中原油田储量资产化方法

石油企业的资产管理方式正由实物量管理向以价值量管理为主转变。为了给中厚油田现阶段剩余经济可采储量价值评估提供方法,以各类油藏剩余可采储量的储量资产化为对象,应用相对定价法理论,确定不同类型油藏、不同开发单元的剩余可采储量价值及其货币价值,结合油气开采的边际成本,标定油气的开采成本及级差效益,进而研究制定开发生产政策,为老油田实现以资产为主的生产经营管理提供决策依据。

文南油田开发中后期沉积微相精细研究

重新认识处于开发中后期油藏的沉积环境、沉积微相及其特征 ,建立准确的储集层模型 ,对于查明剩余油分布和挖掘剩余油潜力、提高采收率具有重要的现实意义。通过对东濮凹陷文南油田沙二下亚段古生物特征、地球化学特征、沉积构造特征、储集层岩性特征、粒度特征等方面的综合分析 ,认为其沙二下亚段为干旱炎热气候条件下的间歇性涨缩浅湖环境下发育的浅水三角洲和滨浅湖沉积体系 ;划分出三角洲前缘水下分流河道、水下溢岸砂、水下天然堤、水下分流间湾、前三角洲砂泥、滨浅湖泥等 6种沉积微相类型 ;分析各沉积微相特征 ,指出水下分流河道砂体储集物性最好 ,水下溢岸砂次之。图 5表 1参

文东深层低渗透多油层砂岩油田细分层系开发

深层低渗透多油层砂岩油田受经济产量的限制 ,一般采用 1套层系笼统合采。开发实践表明 ,层系内如层数太多 ,层间非均质性是造成水驱动用状况极不均衡的内在因素。多层合采合注开发效果较差 ,需要研究新的层系组合与划分方式 ,既能满足开发生产对层系细分的需要 ,又能使注采井距达到注水开发的要求。东濮凹陷文东油田属于低渗透多油层砂岩油田 ,油层多达 5 5个 ,在准确认识油藏地质特征及开发特点的基础上 ,以经济效益为前提 ,合理划分与组合开发层系 ,其高效、经济细分层系开发的经验 ,对科学、合理开发同类油田具有借鉴意义。图 1表 3参

沉积微相研究成果在濮城油气田滚动勘探中的应用

对东濮凹陷濮城油田沙三中亚段开展沉积微相研究,在水下扇沉积中识别出沟道、沟道间、席状砂、深湖—半深湖等微相。依据建立的主要微相测井相模式识别和划分单井相,结合砂岩含量及分布,绘制了沙三中亚段的沉积微相平面图。根据对研究区砂体展布和微相特征的预测,认为研究区南缘有另一个物源,在濮67南块可能分布有分流水道和水道间等较有利的沉积微相区,存在较好的砂体;西侧濮138块尽管砂层薄、层数少。但沙三中亚段存在较好的水下河道砂体,且席状砂体较为发育。据此制定了滚动勘探目标,钻探结果证实这两个区块的含油前景良好。

文南油田文33断块沙二下亚段储层构型建模研究

文南油田文33断块地质条件复杂,现有的三维地质模型已不能满足其开发的需要,需建立新的地质模型。针对此问题,综合利用研究区的地质、测井资料,采用隔夹层模型与沉积相模型镶嵌的方法,分别建立不同级次的隔夹层模型和单砂层沉积相模型,并以构型模型为约束条件建立属性模型。所建立的构型模型能够反映储层外部形态(微构造)和内部成因差异(沉积微相),构型模型约束下的属性模型能反映不同相带下的储层物性变化特征。

