Hydrogen isotopic compositions, distributions and source signals of individual n-alkanes for some typical crude oils in Lunnan Oilfield, Tarim Basin, NW China

Isotopic compositions of carbon-bound hydrogen in individual n-alkanes from sev-eral typical crude oil samples from Lunnan Oilfield, Tarim Basin, NW China, were firstly measured using newly developed gas chromatography-thermal conversion-isotope ratio mass spectrometry. The similar range of δ D of individual n-alkanes of crude oils among reservoirs of different geo-logical times reflects that hydrocarbons are all derived from the same marine depositional envi-ronment. Compared to the theoretic value (?150‰) and the reported δ D values (nC13―nC27, ?160‰―?90‰) of individual n-alkanes for Ordovician-sourced crude oils in the Canadian Wil-liston Basin, the hydrogen isotopic composition of individual n-alkanes in crude oils from Lunnan Oilfield is characterized by heavy hydrogen isotopic values (nC12―nC27, ?120‰―?60‰). In terms of the factors that control the fractionation of hydrogen isotopes, relatively saline deposi-tional environment and higher thermal maturation were attributed to the heavy δ D values of in-dividual n-alkanes in crude oils from Lunnan Oilfield.

轮南油田三叠系油藏连通性的地球化学研究

塔里木盆地轮南油田三叠系原油是来自下古生界源岩的成熟海相原油，原油的物理性质和地球化学性质都十分相似，用总的特性很难区分不同油藏的原油。用原油气相色谱指纹法对轮南油田２、３井区三叠系油藏的连续性进行了研究，并与早期研究的结论进行了对比。结果表明，这种方法是评价油藏原油连续性的一种有效手段，它的应用有助于对油藏构造形态的深入了解，并能为油藏早期开发方案的设计提供辅助性依据。

轮南地区碳酸盐岩油气藏类型对地层水特征的控制作用

轮南油田下古生界中奥陶统碳酸盐岩油气藏地层水的产出较为普遍,但地层水的性质及分布规律均有明显的差异。其中轮古7、轮古2井区距天窗区较近,上奥陶统剥蚀殆尽,属风化壳油气藏;而轮古东井区中奥陶统储层上覆多套上奥陶统碳酸盐岩,为埋藏型油气藏。研究区地层水的差异主要体现为风化壳油气藏与埋藏型油气藏中地层水的差异,同时随油气藏埋深加大、上覆盖层增多变厚而呈现规律性的变化。相对来讲,风化壳油气藏中的地层水具有更高的矿化度、氯离子浓度、氯溴比及锶同位素值,同时具有明显偏轻的氢、氧同位素值。不同类型油气藏,尤其是盖层差异所导致的地层水溶解过程、混合作用及水岩作用等方面的差异是导致地层水特征变化的影响因素。

塔里木盆地轮南油田油源分析及勘探前景

综合研究了轮南地区原油的地球化学特征,结合构造发育史、烃源岩演化史和油气分布特征,认为轮南地区原油主要来源于寒武系-下奥陶统烃源岩,并指出塔里木盆地的油气勘探应该主要集中到以寒武系-下奥陶统为主要烃源岩的战略目标上来,在轮南地区寄希望于中-上奥陶统为烃源岩来寻找大油田是不可思议的,必将引起对勘探的误导。

利用分形模拟建立裂缝型碳酸盐岩储层渗透率变异函数

裂缝型碳酸盐岩储层的各级裂缝为渗透率的主要贡献者,储层裂缝分布规律通常难以把握,建立裂缝型碳酸盐岩储层的渗透率变异函数具有相当大难度。然而,裂缝型碳酸盐岩储层的裂缝分布符合分形规律,为此以塔里木盆地轮南古潜山裂缝型碳酸盐岩储层为例,定量分析碳酸盐岩储层裂缝分布的分形规律,提出碳酸盐岩储层裂缝分布的分维数和分形预测公式,与由地应力导出的平面渗透率趋势场数据统计相结合,由分形预测决定的标准化变异函数曲线来确定渗透率变异函数的曲线形态,由地应力导出的平面渗透率趋势数据统计得到渗透率变异函数的变程与拱高,使渗透率与裂缝分布的相关关系相符合,构建起反映裂缝型碳酸盐岩储层渗透率空间相关性的变异函数。实践证明,由该变异函数导出的储层渗透率参数模型较好地反映了储层渗透率实际分布。

深部调驱技术在轮南油田的应用

深部调驱具有改善油藏在平面和剖面上的矛盾,提高水驱效果的作用。根据耐温抗盐调剖调驱剂的性能评价,在轮南油田2井区TⅠ油组东部开展了4井组的区块矿场试验。室内实验结果表明,微球和颗粒具有较好的耐温抗盐性能,耐温聚合物具有较好的封堵性能。矿场试验结果表明,随着注水井注水压力升高,视吸水指数可下降12.5%.截至2014年2月,试验区累计增油2.22×104t,含水率下降3.2%,效果显著。深部调驱技术在试验区的成功应用,对深部调驱技术在整个TⅠ组油藏以及高温高矿化度油藏的开发具有重要意义。

