地球化学指纹技术在油气藏连通性及配产研究中的应用——以涠洲12-1油田和东方1-1气田为例

气相色谱指纹及碳同位素指纹分析近几年发展起来的一种油藏地球化学研究方法。该方法通过分析原油的全烃气相色谱指纹化合物组成天然气碳同位素组成的变化规律示踪油藏储层的连通性，精确计算多层混采中不同单层的产量贡献以及监测产量随时间的变化。中利用原同全烃气气相色谱指纹及天然气碳同位素指纹技术，结合高分辨率地震资料和油层压力测试数据，对北部湾盆地涠洲12－1油田北块及莺歌海盆地东方1－1气田储层连通性进行了研究，并依据不同油气层的全烃气相色谱指纹或碳同全位素指纹的差异，对涠洲12－1油田中块Ⅳ，Ⅵ油组及东方1－1气田Ⅱ下，Ⅲ气组混层开采的产量分配进行了计算，从而为上述两油（气）田的生产井网部署以及生产后期开采方案的调整提供了参考依据。     

原油气相色谱指纹技术在油层连通性研究中的应用

原油全烃气相色谱指纹的变化是原油非均质性的具体表现,也是将该技术应用于油藏开发的基本依据。将原油气相色谱指纹技术应用于鄂尔多斯盆地某区长62油层连通性研究,优选出的产层连通性原油色谱指纹特征对比结果显示,研究区长62层原油可分为五种类型:Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类和特殊油,除特殊油外,同类原油分布与产层砂带分布特征基本一致,并显示出较好的连通性,不同砂体之间油藏的连通性和保存条件存在着差异,测井、试油资料也进一步验证了指纹分析结果的可靠性。     

应用色谱指纹技术研究孤东油田六区块油层连通性

色谱指纹技术可用于油藏的油层连通性研究。对胜利油区孤东油田六区块8口井分别取自3个主力生产小层的油样进行全烃色谱分析，通过对比单层油样的色谱指纹特征，判断井间小层的流体连通性。油藏地质研究结果验证了根据油样色谱指纹特征得出的结论是正确的。图3参7     

油藏开发中应用原油气相色谱指纹技术的可行性研究

原油气相色谱指纹技术应用于油藏开发的基本原理是原油全烃气相色谱"指纹"的变化是原油非均质性的具体表现,目前主要用于油层连通性研究和油井的分层产能研究。实际应用效果证实了该技术方法与传统方法相比具有简便、实用和有效的优势,但仍存在一些应用可行性问题,需要加强油层非均质性问题研究和油层连通性研究及油田开发过程中流体非均质性变化特征研究。     

陈堡油田陈3区块油藏连通性的地球化学研究

油层的连通性研究是油气藏评价的重要内容。陈堡油田陈3区块原油的物理性质和地球化学性质都十分相似，仅用油藏地球化学常规方法无法判断其油藏连通性。因此，采用原油气相色谱指纹方法对该区块的白垩系油藏的连续性进行了研究。结果表明，陈3区块白垩系泰州组和赤山组之间及油组内部连通性都较好。     

涠洲12-1油田北块注水优化数值模拟研究

涠洲12-1 油田北块储层连通性复杂,非均质性较强,稳定注水开发存在原油产量低、采出程度低、稳产难度大等问 题。为了提高该油田综合开发效果,为油田下一步开发调整提供依据,利用油藏数值模拟技术对该油田进行了注水方案研究。通过对比分析,优化的不稳定注水方案比常规注水方案原油采收率可提高3 个百分点左右,为类似油藏的开发提供了借鉴。     

利用地球化学方法进行油藏表征

地球化学用于油藏表征具有成本低、耗时短、精度高等多种优势。根据不同储层流动单元中储层流体的宏观组成和微观组成的差异性可直接判断油藏流体连通性,羊二庄油田羊二断块庄产层连通性判识证明了原油气相色谱指纹法的适用性。根据气相色谱指纹技术对板桥油田板834—1井的单层产能变化监测表明该技术不仅能对合采井进行单层产量贡献计算,还能对合采井进行动态监测,研究产能贡献变化趋势。利用原油中生物标志的相对含量与原油粘度的相关性．预测了冷43断块区的储集油粘度。并与地质条件相符合,为稠油开发方案的制订提供了定量依据。结合具体地质背景,油藏地球化学表征可为油田勘探开发方案的制订提供定量的科学依据。     

笔架岭油田JL11区块油藏连通性的地球化学研究

油层的连通性研究是油气藏评价的重要内容。笔架岭油田JL11区块原油的物理性质和地球化学性质都十分相似,仅用油藏地球化学常规方法无法判断其油藏连通性,因此,采用原油气相色谱指纹方法对该区块的东营组和沙河街油藏的连续性进行了研究,结果表明,JL11区块东营组东三段和沙河街组沙二段内油藏连通性都较好,沙一段连通性相对较差。     

应用地球化学方法判识混采稠油井主产层

由于稠油具有黏度高,族组成中非烃和沥青含量高,饱和烃和芳香烃含量低等特点,全烃色谱图很难反映各油层与井口原油的差异性,给应用气相色谱指纹判识稠油井的主要产油层位带来了困难.利用东北油田某多层混采稠油井各产油层的储层岩石(储层沥青)和混采原油作样品,进行饱和烃和芳香烃色谱-质谱实验,通过星形图、聚类分析、因子分析等技术进行分析和研究,有效地判识了该多层混采稠油井的主要产油层位,并提出了有针对性的生产调整建议.从实施情况来看,效果明显.该方法具有适用性强、投资少、周期短、准确、快速等特点,有推广应用的前景.     

