准噶尔盆地东部白垩系成藏条件及勘探前景分析

准东探区白垩系油气主要受阜康凹陷侏罗系烃源岩的控制 ,平面上主要沿阜康凹陷周边分布 ,纵向上油气主要分布在白垩系中下部。白垩系构造面貌是由南西向北东方向抬升的大斜坡 ,构造圈闭不发育。沉积相研究结果表明有利的相带主要集中在五彩湾凹陷—沙丘河、北三台地区 ,而该地区油气的保存条件相对较差。

准东地区石炭系烃源岩评价及重要意义

准噶尔盆地东部地区石炭系4个层组(下统塔木岗组、滴水泉组,上统巴塔玛依内山组、石钱滩组)均发育烃源岩。相对而言,塔木岗组及石钱滩组分布范围较有限,钻探程度较低,目前还难以准确评价;而下石炭统滴水泉组烃源岩厚度大,分布稳定,有机质丰度高、类型较好、生烃强度较高,目前已达到湿气演化阶段,是准北地区重要的源岩;与滴水泉组烃源岩相似,上石炭统巴塔玛依内山组分布广泛,生烃指标较好,目前已达到生油高峰,是准东南部北三台—吉木萨尔地区石炭系重要的源岩。五彩湾地区、北三台地区均找到了与这两套源岩有关的油气藏,表明了石炭系良好的勘探前景。

新疆准东地区场地尺度二氧化碳地质封存联合深部咸水开采潜力评估

二氧化碳地质封存联合深部咸水开采技术(CO_(2)-EWR)被认为是有效的碳减排途径之一。在新疆准东地区率先开展CO_(2)-EWR技术,可在实现CO_(2)减排的同时获得咸水,在一定程度上缓解当地的水资源短缺问题,取得环境经济双重效益。以往研究大多以概化模型为主,缺乏工程实践依托,根据准噶尔盆地东部CO_(2)源汇匹配适宜性评价结果,基于我国首个CO_(2)-EWR野外先导性工程试验场地资料,构建拟选CO_(2)-EWR场地西山窑组三维(3D)非均质模型开展了场地尺度CO_(2)-EWR技术潜力研究。研究表明,拟选场地CO_(2)理论封存量为1.72×10^(6)(P50)t,动态封存量为2.14×10^(6) t。采用CO_(2)-EWR技术可实现CO_(2)动态封存量11.18×10^(6) t,较单独CO_(2)地质封存提升5.22倍,同时可增采咸水资源10.17×10^(6) t,CO_(2)采水比率为1∶0.91。同时,该技术可有效缓解因CO_(2)大量注入引起的储层压力累积,提高CO_(2)封存效率,增加咸水开采潜力。本研究可为新疆准东地区实施规模化CO_(2)地质封存联合深部咸水开采工程提供理论依据和技术支撑。

准东油田固体防蜡工艺

油井固体防蜡工艺是总结目前油田普遍采用各种清防蜡工艺基础上发展起来的一项全新的油井防蜡技术。这项技术具有无毒、安全、工艺简单、防蜡效率高、成本低廉、有效期长等特点。主要用于解决油井结蜡、延长油井检泵周期。

采油工程分层注水工艺应用研究

我国石油产业发展有效拉动国民经济整体发展水平的提升,为进一步巩固石油企业的支柱性定位,需要具有针对性地强化采油工程建设水平,本文主要基于采油工程分层注水工艺环节进行分析,探究分层注水工艺内容,全面探究采油工程分层注水工艺发展情况,包括注水井相关问题的解决对策,以及分层注水工艺的在未来发展中的技术应用,旨在提高采油工程水平。

凝灰岩型含油层系特征与成因分析——以准噶尔盆地火烧山油田二叠系平地泉组为例

新疆准噶尔盆地火烧山油田的中二叠统平地泉组(对应芦草沟组)是一套典型的黑色含油层系,长期被认为是裂谷盆地(或岛弧盆地)中富含生烃母质的深湖相泥岩。通过矿物学、岩石学等方面的综合分析认为:平地泉组的岩石碎屑主要来源于地幔碱性—过碱性的超基性岩浆岩(以碳酸岩为主)和中酸性岩浆岩(以安山岩和流纹岩为主)的喷爆物和溢流物,以出现碱性—过碱性的碱性长石、富铝石英、岩浆方解石、霓石、锂云母、硅钡钛石、蛇纹石等超基性岩浆矿物和以碱性—过碱性的碱性长石、石英等中酸性岩浆矿物为特征。上述喷爆的矿物碎屑与基质在富含地幔流体的滨湖—沼泽—热泉环境中发生热液蚀变,最终形成富含幔源岩浆矿物及热液矿物的凝灰质沉积系列,并参与生烃过程。凝灰物质提供的热及丰富的营养物质促进了滨湖—沼泽—热泉中藻类、微生物等生烃母质勃发,并导致液态烃早生成;凝灰岩类中丰富的原生粒间孔和方沸石溶蚀孔是烃类的主要储集空间。凝灰岩层厚度差异较大,多与正常沉积岩互层或夹于厚层沉积岩中。

