柴达木盆地乌南油田N2^1、N2^2碎屑岩储层特征及其影响因素分析

利用岩石和铸体薄片、扫描电镜、元素分析、压汞等分析测试手段,特针对N21和N22碎屑岩储层特征、成岩作用以及影响因素,对30余口井的样品和资料进行了分析研究。结果表明,乌南油田N21和N22砂岩储层岩石类型为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩;经历的主要成岩作用类型有粘土膜(粘土环边)的形成、机械压实作用、胶结作用、交代作用和溶解作用。砂岩储层孔隙类型主要是次生孔隙和原生粒间孔隙,其中次生粒间溶孔占绝对优势,其次是基质内微孔隙和裂缝孔隙。孔隙度多为8%～18%,渗透率多为0.5×10-3～10×10-3μm2,属中低孔低渗储层。影响研究区储层物性的主要因素有沉积相带、成岩作用和孔隙结构,其中最有利的储集砂体微相为分流河道和河口坝(细砂岩和粉砂岩相),其次为远砂坝粉砂岩相,间湾薄层砂岩储集性能差。胶结作用和溶蚀作用是影响乌南油田N12和N22储层的最主要的成岩作用。

柴达木盆地西南地区天然气C_(5)—C_(7)轻烃地球化学特征

以天然气中C_5—C_7轻烃组分为研究重点,结合天然气组分、碳同位素特征,对柴达木盆地西南地区英东、乌南和扎哈泉油田天然气母质类型、成熟度、油气生成温度和油气次生改造作用进行了研究。研究表明,英东、乌南和扎哈泉油田天然气C_7化合物整体表现出正庚烷含量高的特征,乌南油田C_7化合物中甲基环己烷含量较高,结合天然气碳同位素分析,认为英东、乌南和扎哈泉油田天然气主要为油型气,在乌南和扎哈泉油田有煤型气和混合气。庚烷值和异庚烷值指示天然气多处于成熟—高成熟演化阶段,甲烷碳同位素值计算获得天然气成熟度为0.8%～1.5%,平均为1.2%,说明天然气主要为成熟阶段产物。利用C_7化合物计算得到天然气生成温度,生成温度能大致反映现今油气藏主体部分油气的形成温度;英东、乌南和扎哈泉油田油气生成温度(124～129℃)高于七个泉和狮子沟油田(108～109℃),表明在柴西南地区英东、乌南和扎哈泉油田天然气成熟度更高。通过轻烃研究识别出个别油气藏遭受了生物降解、蒸发分馏和水洗的次生改造作用。

柴达木盆地乌南油田油源及油气运移探讨

对柴达木盆地乌南油田原油样品的地球化学系统分析表明:样品中正构烷烃系列碳数分布具有双重性模式,Pr/Ph值<0.5,呈强植烷优势;具有相对较高含量的三环萜烷和伽马蜡烷,藿烷C35/C34值基本上≤1;指示了乌南油田原油形成于半咸水—咸水湖相较强还原沉积环境,母质来源主要为低等水生生物,藿烷和甾烷成熟度参数反映其主要为低成熟原油。在此基础上开展油源对比研究,指出乌南油田原油和扎哈—切克里克生烃凹陷下干柴沟组烃源岩之间的生物标志化合物对比性很好。原油类型的一致性为应用含氮化合物探讨原油运移提供了基础条件。含氮化合物分析结果反映随着运移距离的增加,咔唑类化合物浓度存在减小的趋势,而异构体化合物中屏蔽型化合物相对富集,表明乌南油田原油自西注入,向北和东南方向运移。由此确定位于乌南油田西侧的扎哈—切克里克生烃凹陷为其油源区,从而为该区的进一步勘探提供了理论指导。

乌南油田N2^1油藏储层“四性”关系研究

乌南油田N21油藏储层主要为三角洲相沉积,储层岩性以粉砂岩和细砂岩为主。储层岩相、岩性、物性的差异控制了油藏的富集程度,在岩性、岩相相同的情况下,含油性取决于物性的好坏。通过对测井、测试、岩心分析化验及水分析资料等的整理及储层"四性"关系研究,建立了测井资料参数处理解释模型,确定了N21油藏油气水层解释标准,提高了解释符合率,对相邻区块的测井解释也有指导意义。

乌南油田下油砂山组沉积模式及物源分析

利用岩心、薄片、粒度及测井解释等资料,对乌南油田新近系下油砂山组沉积模式进行研究,同时结合重矿物、砂岩百分含量资料进行物源分析。确定鸟南油田下油砂山组主要发育洪水-漫湖相、浅水湖泊型三角洲相及风暴岩沉积相,并总结了其沉积相模式。通过对各沉积相、亚相及微相的研究,结合物源方向和特征分析砂体微相演化特点及分布规律,对砂体预测和储量计算具有指导意义。

