小型隆起构造与砂体的有机配置为油气的优先富集提供了有利条件;水下分流河道为油气富集提供了空间;在过剩压力作用下,油气从高压区向低压区运移,因此,在高压背景下的低压区是油气聚集的主要场所。在此基础上划分了5个有利区带:某57井区、某37井区、某49井区、某68井区、某53井区。

壳牌LA40型压缩机润滑油在苏10区块的优化应用分析

润滑油的润滑效果决定了天然气压缩机设备能否正常运转,同时,其更换周期影响经济效益。在保证压缩机正常运转的前提下,为确定润滑油最优化更换周期,提高经济效益,本文以苏里格气田苏10区块所使用的壳牌LA40型压缩机润滑油为例,在润滑油日常检测过程发现油品使用末期检测值并没有达到报废极限值,对润滑油油品检测数据进一步分析,提出保证润滑油润滑效果的4点措施:1)建立合理的润滑油日常监测制度;2)定期对油底壳及主油路进行清洗;3)严防高温引起的润滑油加速变质;4)润滑油使用后期及时补充油品添加剂。

松辽盆地长10区块扶余油层沉积微相研究

结合区域地质背景,通过对研究区沉积物粒度分析、岩心观察、测井曲线等资料的综合分析,论述扶余油层的沉积微相展布及微相类型和特征。研究区扶余油层为河控三角洲沉积,主要为三角洲分流平原和三角洲前缘亚相沉积,进一步划分为分流河道、河口坝、席状砂等8种微相。

欠平衡钻井技术在也门10区块的应用

也门10区块是由法国TOTAL公司开发的高产油田,该区块地层压力低、地层渗透性好,石油产量在也门境内处于前列。上部地层漏失严重,中下部地层易缩径、垮塌,造成井下复杂。开发井多为水平井,在生产施工及油气层保护方面具有一定的难度。使用欠平衡钻井在解决井漏、压差卡钻、解放油气层及提高机械钻速等方面具有独到的优势。中原石油勘探局钻井二公司RIG906队在该区块应用欠平衡钻井技术成功地钻成多口井,取得了一些经验,文中介绍了欠平衡钻井技术在该区块的应用,对成功使用欠平衡钻井技术进行了探索研究。

气井动储量计算方法在苏10区块的应用

在结合大量气井生产动态资料的基础上,应用气体垂直管流公式计算气井地层压力,采用压降法对井口套压有明显拐点和无明显拐点的气井分别进行了动储量计算,与简易法计算结果较接近;又采用了产量递减法预测各类气井月产量及累产气;最后综合了压降法、简易法、产量递减法及地层测试求取法等多种方法的计算结果,落实了苏10区块各类气井动储量,为气田的下步合理开发提供了科学依据。

苏里格气田苏10区块气井生产动态特征分析

基于苏里格气田气井分类标准,对苏10区块3类气井中的部分重点气井进行生产现状分析,运用经典的递减分析方法对选取的重点井进行产量递减规律分析,掌握气藏生产动态规律。分析表明苏10区块Ⅰ、Ⅱ类井产量占区块总产量的近80%,是区块的生产主力,气井递减率主要分布在10%~18%之间,平均递减率为14.51%。现阶段处于明显的低压开采状态,在产井日产气量小于0.5×10^(4)m^(3)的气井有267口,占全部在产井的70%;日产气量大于1.0×10^(4)m^(3)的气井有53口,占在产井的14%。满足苏10区块的上产要求,需要保证Ⅰ、Ⅱ类井健康合理的生产运行制度,Ⅲ类井的平均日产气量接近气井的废气产量,对Ⅲ类井实施挖潜增产。

苏10区块气井井底压力计算

苏里格气田苏10区块P1x8气藏为低孔低渗低压气藏,关井压力恢复缓慢,地层压力测试时间长,并且由于井下节流器的应用,井底压力测试工作难以实现,因此导致测试资料有限,不能满足生产管理及科研工作。本文基于气藏工程理论的基础上,采取了平均法和Collender-Smith方法,成功解决了求取地层压力的问题。计算实例表明,应用简便,结果可靠,为气田管理及科研工作提供了较可靠、充分的依据。

