南堡陆地油田水平井二氧化碳吞吐主控因素

针对南堡陆地油田水平井高含水的情况,对稠油和稀油油藏通过分析大量矿场实践数据以及室内油藏数值模拟和物理模拟,开展了水平井CO2吞吐控水增油主控因素研究,明确了影响水平井CO2吞吐控水增油效果的因素有油层厚度、隔层、构造位置、水平段位置、投产含水率、吞吐前含水率、非均质程度、地层倾角、韵律、吞吐时机等,并明确了其影响规律。该研究为同类型油藏水平井控水增油措施的实施提供了依据,对进一步提高水平井开发效果具有重要意义。

水驱特征曲线对油田不同阶段开发效果的评价研究

水驱特征曲线是预测水驱油田未来开发动态和最终采收率的一个重要方法。通过水驱特征曲线的分析,推导出预测油田可采储量、采收率和综合含水率的公式,并根据油藏数值模拟结果,针对不同沉积类型油藏总结其不同开发阶段的水驱规律特征,克服了以往只能针对不同油田区块研究的缺点;对不同开发阶段条件下措施前后预测的可采储量和最终采收率进行对比评价,结果表明,随着二次加密井网开采技术的调整,最终采收率均有所提高。

南堡油田古生界古潜山油藏裂缝描述预测及勘探

南堡油田古生界碳酸盐岩古潜山油藏为孔隙-裂缝型双重介质油藏。精细描述裂缝发育和分布规律,是提高油气藏勘探效果的关键。为此,在岩心描述裂缝和成像测井描述裂缝的约束下,应用叠前地震属性解释描述预测裂缝技术,确定目标区块裂缝密度、产状、发育程度及空间分布。预测结果显示,现有高产井正位于预测构造裂缝发育部位,利用该成果部署新探井,预期将获得良好勘探效果。

冀东南堡凹陷碳酸盐岩古潜山油藏开发关键技术

南堡凹陷古潜山油藏在开发过程中形成了一系列关键开发技术,包括岩性判识技术、裂缝综合预测技术、动—静结合的储集空间厘定技术以及基于溶蚀孔洞发育模式的储层综合预测技术。这些技术的应用较好地描述了古潜山碳酸盐岩储层,在此基础上进行了开发部署优化,提出了初期立足天然能量开发、水平井与定向井相结合、顶密底稀不均匀布井等开发技术政策,保证了南堡古潜山油藏的经济、科学开发,对该油藏下一步的滚动开发具有指导意义。

复杂断块特高含水油田储层及渗流规律研究

选取冀东复杂断块油田典型井岩心,采用水驱油实验与岩心分析相结合的方式,研究了特高含水阶段储层参数变化规律,并利用储层孔隙分形、油水相对渗透率及采液采油指数曲线分析了特高含水阶段的储层变化及油水渗流规律。研究结果表明:特高含水开发阶段储层孔隙度、渗透率均较原始状态有所增大,岩石亲水性逐渐增强,水相相对渗透率大幅度提高,无因次采液、采油指数均呈上升趋势,但无因次采液指数上升幅度明显高于无因次采油指数。

南堡油田沙一段储层特征及控制因素

南堡油田深部储层水体较深、湖盆面积广、埋藏深,导致深部储层泥质含量较高、压实作用较强,储层较差,寻找优质储层是勘探开发的重点。运用岩心、薄片、扫描电镜和其他分析化验资料系统分析了P1、P2断块的沉积相、储层物性、储层孔隙喉道特征和成岩作用特征,研究了南堡油田深层优质储层特征及其控制因素。结果表明,P1断块发育三角洲相,储集砂体较薄、连通性差,储集空间以次生溶蚀孔隙为主,胶结物和泥质杂基含量高,储层综合评价为中孔、特低渗、细喉道型储层。P2断块发育砂质碎屑流沉积,储集砂体较厚、连通性好,储集空间以次生溶蚀孔隙为主,胶结物和泥质杂基含量少,储层综合评价为中孔、中低渗、中喉道型储层。沉积相和成岩作用对储层影响显著,三角洲相储层较差,砂质碎屑流储层较为优质,且优质储层均发育在强溶蚀相中。

南堡油田沙一段优势储层预测技术

针对南堡油田难以准确预测有利储层的问题,开展了岩石物理分析技术研究。通过建立地震弹性参数与岩性、物性、含油性的"物探四性关系",明确目标区适用的敏感参数;通过井震紧密结合,开展了叠后、叠前地震反演技术研究,探索不同地质条件下储层预测的有效方法,制订相应的储层预测技术流程。预测堡古2区块优势储层,符合率达到83.3%;南堡4号构造沙一段进行叠前同时反演,利用纵波阻抗和纵波横波速度比对有效砂岩进行了预测,现场成果证实了预测方法的可靠性。