轮南油田2井区三叠系储集层精细描述

充分利用测井资料和动态生产数据,结合岩心观察,对三叠系储集层进行了详细研究,建立了储集层参数的地质模型,并对砂体的连通情况作了地质成因上的解释。研究发现,轮南2井区的隔夹层分为泥质隔夹层、钙质胶结细粒岩性夹层及细粒岩性紧邻钙质胶结层夹层。在储集层精细描述基础上,完成了轮南油田2井区Ⅰ油组细分层系开发调整方案,方案实施效果良好。

哈得逊与轮南地区原油碳同位素特征及影响因素

轮南地区与哈得逊地区20个原油的全油碳同位素和正构烷烃单体烃碳同位素的分析结果表明:轮南地区原油的全油碳同位素均大于-32‰,而哈得逊地区原油的全油碳同位素一般小于-32‰;原油正构烷烃单体烃碳同位素也表现出轮南地区重于哈得逊地区的特征。两地区原油碳同位素的这种特征是由于两地区油气成藏过程的差异造成的,轮南地区原油碳同位素比哈得逊地区的原油碳同位素重的主要原因是由于来源于寒武系降解原油的混入,而非油源不同造成的。

轮南油田复合柱塞气举新工艺

随着轮南油田地层能量不断衰竭,大部分油井已经进入低压、低产阶段,常规柱塞气举井产量低、携液效率低,且该工艺间歇性开关井制度制定不合理时易导致井筒积液压死油层,造成经济损失。为了解决上述问题,通过室内研究与现场试验,采用多项工艺相结合的方式研发出一套"固定式多级气举阀管柱+浮动式中空快速柱塞+清蜡柱塞"相结合的复合柱塞气举新工艺。该工艺在前期柱塞气举技术的基础上进行了创新,实现了不关井连续生产,避免井筒积液,现场应用4井次共减少清蜡作业次数147次、减少制氮车气举作业LNA井2次、LNB井1次,并且复合柱塞运行增油1 096 t。复合柱塞气举新工艺现场应用效果明显,已逐步在油田进行推广,实现柱塞气举井高效生产。

轮南地区奥陶系油气成藏特征

轮南地区奥陶系的油气资源非常丰富，但油气的分布十分复杂。通过对该区奥陶系石油地质特征、油气成藏特征及油气藏形成机理的研究，认为该区黑油主要来自中－上奥陶统油源岩，天然气则来自寒武系烃源岩的高温裂解。油藏的成藏期是在中新世吉迪克组沉积晚期－康村组沉积早期，气藏的成藏期是在上新世库车组沉积期。原油沿奥陶系顶面的不整合面向北运移，天然气则沿桑塔木和轮南断垒两组背冲式大逆断裂向上运移，在有利的圈闭中成藏。指出油气运移的几条有利路线。

轮南地区奥陶系风化壳岩溶系统油气成藏机制

作者以“油气运移动态富集”思想为指导，分析了轮南奥陶系碳酸盐岩风化壳岩溶系统油气显示和油气产出状态空间分布的规律，指出这一“油气运移成藏体系”具有大面积“汇聚式”油气运移充注特点，晚期（喜马拉雅期）充注成藏是其重要的发展阶段。提出了“高毛管阻力低浮力梯度（流体势梯度）封闭”，“网格状储集层”，动态油气成藏机制的最新认识和高产稳产井的布井原则。指出轮南奥陶系风化壳岩溶系统油气资源丰富，油气成藏具有规律性。

轮南古潜山碳酸盐岩油气藏重复酸压理论与技术研究

酸压技术是轮南古潜山碳酸盐岩油气藏建产、增储上产的主要手段,在过去的大规模化应用中获得良好效果。但是部分酸压后的井,在生产过程中由于种种原因导致酸蚀裂缝失效,也有部分井由于作业和工艺方面的原因未能有效投产。对于这类井,重复酸压是其获得产能和达到经济开采的重要措施。文章主要从重复酸压的方式、造缝酸蚀机理以及重复酸压的测试与评价等方面进行了理论分析与研究,并结合轮南油田的储层特征及以往酸压的具体情况,阐述了轮南油田重复酸压的技术难点、选井原则、适宜的重复酸压工作液体系以及工艺设计方法,并提出了相应的建议和措施。对该区碳酸盐岩油气藏改造具有很好的指导和借鉴意义。

轮南地区奥陶系断裂及储集层裂缝分形特征

应用分形理论，对塔里木盆地北部轮南地区奥陶系断裂及储集层裂缝进行研究，结果表明，该区的断裂及储集层裂缝分布均具分形结构，自相关性很好，其相关系数均大于０９９进一步研究表明，平面上的断裂发育区和井下的储集层裂缝发育带是对应的。在碳酸盐岩中找油，储集条件是关键。因此，要彻底弄清轮南奥陶系含油性，应从储集层条件最好的地方入手。分形研究证明，整个轮南地区储集层最好的是平台西区，这应成为近期油气勘探的首选区块。