川西地区中二叠统栖霞组白云石化作用及其对储层的影响

为明确川西地区中二叠统栖霞组白云石化作用及其对储层的影响,通过野外剖面、钻井岩心、显微薄片、碳氧同位素、锶同位素、稀土元素等资料,对川西地区栖霞组白云岩进行系统分析。结果表明:川西地区栖霞组白云岩储层是浅埋藏白云石化作用的结果,其主要储集岩为残余结构白云岩及结晶白云岩,在埋藏期受到了峨眉山大火成岩省的影响。川西地区栖霞组白云石化作用对储层的影响主要有:①白云石化作用控制晶间孔的形成;②白云石化过程的伴生溶蚀作用;③白云石化对储层孔隙的保存作用;④构造热液白云石化对储层的改造。总体而言,白云石化作用的叠加改造有利于栖霞组白云岩储层最终发育,为储集油气创造了更好的条件。

东濮凹陷滚动勘探开发实践——东濮环洼

以层序地层学理论为基础,提出应用坡折带理论寻找陆相湖盆斜坡带油气藏的方法。通过东濮凹陷的中央隆起带北部濮卫环洼带滚动勘探开发实例,分析和总结构造坡折带成因机制、特点和构造样式。提出坡折带圈闭条件好,储层发育,是环洼聚油气条件最有利地区;沿着坡折带延伸方向砂体发育程度变差,储量丰度相继降低;高台阶油气充满程度最高。通过"十.五"期间的实践发现并动用了一批储量,取得了较好的滚动勘探开发效果。

马寨油田卫90块扩边增储研究

卫90块区域构造位置处于东濮凹陷西斜坡北部的马寨油田二台阶北部,为反向屋脊式断块,属断鼻式构造,为构造复杂带,储量动用不充分,本文通过对地层精细对比和构造精细解释,同时结合生产动态资料进一步落实构造,提供钻探目标,增加新的可动用储量,以达到增加产能的目的。

卫城油田卫133块油藏评价研究

卫133块区域构造位置处于东濮凹陷卫城油田中段西部,为一菱形断块区,为构造复杂带,储量动用不充分,通过对地层精细对比和构造精细解释,同时结合生产动态资料进一步落实构造,提供钻探目标,增加新的可动用储量,以达到增加产能的目的。

鄂尔多斯盆地镇北油田延长组石油运聚机理

鄂尔多斯盆地延长组为典型的低渗透储集层,石油在低渗透储集层中运移、聚集机理是该地区成藏研究的关键。利用原油含氮化合物分析、有机包裹体分析、含油砂岩荧光薄片分析等方法,结合原油物性特征、砂岩含油性与物性变化的关系等探讨了镇北地区延长组石油运移、聚集特征。研究认为:侏罗纪末期—早白垩世是延长组石油主要成藏期,烃源岩生烃是一个连续的过程,不具备多个成藏期;延长组石油在超压动力下幕式快速运移,沟通油源的裂缝、微裂缝是石油运移的主要通道,在侧向上运移距离短;相对于运移阻力,石油所受到的浮力很小,无法进行二次运移,现今的石油聚集仍保持其在异常高压作用下注入储集层时的状态;高压充注过程反复进行,处于沟通油源的裂缝通道上的储集层可以得到反复充注,从而形成石油有效聚集。

氮气驱室内实验研究

以中原油田文188块为研究对象,进行氮气驱室内实验研究。细管实验研究表明,氮气无法与地层原油形成混相,但可获得60%的采收率;在氮气突破时,细管流出物中有明显的甲烷峰出现,是非混相驱的重要的标志;两组长岩心驱替实验研究表明,先注0.04PV的水时采出程度为6.35%,转注氮气后,见气时的采出程度为43.77%;氮气驱的最大注入压差为0.89MPa,是最大注水压差的0.227倍,说明在注水困难地区实施注氮是可能的。在长岩心驱替实验中,氮气突破前,出现采出油体积高于注入气体积的现象;氮气突破后,被萃取的甲烷和中间组分依然发挥一定的作用,此期间仍可获得一定的采收率;氮气突破后采出油量会大幅度下降,如何有效控制氮气的突破是氮气驱成功的关键。

