碳酸盐岩沉积微相特征及储层控制因素——以塔河油田东南缘X井中—上奥陶统为例

为明确碳酸盐岩沉积微相与储层物性关系,根据塔河油田东南缘X井中—上奥陶统的岩心、薄片和测井等资料,分析储层岩石类型及沉积微相特征,研究储层物性及控制因素。结果表明:塔河油田X井中—上奥陶统发育泥晶生屑灰岩、亮晶生屑灰岩、含球粒亮晶藻鲕灰岩、具鸟眼构造的泥晶灰岩、含钙质绿藻生屑泥晶灰岩、生屑泥晶灰岩、亮晶集合粒灰岩、含集合粒亮晶鲕粒灰岩、泥晶砂屑生屑灰岩、亮晶砂屑灰岩和泥晶灰岩11种岩石类型;发育砂屑滩、生屑滩、鲕粒滩、滩间海、藻鲕滩和灰坪6种沉积微相;发育溶洞型、裂缝—溶洞型和裂缝型3种储层。研究区孔隙度、渗透率的差异主要受沉积微相和后期溶蚀改造的影响,砂屑滩、生屑滩、鲕粒滩和藻鲕滩的储层物性相对较好,为裂缝—溶洞型储层,是发育优质储层的有利相带。该结果为塔河油田东南缘奥陶系碳酸盐岩储层勘探提供参考。

阳江凹陷X油田珠江组低渗透储层特征及主控因素

利用岩心观察、岩石样品测试、岩石镜下观察、扫描电镜和压汞测试等方法,对阳江凹陷X油田珠江组低渗透砂岩储层特征及主控因素进行了研究。结果表明,X油田珠江组低渗透储层以长石岩屑质石英砂岩为主,岩屑类型以酸性喷出岩、云母石英片岩为主,分选中等-较差;压实作用相对较弱,碳酸盐、泥质胶结作用强烈,产生于三角洲前缘沉积环境的大量泥晶碳酸盐胶结物、黏土矿物胶结物充填粒间孔隙,堵塞孔喉,导致砂岩低渗;普遍存在长石的溶蚀,但增孔、增渗不明显;孔隙类型以原生粒间孔为主,孔喉连通性较差;三角洲前缘沉积作用控制储层的岩石组分、颗粒结构、泥质杂基、碳酸盐来源及含量,碳酸盐、泥质胶结作用是导致储层低渗的关键因素。低渗透泥质砂岩纵向上分布在前三角洲厚层泥岩之间;低渗透钙质砂岩主要分布在大段泥岩与砂岩交界处,水下分流间湾泥岩为前缘沉积砂岩提供了碳酸盐物质来源。

地震相位转换在面向储层构型中层位追踪的应用——以南海X油田为例

油气藏开发阶段以储层构型为代表的储层精细研究中,细分小层、砂层组及单砂体的精细展布刻画需要在次级等时沉积界面的控制下进行。对于次级等时沉积界面对应的地震层位的解释,受传统思维的制约,选择波峰或波谷进行追踪,忽视了横向上岩性或岩性组合的变化,造成井点处小层地震时间厚度在纵向上比例不协调、井间小层内单砂层空间位置发生变化等。针对存在的问题,以储层楔状模型、薄互层、不同孔隙度储层模型等地震正演反射特征为基础,阐述了小层顶界面受岩性、岩性组合、厚度、物性等变化引起地震反射波相位的变化,证明了等时沉积界面对应地震界面相位变化的客观性。提出了在实际工作中,根据油组界面及地层厚度的变化,以井点标定为基准,以同一地震相位追踪为原则,实现井点纵向上时间厚度与深度厚度的一致性,保证砂体纵向分布位置的客观性,进而实现储层精细构型,科学指导油气开发,取得了积极的效果。

文昌X油田中低渗层注采参数及采油井提液潜力研究

文昌X油田目前处于注水开发初期,包含6个生产层位,其中5个层位为低阻低渗层,1个层位为中渗层。本文分析不同水质条件下各油组岩心速敏特征,探究注入水水质对低渗层吸水能力和临界注入压力的影响;然后依据油田静态资料和生产数据,建立低渗层注水开发效果评价体系,对评价体系中各项指标的评价标准进行划分,完成现阶段注水开发效果评价;而后结合目标区动静态参数特征,完善地质模型中相关参数,运用数值模拟方法对目标区块进行分析,探究当前注水开发阶段剩余油分布规律。

