临南油田街2断块沙三上亚段Ⅴ砂岩组沉积微相研究

基于区域地质背景资料,综合运用岩芯观察、岩相和测井相分析等手段,对临南油田街2断块沙三上亚段Ⅴ砂岩组沉积微相的沉积相标志、类型以及展布特征进行了系统研究。结果表明:临南油田街2断块沙三上亚段Ⅴ砂岩组为一套湖泊三角洲沉积体系,亚相类型为三角洲前缘亚相;沙三上亚段Ⅴ砂岩组主要沉积微相可细分为水下分流河道、水下分流河道间湾、河口坝、远砂坝和前缘席状砂等5种微相,并建立了沉积微相识别模式;沉积特征和沉积微相的平面展布呈现在近东西向剖面上砂体连续性较好,可见河口坝与前缘席状砂的交替出现,而在近西南—北东向剖面上,砂体横向上一般由水下分流河道过渡到河口坝或前缘席状砂。总之,临南油田街2断块沙三上亚段Ⅴ砂岩组是研究区三角洲形成的高峰期,水下分流河道、河口坝、前缘席状砂为主要的储集砂体。     

数值模拟研究在钟市油田潜三段的应用

钟市油田由于受到纵向含油层系多、储层非均质性强,油水井绝大部分为多层合采合注等因素的影响,对主力砂体剩余油分布情况认识不清。根据"钟市剩余油分布研究"资料,通过对潜三段重点砂体测井资料进行二次处理,对储层物性参数进行趋势模拟,建立储层三维模型。在对各种生产数据进行历史拟合的过程中,分析出钟市油田潜三段剩余油的主控因素,包括储层非均质性、断层遮挡、注采井网不完善和井网未控制等,并在此基础上对剩余油分布进行定量描述。分析认为,井网未控制形成的潜力区剩余储量最大,剩余油储量大的区域表现为强水淹和未水淹,剩余储量主要集中在丰度≤50×10~4t/km~2和50×10~4t/km~2丰度≤100×10~4t/km~2的两个区间。     

佳县-子洲地区山西组沉积相研究

鄂尔多斯盆地佳县－子洲地区山西期沉积是由石炭纪太原期的海陆过渡相转变而成的陆相湖成三角洲沉积体系,主要由三角洲平原和三角洲前缘构成。三角洲平原亚相包括河道（包括主河道和分流河道）、天然气堤、河道间含煤沼泽、河道间洼地、决口扇等;三角洲前缘亚相包括水下分流河道、河口坝、远砂坝、水下天然堤、三角洲前缘席状砂、分流间湾等组成。通过对这些沉积微相的研究,确定研究区的沉积环境的演化过程,沉积砂体的大致展布及储层的控制,对未来的油气勘探部署及储量计算有重要意义。     

渤海湾H油田沙二段水下分流河道储层隔夹层研究

针对H油田沙二段储层内部非均质严重、剩余油分布不均等问题,对其水下分流河道储层中隔夹层进行了层次结构特征研究.将本区隔夹层划分为砂层组间隔层、小层间隔层、水下分流河道之间夹层及单一水下分流河道内部夹层4类,利用岩心资料、测井资料和测试资料,划分了隔夹层物性和电性标准,结合该区沉积微相、高分辨率层序地层学的研究,进行了隔夹层展布分析.结果表明隔夹层分布与水下分流河道不同部位关系密切,隔层厚度从水下分流河道边缘到中心依次减薄,而夹层在水下分流河道分叉口部位和河道边缘部位发育程度较高,水下分流河道中心主流线部位夹层发育程度较低,进而影响了研究区的剩余油分布情况.     

稠油油藏开发水淹特征及剩余油分布研究

针对已进入中高含水开发阶段,但剩余油潜力仍较大的欢127油田,研究了全区水侵量、水侵速度及水淹方式、原因等特征,认为水淹以底水锥进为主,其次为顶水下窜、断层水侵入,不同部位,油井水淹规律和水淹程度不同,边水未造成油层水淹;在对其水驱开发特征研究的基础上,利用数值模拟、动态测试方法研究了该断块剩余油分布规律：有效厚度大、原始储量大的部位,剩余地质储量依然较大;有效厚度相对比较大的井网不完善部位,剩余可采储量相对较大;油藏边部及生产效果差的局部井区剩余油较多。为油田调整挖潜提供了地质依据。     

鄂尔多斯盆地盘古梁地区长61层段沉积微相研究

从区域地质背景出发,通过层理构造、岩石颜色、粒度分析、颗粒结构、测井相以及单井相的综合分析表明,鄂尔多斯盆地盘古梁地区长61层段主要为河湖交汇区三角洲前缘亚相沉积体系,物源方向为北东向。研究区内主要发育水下分流河道、河口砂坝、水下天然堤、支流间湾微相。水下分流河道及河口砂坝有利储集相带是油藏形成的地质基础。     

