超低渗—致密油藏水平井开发注采参数优化实践——以鄂尔多斯盆地长庆油田为例

注水补充能量水平井开发过程存在拟溶解气驱和水驱两种驱替机理,3个不同的渗流阶段。基于此认识,结合水平井开发试验跟踪评价结果,确定了注水井、采油井合理工作制度和注采参数确定原则:1采用注水井与水平井大规模体积压裂相结合的超前注水能量补充模式;2建立了不同储集层定向井超前注水和注水强度计算理论图版;3超前注水时机应在水平井完井之后;4水平井合理初期产量根据存地液量与排距、超前注水量、水线推进速度等参数确定;5注水未见效前合理生产流压略大于饱和压力,注水见效后合理生产流压不低于饱和压力的2/3,同时结合动态及时调整。基于研究成果,2013年HQ油田投产80口水平井,见水井比例由8.8%降到3.0%,水平井平均单井产量年递减控制在15%之内,取得了较好的实施效果。

安塞油田长10油藏注气开发方式研究

安塞油田长10油藏是近年发现的新层系油藏,其天然能量不足,自然能量开发递减大,室内水驱油实验评价注水补充能量开发效果不理想,现场注水开发试验过程中暴露出注水井注入压力高,部分注水井注不进的问题。根据长10油藏特征,通过室内试验、油藏数值模拟及油藏工程研究,优化出安塞油田长10特低渗透油藏注干气合理的注气方式、气水交替驱段塞尺寸、注入时机等技术政策,指导了长10油藏注气开发试验,积极探索了鄂尔多斯盆地特低渗透油藏补充能量开发的新方式。

弱凝胶增注调剖技术在安塞特低渗油田的应用

安塞油田为典型的低渗、低压、低产油藏,由于长6储层微裂缝发育,注入水突进,水驱效率低,严重影响油田的开发效果。为此,试验应用了弱凝胶增注调剖技术,一方面解决了调剖剂注入困难问题,另一方面有效地改善了注水剖面,对应油井增油降水显著,为特低渗油田的高效开发探索出了新的途径。

安塞油田长10_1储层成岩作用及岩相研究

安塞油田G52井区长101储层属低孔、中低渗—低渗储层,孔喉以中、细喉为主,具有粒度较粗,成分成熟度低,结构成熟度较高的特点。运用铸体薄片、X衍射、电镜扫描、镜质体反射率测定及物性分析等资料,研究了其成岩作用特征,确定成岩阶段主要处于中成岩的A期中亚期-B期。依据成岩作用类型及储层物性特征,划分出7种成岩相,其中强溶蚀成岩相和溶蚀成岩相孔隙度高、渗透率好、含油性好,是研究区最有利的油气储集相带;长石溶蚀—绿泥石膜胶结成岩相物性次之,含油性较差;压实固结成岩相、粘土矿物胶结成岩相、致密胶结成岩相和胶结成岩相物性最差,不利于油气储集。

春光油田热采井双空心杆蒸汽循环降黏工艺研究

在春光油田1 000 m左右深度的特、超稠油油藏开采过程中,随着井筒温度降低,原油黏度增大,油井无法维持生产,同时对地面输油造成困难。为此研究应用了热采井双空心杆蒸汽循环降黏工艺,利用蒸汽吞吐区管网内的高热焓蒸汽作为双空心杆内循环介质,实现井筒和地面降黏,通过建立数学模型,计算出循环蒸汽量、压力和温度等参数。该工艺和电加热工艺比较,日运行费用节约60%以上,为实现中深特、超稠油经济有效开采提供了新的技术方向。

低渗透致密砂岩储层中石油微观赋存状态与油源关系——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组为例

明确低渗透储层孔隙分布及不同尺度孔隙中石油微观赋存状态是认识致密油特征的关键。应用核磁共振测试技术对鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密砂岩储层进行研究,发现了鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密砂岩储层普遍发育纳米孔隙,具大孔、中孔、小孔、微孔及纳米孔多尺度孔隙发育特征。通过对近源与远源油藏储层多尺度孔隙中石油的微观赋存状态分析,明确了近源油藏储层具从大孔到纳米孔隙连续性赋存石油特征,且微孔至纳米孔隙含油饱满;远源油藏储层石油有选择性地赋存在大至中孔隙中,纳米孔隙不含油。延长组7段(长7)生烃增压产生的异常压力,控制石油在具多尺度孔隙的低渗透致密砂岩储层中差异性赋存,这为认识盆地致密油分布规律提供了理论依据。由此指出长7烃源岩分布区的长8油层组上部、长7油层组和长6油层组下部致密砂岩是今后致密油研究和勘探开发的主要目标。

