胡尖山油田浅层C2油藏剩余油定量表征及成果应用

胡尖山油田浅层C2油藏历经20年的开发,已进入双高开发阶段,因此,对剩余油分布规律的认识有待于进一步深化。本次研究主要借助剩余油测井新技术及油藏数值模拟开展老区剩余油定量表征技术攻关,实现剩余油描述由定性向定量转变,不断提高剩余油预测精准率。明确了研究区剩余油富集三大主控因素:(1)受沉积韵律及底水锥进影响,剩余油在油井周围呈倒三角分布;(2)水驱较均匀,剩余油主要富集在油藏边部、水驱未波及区和套破井周围;(3)微构造高点控制了剩余油的分布,剩余油主要分布在构造较高部位[1]。根据剩余油分布规律,充分利用储层韵律特征及隔夹层的发育情况,对研究区进行加密侧钻调整部署,试验区取得了良好的效果,研究区最终采收率提高2.0%,为同类油藏的后期加密侧钻调整提供了一定的借鉴作用。

鄂尔多斯盆地胡尖山地区前侏罗纪古地貌特征与油气成藏模式

鄂尔多斯盆地侏罗系延安组油藏分布在不同程度上受到古地貌的控制。胡尖山地区地处甘陕、蒙陕2条古河交汇之处,古地貌刻画精度不足,严重制约了油气勘探开发的进程。综合完钻井、测井资料,分别采用印模法、残余厚度法并综合2种方法,在胡尖山地区划分出古河谷、河间丘、阶地、斜坡、坡嘴、低残丘6种古地貌单元,并进一步结合试油试采及生产动态资料,总结出坡嘴成藏和河间丘成藏2种成藏模式,研究结果为下一步勘探开发部署提供地质依据。

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长7段页岩型页岩油源储特征及勘探前景

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段发育一套以富有机质泥页岩为主夹砂质沉积的烃源岩层系,其中长7段源内夹层型页岩油已取得勘探突破并实现规模效益开发,但页岩型页岩油前期研究相对较少,是否具有勘探开发前景还不够明确。为此,以长7段烃源岩为研究对象,开展基于岩心分析化验、测井资料解释的烃源岩源储特征评价和矿场开发试验,用以评价胡尖山地区长7段页岩型页岩油勘探前景。长7段岩心测试分析表明,页岩主要发育粒间孔、晶间孔及有机质孔,常见层理缝及有机质收缩缝,游离态轻质油主要赋存于粒间孔及页理缝;运用多溶剂连续分步抽提方法实验结果表明,长7段页岩中游离态轻质油比例可达到54.3%。通过地球化学特征分析,长7段页岩平均TOC为14.03%、平均生烃潜量为57.73mg/g,为优质烃源岩;有机质热演化程度较高,平均R_(o)为1.08%、平均T_(max)为450℃;岩石热解可动烃含量达到4.34mg/g,表明页岩型页岩油具有良好的资源基础。研究区长7段页岩有机质类型好、有机质含量高、岩石可压裂性好,盆地内直井试油试采表明页岩含油性较好,利用岩石热解法估算该地区页岩型页岩油可动烃资源量为4.1×10^(8)t,综合认为研究区页岩具有水平井体积压裂提产的勘探开发前景。

胡尖山油田延长组长6段三角洲前缘致密砂岩储层特征及其主控因素

采用粒度分析、真空浸渍铸体薄片分析、扫描电镜检测、压汞测试、黏土矿物X射线衍射和常规物性分析等方法探究胡尖山油田延长组长6段三角洲前缘致密砂岩储层特征及其主控因素。结果表明:长6段储层致密砂岩主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,岩石成分成熟度和结构成熟度均较低;主要孔喉组合为残余粒间孔+长石溶孔+晶间孔的小孔-微细喉道组合,孔隙度和渗透率均值分别为10.70%,0.69×10^(-3)μm^(2);孔渗相关性较好,为低孔特低孔-特低渗超低渗小孔微细喉道型储层,渗透率主要由数量较少的微孔、中孔贡献,孔隙度主要由数量较多的微米孔贡献;强烈的压实、泥质、碳酸盐胶结作用是长6段储层致密的主要原因;水下分流河道等优势沉积相带和溶蚀作用是储层形成的主控因素。

