吴起油田白豹地区东部长8、长9储层特征研究

对鄂尔多斯盆地吴起油田白豹东部地区长8、长9储层进行储层特征研究。结果表明:白豹东部长8和长9储层的砂岩多为长石砂岩和岩屑长石砂岩;储层孔喉类型属于细孔粗喉,渗透率为强非均质型;长8砂体发育好,长9砂体发育程度差。同时储层敏感性研究表明:白豹项目区的长8、长9储层均为弱-中速敏、弱水敏和弱碱敏及中偏弱应力敏特征,但长8储层显示为弱酸敏,长9储层为强酸敏。

吴起油田长7页岩油层钻井液优化研究

吴起油田长7页岩油层在钻井过程中易发生大规模井壁掉块,这是影响吴起区块长7页岩油水平井钻井提效和综合录井效果的主要原因。为解决页岩失稳问题,利用岩心观察、扫描电镜和X射线衍射分析等实验设备,分析了长7页岩的微观特征和理化特性。研究表明:通过扫描电镜观察,长7页岩微裂缝发育,黏土矿物比例较高,高岭石相对占比为37.56%,遇水易泥化破碎;伊利石和伊/蒙混层接近50%,岩层膨胀压力大,井壁不稳定,在钻井过程中需要注重油层保护;针对吴起地区长7页岩提出了强封堵强抑制的聚合物钻井液的技术对策。钻井液配方为4%膨润土+适量烧碱+适量纯碱+0.3%(HVCMC)+2%(NH4HPAN)+2%(WNP2)+5%PTGE+1%超细碳酸钙+3%纳米碳酸钙+荞麦皮+重晶石。评价表明,该体系老化后黏度和切力小,塑性黏度为16 mPa·s,动塑比为0.44;滤失量和润滑性满足现场要求,API失水3.8 mL,摩擦系数为0.614;岩屑回收率高,达到98.3%,渗透恢复率高,配液污染前后性能稳定。该研究成果对吴起区块水平井的实施具有一定的参考价值。

吴起油田楼坊坪油区深层含油层系开发井网密度研究

为了合理高效地开发未动用的长8和长9油层,需要确定1套合理的井网系统,以便积累经验,指导吴起油田其他深层含油区域进行高效合理开发。根据不同流度下井网密度与采收率的相关性,研究区长8和长9油层的井网密度为6.8口井/km^(2);实际上,延长油田西部三叠系已开发油田的井网密度为9.2~18.0口井/km^(2)。考虑到新老井网的衔接,确定长8和长9油层开发井网密度宜在10~15口井/km^(2),以300 m井距部署井网密度较为适合;在分析研究区最大主应力与裂缝走向的基础上,尽可能在原有300 m×300 m正方形井网的基础上进行井网布置,以继承原有井网;采用300×300正方形反九点布井,采用反九点法注水。以上成果对整个吴起油田深层油藏开发具有一定的指导价值。

吴起油田楼坊坪油区储层特征研究及评价

为进一步了解吴起油田楼坊坪油区的储层特征,挖掘开发潜力,针对研究区长8和长9储层特征研究中存在的薄弱问题,利用岩心薄片、压汞、测井及岩心等分析资料,从岩石学特征、物性、孔隙结构以及非均质性等方面对研究区进行储层表征研究,并对储层进行了分类评价。结果表明:1)研究区油层主要成分为长石砂岩,其余依次为岩屑、云母和填隙物;2)研究区储层孔隙度主要为6%~12%,渗透率主要为(0.3~1.0)×10^(-3)μm^(2),整体上属于低-特低孔隙度及超低渗透率储层,物性较差;3)该区油组砂岩储层的非均质程度层内为不均质地层,层间为“极不均质”;4)储层类型以Ⅳ_(a)和Ⅳ_(b)为主,是超低渗储层。以上成果认识,对研究区持续开发提供一定理论依据。

吴起油田H井区多层系综合调整治理

从完善注采井网、提高各层系动用程度、提高注采对应率、细分注水调整技术和高含水井治理5个方面,结合区块开发矛盾,进行了多层系综合调整治理,改善了注水开发效果,对全油田多层系油藏开发具有一定的指导与借鉴意义。

鄂尔多斯盆地吴起油田长6段地层古压力及其对油气聚集作用的分析

为了揭示鄂尔多斯盆地吴起油田长6段油气运移及聚集成藏的规律,利用测井声波时差资料计算了延长组过剩压力值和长7段成藏期地层过剩压力,分析了延长组泥岩压实特征与地层过剩压力的分布特征,并以长6油藏为例,分析了长6油层组与长7油层组之间的油气运移聚集规律。结果表明:吴起地区长7油层组拥有远超于长6油层组的过剩压力分布,两者之间的平均过剩压力差约为5 MPa,长7油层组过剩压力偏高,约为20 MPa,最高可达34 MPa;长6油层组过剩压力偏低,约为15 MPa。过剩压力差为长7油气向长6油层组储层运移提供了主要动力。