鄂尔多斯盆地长7致密油储层储集空间特征及其意义

通过对长7致密油储层的核磁共振测试,研究鄂尔多斯盆地长7致密油储层储集空间特征。结果表明:鄂尔多斯盆地长7致密油储层孔隙孔径分布范围宽,储层中大孔、中孔、小孔、微孔及纳米孔孔隙类型均发育,且孔径分布范围、孔隙类型和主体孔隙类型受储层致密程度的控制作用明显;长7致密油储层大孔至纳米孔孔隙均含油,且微孔至纳米孔孔隙含油饱满。长7致密油储层微孔、纳米孔孔隙类型的识别及其含油的认识对鄂尔多斯盆地非常规油气资源的勘探与开发具有一定的启示意义。

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8^2储层沉积成岩作用

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长82沉积期,构造相对稳定,发育浅水三角洲沉积体系,湖岸线在东南部小规模迁移,分流河道及水下分流河道构成了该区沉积骨架。在对大量薄片和岩心分析的基础上,运用扫描电镜、X-衍射、阴极发光等实验手段,对长82储层的成岩作用进行了研究。研究结果表明,成岩作用对储层的影响具有双重性。早期绿泥石膜的发育对抵抗压实作用具有一定积极作用,早期方解石易与有机酸发生溶解反应,形成次生孔隙,改善储层物性,溶蚀作用极大程度地改造了储层物性,是次生孔隙形成的主要途径;压实作用破坏了成岩早期原生孔隙,晚期铁方解石堵塞孔隙,形成局部强钙质胶结区。沉积成岩作用对油气的分布具有决定性作用,分流河道及水下分流河道砂体厚度高值区决定了储层发育的形态及规模,在此基础上,受后期成岩作用改造的绿泥石胶结剩余粒间孔相和长石溶蚀+剩余粒间孔相是该区油气聚集的重要场所。

CT技术在致密砂岩微观孔隙结构研究中的应用——以鄂尔多斯盆地延长组长7段为例

为揭示致密砂岩复杂的孔隙结构特征,应用高分辨率CT技术,对鄂尔多斯盆地延长组长7段致密砂岩样品开展了定量研究。利用CT阈值差异识别样品中的孔隙和喉道,从而获得致密砂岩高精度二维及三维孔喉图像;应用数字岩心方法建立致密砂岩孔隙网络模型,并根据模型中的定量参数分析,获得孔隙及喉道的半径分布及其对储集空间的贡献率、孔喉连通性等特征,实现了长7段致密砂岩微观孔隙结构特征定量表征：长7段致密砂岩微米级孔喉连续分布;半径大于2μm的孔隙是长7段致密砂岩的主要储集空间;孔隙、喉道间具有一定的连通性,配位数主要为1~3.应用高分辨率CT技术可定量表征致密砂岩孔隙结构特征。

孔隙衬里绿泥石的成因及对储层性能的影响

孔隙衬里绿泥石发育的砂岩大多属于优质储层,前人将其归功于绿泥石对孔隙的保护作用。按照孔隙衬里绿泥石形成的铁质来源,可划分为同沉积黏土膜转化型、富铁镁物质溶蚀再结晶型和转化与直接结晶混合型3种类型。通过国内外富孔隙衬里绿泥石砂岩实例的对比研究表明,孔隙衬里绿泥石可以通过抑制自生石英生长、提高抗压实能力、指示早期碱性溶蚀发育程度和堵塞孔喉等4种方式影响储层性能,且不同成因的孔隙衬里绿泥石对储层性能影响方式不同,同一成因绿泥石在不同成岩阶段的影响方式也不同。中成岩A期以前,转化型孔隙衬里绿泥石通过占据孔喉和提高抗压能力影响储层,而溶蚀结晶型孔隙衬里绿泥石主要指示火山物质发生碱性溶蚀的程度;只有砂岩成岩阶段达到中成岩B期以后,孔隙衬里绿泥石对石英生长的抑制作用才得到充分体现。

陆相沉积古气候恢复研究进展

古气候影响了各种地质作用、沉积物及沉积矿产的形成,在古地理的恢复中具有重要的意义。古气候分析方法众多,主要讨论了矿物岩石学、古生物、地球化学、古地磁、地球物理等方法,并指出地球化学、地球物理方法具有广阔的应用前景,但也应注意这些先进方法与传统的地质方法有机结合,才能得出合理的结论。

姬塬地区长6油气成藏条件与富集控制因素

长6油层组为姬塬地区的主力含油层系,其含油圈闭主要受岩性变化和储层物性变化控制,是典型的岩性油藏。通过对烃源岩、储层特征,圈闭及盖层保存条件和油气成藏时空配置关系等进行综合分析,认为控制油气成藏的因素主要有2个。烃源岩、成藏动力的平面分布范围及有效的油气运移通道是决定油气是否成藏的直接因素;储层的储集性能决定了油气的富集程度。

镇北地区长8储层差异性分析

长8油藏是镇北地区勘探、评价以及开发的重点层系之一。近年来，随着勘探评价程度的不断加深以及开发先期介入实施效果的分析，发现局部出现产能差异相对较大的问题。从储层研究入手，按照两个砂带重点开展岩矿特征、孔喉结构、物性特征等几方面的差异对比研究，找出影响产能差异的主要因素，为下一步油藏评价部署及开展适用的储层改造工艺技术攻关提供一定的依据。

