层拉平法在古地貌恢复工作中的应用——以T油田X区为例

古地貌恢复是研究碳酸盐岩古岩溶发育情况的一项重要的基础工作,古地貌恢复的方法有很多,层拉平法是在物探资料基础上,以层序地层学的观点为基础发展起来的,利用层拉平法恢复和描述出的古地貌形态非常直观,利于研究。本文以T油田X区奥陶系油藏为例,利用层拉平法恢复和描述了T油田X区奥陶系在石炭系开始沉积之前的形态特征。     

塔河油田4区奥陶系古地貌恢复研究

塔河油田奥陶系油藏储集空间以碳酸盐岩岩溶孔洞缝为主,古岩溶发育程度对奥陶系油气成藏有重要的控制作用。古岩溶发育受多种因素影响,其中古地貌形态是控制古岩溶发育及分布的主要因素之一。因此研究古岩溶分布规律,应先进行古地貌恢复。本文以塔河油田4区奥陶系油藏为例,总结了一套应用三维地震资料及钻井资料进行古地貌恢复的方法和技术,并恢复、描述了塔河4区奥陶系在石炭系沉积前的古地貌形态及特征。     

苏里格气田东区下古生界马五段储层地质特征研究

苏里格气田东区下古奥陶系地层与靖边气田奥陶系地层具有相同的地质属性,但也表现出其特殊的差异性。马五1地层保存程度较低,奥陶系出露层位以马五12及更老层位为主。通过对研究区下古生界地层小层划分与对比,深入分析苏里格气田东区区域地质背景和地壳表层结构的基础上,认为研究区下古生界地层从东南到西北,剥蚀程度逐渐增强。应用残余厚度法、剥层法等对岩溶古地貌进行了恢复,苏里格气田东区地处奥陶系古潜台向北部延伸的古斜坡之上,古残丘和古沟槽构成了次一级的主要地貌单元。在沉积相、孔隙、储层有效厚度及储层物性研究的基础上,进行了储层评价,结合目前勘探开发情况,对研究区马五41小层有利储层分布进行了预测。指出了有利储层发育部位,提出了下一步勘探开发方向。     

基于地震古地貌恢复的碳酸盐岩缝洞发育带预测

塔河油田奥陶系油藏以岩溶缝洞型储集体为主,储集体发育程度主要受构造裂缝及古岩溶发育程度控制。古地貌控制了碳酸盐岩次生储集空间的形成与展布,因此对古地貌的恢复在油气勘探中具有重要意义。采用了以三维地震资料为主的剥蚀厚度恢复技术方法,该方法以地震剖面的解释成果为基础,结合研究区地层发育样式,选择参考层厚度变化率法,在测井资料约束下利用三维地震数据,通过地震剥蚀原点解释、参考层厚度变化速率计算和目的层趋势延伸等过程,恢复了目的层原始地层厚度和构造面貌,从而求取了目的层的剥蚀量。该方法在塔河油田进行了实际应用,在古地貌恢复的基础上,进行了缝洞发育带预测,结果与实际钻井比较吻合,取得了较好的应用效果。     

靖边南部前侏罗纪古地貌特征及其控制作用

为研究鄂尔多斯盆地前侏罗纪古地貌对其上下覆油藏控制作用,运用印模法,通过统计延10＋富县组地层厚度对研究区前侏罗纪古地貌进行恢复。研究表明：前侏罗纪古地貌形态对其上、下覆地层的构造、储层、运移通道及油气富集规律都有重要影响。侵蚀斜坡和侵蚀高地及构造高点对下覆长2油藏有较好的控制作用;而侵蚀沟谷区发育的河道砂体则为上覆延9油藏提供了良好的运移和储集条件。     

准噶尔盆地下侏罗统八道湾组底界面古地貌恢复

古地貌恢复研究目前大都停留在定性阶段,沉积记录资料越多则恢复精度越高,故一些定量化手段有待进一步研究。本次研究综合利用钻孔、地震、测井等资料,在残余地层厚度平面图的基础上,经去压实校正,得出八道湾组的原始沉积厚度,并由此恢复出八道湾组沉积期的古地貌。研究结果表明,古地貌对八道湾组沉积体系分布具有明显的控制作用。     