吴起油田定向井井轨迹设计与提速探析

定向井钻井工艺能够最大限度地节省土地资源,合理规避环境风险和各类障碍,增加泄油面积,提升钻井的效率和质量,进而提高企业的经济效益。基于此,对定向井井眼轨迹的设计原则和类型选取进行了介绍,以吴起油田为例,对其施工过程中轨迹偏离的原因进行了分析,并提出了改进措施和钻井提速办法,以确保定向井施工质量的安全,促进我国石油行业的快速发展。

吴起油田长6油层组储层成岩作用及其对物性的影响

通过对大量取心井砂岩样品的铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、镜质体反射率分析,研究了吴起油田长6油层组储层的成岩作用类型及其对储层物性的影响,认为导致该区储层物性差的主要成岩作用类型是机械压实作用和碳酸盐胶结作用,溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性,但溶蚀程度较低,使该区长6油层组储层物性较相邻地区同一层位要差.

吴起油田长6油层组沉积及储层特征

为了搞清吴起油田曾岔区长6油层组沉积特征及储层物性的影响因素,结合前人研究成果,综合分析油气显示、岩心、毛管压力及测井等资料,对研究区沉积特征和储层特征进行了研究。研究区为三角洲前缘亚相沉积,主要储集体为水下分流河道砂体,砂体主要呈北东—南西方向展布。储层孔喉半径较小,孔隙连通性差,属于特低孔—特低渗储层。影响研究区储层物性的主要因素为沉积作用和成岩作用:沉积相对储层物性具有控制作用,水下分流河道砂体的储层物性最好,其次为河口坝、席状砂;成岩作用中压实作用和胶结作用使储层物性变差,而交代作用、溶蚀作用使储层物性得到了一定的改善。河道微相为下一步油气勘探开发目标区。

吴旗油田结垢原因及防垢研究

采用X-射线衍射方法分析了吴旗油田现场垢样成分,进而研究了吴旗油田井下及集输系统结垢原因和防垢措施。结果表明,吴旗油田现场垢样的主要成分为碳酸盐垢;结垢原因主要为采油过程的CO_2分压降低、合层开采井不相容产出水的混合以及采出液加热破乳或加热输送导致的温度升高等;优选的SIB防垢剂能有效抑制吴旗油田产出水结垢,经现场应用能大幅度延长集输系统清垢周期。

吴旗油田长6_1储层沉积相及孔隙特征研究

运用综合地质研究方法,以岩性特征、沉积构造、古生物化石等沉积相识别标志为依据,识别出吴旗油田长61储层沉积微相类型为水下分流河道、河口坝、远砂坝、分流间4种沉积微相类型。根据岩心观察、铸体薄片分析资料,研究了长61储层的孔隙特征。研究区储层孔隙类型以粒间孔为主,占3.27%,长石溶孔和岩屑溶孔次之。通过对孔隙特征及沉积微相关系研究表明,水下分流河道砂体沉积厚度较大,粒度相对较粗,云母等片状硅酸盐矿物含量相对较少,其孔隙度、渗透率相对较高,河口坝、远砂坝次之,分流间最差。

致密油藏储层敏感性评价及主控因素研究

吴起油田致密砂岩油藏储层物性差、孔隙结构复杂、非均质性严重,导致注水效果差。针对该问题,通过高压压汞、扫描电镜和X-射线衍射等实验,分析了吴起油田长6段的孔隙结构特征和黏土矿物组成,选取9个孔隙结构参数作为特征参数,建立了基于储层孔隙结构的储层综合评价标准,将储层分为Ⅰ(好)、Ⅱ(中)和Ⅲ(差)3类,并对不同类型储层的岩样开展敏感性评价和影响因素分析。结果表明:3类储层敏感性具有明显差异,Ⅰ类储层弱速敏、弱水敏、中等偏弱盐敏、中等偏强酸敏、中等偏弱碱敏;Ⅱ类储层中等偏弱—弱速敏和水敏、中等偏弱盐敏、弱酸敏、中等偏弱碱敏;Ⅲ类储层中等偏弱速敏、弱水敏、弱盐敏、中等偏弱—弱酸敏和弱碱敏;孔隙结构和黏土矿物组成是造成储层敏感性差异的主要原因。该研究结果可为同类致密油藏优化注水和储层改造提供参考。

超前注水技术在吴旗油田低渗透油藏开发中的应用

针对吴旗油田吴93区块低渗透油藏递减快、稳产难、采收率低的特点,采用了超前注水技术开发。在油藏研究基础上从水井注水时机、注水见效时间、注水压力、注水强度的确定4个方面对超前注水技术措施进行了阐述。该方法在吴旗油田实际生产中取得了明显效果,对吴旗油田低渗及特低渗透油藏的开发具有重要意义。同时对同类油田或区块的开发具有借鉴作用。