渤海湾盆地中、新生代岩石圈热结构研究

本文以浅部沉积盆地热历史恢复结果为基础,结合地热学的有关理论计算得到渤海湾盆地中生代以来不同地质时期壳幔热流配分及莫霍面温度。结果显示,渤海湾盆地在早白垩世晚期和古近纪中晚期达到两次地幔热流与地表热流之比高峰,其两期地幔热流占地表热流比例都超过65%。莫霍面温度在早白垩世晚期、古近纪中晚期及新近纪早期(仅在临清坳陷、沧县隆起和冀中坳陷)出现3次高峰,其温度分别为900～1100℃、820～900℃和770～810℃。本文的研究不仅揭示出白垩纪是渤海湾盆地岩石圈热结构的重要转型期,即由三叠纪和侏罗纪的"冷幔热壳"型转变为白垩纪以来的"热幔冷壳"型的岩石圈热结构,还揭示出渤海湾盆地在早白垩世晚期和古近纪中晚期发生两期强烈的构造裂陷作用。因此,本文的研究可以为中国东部大陆岩石圈地球动力学的研究提供地热学参数。

白音查干凹陷层序地层研究

二连盆地白音查干凹陷是一个北断南超型的箕状断陷盆地。通过岩心、录井、测井的综合研究 ,根据层序地层学原理 ,将凹陷的主要研究目的层———下白垩统巴彦花群划分出 2个超层序和 6个三级层序 ;识别出冲积扇、扇三角洲、辫状河三角洲、浊积扇、滨浅湖、半深湖、深湖等 7种沉积相类型 ,其中冲积扇、扇三角洲发育在凹陷的北部陡坡带 ,辫状河三角洲和浊积扇发育在凹陷南部缓坡 ;发现凹陷经历过 3次大的湖泛 ,在层序演化上具有早期形成、继承性发育、晚期鼎盛的特点。图 3参

东非M盆地福拉凹陷烃源岩及原油地球化学特征

Fu 1井为东非M盆地福拉凹陷的区域探井 ,获高产油流。分析Fu 1井与Bal 1井烃源岩地球化学特征 ,下白垩统AbuGabra组中段烃源岩为低熟—成熟的好—极好烃源岩 ,推测埋藏较深部位的烃源岩成熟度较高 ,资源潜力较大 ,认为福拉凹陷是M盆地最好的生油凹陷。Fu 1井的原油为成熟度不高的成熟原油 ,遭到生物降解的影响 ,但饱和烃中异构烷烃含量高、正构烷烃序列完整 ,据推测油藏经历两期充注 ,原油的三环萜烷和甾烷含量较低 ,C2 9TS含量高 ,重排藿烷系列完整 ,含有一定量的γ 蜡烷 ,升藿烷系列中 2 2S构型大于 2 2R构型 ,甾烷系列中的重排甾烷含量高 ,C2 7、C2 8、C2 9甾烷呈反“L”型分布 ,含有丰富的 4 甲基甾烷 ,成油母质为陆源有机质与水生生物混合输入 ,沉积水体为淡水—微咸水介质。图 5表 3参

变形介质凝析气藏油气相态特征研究

变形介质凝析气藏因储层岩石颗粒细、孔隙小,储层界面效应极为突出。同时,降压开采过程中储层变形作用明显,因而其相态特征不同于常规凝析气藏。考虑吸附、毛细凝聚和毛细管力等界面效应和储层变形作用对油气体系相态特征的影响,建立了变形介质凝析气藏油气体系真实露点预测模型和衰竭开采过程中气藏的反凝析液饱和度预测模型。将该模型用于Q69井的露点和反凝析油饱和度的预测,其计算结果表明孔隙介质界面现象和储层变形作用不仅会导致气藏的露点升高,而且会加剧地层反凝析作用。考虑孔隙介质界面效应和储层变形作用影响后,地层反凝析油饱和度比常规模拟方法的预测结果更大,并且储层渗透率越低、变形作用越大,地层反凝析油饱和度增加就越显著。因此,与常规凝析气藏相比,变形介质凝析气藏在衰竭开采过程中反凝析现象将提前,反凝析污染也将更加严重。