海上X油田爆压酸化技术可行性分析

X油田为我国海上一典型复杂断块油田,受储层物性和井身结构影响,水力压裂措施开展困难、常规酸化效果不佳,极大地影响了油田的生产。本文在对X油田情况进行深入分析的基础之上,并借鉴我国南海东部LF13-1油田开展爆压酸化技术的成功经验,从地质油藏条件和工程技术条件两个方面,分析了爆压酸化技术在X油田实施的可行性。结果表明X油田东营组和沙河街组,存在中低孔低渗、泥质含量较低、边底水位置满足条件的砂岩层段,可以开展爆压酸化。

X油田F区块烟道气辅助SAGD提高超稠油开发效率研究技术

为改善X油田F区块油藏开发效果,采用物理模拟与数值模拟相结合的方法论证了烟道气SAGD(辅助重力泄油)的可行性并优化了注采参数。溶解特性实验结果表明,烟道气在F区块超稠油中具有降低表面张力和溶解降黏的作用,压力和温度越高,烟道气与超稠油的界面张力越低;烟道气在超稠油中的降黏率随溶解度的增加而升高,随着温度的上升而下降。三维物理模拟实验表明,烟道气SAGD可以减少蒸汽热损失,促进蒸汽腔发育,提高SAGD累计产油量和累计油汽比,能达到最佳的开发效果。

X-CT扫描成像技术在致密砂岩微观孔隙结构表征中的应用——以大安油田扶余油层为例

以松辽盆地南部大安油田扶余油层致密砂岩样品为研究对象,利用VGStudio MAX强大的CT数据分析功能结合Avizo软件先进的数学算法,建立了大安油田扶余油层致密砂岩多尺度三维数字岩心模型,该模型具有样品无损、结果直观、数据丰富等优势;同时结合环境描电镜(ESEM)、Maps图像拼接技术、铸体薄片、恒速压汞等油气分析测试方法对松辽盆地南部大安油田扶余油层微观孔隙特征进行了定量表征,为进一步开展大安油田扶余油层渗流机理的研究打下了基础。研究表明:微米尺度下,大安油田扶余油层储集空间类型以溶蚀型孔隙和微裂缝为主,不同孔渗的样品孔喉的形态和尺寸有所不同,孔喉形态多为球状和条带状,孔喉分布状态主要有连片状和孤立状两种;纳米尺度下,大安油田扶余油层储集空间类型以矿物颗粒内部或表面的溶蚀孔隙和微裂缝为主,纳米孔喉形态上多呈小球状、管状,微裂缝对纳米级孔隙有很好的沟通作用。喉道半径较窄是造成样品的实测渗透率较低的主要原因。

LiCl、CaCl2和NaCl-CaCl2水溶液体系低温相变过程的X射线衍射法研究

本文使用低温X射线衍射法对不同浓度的LiCl、CaCl2和NaCl-CaCl2水溶液在降温过程中的相变情况进行了实时监测,获得了降温过程中的衍射图。结果显示,在快速降温的实验条件下,随温度降低,CaCl2溶液在-10～-60℃范围内析出冰或CaCl2·6H2O;LiCl溶液在5～-80℃范围内析出冰或LiCl·H2O;CaCl2-NaCl溶液在5～-40℃范围内析出CaCl2·6H2O或NaCl、冰。实验结果与相图的对比验证了这一实验方法的可行性。根据实验结果推断,本实验条件下固相可能先以无水盐的形式析出,而水合盐的形成则需要更长的平衡时间。本文的实验方法可为其他油田卤水子体系低温相平衡的研究提供有用信息,进而为油田水低温下结晶析盐规律的研究奠定基础。

X油田Es_3~1底水油藏水平井设计优化

水平段的长度和避水高度是底水油藏水平井设计的关键技术参数,合理的取值可以使产量和成本实现最优、可以有效提高开发效益。依据模糊理论建立水平段长度优化模型,并结合水平井无因次产量和临界产量与避水高度的变化分析,实现了X构造Es31油藏水平井优化设计。

