歧口凹陷区新近系馆陶组热储特征及成因机制

渤海湾盆地黄骅坳陷歧口凹陷内赋存极为丰富的地热资源,其中新近系馆陶组热储最具开采价值,开展馆陶组热储地温场、孔渗条件、地热水循环规律和成因模式研究对认识馆陶组地热资源属性,合理开发地热资源具有重要意义。通过分析该区钻探、物探、测温、开发数据等资料,确定歧口凹陷内馆陶组热储为沉积盆地传导型地热系统,深部地幔热流和地壳内放射性生热以热传导方式传热,地热异常分布受基岩起伏的控制,在沧东断裂、滨海断裂附近出现高温地热异常,地温梯度可达5.0℃/hm以上。馆陶组热储的孔渗条件南北两侧较高、中部较低,热储孔隙率整体在26%以上,渗透率在390×10^(-3)μm^(2)以上,单井涌水量平均60 m^(3)/h,是优质热储。地热水主要来源于古大气降水,由北部燕山补给,沿地层深循环,吸取岩石热量后形成地热水。歧口凹陷区馆陶组热储地热资源量为41.81×10^(18)J,尤以天津滨海新区和河北黄骅市分布最广,占总资源量的95%,资源与需求匹配度高,具有良好的开发利用前景。

山东鲁西北地区馆陶组热储及流体化学特征

鲁西北地热区热储主要为层状热储,地温相对于其它地热区均匀,具有较高的热流值和富水性较强的含水层,是山东省地热资源开发潜力最大的地区。鲁西北地区的主要热储之一为新近系馆陶组孔隙裂隙热储层组。研究发现其上部地层发育细—中粒砂岩及泥岩与细粒砂岩互层夹粉砂岩;下部地层发育中细粒砂岩、中粒砂岩及砂砾岩夹泥岩;新近系馆陶组热储层具有顶底板埋深自南向北由浅变深、厚度由薄变厚,在凸起区埋藏浅、厚度薄,凹陷区埋藏深、厚度大等变化规律;地热水化学特征在水平方向具有以下分布特征:水化学类型由南部、东南部的SO_(4)·Cl-Na型向北、西北逐渐过渡为Cl·SO_(4)-Na型至Cl-Na。

渤海湾盆地南堡2-1区馆陶组辫状河储层构型精细表征

【目的】辫状河储层砂体结构及其渗流屏障的空间分布是影响南堡2-1区块注水开发效果的关键地质因素。【方法】综合应用岩心、测井和三维地震资料,基于辫状河储层四级构型单元空间分布为目标开展储层精细表征。【结果】依据密井网解剖,识别出南堡2-1区NgⅡ-6小层心滩、辫状河道和溢岸三种成因类型的四级构型单元,建立了四级构型单元的三种垂向叠置样式(心滩—心滩叠置、辫状河道—心滩叠置和溢岸—心滩叠置)和三种侧向叠置样式(心滩顺流前积叠覆型、辫状河道分隔心滩型和心滩—分流辫状河道型),采用均方根振幅和分频RGB融合地层切片技术,预测了南堡2-1区NgⅡ-6小层四级构型单元的平面分布,揭示了心滩储集单元的几何形态、规模大小及其与作为渗流屏障的辫状河道的接触关系。【结论】该研究结果为油田注水开发方案的优化调整、提高油田开发效果提供了直接的地质依据。

济源-开封凹陷东段馆陶组热储水化学特征及成因启示

对济源-开封凹陷东段馆陶组地热水进行分析研究发现,其水化学性质为中性水、盐水、极硬水,以Cl-Na型水为主,其化学特征、控制因素、特征系数等与上部明化镇组地热水、第四系地下水及地表水差异明显.馆陶组地热水为陆相含盐岩地层沉积型溶滤水,赋存介质为砂岩孔隙,区域发育的断裂、裂隙为其提供导热和运移的通道,在大地热流的传导增温下,不断发生溶滤作用、蒸发浓缩作用等,同时热储层封闭性良好,热水运移较停滞,还原性彻底,浓缩程度高.开封断隆内馆陶组地热水的以上特征与开封-兰考断陷相比程度更高.