乌南油田N_2~1油藏储层非均质性研究

乌南油田N12主要为一套三角洲前缘-滨浅湖亚相的沙泥沉积,储层属于特低孔特低渗储层。利用储层的测井物性解释资料,结合岩心分析资料,对研究区N12储层的层内、层间、平面非均质性进行了研究。研究表明,总体储层非均质性强。层内非均质性与沉积微相密切相关,单砂层垂向上渗透率以正韵律和反韵律为主,夹层多。各沉积微相非均质性强弱依次为:水下分流河道、河口坝、远沙坝-席状沙、坝核、坝缘、沙滩。层间渗透率差别大,Ⅰ、Ⅱ油组非均质性最强,单层层数越多,层间非均质性越强。储层平面非均质性变化受沉积相控制,渗透率平面变化较大,砂体相变较快,连通性较差。

乌南油田乌五断块开发压裂数值模拟

采用Eclipse软件,用数值模拟的方法,对青海乌南油田乌五断块N21油藏,在基质渗透率各向同性条件下,研究对比了五点面积井网、菱形反九点井网及正方形反九点井网等3种注采井网在不同井距、不同井排比条件下的压裂裂缝穿透率对开发效果的影响。经对比,推荐乌南油田乌五断块N21油藏采用井排比为2、井距350～400m的五点面积井网。

乌南油田低阻油气层成因分析及识别研究

随着油气勘探水平的提高,非常规油气藏不断被发现,低阻油层的储量和产量都在不断增加。结合岩心及地层水资料,分析了乌南油田低阻油气层的主要成因,并提出了一种PNN(脉冲中子-中子)测井技术和常规侧向-感应测井技术相结合的低阻油层综合识别方法,从而提高了乌南油田低阻油气层的解释符合率。

柴达木盆地乌南油田N2^1储层酸敏实验分析

通过对乌南油田注入水质及储层岩样酸敏实验数据进行分析，得出乌南油田N2^1储层为无酸敏损害到弱酸敏损害的结论，为油田增储上产采取措施提供了理论依据。

乌南油田上新统下油砂山组储层成岩作用与微观孔隙特征研究

应用岩石薄片观察、铸体薄片图像分析、压汞实验等方法对乌南油田下油砂山组的成岩作用和储层微观孔隙结构进行了研究。研究表明,乌南油田下油砂山组的成岩作用类型有压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用,其中以胶结作用和溶解作用为主;研究区目的层段以微喉道为主,孔隙属小孔,孔喉分布均匀程度中等,孔隙连通性中等。

乌南油田采出水硫酸盐还原菌生物抑制工艺试验

乌南油田采出水质较差,特别是硫酸盐还原菌十分活跃,其含量远超水质标准的要求。硫酸盐还原菌会导致一系列严重问题,其中最为突出的是导致硫化氢含量增高和腐蚀速率大大增加。但乌南油田采出水中硝酸盐还原菌同样十分活跃,表明乌南水处理系统有使用硝酸盐还原菌抑制硫酸盐还原菌的潜力。只要添加适当的激活剂,就可以激发硝酸盐还原菌的潜力,以期有效抑制硫酸盐还原菌和去除硫化氢的目的,通过大量室内实验和现场应用实验表明采用生物营养液+絮凝剂+助凝剂的药剂加注模式取得了较好的效果,成功激活了硝酸盐还原菌,抑制了硫酸盐还原菌的活性,硫酸盐还原菌含量大幅度降低。标志着乌南联合站水处理工艺进入了新的阶段,乌南、英东水质持续达标,为精细注水提供了一种比较好的手段。

影响乌南油田注水开发效果的几个地质因素

乌南油田自1998年在乌4-5井间歇试注水,2002年在乌4断块开展规模试注水。虽然该油田已注水开发近10年,但该注水开发效果不是很理想,油井见效缓慢、稳产效果差。本文根据乌南油田近些年的动静态资料,提出几个影响该油田注水开发效果的地质因素,为油田确定合理的水井措施、注采井网的局部调整提供依据。

应用含氮化合物探讨柴达木盆地乌南地区原油运移

结合生物标志化合物特征,利用原油中含氮化合物组成和相对丰度的变化,讨论柴达木盆地西南缘乌南地区原油的运移方向。结果表明,乌南原油的类型较为一致,来自于同一油源,成熟度变化较小,原油中含氮化合物的分布和组成特征较好地指示了该区原油运移方向,随着运移作用的加强,含氮化合物绝对浓度降低,"屏蔽"型与"暴露"型或"半暴露"型化合物的比值增加。乌南地区油源在其西侧邻近的生油凹陷,运移方向主要是自西向西北和自西向东南方向运移。

柴达木盆地西南缘乌南油田原油地球化学特征

通过对柴达木盆地西南缘乌南油田原油样品饱和烃、芳烃生物标志化合物和单体烃碳同位素的系统分析,阐明了它们的地球化学特征。研究结果表明,样品中正构烷烃系列碳数分布具有双重性模式,Pr/Ph<0.5,呈强植烷优势;具有相对较高含量的三环萜烷和伽马蜡烷,藿烷C35/C34值基本上≤1;芳烃组分主要以萘系列、菲系列为主,三芳甾烷系列化合物含量较高,指示了乌南原油形成于半咸水—咸水湖相较强还原沉积环境,母质来源主要为低等水生生物,藿烷和甾烷成熟度参数反映其主要为低熟原油。原油单体烃碳同位素分布曲线模式整体上较为水平,高碳数略有增高的趋势,也表明了原油以水生生物和细菌为主的偏腐泥型有机质生源特征。