胡尖山油田伴生气回收利用技术研究

油田伴生气是指油田开发过程中,伴随原油液体出现的甲烷、乙烷、碳氢重组分以及硫化氢等气体。通过对伴生气的回收再利用,不仅可以提高能源利用率,而且还能够防止空气污染。胡尖山油田近年积极响应国家碳达峰、碳中和要求,大力开展油田伴生气回收利用技术应用,通过加强前端集气管理、开展密闭集输、构建区域集气网络,建设混烃处理装置及干气返供管线,实现了伴生气的高效回收,对同类油田伴生气回收具有一定的借鉴意义。

胡尖山油田长9段储层孔隙结构表征及影响因素分析

通过岩心观察、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜以及压汞测试等分析手段,对胡尖山油田长9段储层岩石学、物性和孔隙结构表征及控制因素等方面进行研究。研究表明,长9段储层岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,储集空间以剩余粒间孔为主,喉道较细,物性较差,属于低孔低渗储层。利用分形维数结合压汞参数对储层孔隙结构进行表征,基于此将目的储层划分为4类,建立不同类型储层测井响应,明确不同类型储层的平面分布。认为沉积和成岩作用控制孔隙结构的形成,其中沉积作用是影响储层孔隙结构的先决条件,而成岩作用是决定储层孔隙结构特征的关键因素。压实和胶结作用对孔隙结构起破坏作用,溶蚀作用则改善储层孔隙结构。以上研究成果对研究区长9段储层的分类评价及下一步的油气勘探具有指导意义。

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长7储层特征及影响因素

以往主要将长7作为鄂尔多斯盆地的生烃层系进行研究。近年来在胡尖山地区长7油层组发现了大量工业油流井,但油藏分布极不均匀,油井产能有高有低。利用岩石薄片、铸体薄片、压汞和物性等资料,对胡尖山地区长7储层特征进行了深入研究,并从多角度分析了影响长7储层物性的因素。研究表明:研究区长7储层以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主;填隙物以铁方解石和水云母为主;储集空间以残余粒间孔和溶蚀孔为主;为微喉道;物性差,为低孔—超低渗储层。影响储层物性的因素主要有:石英含量、碎屑粒度、沉积微相和成岩作用(压实、胶结和溶蚀)等。

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长6段油水分布规律及主控因素分析

利用岩芯、录井和测井等基础资料,对胡尖山地区长6段地层沉积相演化特征进行了研究,分析了油水层的分布规律及控制油水层相间分布的地质条件。胡尖山地区砂体微相主要包括水下分流河道、河口坝、远砂坝、河道间四种类型,勘探成果表明不同沉积微相均有油藏分布,厚层叠置砂体多为水层占据,同一时期沉积砂体的不同部位含油性不尽相同。研究区油水的这种复杂分布特征说明沉积相不是控制油水复杂分布的唯一因素。储层内部结构、钙质胶结程度、原油侧向输导能力及不同时期沉积砂体的连通性都对油水层的分布起到一定的控制作用。其中,沉积微相砂体展布特征、原油侧向输导能力及储层内部结构是制约油水分布的主要原因。

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长9—长8油层组物源及沉积体系分析

为了查明鄂尔多斯盆地胡尖山地区上三叠统延长组长9—长8油层组沉积体系的分布格局,利用砂岩岩石学特征,轻、重矿物组合特征,砂分散体系制图,沉积构造特征等对研究区物源方向、母岩类型及沉积微相进行研究.结果表明,研究区主体受到东北物源的影响,但长8段研究区西部小范围受到西北物源影响,2个方向的物源在王盘山以东地区发生了交汇.其母岩为盆地北部阴山、大青山的变质岩、花岗岩以及阿拉善古陆的变质岩.胡尖山地区长9—长8油层组发育曲流河三角洲相沉积,北部为三角洲平原亚相,向南过渡为三角洲前缘亚相.可以识别出北东-南西向安边曲流河三角洲沉积体系及北西向盐池-定边曲流河三角洲沉积体系.

胡尖山地区前侏罗纪古地貌及成藏条件分析

运用印模法对鄂尔多斯盆地胡尖山地区前侏罗纪古地貌进行了恢复,并从储盖条件、油源分布、成藏模式、小幅度构造等方面对古地貌油藏的形成条件进行了详细分析。结果表明:受晚三叠世印支运动末幕的影响,研究区延长组顶部遭受剥蚀,形成了沟壑纵横、丘陵起伏、水系广布的地貌形态,可划分为6种地貌单元。古地貌形态对上覆富县组—延安组地层的相带展布、压实披覆构造的形成起到关键作用。古地貌形成的剥蚀面沟通了延长组与延安组的生储盖组合;长7生烃凹陷一定程度上控制了古地貌油藏的宏观分布,距离生烃凹陷越近,延安组油藏分布越密集,产量越高;河间丘、坡嘴、斜坡等地貌单元易形成披覆圈闭、岩性-构造圈闭,构成相应的成藏模式而聚集油气;油藏范围内,鼻隆、局部隆起等小幅度构造控制着油气的聚集程度和高低产井的分布。