准噶尔盆地下侏罗统八道湾组底界面古地貌恢复

古地貌恢复研究目前大都停留在定性阶段,沉积记录资料越多则恢复精度越高,故一些定量化手段有待进一步研究。本次研究综合利用钻孔、地震、测井等资料,在残余地层厚度平面图的基础上,经去压实校正,得出八道湾组的原始沉积厚度,并由此恢复出八道湾组沉积期的古地貌。研究结果表明,古地貌对八道湾组沉积体系分布具有明显的控制作用。     

延长气田前石炭纪岩溶古地貌恢复研究

早奥陶世沉积结束之后,鄂尔多斯盆地经历了约1.5亿年的风化剥蚀与大气淡水淋滤溶蚀作用,形成并保留了厚约50—120米风化壳地层,风化壳古岩溶发育。本文应用"残厚法"和"印模法",对延长气田前石炭纪岩溶古地貌进行了恢复研究;指出:古岩溶台地和古岩溶斜坡储渗性能良好,是岩溶圈闭发育和天然气成藏的有利位置,普遍具含气特点。     

鄂尔多斯盆地侏罗系延10-富县古地貌特征分析及石油地质意义

在地层划分和砂体统计的基础上,根据地层厚度及沉积体系分析法对靖安-吴起地区侏罗系古地貌进行了恢复与刻画,将延10油层组的顶部作为一个基准面来看,适用"印模法"对研究区进行古地貌恢复。将该区的古地貌单元划分为侵蚀河谷、古斜坡、河间丘、斜坡带4种主要类型,对发育在斜坡带上的三级和四级河道进行了详细刻画。侏罗系油藏的分布受控于古地貌背景:二级古河的河床亚相不利于油气的聚集和保存,河间丘是油气聚集和保存的较有利部位,丘嘴地貌是岩性油藏的有利场所,斜坡是侏罗系最主要的储油有利地带,小幅构造是侏罗系油气成藏的落脚点。鉴于目前的勘探开发现状,通过对古地貌使用多种方法进行综合研究,才能更好地揭示油气成藏规律,从而研究其石油地质意义。     

鄂尔多斯古隆起周边奥陶系古岩溶地貌特征

为了搞清鄂尔多斯盆地古隆起周边的古岩溶地貌对储层的影响,根据古隆起周边的地质背景,探讨了稳定的克拉通盆地浅海环境下形成碳酸盐岩构造。不整合面大致代表了古岩溶地貌形态。按照成岩阶段和成岩环境把鄂尔多斯盆地古岩溶划分为同生期岩溶,表生期岩溶,埋藏期岩溶三种类型。运用"残余厚度法"及"印模法"恢复古地貌。将古岩溶地貌划分为岩溶台地,岩溶斜坡,岩溶残丘三个二级构造单元和高地,平台,残丘,洼地等多个三级构造单元,其发育主要受岩性、构造、成岩环境和古气候等控制。通过对古岩溶特征及古地貌的恢复进一步了解油气储存的空间和运移规律。了解古岩溶储层特征。     

塔中沙漠地区高含硫气田地面集输工艺改造

塔中Ⅰ号气田开发试验区10亿方试采地面建设工程作为沙漠地区高含硫碳酸盐岩开发的先导试验工程,对塔中奥陶系碳酸盐岩高含硫油气藏规模开发具有重要意义。工程投产后集输工艺不能完全适应碳酸盐岩油气藏不断变化的要求,优化改造了油气集输工艺,改造后基本能满足碳酸盐岩油气藏开发需要,对后续集输工艺设计提出了建议。     

致密砂岩气储层测井评价方法研究

随着国家对煤系"三气"的日益重视及开采力度的加大,煤层气的可采储量愈显不足,为了更好地解决这一现象,对于致密气的勘探开发也成为了天然气研究的重点。基于大量文献调研的结果,总结出了致密砂岩气的发展现状、储层特征、测井响应和识别方法,这对致密砂岩气藏的开发有一定意义。     

低压致密砂岩气层压裂伤害特点分析

针对低压致密砂岩气藏在压裂过程中,水锁效应是影响气井产能和损害气层的主要因素之一。通过分析研究水锁效应的影响因素,认为其主要是由内因及外因引起的,即气藏的原生条件和动力学及热力学条件。研究水锁效应的影响因素及其预测方法对提高低渗透气层的采收率具有重要意义。本文根据对苏里格气层在压裂过程中造成的水锁效应的大小,进行了初步定量的评价。     