山东省阳信县东部地区地热地质特征及资源量评价

为了解阳信县东部地区地热资源状况,以新近系馆陶组热储层为研究对象,通过资料收集、地热地质调查、地热钻探、产能测试、水质检测分析等手段,查明该区地热地质条件和热储特征,建立热储概念模型并计算馆陶组热储层的地热资源量。结果表明,该区馆陶组热储层顶面埋深940~1100 m,厚200~345 m,属层状孔隙—裂隙型热储;热储层中储存的地热资源量为9.6773×10^(18) J,地热水可采资源量为2171.3万m^(3)/a;全区可布地热井33眼,合理井距为3950 m。研究成果可为阳信县地热资源开发利用、当地地热资源规划管理等提供重要依据。

低阻油层录测多元参数综合评价方法

渤海P油田馆陶组纵向上存在多套流体系统,砂体叠置关系和油水界面复杂,普遍发育低阻油层。由于低阻油层的成因和类型复杂多样,导致低阻油层具有不同的岩石物理和录、测井响应特征。依据常规测井所建立的评价方法往往会低估甚至遗漏低阻油层,尤其当低阻油层同时具有低气体含量特征时,电阻率特征和气体含量与水层难以区分。结合以岩屑为测量载体的地化录井、三维定量荧光录井等技术,优选评价参数,建立多元综合评价方法。通过验证,大大提高了研究区低阻油层的快速识别符合率,为P油田开发部署提供了有力的依据支撑。

渤海湾盆地馆陶组热储特征与地热资源评价

渤海湾盆地发育多类、多套热储层,其中新近系馆陶组砂岩热储埋深适中、厚度大、分布广泛,为盆地主力热储之一,但过去的研究缺乏针对全区馆陶组地热资源的系统性评价。为此,在全盆地现今地温场特征研究基础上,通过收集整理钻井、地质和物探资料,系统刻画了馆陶组热储平面展布特征,并评价了馆陶组热储地热资源量,圈定了地热资源有利区。研究结果表明:①渤海湾盆地第四系—古近系现今平均地温梯度为34.7±3.5℃/km,平均大地热流值为64.4±8.1 mW/m^(2),反映了新生代裂谷盆地属性,具备了形成大型中—低温地热田的地热背景;②馆陶组热储温度分布区间为19.6~96.2℃,平均值为56.3℃,相对高温区主要出现在黄骅坳陷、渤中坳陷,冀中坳陷等地区,总体分布趋势与盆地现今地温场格局基本一致;③盆地110个县级以上城市馆陶组热储地热资源量折合标煤99.6×10^(8) t,平均地热资源丰度148.6×10^(4) t/km^(2),属于资源条件最好的一类油田地热资源,其中66.7%集中分布在华北油区;④盆地馆陶组热储最大概率地热资源量折合标准煤662.2×10^(8) t,平均地热资源丰度为72.4×10^(4) t/km^(2)。结论认为,根据热储特征和地面、经济条件,可在全盆地圈定出9个馆陶组地热资源有利区,即邢衡隆起区、南宫凹陷区、丘县凹陷区、饶阳凹陷区、武清凹陷区、岐口凹陷区、埕宁隆起区、东营凹陷区、昌潍凹陷区。

济阳坳陷桩海地区馆陶组上段三角洲沉积特征

为了加深对桩海地区馆陶组上段沉积相的认识,根据测井资料、地震剖面资料、等时地层切片资料等,通过古地貌及砂岩百分含量等值线图,分析馆陶组上段物源供应特征和沉积特征,对沉积相平面展布特征进行刻画,并对储层有利区进行预测。结果表明,研究区存在来自西南和东南两个方向的物源;馆陶组上段早期发育了三角洲相,三角洲平原不发育,三角洲前缘较发育,以水下分流河道、河口砂坝和支流间湾等微相为主;有利区位于发育河口砂坝和水下分流河道的中部和南部区域。

注水前后储层变化特征及动态建模研究

针对我国东部老油田普遍进入注水开发后期,其地下储层性质发生明显的变化,影响油田进一步勘探开发的问题,依据岩心分析、录井、测井和分析化验资料,充分结合生产动态开发数据,以孔店油田馆陶组为例,分析了注水前后储层变化特征,建立了不同开发阶段的渗透率动态模型。研究结果表明:1)受到长期注水冲刷及水质的影响,孔店油田馆陶组稳定矿物占比相对增大,不稳定矿物占比相对减小;薄膜状黏土矿物占比相对增大,粒状等多状态黏土矿物占比相对减小;储层孔隙度、渗透率和粒径中值变大,分选系数变小;原油黏度增大。2)建立了开发早期、中期和后期3个阶段渗透率模型。NgⅠ_(3)小层原始储层渗透率整体较高,渗透率高值分布在东部及西北部部分区域。由于新钻井附近注水开发力度加大,使得开发中期中西部区域储层渗透率明显增大,开发后期西北部、东北部及东南部区域储层渗透率明显增大。以上成果对长期注水老油田的后续开发具有指导意义。

渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层敏感性

储层敏感性分析是判别储层伤害程度的重要手段,对后期高效开发和剩余油挖潜具有重要意义。选取渤海湾盆地沾化凹陷垦西油田新近系馆陶组储层岩心样品,结合薄片观察、X射线衍射分析及压汞测试、流动水驱实验,对馆陶组上段和下段储层伤害指数和敏感性特征进行了分析。研究结果表明:(1)渤海湾盆地沾化凹陷新近系馆陶组储层岩石胶结疏松,孔隙结构总体孔径较大,孔喉分布较均匀,连通性较好;岩石矿物组成以石英、斜长石、钾长石和岩屑为主,黏土矿物主要包括高岭石、伊利石、绿泥石及伊蒙混层;馆上段以细粒为主,馆下段以中粒为主。(2)馆陶组储层普遍具中等速敏性、弱碱敏性、弱盐敏性特征;上下两段的酸敏性特征差异较大,上段具有非酸敏性特征,而下段具有强酸敏性特征,酸敏指数达78.28%;(3)研究区馆陶组铁白云石、绿泥石含量及孔隙结构对储层敏感性具有控制作用。(4)控制注采流速是研究区开发方案中的重要内容,对馆下段酸敏带来的储层伤害要进行防护和治理。

渤海QHD32地区馆陶组成藏认识与评价突破

渤海QHD32地区近年一直未有新的油气藏发现,老油田储量接替任务艰巨,馆陶组整体富砂,作为区域油气疏导层,成藏潜力研究对区域滚动评价意义重大。利用测井、录井、地震、分析化验等资料,根据陆相层序地层学、油气成藏地质学等理论,对QHD32地区馆陶组油气成藏条件进行研究并指导滚动评价。研究表明,QHD32地区馆陶组内部不同体系域储盖组合特征存在明显差异,低幅构造背景为馆陶组不同体系域内部油气成藏提供了有利条件,不同体系域内构造幅度、古潜山披覆、断砂匹配及储盖组合等的耦合关系是油气成藏的关键,并基于此建立了馆陶组多因素联合控制的有利成藏模式;滚动评价实践使得QHD32地区老油田实现储量接替,获得了馆陶组内部低阻油藏和常规底水油藏的新发现,丰富了渤海海域富砂地层内部不同类型油气藏精细勘探评价的内容,相关成果可供国内外类似富砂地层内部构造及隐蔽油气藏的勘探评价借鉴。

超稠油SAGD开发蒸汽腔形成及扩展规律研究

SAGD蒸汽腔的形成及扩展与油藏压力、注入蒸汽干度密切相关,是超稠油油藏SAGD开发成功的关键。应用数值模拟技术及动态监测手段对直井与水平井组合SAGD蒸汽腔的形成及扩展规律进行研究,确定了蒸汽腔形成及扩展规律:蒸汽腔形成于注汽井点,初期腔体较小,横向扩展较快;连续注汽时,蒸汽腔纵向扩展速度逐渐加快并超过横向扩展速度,蒸汽腔下部横向扩展最慢。根据蒸汽腔的形成和扩展规律对蒸汽腔进行系统分析,确定了SAGD泄油通道的2种形式,为辽河油区SAGD试验过程中的动态调整提供了依据,同时也为辽河油区未来SAGD规模实施打下了坚实的理论基础。

烟道气辅助SAGD数值模拟研究

根据杜84块馆陶油层地质特征、多组分流体相态拟合生成的流体组分数据,结合SAGD数值模拟技术,建立烟道气辅助SAGD数值模拟模型。针对常规SAGD技术进行不改变注汽方式开发效果预测,对注汽井注汽进行了可行性分析。模拟结果表明,注汽井注汽较原方式提高采收率8个百分点;针对烟道气辅助SAGD技术,进行蒸汽/烟道气伴注可行性分析,对蒸汽/烟道气注入比和注入总量进行优选,最终优选烟道气和蒸汽总注入量为75 m3/d,注入比为1∶1,最终采收率为47.39%。烟道气辅助SAGD数值模拟结果表明,蒸汽/烟道气伴注对改善SAGD过程中蒸汽腔的扩展及延长SAGD阶段时间效果明显。

烟道气在超稠油中的溶解特性

辽河油田杜84块馆陶油层SAGD试验区属巨厚型顶水油藏,随着蒸汽腔的扩展将面临顶水突破的问题,以利用烟道气辅助SAGD技术减缓顶水突破时间。通过室内实验研究烟道气在辽河脱水超稠油中的溶解度及不同溶解度下超稠油体积系数、密度、黏度特征。实验结果表明,在实验温度范围内,烟道气在超稠油中溶解度较小,体积系数较小;烟道气溶解于超稠油后,油气混合物黏度有较大幅度下降,降黏率基本呈线性增加。该研究结果为超稠油数值模拟提供了可靠的物性参数。