吴起油田楼坊坪南油藏富集研究与有利区预测

楼坊坪南位于吴起油田东南部,研究区多层系叠合,含油层系较多,油水关系较复杂,开发时间较长,生产井段长,生产措施多,导致剩余油分布、开发潜力、开发调整方向不明确,遂进行了油藏富集规律研究与有利区预测研究,通过研究各层系的展布范围来为该类油藏进一步开发提供理论依据。主要对研究区进行系统解剖,综合利用沉积相展布、储层及油藏富集规律的研究结果,分析了研究区各主力层系油藏类型,结合研究区油藏特征,确定了各层系油藏富集的主要控制条件和分布规律,明确了后期有利开发目标区,并针对研究区多层叠合的特点提出了该类油藏后期的开发建议。

张台油区延10油层沉积微相研究

张台油区近年来在延10油层取得较好的试油效果。为明确延10油层沉积相特征,本文从单井资料分析入手,进行沉积微相识别,通过岩电分析开展单井及联井的沉积相研究,预测沉积微相在垂向及平面的展布特征。研究表明:延10油层沉积环境为河流相沉积,物源来自于北西方向,发育细砂岩组成的河道和由泥质粉砂岩、粉砂岩组成的河漫沼泽等微相。以上成果认识,对该区精细勘探开发部署具有一定的指导作用。

吴起油田长8沉积相特征及其控油规律

吴起油田长8油层组储层岩石以细粒长石砂岩沉积为主。根据对研究区岩性、沉积结构与构造、垂向序列、测井曲线特征及沉积环境的成因标志综合分析,认为吴起油田长8主要为深湖相的三角洲前缘亚相沉积,砂体以三角洲前缘水下分流河道沉积为主,主要有水下分流河道、分流间湾2种微相类型。该区沉积微相对油水分布具有明显的控制作用,但并非唯一的控制因素。

吴起油田防水窜固井技术研究与应用

吴起油田地处鄂尔多斯盆地伊陕斜坡,主力油层是侏罗系延安组延8、9、10,属低压高渗复杂油气藏,地层渗透率达到100 m D^300 m D,油藏埋深1 500 m左右,井底温度低(45℃)。针对该油田一次上返固井防漏压稳难度大,油层封固差,固完井后井口冒油、气、水等技术难题,通过对防窜水泥浆体系及防窜固井工艺的研究,形成了一套适合吴起油田地层特性的防水窜固井配套技术,对其他油田防水窜固井具有借鉴意义。

吴起油田长8储层钻井液储层保护技术研究

本文以鄂尔多斯盆地吴起地区长8储层为研究对象,经过大量资料调研及室内实验,利用X-衍射、扫描电镜、敏感性分析、成像测井分析等技术,对吴起地区长8储层特征、潜在损害因素进行综合研究,找出研究区油气层的损害因素,并在此基础上通过分析钻井液的固、液相损害油气层机理研究,形成了一套能够保护吴起油田的储层保护措施,这对陕北地区储层保护具有重要意义,而且具有一定的推广应用价值。

吴起油田弱凝胶微粒复合调驱技术研究与应用

针对吴起油田油藏非均质性严重,注水区油井高含水及水淹现象日趋严重,常规的调剖、调驱技术治理效果欠佳的实际,开展了弱凝胶微粒复合调驱剂研究及现场试验。结果表明:(1)调驱设计配方为:高分子缔合聚合物浓度0.1%,黏土浓度2.0%,弱凝胶调驱剂浓度0.5%～1.0%,高分子缔合聚合物浓度0.1%;(2)试验达到了预期效果,10个井组6个月有效期内累计增油1 782t,含水下降24%,注水压力升高1.4MPa,平均吸水强度指数减小1.20m^3/(d·MPa),为油田的增储上产带来较好的经济效益,适用于吴起油田高含水井组治理。

超前注水在特低渗透油田中的应用——以吴起油田为例

为了有效解决特低渗透油藏天然能量低、油井自然产能低及渗流阻力和压力消耗特别大的问题,从而达到提高最终采收率的目的,本文以吴起油田为例,介绍超前注水技术在特低渗透油田中的应用。借鉴长庆油田超前注水的经验,通过对吴起油田进行超前注水方案设计,确定了最优井网井距和注水时机,选择了合理的注水工艺,详细计算了超前注水的各项参数。最终在吴起油田现场实施超前注水,并通过产量、压力及注水波及效果对比进行了详细的分析及总结。文章认为先注后采的开发方式可以有效提高驱替压力、驱油效率及波及系数,提高最终采收率。本文旨在为同类油田高效开发提供更佳的选择和理论指导。