鄂尔多斯盆地胡尖山-王洼子地区长4+5储层成岩作用及成岩相研究

利用岩石铸体薄片、扫描电镜和X射线衍射分析等资料,对鄂尔多斯盆地胡尖山—王洼子地区长4+5砂岩的成岩作用及成岩相进行系统研究,结果表明对储层起破坏作用的成岩作用主要有压实、胶结和交代作用,起建设性成岩作用的主要有早期绿泥石胶结和溶蚀作用。认为长4+5砂岩的成岩演化主体已进入中成岩阶段A期,少数达到中成岩(阶段)B期。划分出本研究区的长石溶蚀-绿泥石薄膜胶结相、高岭石胶结相、铁方解石胶结相共3种成岩相,认为长石溶蚀-绿泥石薄膜胶结相为最有利的储集相带,为进一步的储层评价提供了依据。

胡尖山油田水力压裂效果灰色关联评价模型

针对鄂尔多斯盆地胡尖山油田油层复杂、水力压裂措施效果不理想的问题,在统计分析胡尖山油田117井次水力压裂历史数据的基础上,利用灰色关联分析方法研究了各因素对措施效果的影响权重,并运用多元二次非线性回归方法建立了胡尖山油田水力压裂措施效果预测模型。经实际应用得出该模型对建模所用样本点的符合率为90.8%,对储层类型的新压裂井的措施效果预测符合率为84.8%,具有较强的针对性和精确性,可为该油区水力压裂优化设计提供指导。

模糊识别在胡尖山长4+5油藏压裂选井选层中的应用

胡尖山长4+5油藏是典型的特低渗油藏,压裂改造是该类油藏开发获得工业油流的必须手段。为了避免传统压裂选井选层的经验性和盲目性,首先基于以往该区178口单井的压裂实施效果进行了统计分析,找出了影响压裂效果的主要地质因素和施工因素;在此基础上运用模糊数学分析方法建立了适合该区压裂选井选层的数学模型,并根据油田现场生产要求确定了该模型的判识标准。最后通过对模型进行了应用,与该地区实际压裂施工结果具有很好的符合性,这为现场该类油藏压裂选井选层提供了依据和指导。

胡尖山油田水力压裂效果模糊综合评判模型

针对鄂尔多斯盆地胡尖山油田油层复杂、水力压裂措施效果不理想的问题,在统计分析胡尖山油田水力压裂历史数据的基础上,借助各因素对措施效果的影响权重灰色关联分析,建立了水力压裂措施效果模糊综合评判模型,并研发了应用软件。经胡尖山油田2004年至2007年水力压裂措施的448井次数据分析对比,该模型对措施效果预测的符合率为83.71%。对40口新井进行措施效果评判,预测结果符合率为80%。研究表明,该技术具有较强的针对性和学习性,可为该油区水力压裂的参数优化提供辅助。

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长61致密砂岩储层成岩特征与孔隙度定量恢复

在对大量岩心和薄片分析的基础上,运用扫描电镜、阴极发光、高压压汞等实验手段,系统分析了鄂尔多斯盆地胡尖山地区长61储层的成岩作用特征及其对储层物性的影响,并进一步对孔隙演化进行了定量恢复。结果表明:胡尖山地区长61储层整体处于中成岩阶段A期,主要经历了压实—压溶、胶结、溶蚀等成岩作用,且不同成岩作用对储层的孔隙发育造成了不同程度的影响。压实作用破坏了大量原生粒间孔,是导致研究区储层致密最主要的因素,孔隙度平均减少了18.41%,孔隙空间损失率达56.62%;胶结作用次之,在堵塞了孔隙空间的同时也一定程度地增强了颗粒的抗压实强度,孔隙度平均降低了10.38%,孔隙空间损失率达19.78%;溶蚀作用使碎屑颗粒及填隙物等不稳定组分溶解而产生大量的次生孔隙,从而改善了储层物性,增加的孔隙度平均为2.26%。根据成岩作用对物性的影响,结合测井响应特征,将该区长61致密砂岩储层划分出绿泥石膜剩余粒间孔相、剩余粒间孔相、长石溶蚀相、黏土矿物胶结相、碳酸盐胶结相及压实相等6种成岩相带,绿泥石膜剩余粒间孔相是研究区最有利的油气储集相带,剩余粒间孔相次之。