近岸水下扇多级次储层构型特征及剩余油分布——以Bongor盆地X油田下白垩统油层为例

陆相断陷湖盆近岸水下扇沉积体内部厚层砂体结构复杂,剩余油分布规律认识不清。以Bongor盆地X油田下白垩统油层为例,根据岩心观察、密井网测录井、生产动态等资料,分析研究区下白垩统典型厚层近岸水下扇沉积序列,研究不同级次下的储层构型及其对沉积体内剩余油分布的控制作用。结果表明:研究区可识别泥质沉积面、冲刷/侵蚀面两类界面,近岸水下扇构型单元划分为7个级次(一级~七级),识别分支水道、席状砂、分支水道间和末端水道4种四级构型单元,复合分支水道为五级构型单元。储层内剩余油分布受四级、五级构型单元平面展布特征控制,具有构型界面夹层垂向控油和分支水道砂体横向控油两类模式,构型单元平面连通性及界面阻隔是控制油水连通的主要因素。该结果为近岸水下扇砂砾岩储层开采后期剩余油挖潜提供指导。

X油田不同因素对原油粘度的影响研究

本论文以X油田为研究背景,重点分析了影响该区块粘度的因素,从而找到了适合该区块的降粘工艺,不仅对于该区块的石油开采具有很好的指导意义,还可以对邻井的开采具有一定的借鉴作用。

自生黏土矿物对储集层性质和油田开发的影响—以鄂尔多斯盆地姬塬-华庆地区X油层组为例

利用X射线衍射及扫描电镜技术,研究了鄂尔多斯盆地姬塬-华庆地区X油层组自生黏土矿物的类型、分布和产状。结果表明研究区自生黏土矿物以高岭石和绿泥石为主,有少量自生伊利石和伊利石/蒙皂石间层黏土矿物,自生高岭石主要分布在姬塬地区西部的X1小层,自生绿泥石在姬塬-华庆地区各小层均有不同程度的分布,但西部自生绿泥石的含量都高于东部。自生黏土矿物的产状主要有分散质点式、孔隙衬里式和网状交织式。同时对自生黏土矿物的形成机理进行了探讨,并指出了研究区黏土矿物对油田开发的影响,为后期油田的合理开发提供了地质依据。

X油田断层封闭性及其与油水关系研究

X油田位于大庆长垣以西,该地区PU油层储层非均质性强,物性差,属于低孔-特低渗储层,油水关系十分复杂,油水同层亦比较发育,开发难度较大,为了弄清油水分布控制因素,有必要研究断层侧向封闭性及其对油水的控制作用。从断层封闭性研究方法的适用性着手,优选一套适合本研究区的方法来定性描述断层的侧向封堵能力,并结合实际生产数据,拟合断层封闭性与油水的关系。

塔河油田艾丁区块TK1247井XRF元素的地质意义

应用X射线荧光录井岩石元素光谱分析技术对TK1247井岩石样品进行分析,岩石中的XRF元素呈现出明显的旋回变化特征,而其中元素的分配及比值的变化和组合特征都在一定程度上指示着古沉积环境的演化和沉积相的不同。通过该井岩石元素变化趋势可以看出,该分析手段是判断沉积环境的一个有效方法,提出了塔河油田艾丁区块XRF元素变化规律的地质意义。同时,也指出了今后XRF元素分析的研究趋势。

辽东湾坳陷LX油田浅层特稠油藏成藏过程及模式

针对LX油田浅层（明化镇组和馆陶组）特稠油藏复杂的油藏模式,充分利用地球化学、储层和包裹体等地质资料,在研究原油来源的基础上,恢复了该区东营组的成藏时期,并对成藏期内原油油品性质的变化及稠化特征进行了研究。结合浅层辫状河道沉积储层与含油性的分析,建立了浅层特稠油藏的成藏过程及模式,结果表明：（1）浅层明化镇组和馆陶组成藏与深层东营组油藏破坏相关,东营组储层在早期（28~25 Ma,东营组沉积末期）成藏并发生初步生物降解作用以及原油演化过程中,密度先增大、粘度后增大的性质使得油品性质在一定程度上变差,降低了对盖层条件的要求,为晚期（5~0 Ma）原油在盖层条件极差的明化镇组和馆陶组储层中成藏创造了必要条件;（2）浅层明化镇组和馆陶组辫状河道砂体纵向叠置关系与原油遭受的边充注边降解的过程共同形成了含油饱和度及油品性质在垂向上的旋回性,这与储层岩性的旋回性相对应,基于此建立了浅层油气充注模式,解释了现今特稠油垂向分布特征。