辫状河储层隔夹层特征及其对剩余油分布的影响

以高尚堡浅层北区NgⅣ油组辫状河储层为研究对象,通过岩心观察和测井曲线分析,识别出泥质、钙质、物性和特殊岩性等多种隔夹层类型。基于储层单砂体构型研究和层次分析方法,将目标区域储层划分为"隔层"、"薄隔层"和"薄夹层"3个层次;该划分方案能精细表征和刻画辫状河储层内隔夹层的分布特征。数值模拟结果和实钻资料表明,"隔层"较"薄隔层"对剩余油富集程度的影响大,"隔层"是控制层间剩余油最重要的因素;"薄夹层"的垂向位置、数量、面积及其与注水井配置关系等是影响层间剩余油分布及富集的主要控制因素。

渗透率级差对底水油藏剩余油分布规律影响

渗透率级差是影响底水油藏剩余油分布及油水运移规律的主要因素。油田投入开发后,纵向非均质底水油藏内部剩余油分布规律极其复杂,使得油藏后期调整开发潜力及编制剩余油挖潜方案更加困难。基于不同渗透率级差,利用油藏数值模拟方法,建立了不同韵律下4个底水油藏剩余油分布机理模型;研究不同渗透率级差对底水油藏剩余油分布及油水运移规律的影响。模型计算结果表明,渗透率级差越大,正韵律储层下部剩余油分布越多;渗透率级差越小,反韵律、复合反韵律及复合反正韵律储层下部剩余油分布越多。实例证明,考虑储层不同渗透率级差能够准确有效地描述底水油藏剩余油分布规律。

中石油探区主要盆地页岩气资源分布特征研究

页岩气是重要的非常规天然气资源类型。中国页岩发育广泛,有着良好的页岩气勘探前景。在新一轮油气资源评价的基础上,对中石油探区主要盆地泥页岩特征和页岩气资源进行了初步评价。总体上,中-新生界页岩在中石油探区各主要含油气盆地内广泛发育,以陆相沉积为主,具有东部生油能力强,西部生气能力强的特征;古生界页岩主要发育于中、西部盆地和南方地区,以海相沉积为主,具有高热演化程度的特征。通过成因法、统计法、特尔菲法计算,最终确定中石油探区内主要页岩气盆地地质资源量及分布特征。在平面上,页岩气资源主要分布在西部盆地、中部盆地和南方地区,以塔里木盆地、柴达木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地和南方页岩发育区为最有利勘探区;在剖面上,页岩气资源主要集中在上述盆地的古生界地层,四川盆地的中—新生界地层也是值得重视的勘探领域。

南堡凹陷中深层岩性油气藏形成及分布

随着南堡凹陷主体构造勘探程度的不断提高,需要寻找新的区块来满足勘探需求。勘探成果表明,中深层的岩性油气藏是增储上产的重要潜力区,有必要对岩性圈闭成藏条件及分布规律进行研究。通过对区域构造活动、沉积体系展布及优势储集砂体分析,认为高北斜坡岩性体、南堡4号构造北部的叠置砂体和南堡3号构造坡折带砂体沉积背景有利,多期扇体叠置,优势相带储层发育,有利于形成岩性油气藏,这些区带是岩性油气藏勘探的潜力区域。

稠油油藏注蒸汽开发汽窜特征研究

随着稠油油藏开发过程的进一步深入,存在汽窜的区块越来越多,危害也越来越大。在定性认识热采汽窜通道形成机理的基础上,引入了汽窜时间与热侵体积的概念,通过单因素分析的方法,较准确地描述了稠油油藏汽窜的敏感因素,研究了储层渗透率、原油黏度、油层埋深、注汽强度和胶结程度等因素对汽窜时间和热侵体积的影响,结果发现储层渗透率越高、原油黏度越大、埋藏越浅、注汽强度越大、油藏越疏松,发生汽窜的可能性越大,汽窜时间越短。之后运用正交实验设计方法,通过级差分析与方差分析得到了各因素对汽窜指标的影响排序与显著性参数,结果表明渗透率对汽窜时间和热侵体积的影响最为显著。

底水油藏水平井出水位置识别方法

底水油藏水平井投产后,底水易沿高渗带突进至井筒,导致油井快速水淹。开展了水平段渗透率分布特征研究,提出均质型、两段型及多段型3类水平井渗透率分布模式。通过数值模拟研究,建立3类水平井渗透率分布模式数值模拟模型,研究了水平井不同渗透率分布模式下见水位置及其动态响应特征,提出基于渗透率特征的出水位置判别方法。实例对比结果表明,渗透率特征法识别水平井见水位置与实测资料基本一致,说明该方法的实用性和可靠性。