陆相湖盆沉积中心迁移特征及主控因素——以鄂尔多斯盆地上三叠统延长组为例

陆相湖盆沉积中心迁移主要受构造和沉积物源的控制，前人对构造沉积中心的迁移研究较多，而物源对沉积中心的迁移作用研究相对薄弱，在构造稳定时期物源方向和供屑能力是决定沉积中心位置的主要因素。根据主要入湖河流的多少，沉积物源可分为单源型和双源型，沉积中心主要受供屑能力强、进积快的物源控制，迁移方向与沉积物进积方向一致一同时。河流入湖方向和湖盆长轴方向不同沉积中心迁移特征也不同。鄂尔多斯盆地上三叠统延长组沉积早期（长10-长7）沉积中心迁移主要受构造影响，具有逆时针迁移特征，中晚期（长6-长1）沉积中心迁移主要受物源控制，具有拉锯式迁移特征。沉积中心的迁移控制了烃源岩、储层和盖层的空间分布和成藏组合方式，进而控制了油藏分布规律。

抽油机自动间开节能控制仪及其应用

安塞油田是典型的"三低"油田,低产低效油井占23.9%,人工间开现场管理难度大。为此,应用了抽油机自动间开节能控制仪。该仪器通过CMOS集成芯片控制电机配电柜内的交流接触器控制电机运行,实现抽油机间歇自动抽油。技术人员通过控制仪的人机界面设定间抽时间,设定完成后,控制仪便自动按照设计控制抽油机的起停。共应用45台,平均泵效提高了10%,平均节电37.5%,并且实现了无人值守,取得了较好的效果。

鄂尔多斯盆地合水地区延长组长6段砂体结构特征及成因分析

通过岩芯及露头观察对鄂尔多斯盆地合水地区延长组长6段砂体沉积类型的识别、依据沉积组合对砂体结构进行分类、并结合测井响应特征刻画了砂体结构平面分布,综合分析了砂体结构平面差异的成因。结果显示,合水地区长6段主要为深水重力流沉积,可识别出砂质碎屑流和浊流两种不同的重力流沉积类型。两种重力流沉积砂体在纵向上复合叠置形成广泛分布的厚砂体,因组合关系及含油性不同,可分为3种砂体结构类型:多期砂质碎屑流叠加型、砂质碎屑流与浊流复合叠加型及多期浊流叠加型。砂体结构平面分布差异受湖盆底形、物源及供屑量和流体重复改造等因素影响,不同结构砂体平面上具有垂直物源轴线呈带状展布特征,在合水地区东北部和中部形成较为有利的砂体结构类型。

致密油储层可动流体饱和度计算方法——以合水地区长7致密油储层为例

致密油储层可动流体饱和度是评价致密油潜力的关键因素之一。核磁共振技术可以获得准确的可动流体饱和度,但因其成本较高、周期较长,应用的普遍性受到限制。核磁共振、恒速压汞和高压压汞的实验原理表明,T2谱、恒速压汞曲线和高压压汞曲线均是岩石孔隙结构的反映,他们之间具有内在的一致性。相同样品的核磁共振和恒速压汞测试结果表明,致密油储层可动流体饱和度与恒速压汞总进汞饱和度相关性极强,可通过恒速压汞总进汞饱和度参数计算致密油储层的可动流体饱和度,而高压压汞7.0 MPa时的进汞饱和度与恒速压汞总进汞饱和度相同,从而提出了利用高压压汞资料计算致密油可动流体饱和度的方法。计算结果表明,合水地区致密油储层可动流体饱和度较高,以Ⅲ类和Ⅳ类储层为主,其次为Ⅱ类储层。

合水地区长7致密油储层伊利石成因分析

应用薄片、电子显微镜、能谱、X-衍射、数理统计等方法,对鄂尔多斯盆地合水地区延长组长7致密油储层伊利石成因进行了较为详细的分析。研究结果表明,研究区伊利石主要为原生沉积杂基中的伊利石及杂基伊利石化形成的伊利石。

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组砂岩回弹及其对成藏的作用

鄂尔多斯盆地在早白垩世末期发生了区域性大规模构造抬升剥蚀作用，抬升剥蚀东强西弱，剥蚀量一般为600—1400m，最大超过1600m。通过对志丹地区长10油藏的解剖分析，该区早白垩世未大规模的抬升剥蚀构造背景为砂岩回弹创造了条件，同时，长10砂岩厚度大，成岩作用相对较弱，具备明显的回弹能力，在薄片岩心等资料上发现了砂岩回弹的直接证据——回弹微裂缝。砂岩回弹作用不仅改善了局部储层物性，同时形成的负压促进了石油向下运移成藏。

石油工业与经济发展浅析

新中国成立以来，石油工业不断发展壮大，为国民经济的发展提供了支持与保障．．石油目前在国民经济中处于不可替代的位置，石油工业对国民经济和区域经济的发展起到了至关重要的作用。