碳酸盐岩复杂结构储层流体识别方法研究

针对西部T油田以裂缝-孔隙类型为主的碳酸盐岩复杂储层特点,采用双重孔隙结构体积模型,以常规测井资料为基础求取储层内各孔隙度参数,应用基于统计分析的正态分布法对碳酸盐岩储层流体性质进行识别。通过对T油田两个区块二十余口井的应用及试油验证,认为该方法的地质效果良好。     

海拉尔盆地乌尔逊凹陷油气成藏期次及成藏过程分析

研究表明乌尔逊凹陷油气表现为三期成藏：距今约125-120Ma的伊敏组早期、距今约120-90Ma的伊敏组末期以及距今约89-85Ma的青元岗早期。其中伊敏组末期应为凹陷的主要成藏期。不同成藏期次油气成熟度不同,早期油气成熟度较低,以区域不整合为主要运移通道,运移距离较远,可在远离烃源灶的圈闭中聚集成藏;中后期由于凹陷断裂活动,油气横向运移距离受到限制,以垂向运移为主,同时,不整合与断裂裂系相互配合也可使油气呈“阶梯状运移”,此阶段油气主要在烃源灶附近的圈闭中聚集。     

基于人造岩心研究烟道气对高渗透油藏的驱油效果

高渗透油藏具有典型的三高特征,即"高渗透率、高产能、高丰度"。我国的高渗透油气资源所占比例较低,但众多学者并没有放弃对高渗透油藏提高采收率的研究,其后期开采阶段的采收率有待进一步提高。针对大部分油藏,基于前人使用各种类型的蒸汽,复合驱油本文基于人造高渗透岩心开展烟道气驱油实验,观察注入压力和注入PV数对最终油气采收率的影响。最终优选出最佳注入压力为10.1 MPa,最佳注入PV数为3.0 PV。     

有水气藏水体活跃程度评价新方法

以水侵常数为评价指标,基于气藏工程方法与计算机自动拟合方法,利用气藏气井实际生产数据求取各气井控制区域水侵常数,结合气井井位数据,绘制气藏水侵常数分布图。通过该方法分析S气藏2-5-11小层,确定各单井水侵强度为1.2～4.92,平均水侵强度为2.49,判定该小层水体较活跃。通过气藏水侵常数分布图发现小层整体水体较活跃,东北部与西南部水体最为活跃,气藏外部水体侵入存在两条明显水侵路径,小层被水侵入封割为4个独立区域,区域内受水侵影响较小。有水气藏水体活跃程度评价新方法为明确气藏水侵特征与水体活跃程度,制定气藏治水方案提供技术支撑。     

苏里格气田气井压裂效果评价方法

以油层渗流力学和油藏工程为理论基础,通过对低渗透气藏压裂效果评价的研究,建立了实用分析理论和计算方法,为正确评价压裂效果提供了准确的基本参数。并且在此基础上,根据技术经济学原理,提出了经济极限增产倍数的概念,研究了低渗透气藏压裂效果评价的经济方法。     

Estimation of thermal maturity status of petroleum asphaltenes and maltenes

Asphaltenes from various bituminous sand, heavy oil and conventional oil reservoirs and maltenes from various conventional oil reservoirs have been pyrolysed at 130 °C (for the asphaltenes), and at 50 °C (for the maltenes) in the presence of hydrated aluminium chloride crystals as catalyst for the decomposition. The rates of production of gases were appreciable and measurable. Asphaltenes from bituminous sands from the same geographical location showed a clear correlation between the rate of gas production and the depth of burial. The trend indicates that the thermal maturity of the oil increases with increase in the depth of burial. For conventional oils, a correlation was also observed between the rate of the gaseous product yields and the geological age. Maltenes from the conventional oils gave similar results: here the trend indicates that the thermal maturity of the oils increases with increase in geological age. From the derived correlation curve, the geological age of unknown crude oil was determined (525 × 10⁶ years: middle Ordovician age).     

水驱气藏合理生产压差及优化配产

水驱气藏在己投入开发的气田中占很大的比重,对水驱气藏进行深入研究具有重要的理论意义和应用价值。本文对水驱气藏合理产量的研究是从单井研究出发,首先介绍了常规气井配产方法,并在掌握气藏地下、地面有关资料的基础上,建立了考虑气井积液,气液对管壁的冲蚀作用,底水锥进,地层气流的速敏效应和计划产量众多因素的综合配产模型,然后,根据气井的动、静态资料确定了解气井合理的生产压差。最后,利用实例气井资料进行计算,并验证该模型,认为该模型在这类气井配产中是适用的。能为现场配产提供一定的指导依据。