侧钻水平井在苏10区块的可行性分析

随着气田开发的不断深入,苏10区块已开始进入开发中后期,地层压力不断降低,低产低效井、无产能井不断增加,区块稳产面临巨大挑战。笔者通过对区块基础地质认识的研究,摸索出合理的侧钻水平井选井条件、筛选出了适合侧钻水平井的有利富集区,同时对已实施侧钻水平井技术的井从实施效果和经济效果两方面分别做了分析评价,认为侧钻水平井应用于区块后期稳产是可行的。

苏10区块二次加砂技术分析与应用

二次加砂压裂工艺使支撑剂铺置剖面更合理,增加产气层联通面积,提高了低孔、低渗储藏产量。苏10-26-48井应用了该压裂技术并取得良好效果。

利用水平井井间加密提高苏10区块开发效果

苏里格气田苏10区块是一个低渗、低压、低丰度的岩性气藏,针对储层非均质性强、连通性差、单井控制储量少、累计产量低、压力下降快的特点,在直井井网控制基础上,气藏精细描述与地震AVO处理结果相结合,优选区域和层位开展了5口水平井科技攻关和现场试验。水平井投产后,平均单井日产量为直井产量的3～5倍。实践证明,利用水平井进行井间加密是实现区块少井高产、提高低渗气藏采收率的有效途径。

苏10区块侧钻水平井压裂工艺现状与优化建议

苏10区块自2006年投入开发,目前已经进入气田开发的中后期。主力区井网日益完善,基本建成了600m×600m井网。新井中针对含水储层开展了一系列试验,增产效果不理想。伴随大批低产老井甚至停产井的出现,气田产能建设形势更为严峻。侧钻水平井压裂技术,相比于直井,可实现更多裂缝、更大沟通面积,经过多年的探索应用,已成为区块老井挖潜、持续开发的关键技术。本文通过研究剖析裸眼封隔器分段压裂工艺的现状,从压裂参数、压裂材料,以及助排等方面开展针对性的优化,实现压裂改造技术配套升级。

应用修正衰减曲线分析法标定苏10区块可采储量

苏里格气田苏10区块属于低孔、低渗气藏,对于这种致密气藏的可采储量标定,若简单采用衰减递减曲线会出现较大的偏差,为此提出了修正衰减曲线分析方法,即通过修正相关系数使得预测模型能够很好的拟合实测数据。实际应用表明,修正衰减曲线分析方法适用于苏里格气田。

超高密度油基钻井液在克深10区块的应用

库车山前克深10区块钻遇地层为库姆格列木群盐岩段-膏盐岩段,存在强水敏性和高压盐水层,钻井过程中易出现井壁失稳、阻卡等问题。室内通过封堵材料优选及配方优化,配制出一套性能满足钻井要求的超高密度(2.50 g/cm^(3)-2.70g/cm^(3))油基钻井液,该钻井液具有强封堵、抗污染能力强、流变性能优等特点,能够解决克深10区块钻井难题,提速增效效果显著。超高密度油基钻井液在克深10井区的成功应用为油田深井段复杂地质条件的安全钻井提供了良好的技术保障。

苏10区块“主动型”泡沫排水采气措施应用探究

苏里格气田苏10区块属于典型的"三低"气田,在长期开发的过程中,积液井的数量逐年上升。传统的泡沫排水采气措施是在气井有了积液后采取措施,虽然能够解决一定程度的积液问题,但会导致气井的产量波动大,瞬时流量下降明显,而且井底长期积液会导致产层受到伤害。因此提出"主动型"泡沫排水采气措施,在气井积液前便开始进行投棒注剂,通过实验得出该措施能够有效解决上述问题,并且相比传统排水采气措施有一定的增产作用。在此实验基础上,优化积液井临界携液流量的经验公式,配合实际生产曲线,达到精确主动的泡排效果。