长春油田X断块气顶油藏型储气库注气能力评价

长春油田X断块油藏符合废弃油气藏改建储气库标准,注气井的产能评价对储气库建设起着重要作用,是储气库建设方案的编制和生产管理的核心指标。目前主要采用矿场统计、数值模拟、理论计算、油气层测试等途径确定单井注入能力,X断块现有生产资料和测试资料无法确定单井注入能力,只能通过理论计算确定单井注气能力。理论计算方法主要分为基于稳态的理论公式法和基于不稳态的数值模拟法,考虑到气藏压力对地层天然物性参数的影响,拟采用数值模拟方法评价X断块单井注气能力。在调研国内外同类油藏生产特征以及长春X断块地质特征和开发现状基础上,综合考虑压力对天然物性影响和Forchheimer效应的影响,基于考虑非达西效应的渗流模型,采用指数网格对地层划分,基于有限差分法对模型离散建立了关于地层压力的方程组,求解方程组利用地层压力计算井底产量。为检验模型可靠性,选取其他工区测试资料,按开井期间流压反算阶段产量,将预测阶段平均产量与测试产量进行对比,结果显示误差较小,验证了模型准确性,最后采用工区参数计算了X断块不同注气压力下注气量,建立了单井注气能力与注气压力二项式计算公式。该研究可以为工区储气库开发技术政策制定提供理论依据。

西北X油田E_(1+2)油藏储层单相油渗流实验特征

选取具有代表性的储层岩心资料,对西北X油田进行储层单相油渗流特征研究。认为该区原油在储层岩石中的油相渗流速度与压力梯度关系呈现非达西渗流特征。

渤海X油田聚驱后不同化学驱注入段塞优选及剩余油分布研究

渤海X油田自实施聚合物驱以来,含水上升较快,注聚井的吸水剖面反转现象严重,为改善开发效果,模拟地质油藏特征和开发情况,应用三层非均质平板岩心模型,开展了不同类型化学驱室内实验研究和合理段塞注入方式优选,结果表明:聚表二元驱能够有效改善聚合物驱过程中的剖面反转现象,有效扩大波及体积;优选的段塞注入方式为:0.1 PV(0.25%表面活性剂+2 000 mg/L聚合物)+0.3 PV(0.2%表面活性剂+1 500 mg/L聚合物),优选的聚表二元驱段塞注入方式比聚合物驱提高采收率8.6%。

渤海X油田不同射孔方式下均质油层纵向剩余油分布规律研究

渤海X油田已进入高含水开发后期,油水关系复杂,针对纵向动用不均匀的问题,利用人造物理模拟岩心,开展油水井不同射开部位生产条件下厚油层纵向上剩余油分布规律研究。结果表明,注入井上部射开、生产井全部射开效果最好,最终采收率最高;优化射孔方案可以改变油水流动方向,但受重力分异作用影响,剩余油仍主要集中在储层顶部。将研究成果应用于油田生产,其中X1井投产后日产油达200 m3,无水采收期长达2年。该方法对于改善厚油层水驱效果具有一定效果,可在海上油田适度推广。

低渗储层特征及主控因素研究——以A油田X油层组为例

利用岩心描述、铸体薄片、图像粒度、扫描电镜、阴极发光以及毛管压力分析等资料,对A油田X油层组低渗储层质量及其控制因素进行了研究。结果表明:岩石以细粒-岩屑质长石砂岩为主,分选好,具有石英含量低,长石含量高,岩屑含量较高以及成分成熟度低的特点。低渗储层主要控制因素是沉积作用和成岩作用,构造作用对储层影响较小。通过对目的层砂岩储层特征分析,探讨低渗储层的主要控制因素,为低渗砂岩储集层背景下的有利储层预测提供更可靠的地质依据。