苏丹穆格莱德盆地福拉凹陷油气成藏特征及勘探启示

福拉凹陷下白垩统Abu Gabra组发育有湖相好—极好烃源岩,但热演化程度低、成藏主控因素不确定,勘探潜力不明。通过地层层序划分、构造分析、沉积相分析,认为张剪性区域构造背景控制福拉凹陷的构造与沉积发育,下白垩统Abu Gabra组发育有一定规模有效生烃凹陷,可形成Abu Gabra组烃源岩层,Abu Gabra组自储自盖,Bentiu组储、Aradeiba组盖及Aradeiba组自储自盖等3套生储盖组合,其中第二套储盖组合为该凹陷不同于六区其他凹陷的良好储盖组合。紧邻生烃凹陷、继承性发育的构造带,如中部滚动背斜—断鼻、南部次凹西缘断鼻、南部断阶带断鼻、北部次凹东缘断鼻等构造带是有利的成藏带。继承性发育的Fula1号滚动背斜、Fula2号断鼻构造具有多套储盖组合,勘探风险低,为有利的勘探目标。这些认识为福拉凹陷油气勘探提供了科学依据,且其研究方法及思路也为新区油气勘探提供良好的借鉴。

东濮凹陷复杂断块油藏高精度构造建模研究

针对东濮凹陷文南地区沙二下亚段（Es_2~下）构造破碎、断层多且切割关系复杂、断层产状弧度大,难以建立高精度的三维构造模型的问题,论文以文38 Es_2~下为解剖对象,在深度域精细构造层位解释及断裂系统解释成果基础之上,运用Petrel建模软件,通过理清断层的平面及剖面组合关系,结合断层产状的复杂程度,选择Lisric Pillar和Curved Pillar两种方法来控制断层倾斜程度,再通过选择适宜的网格步长,以及人为扩大研究区范围边界等方法,建立了文38 Es_2~下的高精度三维构造模型,研究成果不仅为后期精细属性建模及油藏数值模拟奠定了基础,同时也为东濮凹陷相似地质条件油田的构造建模在一定上提供技术支持及方法借鉴。

文南油田黑油砂

东濮凹陷文南油田沙二下亚段存在黑色含油砂岩,所含黑色物质主要是重油和胶质、沥青等,成为阻碍主力油层内部流体流动的隔层,影响开发效果,造成优质储量损失。分析黑油砂分布规律及其岩性、物性、电性和有机质的组分等,认为其形成主要是由于储集层内部条件的变化,造成原油中的轻烃散失,重质组分沉淀、聚集。黑油砂具有远景开采价值。

苏49-01加密区有效储层分布预测及开发井距优化分析

苏里格气田苏49-01加密实验区上古生界二叠系下石盒子组的盒8段及山西组的山1段为河流相沉积,有效储层几何形态、规模大小、井间连通性、垂向叠置关系及物性条件认识难度大,单井控制储量和产量低。综合运用地质、测井及地震资料,以沉积学、地球物理学以及地质统计学为指导,运用测井约束反演方法开展了有效储层横向预测研究,解决了有效储层空间分布及连通性等问题。同时,在有效储层预测结果基础之上,讨论了5种矩形井网对有效储层的控制程度,综合分析了研究区合理的开发井距。分析表明：研究区目的层砂体数目多,规模小,宽度多为400-600m,单砂体有效厚度多为3-6m,有效砂砂体连通性较差;合理开发井网井距600-800m之间,结合有效砂体的分布情况,应采用不规则井网部署开发。该研究结果对油田下一步井网部署及调整具有一定参考意义。

塔中地区下奥陶统蓬莱坝组沉积微相研究

为了进一步研究塔中地区下奥陶统蓬莱坝组油气勘探的地质发育条件,明确其沉积微相展布特征。依据岩屑、测井等资料,在对单井沉积微相识别与划分的基础上,对多井沉积微相进行相关统计。结合地震资料和前人相关研究成果,系统分析了塔中地区下奥陶统蓬莱坝组的优势沉积微相,结果显示,研究区储层发育的优势沉积微相主要为砂屑滩和潮坪。通过连井沉积微相对比分析,明确了优势沉积微相的区域展布规律和相变特征。