有机缓速土酸的性能研究和现场应用

文中主要介绍有机缓速土酸在轮南油田注水井重复酸化中的应用。通过对注水井储层分析，注水井损害因素分析，岩心流动试验以及酸化现场实施效果分析，证明有机缓速土酸能够较好地解除轮南注水井堵塞，有效地提高注水能力。

塔里木盆地轮南油田奥陶系和三叠系原油碳同位素偏移的古环境解释

通过对轮南14井正构烷烃和类异戊二烯烃的单体联同位素分析,证实该井奥陶系和石炭系油藏具有相同或相似的油源,均属奥陶系源岩产物;而三叠系油藏与奥陶系、石炭系油藏具有较大的碳同位素差异,反映其油源不同;无论是正构烷烃还是类异戊二烯烃的单体碳同位素值,均呈现出三叠纪油藏较轻、奥陶纪原油较重的分布,这与地史上原油碳同位素的长期变化规律相吻合。对于奥陶纪和三叠纪之间如此大的时间跨度,不宜于以常规的简单的母源、成熟度和沉积环境方面的差异来解释上述“异常”分布,而应该结合大气CO_2浓度及生物生长速率等环境变化因素来解释。资料表明,地史中全球范围内的古环境(大气CO_2浓度变化和藻类生长速率)演变共同造成了奥陶纪的正向变化和三叠纪的负向变化。

轮南2油田JIV油藏水驱实验及微观剩余油分布特征

根据铸体薄片、常规物性、扫描电镜、压汞等分析结果,对塔里木盆地轮南2油田下侏罗统阳霞组JIV油藏储集层孔隙结构类型进行了划分,选取主要的4类孔隙结构储集层进行砂岩岩心微观水驱实验。实验结果表明,不同孔隙结构储集层渗流特征不同,细喉低渗类和微细喉特低渗类储集层以指状渗流为主,较细喉高渗类储集层为指状—网状渗流,细喉中渗类储集层为网状—均匀渗流;水驱后微观剩余油以绕流形成的片状和簇状分布为主,其次为柱状、角状、膜状等分散分布。通过分析不同孔隙结构类型储集层水驱油微观渗流特征,为油田有效合理开发提供依据。

轮南油田深埋风化壳储集层地质条件对地层水混合的控制作用

碳酸盐岩深层风化壳油气藏普遍出水,严重影响油气的开采,因此地层水赋存规律及其与储集层的关系对于油气的勘探开发具有重要意义。本研究以轮南风化壳油气藏为例,选取构造位置具有明显差异的轮古7和轮古2井区进行地层水的对比研究,并对地质条件与地层水特征的关系进行了讨论。在14个月的跨度内,对研究区各开采井地层水进行了6次采样及分析测试工作。结果表明,同轮古2井区相比,构造高部位的轮古7井区各钻井同一时间出水特征相对集中,且不同时间各钻井出水特征的变化不大;同时具有明显偏高的氯溴比及脱硫系数。表明构造高部位的轮古7井区储集层连通性更好,同时开放性更强,与上部地层盐岩溶解水的混合作用更为明显。不同构造位置的地层水特征明显受地质条件的控制,并反映出地层水所在储集层埋藏越深,石炭系砂泥层厚度越大,储集层的开放性及连通性越差。

轮南油田水淹层测井识别

由测井资料识别水淹层是水淹层测井解释的基本任务。研究了轮南油田油层水淹后测井曲线的变化规律,发现油层水淹后自然电位幅度差增大,电阻率下降,套管井中子寿命测井提供的自然伽马值和热中子俘获截面值增大。利用这些特征可有效地识别轮南油田水淹层位。

塔里木盆地轮台断隆油田水组成特征及其意义

对塔里木盆地目前发现最大的陆相油气聚集带———轮台断隆带中英买力、红旗、牙哈和提尔根油气田油田水化学研究，不同地区、不同层位中油田水化学组分变化很大，第三系矿化度和氯离子浓度在轮台断隆中部牙哈地区表现为高值区，东、西端为低值区；白垩系矿化度和氯离子浓度自东向西逐渐增大。认为第三系和白垩系有利于油气的聚集和保存。油田水中微量元素的分布特征一方面与沉积环境有关，另一方面与油气藏原油性质有关。

基于岩石热解和荧光显微图像分析的储层流体性质划分及应用——以轮南2油田JIV油组为例

塔里木盆地轮南2油田JIV油组电阻率普遍偏低,个别油层电阻率比水层电阻率还低,含油性评价主要根据试油和试采结论;未试油层段储层含油和油藏油水界面不明确。为精细解释储层流体性质、判断油水界面及解决采收率低等问题,利用轮南2油田JIV油组12口取心井的岩石热解和荧光薄片图像分析进行流体性质划分,明确在不同流体性质下岩石热解数据和荧光显微图像的变化特征。利用岩心含油性观察、岩心物性分析和生产动态资料,制定划分储层流体性质的方法,建立一套适合轮南2油田JIV油组的流体性质半定量划分标准。生产动态资料分析证明流体性质划分标准的准确性和方法的实用性。