坪北油田延长组沉积微相与油水生产规律研究

坪北油田延长组湖盆东北部边缘河流入湖处,以三角洲相沉积为主,该三角洲前缘水下分流河道-河口坝微相过渡区域,储集砂体主要分布在水下分流河道上;长4+52~长62小层储集砂体以水下分流河道微相砂体为主,占70%~75%,河口坝砂体占7%~10%,河道间湾砂体占10%~14%。通过对沉积微相及含油性变化的分析,认为该区沉积微相以水下分流河道为主,河道主体和河口坝微相为较好储层,但储层经过压裂改造后,在生产上并没有表现出更多的差异,油井产量分布主要受裂缝方向与井网、储层含油性及地层能量的影响。     

高邮凹陷环邵伯次凹地区油气成藏条件及成藏模式

为了深入研究环邵伯次凹地区油气分布规律,在划分邵伯次凹构造——沉积演化阶段的基础上,重点剖析有利油气储集砂体,结合烃源岩、盖层、运移等成藏条件及油气藏类型的分析,最终依据有效储集砂体发育特征及其构造位置,提出3种油气成藏模式:1)分流河道砂体型斜坡带油气成藏模式,以高邮凹陷北部斜坡带的联盟庄地区为代表,主要发育三角洲前缘沉积,条带状分流河道砂体为有利储层类型,发育构造-岩性油气藏;2)浊积砂体型凹陷带油气成藏模式,以高邮凹陷中部深凹带的邵伯外围地区为代表,主要发育浊积扇沉积,透镜状浊积砂体为有利储层类型,形成隐蔽性的岩性油气藏;3)分流河道砂体型断阶带油气成藏模式,以高邮凹陷南部断阶带的真武、黄珏地区为代表,主要发育扇三角洲、近岸水下扇沉积,扇状分流河道砂体为有利储层类型,发育构造油气藏和构造-岩性油气藏.研究结果表明:以成藏模式为指导,新落实联盟庄L11-1井地质储量27×104 t、邵伯外围S16-2,S16-3井地质储量60×104 t、黄珏H27-4井E2d2-21层日油8.3t/d,为有效地进行可持续勘探开发指明方向.     

松辽盆地扶余油田白垩系泉四段沉积微相研究

以岩芯和测井分析为基础,通过对吉林扶余油田白垩系泉四段的沉积背景、物源方向、沉积特征、沉积构造的研究,确定其为一套浅水三角洲沉积.区内以浅水三角洲前缘亚相沉积为主体,主要包括水下分流河道、水下分流河道间、水下天然堤和水下决口扇、砂质浅滩等5种沉积微相类型.此外,以单井微相分析为基础,结合大量的地球物理测井及录井资料,研究了区块内白垩系泉四段4个油层组、13个小层的沉积微相平面分布规律.研究结果表明:工区位于三角洲前缘的前部,缺乏前人研究认为的河口坝微相.其中,水下分流河道多呈NNE向和SN向带状展布,由于主河道的摆动,河道中心左右迁移,造成平面上河道砂体分布的不稳定,水下分流河道在第5、6、8、10小层发育.沉积微相的精细研究为油田的下一步开发以及主力层剩余油挖潜奠定了基础.     

聚合物驱合理井距优选及其适应性分析

葡Ⅰ2-3油层经过多年注水开发目前已处于特高含水开采阶段,截止2016年,研究区综合含水率为92.5%。在水淹测井解释成果、密闭取心资料的基础上,应用数值模拟法对剩余油分布规律进行了研究。结果表明,研究区综合采出程度为43.02%,剩余油主要分布在河道砂内,仍具有较大的聚驱潜力。通过矿场试验数据分析和室内实验研究表明,注聚时机越早,越有利于提高采收率。最后在地质建模和数值模拟的基础上,开展了井网适应性研究(注采井距、经济效益评价),确定了合理的注采井距。     

A区西斜坡P油层成藏分析及增储区域划定

大庆长垣主体区块现已进入开发后期,有高含水和高采出程度的特点,其剩余油呈高度分散状态,调整挖潜难度逐渐增大。为划定长垣A区西斜坡P油层增储区域,利用测井-地震联合构造解释、储层预测及油水识别等方法,开展成藏构造、储层、油水分布研究。研究表明,P油层油水平面分布受构造单元控制,垂向油藏类型受沉积演化特征控制,油富集程度受断层封闭性控制,油气成藏难易由断裂与砂体配置关系决定。根据研究成果,在西斜坡P油层划定I、II和III潜力区。     

北一二排西层系井网调整与效果分析

针对北一、二排西开发中出现的水驱产量下降幅度较大、油层动用状况较差、地层压力较低等问题,对该区块层系井网调整潜力进行了研究。结合影响区块开发效果的几点原因,分析认为仅依靠常规的动态调整措施难以有效地改善区块整体开发状况,通过层系井网调整的实施,全区日产液增加5 640 t,日产油增加197 t,含水率基本稳定,采油速度上升至0.60%,流压沉没度得到恢复,区块整体开发状况得到有效改善。截止2017年8月已累计增油20.5×104 t,提高采收率2.0%以上,井网加密、细分层系调整效果显著,解决了油层动用程度差的问题,提高了最终采收率。     

