鄂尔多斯盆地沙涧区长9段油藏地质评价及储量估算

延长组长9段油藏特征及储量状况的研究对后期勘探开发及产建规模有着十分重要的意义。以定边油田沙涧区为研究对象,通过测井及分析化验资料,采用容积法对长9地质储量进行了计算与评价。研究得出,长9地质储量为57.61×10^(4)t。研究结论对油田今后的长远发展具有参考意义,对同盆地其他地区的深入研究有着很好的借鉴意义。

定边油田张崾岘区块亮马台单元长2储层非均质性特征

定边油田张崾岘区块亮马台开发单元长2储层非均质性特征不清晰,通过测井资料、岩心分析以及压汞实验等方法对储层非均质性特征开展研究。结果表明:长2储层以灰绿色细粒长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,颗粒分选及磨圆度较好,粒度较细,粒间孔与溶蚀孔发育,孔隙间喉道细小;通过砂地比、隔层发育状况以及变异系数等非均质性参数计算,广泛发育的隔层加剧了层间非均质性,并对油气运移和聚集产生了重要影响;长2储层发育的泥质夹层导致储层非均质性增强,渗透率以正韵律、复合韵律型为主;河道砂体影响储层的平面展布,长2储层的孔隙度、渗透率分布与砂体展布及发育状况密切相关。

鄂尔多斯盆地定边油田长7致密砂岩储层成岩作用及孔隙演化规律

鄂尔多斯盆地定边油田延长组长7储层石油地质储量丰富,但砂体致密、非均质性强等因素严重制约了油气的有效勘探开发。综合运用铸体薄片、扫描电镜等资料,深入分析研究区储层的岩石组分、孔隙类型、物性特征及成岩作用,将成岩演化事件与地质响应有机匹配建立研究区孔隙演化模型,厘清储层成岩演化及孔隙演化规律,同时对比不同深度成岩作用对孔隙演化规律的影响程度。结果表明,研究区长7储层以长石砂岩为主,主要发育黏土、碳酸盐等胶结物,有效孔隙类型以残余粒间孔、次生溶孔及晶间微孔为主,为典型的特低孔、超低渗透致密砂岩储层。成岩演化过程先后经历快速压实—早期胶结、胶结—早期溶蚀、溶蚀增孔、压实—晚期胶结等阶段,目前处于中成岩A期。压实作用是导致孔隙减小、储层致密的主控因素,平均减孔量为20.40%;胶结作用平均减孔量为14.02%,其中晚期胶结是储层致密的关键因素;溶蚀作用平均增孔量为5.87%,可延缓储层致密过程。长7^1油层段底部与长7^2油层段中部储层压实、胶结作用减孔量相对较弱,溶蚀增孔量相对较大,可作为研究区勘探开发的首要目标。

鄂尔多斯盆地定边油田长2低渗砂岩储层特征及评价

鄂尔多斯盆地定边油田长2储层为三角洲平原分流河道沉积的中—细粒长石砂岩,平均孔隙度为16.36%,平均渗透率为9.58×10-3μm2,属中孔、中—低渗储层。根据压汞曲线、铸体薄片等分析资料及试采、录井等测试结果,对长2储层特征进行研究和综合评价认为:长2储层孔隙类型主要有原生孔隙和次生孔隙,后者发育的长石溶孔对储层物性改善起到了积极作用;成岩作用类型主要为压实作用、胶结作用和溶蚀作用,前两者对储层物性破坏严重,而溶蚀作用扩大了储集空间,改善储层物性;长2储层可以划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ4种类型;综合评价长2储层是以Ⅰ、Ⅱ2种类型为主要构成的中—低渗透储层,优质储层多分布在分流河道沉积旋回的中下部。

鄂尔多斯盆地定边油田长4+5致密油藏有效储层参数下限评价

有效储层的精确识别是强非均质性致密砂岩高效开发的核心和难点,综合利用钻、录井、实验及测井资料对有效储层下限进行确定才能得到理想的结果。本文结合大量岩性、含油性、物性、测井、压汞测试及解释结果,构建了有效孔隙度解释方法,并确定了致密储层含油的岩性、油气显示、物性及有效厚度的下限标准。长4+5储层的主要岩石类型为岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩;该储集层的孔隙类型主要有残余粒间孔、溶蚀孔及晶间孔;砂岩孔隙度主要在5%~15%,砂岩渗透率主要在(0.1~1)×10^(-3)μm^(2)。利用累积频率曲线和累积储油能力丢失曲线关系及压汞资料,确定了长4+5工业油流层的岩性下限为细砂岩,含油级别下限为油迹级,渗透率下限为0.10×10^(-3)μm^(2)。依据深感应电阻率、含水饱和度和孔隙度三者之间的交汇关系,得出各种测井参数的下限值分别为孔隙度7.0%、含水饱和度60%、电阻率10.0Ωm、声波时差220μs/m。致密砂岩厚度和储层孔隙度均与有效厚度呈正相关,即随着砂岩厚度的增加,有效厚度趋于变厚,储层孔隙度也趋于变大。