天津滨海新区地热资源循环利用研究——馆陶组热储回灌技术研究与示范

可持续回灌是地热资源循环采用的基本。本文通过热储敏感性、堵塞原因、成井结构以及地面装置分析了回灌衰减的原因。认为物理堵塞是回灌堵塞的主要原因,成井结构是维持可持续回灌的关键,标准的地面设备可避免由于物理和化学原因引起的堵塞。本文采用成功的成井结构和标准的地面装置开展馆陶组热储回灌地热资源循环采用的示范工程建设,回灌率达到100~123 m3/h,实现了天津滨海新区馆陶组热储回灌突破,保证了滨海新区馆陶组地热资源循环利用。

杜84-馆平12S形三靶水平井井眼轨迹控制

杜84-馆平12井是辽河油田曙一区杜84块部署的一口重点蒸汽辅助重力泄油(SAGD)试验井,属典型的三靶水平井、S形7段制(直—增—稳—增—稳—降—稳)三维井身剖面,轨迹控制精度要求高、操作难度系数大、井下安全风险大。介绍了该井井身剖面优化设计、轨迹控制措施、轨迹测量方法、井底参数预测技术、防碰绕障技术、分次定向技术以及定向钻井实践、钻井参数等情况,总结出利用水平井钻井技术,配合井下导向钻井技术进行三靶水平井轨迹控制的一般规律。实践表明,三靶水平井可实现SAGD的地质要求,对同类水平井的施工具有重要的指导意义。

孤东油田七区中馆4—馆6砂层组储层非均质性及其对剩余油分布的控制作用

根据孤东油田七区中馆 4—馆 6砂层组河流相疏松砂岩储层特征 ,将储层参数、流体性质的非均质性与生产动态紧密结合 ,分析了储层非均质性对注水开发效果的影响以及对剩余油分布的控制作用。研究结果表明 ,孤东油田七区中馆 4—馆 6砂岩储层非均质性强 ,对剩余油的分布具有明显的控制作用。在平面上 ,非主力相带砂体边缘和废弃河道的砂体以及高渗向低渗的过渡带形成了剩余油饱和度相对高值区。在垂向上 ,非主力小层砂岩分布局限 ,储层物性差 ,油层厚度薄 ,尽管其剩余油饱和度相对较高 ,但其剩余油储量有限 ;相反 ,主力小层的剩余油饱和度相对较低 ,但可采剩余油储量较大。储层层内非均质性包括简单正韵律、复杂正韵律、均质韵律、反韵律和复合韵律 5种形式。其中简单正韵律和复杂正韵律层内剩余油较富集 ,前者主要富集在层序中上部 ,而后者在层序内较多层段富集剩余油。

曙光油田曙一区馆陶组油藏成藏规律研究

叙述了曙一区馆陶组稠油至超稠油的地质特征,查明了油藏的形成机理及油藏分布的控制因素;认为该油藏为自凝结型稠油油藏,原油来自下伏兴隆台油层,原油在运移和成藏过程中,经历水洗作用,使原油粘度增加、凝固点降低,由于原油凝固点温度高于地层温度,原油自凝结形成沥青壳圈闭而聚集成藏,油藏的分布受油源位置、原油密度、粘度和凝固点的控制。

天津地区馆陶组热储回灌量衰减原因探讨

馆陶组是天津地区开展回灌试验最早、次数最多的热储层,但在每次试验中,回灌开始几小时或几天后,回灌量就急剧衰减,多数观点认为是回灌流体堵塞影响。笔者根据试验中观测到的现象及有关数据,经过理论分析,认为在回灌初期造成回灌量衰减的主要因素并不是堵塞,而是冷锋面前移过程中与热储层作用产生的一系列阻力所致。通过对回灌衰减分析,在不考虑堵塞的情况下,砂岩储层的物性特征是制约其回灌效果的关键。结合国内外最新砂岩回灌成果,提出天津地区馆陶组回灌的储层参数条件,对持续开发利用馆陶组地热资源具有一定的意义。

新北油田馆上段储层电阻率特性及影响因素

通过对新北油田油气层、油水同层及水层围岩的电阻率特性分析,认为该区电阻率差异较大,既存在正常油气层的电阻率特征,又存在低阻油气藏的电阻率特征。研究总结有如下规律:该区油气层束缚水饱和度越高,电阻率越低;油层厚度越薄,电阻率越低;构造幅度越小,电阻率越低;地层水矿化度越大,电阻率越低;油水系统越复杂,电阻率越低;原油性质好,钻井液侵入后的油层电阻率相对较低。最后,从油气藏成因角度总结出,该区低阻油气层形成的最根本原因是受到区域的构造背景、沉积环境成藏过程等控制。对于此类油层的认识,要综合考虑以上各种因素,建立相关的解释模型才能进行准确判断和识别。