稠油油藏蒸汽吞吐转蒸汽驱可行性研究

以J油田W区块为例,综合筛选标准、理论计算及数模优化方法,评价油藏属性、物质基础及开发现状,形成蒸汽吞吐转蒸汽驱可行性的评价方法,进而确定目标区转蒸汽驱适应性：研究区块储层物性参数与蒸汽驱筛选标准符合良好;远井地带剩余油饱和度高,增油储量基础好;井间形成有效热连通,吞吐阶段储层预加热程度可满足转蒸汽驱需求。基于此优化蒸汽驱关键参数,确定蒸汽吞吐转蒸汽驱最优技术策略。优选在蒸汽吞吐阶段采收率达到15.20%时转换为注汽3个月,注汽速度为133.33 t/d,停注1个月的间歇注汽,蒸汽干度为0.60,采注比为1.3的蒸汽驱开发方案。预测表明,当油汽比达到0.12时,最终采收率达42.3%,较蒸汽吞吐提升29.6%。研究为稠油油藏蒸汽吞吐转蒸汽驱可行性分析提供参考,为其他同类型油藏技术策略的制定提供借鉴意义。     

多层合采气藏层间动用差异及其主控因素研究

以靖边气田A井区为例,利用钻井及生产动态资料,通过地质储量、动储量、泄流半径、动静储量比计算与分析,详细剖析了多层合采气藏层间动用差异及其主控因素。研究表明:靖边气田多层合采条件下层间动用极不均衡,小层动静储量比最小6.8%、最大79.8%,差异较大;气藏呈现一高多低的动用格局,马五13动用突出,其它小层动用普遍较低;相关性分析表明,层间动用差异受控于储层物性,尤其是渗透率,且小层动静储量比与渗透率呈指数密切相关。     

东庄油田低渗透复杂断块油藏开发动用研究

东庄油田为低渗透复杂断块油藏,共发育9个小断块,含油面积小,石油地质储量为259万t。储层物性差,埋藏深,原油性质具有"两高一低"的特点。因储量品位低,开发难度大,发现30多年开发未动用。本文针对油田的地质特点,对其经济有效开发的可行性进行了研究,对注水开发的适应性、井网井距、合理压力水平以及单井产能进行了分析研究,并提出可实施的油田开发思路。     

高含水油田优势流场识别调整研究

针对砂岩油田高含水后期油层优势流场严重发育,制约水驱采收率进一步提高的难题,应用层次分析与模糊综合评价结合数值模拟方法,确定了油藏平面各优势流场影响因素的权重大小,得到了小层平面流场的模糊综合评价值及不同强度流场区域的油水井对分布状况。对优势流场区水井减注、调层及补孔治理,对弱流场区欠注水井增注调整。应用该方法对V油田某区块小层平面的优势流场判断,其中优势流场区井对7个,强优势流场区井对5个。对存在于优势流场区中的12个井组进行水井减注、封堵调层、补孔、油井合理配产、封堵等工艺。对部分欠注水井增注调整,全区综合含水率下降了1.1%,累积增产原油2.2×104 t,取得了较好的高含水期剩余油挖潜效果。     

沈161块S_3~2亚段微构造特征研究

在精细小层对比的基础上、采用密井网大比例尺绘图方法对沈161块微构造进行研究,划分出三种微构造单元和四种配置模式。根据单井累计产量资料表征剩余油含量,研究不同的微构造类型及配置模式对剩余油的控制程度。分析认为:微构造正向单元、顶凸底凸型配置模式发育处是沈161块剩余油分布的有利区,当有利区域恰好发育分流河道沉积微相时对剩余油有着最好的控制作用。     

高尚堡油田二次开发中注采井网的重组调整——以高5断块为例

针对高尚堡油田高5断块油藏开发效果差的问题,在精细三维地质建模和数值模拟的基础上对高5断块剩余油分布进行分类,并根据剩余油不同分布特点,依据二次开发理论,对高5断块井网进行优化,开发层系进行重组调整。二次开发后大幅度提高了水驱控制程度和动用程度,水驱采收率由原来的20%提高到24%。     

江汉油区侧钻井井位优选技术与应用

通过油藏的再认识,根据剩余油分布特征及地面井筒条件,建立和规范了地质设计标准,在对报废井及方案停产井进行大量调查的基础上,优选并组织实施了4口侧钻井位。其中3口井恢复日产油20t,恢复可采储量2．0×10^4t,恢复产能0．45×10^4t,初步形成了江汉油区侧钻井选井原则及挖潜模式。     

多约束条件下的相控建模技术#br# ———以塔中40井区CⅢ油层为例

针对塔中40井区CⅢ油层砂体展布复杂,储层非均质性强的特点,运用Petrel建模软件,采用确定性建模与随机建模结合的方法,建立了研究区块的构造模型、沉积微相模型、属性模型,其中沉积微相模型的建立采用了四种约束机制,并利用上述模型对地质储量进行复算。结果表明,塔中40井区CⅢ油层的主力储油微相为高能前滨沙坪微相,研究区第3小层的孔隙度、渗透率等物性参数明显优于1、2小层。以三维地质模型为基础计算所得的储量值客观合理,为油田的后续开发调整奠定了基础,研究成果对类似地区的相控建模研究具有很好的借鉴意义。