定边油田乔崾岘区延长组和延安组储层物性变化特征

利用岩心实测物性和测井解释物性资料,通过数据统计分析了定边油田乔崾岘区各主力油层储层物性的变化特征。结果表明,延安组延6储层和延长组长1储层物性相对较好,为低渗透~特低渗储层,而延长组长4+5、长7和长8储层物性相对较差,为特低渗透~超低渗储层。研究区储层物性对油气分布的控制下限规律性为其上部延安组相对较大,其次为延安组长1,延长组长4+5和长8最低。

水平井在定边油田长7致密油藏的开发效果分析

定边油田长7油藏是典型的"三低"即低压、低渗、低产油藏,具有连续性好、规模大的特征,初步估算含油面积约300 km^2,储量估算约1×10~8t。本研究主要针对常规井网难以有效动用致密油藏的问题,采用不同井网试验效果分析,总结优选适合本区域的水平井注采井网。研究认为:水平井开发是目前开发致密油藏最有利的开发方式,其中水平井七点井网、交错七点井网、五点井网应用效果较好。同时,对水平井的注水开发、天然能量开发以及注水吞吐3种不同开发方式,进行效果分析,为后期定边油田长7致密油藏规模建产提供了参考。

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。

定边油田樊学油区延9储层三维地质模型的建立

以该区主力生产层位延9油藏为研究对象,根据油藏地质资料、各类钻井资料和生产动态资料,运用RMS软件建立了三维可视化精细油藏地质模型并随机产生了储层模型的多个等概率实现。在此基础上,通过动静结合的方法,从随机模型的多个实现中筛选出了最佳实现。

定边油田张韩区块长2储层特征研究

通过铸体薄片、扫描电镜、孔隙图像特征、常规压汞等分析测试手段,对定边油田张韩区块长2储层的孔隙结构特征及其对储层物性的影响进行了深入研究,取得以下认识:a.张韩区块长2储层岩性以中粒岩屑长石砂岩为主,属低孔低渗储层;b.张韩区块长2储层孔隙类型主要为粒间孔、长石溶孔;孔隙组合类型以溶孔-粒间孔和粒间孔-溶孔为主;喉道类型以孔隙缩小型、缩颈状为主。孔隙结构属于中粗孔-中细喉类型,综合评价划分为Ⅱ类(较好)储层及少部分Ⅲ类(中等)储层。

定边油田长停井综合治理与分析

定边油田位于鄂尔多斯盆地,属于典型的"三低"油藏,由于开发矛盾日益突出,导致长停井越来越多,如何对长停井进行治理是提高油田开发效果的重要组成部分。通过对长停井资料进一步研究分析,采用补孔压裂、堵水调剖并引入新技术、新工艺进行综合治理,取得了显著的效果,增加了油田资源潜力,提升了开发效果。

鄂尔多斯盆地定边油田主力油层有效储层厚度

鄂尔多斯盆地定边油田沙涧区的中生界具有储层非均质性强、多套油水系统相互叠置和低电阻率与常规电阻率油层并存的特点。为了识别有效储层,基于岩心、测井、录井、试油试采、高压物性和密闭取心等资料建立了主力油层延9、长6和长9储层参数测井解释模型,综合分析了各油层组的有效厚度下限,并探讨了储层物性和电性下限的差异性成因。结果表明:①定边油田沙涧区延9、长6和长9油层组有效厚度孔隙度下限分别为12.5%,9.0%,7.0%,渗透率下限分别为2.0 mD,0.2 mD,0.3 mD,声波时差下限分别为239μs/m,222μs/m,213μs/m,电阻率下限分别为6.0Ω·m,13.0Ω·m,17.5Ω·m,含油饱和度下限分别为47.5%,44.0%,41.5%。②差异化成岩作用造成了各油层组物性下限的不同,其中压实和碳酸盐岩胶结作用发育较弱的延9油层组物性条件相对长6、长9油层组好;长6油层组中绿泥石膜的发育使部分粒间孔得以保存,而自生黏土易堵塞孔喉,导致渗透率低;长9油层组因强压实和胶结作用而减少的孔隙度大于长6油层组,但后期溶蚀作用对储层渗透性的改善作用较长6油层组强。③钻井液的侵入、储层物性和黏土附加导电作用的影响是导致延9油层电阻率下限值低的主要原因。客观理解主力油层有效储层厚度下限的不同和差异的成因,有助于深入认识鄂尔多斯盆地中生界油藏的储层变化规律,提高储层有利区预测的精度。