应用试井资料研究低渗透储集层渗流特征及其变化——以沙南油藏为例

对于已注水开发多年,尤其是多次采取增产增注措施后的油藏,如何准确地判定低渗透非均质储集层渗流特征及其变化,难度很大。应用试井技术能够有效地认识这些特征和变化情况,为治理和改造油藏提供依据。分析准东沙南油藏经注水和措施改造使储集层的渗流特征产生的变化,有助于指导油藏的稳产、高产。

低渗透注水开发砂岩油藏合理井网井距的确定方法

低渗透油层低的单井采油能力和吸水能力注定了低渗透油藏必须采用密井网和油水井数比低的井网。对于井间干扰的传统认识需要更新:井间干扰是注水见效的必要条件;井距缩小单井产量不会降低;注水井的吸水能力是选择合理井网井距的关键;井网对"油砂体"的控制也应向控制“流动单元”转变。

含水采出比在评价油田水驱开发效果中的应用

提出了评价油田水驱开发效果的2个新参数——含水采出比与含水可采比,即直接用任一时刻综合含水率与相对应的采出程度或可采程度之比来评价油田水驱开发效果。该方法所计算的参数可以真实地评价不同类型的油藏以及同一油藏不同时间的水驱开发效果(尤其是在油田开发中后期)。用这2个参数评价油田水驱开发效果,既能反映油田储集层与流体的固有特性,又能反映开发技术与开发政策水平。

致密油压裂返排液处理技术研究

致密油采用工厂化大型压裂作业,压裂液用量平均在20 534m^3/井次,加砂量平均在1 314m^3/井次。30口致密油井2年累计返排液102 572.5m^3,返排液无合适去向,直接影响致密油后续开发进度。如直接回注,将严重损害储层渗透率,影响油田采收率;如直接进入污水系统,将对整个处理系统造成冲击,无法保证处理后水质达标。通过开展致密油压裂返排液处理技术研究及储层渗透率损失率动态研究,优选出催化氧化-混凝沉降-过滤污水处理工艺技术,使处理后的压裂返排液实现地层回注,解决了压裂返排液处理瓶颈,有力推动了致密油的持续开发。

低渗透油藏注表面活性剂提高采收率技术研究及应用

低渗透油藏水驱开发后仍有大量原油残留在地层孔隙中,注表面活性剂能够有效提高低渗透油藏水驱开发后的采收率。以新型双子表面活性剂GSK-1为主要处理剂,并结合非离子表面活性剂AEO,研究出了一套适合低渗透油藏的表面活性剂驱油体系,室内评价了其综合性能。结果表明,该驱油体系具有良好的乳化性能,乳状液放置120min后析水率仍低于30%,稳定性较好;驱油体系还具有良好的润湿反转性能,储层岩心经过浸泡48h后,其表面接触角可以由110.3°降低至50.4°;在天然岩心水驱后继续注入0.5PV的表面活性剂驱油体系,能使采收率继续提高15%以上,驱油效果较好。现场应用结果表明,区块内5口采油井采取表面活性剂驱油措施后,日产油量显著提升,平均提升幅度均在2倍以上,达到了良好的增油效果。

五彩湾凹陷石炭系油气成藏控制因素及勘探建议

石炭统滴水泉组高成熟的烃源岩为五彩湾凹陷石炭系提供了较为丰富的气源,彩25井区石炭系顶面为一大型鼻状构造,在此背景下局部高点控制了油气的分布。石炭系存在三个地质界面,其中第一个界面即石炭系风化壳是油气聚集的有利场所,其溶孔、溶洞的发育程度直接影响了各井的产能。因此,在该区石炭系油气藏受构造和岩性物性的双重控制,是该区石炭系形成孤立油气藏的主要原因。今后的勘探应以该界面为主要目的层,以寻找高效的串珠状的油气藏为主。

北三台-沙南梧桐构组储层微观特征对比研究

通过对准噶尔盆地东部北三台和沙南油田储层岩石学特征、储层物性变化、孔隙结构变化、成岩作用控制因素、成岩相等储层微观特征的综合研究 ,认为研究区整体储层性质较优 ,北三台储集物性相对好于沙南 ,各区略有差异 ,储集性质除与储层埋藏深度有关外 ,还与储层的物质组成 ,胶结程度和泥杂基含量 ,经历的埋藏历史和所处的构造变形强弱 ,古地温的高低等有关。北三台斜长石钠长石化溶蚀孔和剩余粒间孔和少杂基成岩相是北三台物性好的原因之一 ;沙南溶孔少 ,长石以钾长石为主 ,富杂基 ,强压实成岩相是沙南相对于北三台物性差的原因之一。