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长4+5～长6油层组裂缝发育特征及对原油运聚的控制作用

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长4+5和长6油层组原油分布极为复杂,地球化学特征显示研究区主要存在3种不同类型的原油,以A类原油分布范围最广,油源对比证明该类原油主要来自下部长7油层组烃源岩。因此,在研究区典型的低幅度构造背景下,寻找沟通源岩与上覆储层的输导通道,是探寻该区油气富集规律的关键。大量的岩心、成像测井资料显示:尽管研究区的断裂较少,但高角度的半开启-开启性裂缝发育,裂缝面含油特征明显,沿裂缝面,原油具有明显的运移过程。同时,发现研究区裂缝的分布范围、走向与基底断裂诱导作用具有密切的关系。裂缝对原油运聚的控制作用主要表现为:裂缝的发育不仅可以改善储层的渗流能力,同时,也可以与其他输导体系相匹配成为原油垂向运移的重要通道。裂缝的分布范围与原油含油范围对应关系良好,在裂缝分布区附近的储层有利于原油的富集成藏。

鄂尔多斯盆地胡尖山油田延长组长4+5_2储层特征及综合评价

根据岩心观察、铸体薄片及压汞曲线等资料,对胡尖山油田长4+52储层的岩石学特征、孔喉特征及成岩作用等进行了深入的研究,并对储层进行了综合评价。研究结果表明,胡尖山油田长4+52储层岩性主要为极细—细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩,储集空间主要为残余粒间孔和长石溶孔,片状和弯片状喉道为主要渗流通道,成岩作用类型主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用。长4+52储层类型以Ⅱ类和Ⅲ类为主,为典型的低孔、超低渗储层。

胡尖山油田元72区延9油藏开发流动单元划分及分布

胡尖山油田元72区延9油藏是鄂尔多斯盆地中生界延安组典型的低孔、中低渗岩性油藏,油藏开发中所表现出的非均质性主要受控于储层流动能力的变化。为此,从研究区延9油藏储层内渗流屏障类型、成因及分布研究入手明确了储层渗流能力变化的主要控制因素,结合生产测试资料建立表征储层渗流能力的主要物性、电性指标;在此基础上以生产测试资料为依据采用聚类分析方法对流动单元类型进行划分,并利用逐步判别方法建立了各类流动单元的判别模型;最后再对各井延9段流动单元类型进行划分的基础上通过连井剖面对比,开展了元72区延9油藏流动单元纵横向展布规律研究。取得的认识和研究成果为胡尖山油田元72区延9油藏的下一步开发调整和优化提供了基础,也为鄂尔多斯盆地类似油藏的开发提供了借鉴。

灰色关联分析在压裂效果影响因素研究中的应用

胡尖山长4+5油藏是典型的特低渗油藏,压裂改造是该类油藏开发获得工业油流的必须手段。为了避免传统压裂选井选层的经验性和盲目性,本文运用了灰色关联分析方法建立了适合该区压裂效果影响因素分析的数学模型,最后通过模型的实际运用具有很好的吻合性,为现场该类油藏压裂效果的影响因素评价提供了依据和指导。

低渗透油藏提高水驱效率技术对策——以胡尖山油田H区长4+5油藏为例

胡尖山油田H区长4+5油藏为鄂尔多斯盆地典型低渗透油藏,低孔、低渗、低压。长4+5油藏为多期河道叠加复合砂体储层,隔夹层发育、非均质性强,多层合采、多层分层注水。经多年开发及井网加密调整后,注水沿高渗带及诱导缝突进,油井多方向见水,水驱开发矛盾突出,水驱开发效率低。通过梳理影响H区长4+5油藏水驱效率提高的关键影响因素,有针对性地采取治理对策,达到提高低渗油藏水驱效率的目的。结果表明,影响研究区油藏水驱效率提高的主要因素为储层砂体连通程度、储层非均质性、水驱后诱导裂缝及高深渗带发育、水驱后储层物性变化及分注井分层注水有效性等。通过采取油水井补孔、单层增注、深部调剖调驱、均衡平面采液、优化分注工艺等治理技术对策,油藏水驱效果得到改善,油藏最终采收率提高,油藏向良性开发转变。