定边油田油井腐蚀结垢结蜡现状及防治措施

随着油田开发进度的加快和环保要求的提高,如何解决好油井腐蚀、结垢、结蜡已成为各大油田企业亟待解决的问题。文章概括了定边油田油井腐蚀、结垢、结蜡的现状及防治措施,逐一分析了油井腐蚀、结垢、结蜡的原因和目前所采取的措施及存在的问题,并结合定边油田生产实际进行探讨,提出了对现有措施的改进建议。

定边油田X油区浅部低阻油层的识别与应用

定边油田X油区长2以上浅部油藏相对于长4+5等深部油藏来说具有“小而肥”的特点,因常规测井手段和解释方法有限,易将低阻油层遗漏或误判。随着近年来勘探难度不断加大,增储上产、稳产高产面临巨大的压力,深入认识及定量评价低阻油层已十分必要。密切结合油田生产实际,在综合地质研究基础上,以录井、测井、分析化验、试油和试采等资料为依据,探讨了对浅部低阻油层进行识别评价的方法和标准。

定边低渗油藏表面活性剂体系实验研究及方案设计

针对定边低渗油田注水开发中后期水驱油效率变低、注水开发效果变差的问题,开展了表面活性剂驱油技术研究。通过室内实验优选出表面活性剂HB-DB-1体系,该体系在0.2%质量分数、0.3 PV注入体积条件下可提高采收率11.1%,并可降低驱替压力。优选出试验井组HK17A,编写井组现场试验方案,预计井组可提高采收率2%~3%。

撬装注水站在定边油田的应用评价

定边油田位于陕西省西北角、榆林市最西端,是黄土高原与内蒙古鄂尔多斯荒漠草原过渡地带,属于典型的陕北黄土高原地形。随着油田开发的不断深入,油藏能量不足的问题日渐突出,注水工作势在必行。"千沟万壑、支离破碎"的地形严重抑制了大型注水站建设,因此撬装注水站在定边油田得到了高度认可,因其运用灵活、对复杂地形的适应性强、建设便捷等优点逐步被推广。目前定边油田的撬装注水站少至3口注水井、多至20口注水井以上,为油田注水开发的需要提供了强有力的保障。

定边地区致密油动态吞吐渗吸驱油技术研究

为解决鄂尔多斯盆地致密油油藏储层在常规衰竭式开发中地层能量快速下降,产量递减加快的问题,通过室内动态吞吐渗吸驱油实验、椭圆形水驱前缘法以及平面径向流压力传播时间与注入量的关系对定边地区致密油动态吞吐渗吸驱油机理进行了系统研究。结果表明:以0.3%的BHJ8溶液作为渗吸液时,能最大程度提高动态吞吐渗吸采收率,且随着渗吸液注入量的增加而增大,根据试验区水驱前缘距离计算出合理的单井注入量为2500~3000 m3,随着延长关井时间,渗吸采收率逐步得到提高,确定最佳关井时间为300 h。通过采取注水动态吞吐渗吸驱油措施后,致密油藏采收率得到明显提升,对致密油藏的高效注水开发具有实际的指导意义。

白马崾岘康粱区块延长组长6～长8储层非均质性研究

康粱区延长组长6～长8段储层具有较强的非均质性,对油藏注水开发效果产生不利影响。研究结果表明,长6～长8段储层有效孔隙度平均值为8.74%;相对高产的"甜点"区块有效储层平均渗透率均值为0.41mD,属于特低孔-特低渗储层;研究区长61亚段发育泥质与钙质夹层,长71段发育泥质、粉砂质夹层,含少量钙质夹层,长8段发育泥质夹层、钙质夹层。各小段较多夹层在一定程度上加大了储层内部的分隔性,对洗油十分不利。各小段内储层之间还发育1～3层泥质或粉砂质隔层,可作为注水层系划分的依据。长6～长8段储层非均质性程度强,该特征在注水开发中易形成水进或水淹。

井控面积法研究定边油田延9油藏剩余油分布规律

在油田开发中后期,开展剩余油分布规律及潜力研究对后期开发技术政策调整具有十分重要的理论与实际意义。以定边油田张要先地区延9油藏为例,该油藏开发前期利用自然能量采油,虽后期及时注水补充地层能量,仍然存在注采比低、地层亏空、产量递减快、含水上升快、剩余油分布规律不明确等问题。本次在沉积、储层和开发特征研究的基础上,通过分析影响剩余油分布的地质因素和开发因素两个方面,预测现今剩余油分布规律。利用井控面积法,定量地研究延9油藏的剩余地质储量。结果表明:延9油藏剩余地质储量为1.5457×10^(6) t,平均单井剩余地质储量为2.46×10^(4) t;剩余油分布主要受沉积微相、注采井网、注采对应关系、砂体微构造和油层厚度、酸化和压裂等技改措施的影响。

定边油田樊学油区长4+5沉积相研究

运用石油地质学、沉积学及地球物理测井等方法,在利用樊学油区野外露头、岩心观察、测井数据的基础上,利用前人对本地区的研究资料,对研究区的沉积相进行研究。