沙南油田高效开采技术政策研究

在该油藏大量动静态研究成果的基础上 ,根据国内外相似油田开发实例 ,运用数理统计、渗流力学、油藏工程及数值模拟的方法 ,结合矿场实际资料 ,对油藏进行天然能量、井网密度、注水系统、采油系统、最终采收率等参数的研究 ,获得了油田高效开发的技术界限。

开展成熟技术适应性研究 促进企业创新能力的提升

准东采油厂位于准噶尔盆地东部。所辖油田有火烧山油田、北三台油田、沙南油田、沙北油田、三台油田、甘河油田、西泉油田、吉木莎尔油田等大小8个油田。点多线长面广,储层地质条件各异,开发过程呈现技术问题迥异。工艺技术的成功应用难度很大。面对诸多开发生产中的技术难题,推广应用各种成熟工艺技术的适应性研究和技术改进既很好地解决了油田生产的实际问题,深化和配套了工艺技术体系,又使企业的创新能力得到很好的提升。

深层稠油开采工艺技术研究

深层稠油油田的开采难度大,油流的粘度高,在井筒和油层中的流动速度慢,采用常规的采油工艺技术措施,很难达到预期的开采效果。因此,需要研究深层稠油开采的工艺技术措施,利用热采的工艺技术解决稠油开采的问题,获得最佳的采收率。

渗吸效应对裂缝性低渗砾岩油藏开发的影响——以玛湖乌尔禾组储层为例

玛湖砾岩低渗储层的开发依赖裂缝,裂缝-基质间的渗吸效应对开发效果具有重要影响,但目前相关研究还极其薄弱。借助核磁共振技术研究了玛湖乌尔禾组砾岩的渗吸效应孔隙动用特征,并对其裂缝-基质间渗吸规律进行了量化表征,进一步将表征方程考虑到双孔、双渗模型中,在油藏尺度对比了渗吸效应对玛湖低渗砾岩油藏水平井开发的影响。研究发现,玛湖乌尔禾组砾岩岩心主要为中小孔隙(T2<100 ms),渗吸效应平均采收率可达32.43%,其中小孔隙(T2<10 ms)平均采收率为31.27%,中孔隙(10<T2<100 ms)平均采收率为37.11%,渗吸规律较好,符合改进后的MA指数模型。依据实验结果改进双孔、双渗模型后,模拟水平井开发5 a后发现,玛湖低渗砾岩油藏考虑渗吸效应时裂缝采收率下降了24.3%,基质采收率提高了4.6%,平均采收率提高了2.0%。该研究对后期制定合理的提采措施具有指导意义。

准噶尔盆地石西凸起白垩系呼图壁河组一段风暴岩

准噶尔盆地石西凸起地区下白垩统呼图壁河组呼一段存在湖相风暴岩。建立沉积模式,探讨风暴岩发育条件及意义。研究区风暴沉积是由于风暴浪作用于浅湖泥坪和滨岸沼泽,使沉积物重新搅起、打碎形成泥砾,再通过风暴流搬运到三角洲前缘或滨浅湖滩坝中,与未固结的砂质沉积而成。研究区典型风暴岩沉积构造丰富,完整的单层风暴沉积不发育,常见不完整风暴沉积和多次风暴作用形成的若干不完整风暴岩的叠置层。通过对岩心及沉积背景分析认为,研究区呼一段沉积时湖盆水动力较强,湖岸周围古地形平缓,湖盆水体较浅,具坡折带。有利砂体具相互叠置、厚度大、分布面积广特点。

低渗透油田注水开发调整技术探究

随着我国石油需求的不断增加,人们对油田开采技术也有了更高的要求,结合我国石油资源的特点,注水开发技术的应用取得了较好的效果,尤其是在一些低渗透油田中的应用。因此,根据低渗透油田的特点,笔者介绍了有关低渗透油田的注水开发技术,旨在促进我国石油开发技术的进一步提高。

吉7井区水敏储层酸化预处理工艺研究及应用

吉7井区是采用常规注水开发的深层稠油砂岩油藏,储层粘土矿物含量较高且为中等偏强-强水敏。注入水会使粘土矿物膨胀,注水压力快速上升导致水井欠注或注不进,加剧注采矛盾。为吉7井区长期稳定的注水开发和动用,根据储层敏感性评价结果,开展室内粘土防膨试验,对粘土使用不同酸液体系和防膨剂进行多轮次浸泡和冲刷,实验表明粘土酸化后再用水浸泡冲刷几乎不发生膨胀和运移,防膨效果远高于后期酸化或同步防膨,因此引入注水前酸化预处理的治理思路,并筛选出缓速酸酸液体系配方。在现场选择物性较差的31口井进行应用,酸化预处理井的注水压力明显低于未酸化的井,压力上升梯度也低于未酸化井,该技术对敏感储层注水开发具有较好的借鉴意义。