构造-岩性油藏剩余油分布数值模拟模型研究

构造-岩性油藏地质条件差、油水关系分布复杂,经过长时间注水开发,使得该类型油藏剩余油分布规律更加难以描述,同时也对油藏下步挖潜的方向及调整方案的编制带来更大困难。在精细地质建模的基础上,综合考虑构造-岩性油藏地层沉积旋回、垂向非均质性及储量分布特征,对层内泥岩和干层进行特殊处理,建立描述该类型油藏剩余油分布的数值模拟模型。实例分析表明,建立的模型模拟小层含油饱和度分布及储量丰度分布与动态分析结果一致,可用于描述构造-岩性油藏剩余油的分布状况。

油气二次运移研究现状及发展趋势

油气二次运移是成藏研究的薄弱领域,正确了解二次运移的研究现状对于促进油气成藏研究有着重要的意义。在全面调研的基础上,系统总结了国内外对于油气二次运移的主要研究成果;对目前常用的流体示踪剂法、物理模拟法、数值模拟法等研究方法在我国的运用情况进行了详细介绍。最后,指出了目前研究中存在的问题和今后的发展趋势。

断裂构造在南堡凹陷新生代火成岩形成中的作用

南堡凹陷在新生代有多期次的基性岩浆活动,形成大量玄武岩和少量次火成岩、火山碎屑岩,产状有岩被、岩株、岩床等。火成岩的形成期次及空间分布,与凹陷盆缘断层及基底断层的演化、空间分布规律一致。火成岩分析数据证实,基性岩浆起源于幔源型原生岩浆。凹陷内的深大断裂是上地幔部分熔融后岩浆上涌侵入或喷发的通道。断裂构造活动与基性岩浆形成的同一性,是南堡凹陷内火成岩的形成机制。岩浆活动的高温、高压,有利于源岩生成丰富的油气。广泛分布的火成岩,既可以作为储层,也可以作为盖层。南堡凹陷内已经发现基底深大断裂侧向遮挡,并由该断裂运移岩浆形成的玄武岩被做盖层,形成储量千万吨以上的馆陶组油气藏。

南堡凹陷高南斜坡古近系岩性油藏勘探实践

通过对研究区构造背景、资源基础、油气运移通道等岩性油藏成藏条件进行分析,深入剖析已知油藏,明确了区内东营组发育砂岩上倾尖灭岩性油藏、砂岩透镜体油藏和不整合遮挡等3种典型岩性油藏模式。研究认为,东营组分流河道砂岩油藏的形成与分布主要受油气资源、构造和岩性三重因素控制。近2 a来,在高南地区针对东营组下生上储型岩性油藏钻探的G129x1、G183x1等6口井均获得工业油流,对同类岩性油藏勘探具有指导意义。

水平井开发效果多指标综合评价体系的建立与应用

水平井开发效果评价多采用经济效果评价或比较水平井与直井开采效果评价,较少采用技术、管理、经济等多指标综合评价。提出了水平井开发效果评价的9种类型并建立了相应的综合评价体系,采用多指标评价方法组合,进行开发效果的综合评价。通过实例分析,认为该体系符合油田开发实际,说明了综合评价体系的正确性与实用性,对水平井开发效果评价尤其是效果跟踪评价有着积极的指导作用。

南堡凹陷古近纪古湖泊学研究

通过典型单井的岩心生物相分析,建立了南堡凹陷古近系地层的5种生物相环境模式。通过生物相的时空展布建立了南堡凹陷古湖水分布样式;同时结合该时期的构造活动,建立了南堡凹陷古近纪各组段生物相分布特点及其与构造活动的耦合关系。研究表明,南堡凹陷古近纪古湖泊在沙三段、沙一段和东三段时期分别达到最大深度,并形成了3套重要烃源岩层系。该研究不仅是南堡凹陷沉积环境的背景分析,而且对识别层序界面、体系域构成样式也具有重要意义。

南堡凹陷拾场次凹沙三段优势储层预测技术

南堡凹陷拾场次凹沙三段为扇三角洲沉积,储层薄,非均质性强,物性差异大,有效识别和预测优势储层是精细勘探开发的关键,单一的技术方法无法满足储层预测准确性与精度的要求。以谱反演高分辨率处理成果资料为基础,开展地震属性分析与优选,利用优势储层的敏感属性进行多属性融合与反演,将反演成果作为变量进行地震约束储层建模,最终预测优势储层分布。在南堡凹陷拾场次凹高5区块的应用研究表明,预测结果与检验井符合率为89.2%,依据储层预测成果实施的新钻井达到预期目的。