文昌13-1油田部分混采油井产能分配计算

按照同层原油指纹最大相似性和异层原油指纹最大差异性原则，运用高精度再现全油色谱指纹分析技术和随机差异色谱指纹筛选法以及最小二乘法拟合软件，确定了文昌13—1油田4口混采油井产能分配方案。采用现场测试与实验室计算“背靠背”方法分别对4口井进行产能分配，然后通过对比各自的分配结果来评价两种方法的可行性和可信度。结果表明两层混采油井各单层出油量绝对误差约5％，三层混采油井各单层出油量绝对误差介于5％～10％之间。     

惠州21-1油田气举分析

从惠州21—1油田7口气举采油井的实际生产数据出发,分析了气举井的各种有关参数(总气液比、产液量、注气量、伴生气、油嘴尺寸和井口压力等)之间的内在联系,认为根据井的生产能力。选择合理的工作制度和最佳总气液比,以达到较高的产液量和举升效率,是气举采油井的一个至关重要的问题。     

崖13-1气田混合气混合体积比例计算

自然界不同来源和不同成因天然气的混合是一种普遍现象。混合作用是一种物理过程 ,混合气体积为各组分在混合气中的含量 ,以其体积比例加权的和。因此 ,根据混合气和被混合气的碳同位素丰度可确定出各种被混合气的比例。根据这一原理对崖 1 3-1气田天然气的混合比例进行了计算 ,结果表明 ,崖 1 3-1气田北块区 ( YC1 3-1 -1、 2、 4井 )混合气有 50 %～ 75%可能是来自气田下伏崖城组、陵水组煤系源岩所生的煤成气 ,而南块区 ( YC1 3-1 -3、 6井 )混合气则有 75%是来源于崖南凹陷沉积中心的崖城组、陵水组浅海相源岩所生的海相油型气。     

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崖１３－１气田是近年来在我国南海琼东南盆地发现的大气田，剖析其成藏地质条件对今后找气具借鉴意义。研究表明，该气田的形成主要具以下地质条件：①具优越的盆地背景，气田所处的琼东南盆地和紧邻的莺歌海盆地第三系沉巨厚，有多套烃源岩，为大气田提供了雄厚的物质基础；②莺－琼盆地新生界具有高温、高压和快速没降特征，地史中经历了断陷－拗陷三个发展阶段，这类“三段式”、晚期高温、快速沉降的热盆，极有利于天然气的生成     

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崖１３－１气田有众多断层及不螯合面存在的条件下保存了丰富的天然气。其封闭闭条件主要有压力封闭和毛细管封闭，构成良好的复合型封闭。在构造顶部及其西翼断上盘主要由梅山组异常高压成压力封闭，其东民办由三亚组及陵水组二段泥岩形成毛细管封闭，而下伏的崖城组含煤地层则由略高于陵水组气层的过剩压力和较差的岩石物性形成了良好的“封托”。正是由于这种压力、毛细管力的共同作用，因而尽管崖１３－１气田地质条件复杂，仍然     

南海崖13—1气田封闭条件探讨

崖１３─１气田在有众多断层及不整合面存在的条件下保存了丰富的天然气，其封闭闭条件主要有压力封闭和毛细管封闭，构成良好的复合型封闭。在构造顶部及其西翼断上盘主要由梅山组异常高压形成压力封闭，其东翼由三亚组显陵水组二段泥岩形成毛细管封闭，而下伏的崖城组含煤地层则由略高于胶水组气层的过剩压力和较差的岩石物性形成了良好的“封托”。正是由于这种压力、毛细管力的共同作用，因而尽管崖１３—１气田地质条件复杂，仍然在气层四周形成了一个极好的“封存箱”，并在箱内保存了丰富的天然气。在研究油气富集条件时，“封闭”是较之“圈闭”更能反映油气生、聚、散动平衡的重要条件，对天然气尤为重要，因此，今后对新生代富气盆地的研究中应加强这方面的研究。据研究，在莺歌海─琼东南盆地超压顶面之下，可能有丰富的天然气保存，是今后值得重视的勘探目标。     

西湖凹陷黄岩7-1及14-1油气藏特征及成藏模式

油气藏流体地球化学特征表明 ,黄岩 7 1及 14 1油气藏的油、气不同源 ,并且具有多期成藏与垂向运移特征。油气藏地球化学运移参数特征 ,以及流体相态与烃源岩的关系表明 ,黄岩7 1及 14 1油气藏为近源成藏 ,烃源岩对平面上油气的相态分布具有一定的控制作用。综合油气藏地质特征和流体PVT测试结果 ,推测黄岩 7 1及 14 1油气藏可能为次生凝析气藏 ,其圈闭中先聚集了石油 ,而后随着烃源岩进一步演化 ,大量天然气不断形成并被连续充注到圈闭之中 ,从而导致油藏气侵而形成次生凝析气藏     

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文北－户部寨气田是东濮凹陷继文留气田后新发现的煤成气田。其构造背景为凹陷内二级断层形成的中央地垒；盖层为下第三系沙河街组沙三＾４亚段盐岩，厚４００－５００ｍ，分布范围数百平方公里；气源岩为石炭－二叠系煤岩，煤层及碳质泥岩累厚逾百米，煤化程度为焦煤阶段，气源条件较好；储层为沙河街组非常规致密砂岩和中生界的孔隙－裂缝型致密砂岩，前者为深湖－半深湖相夹湖底扇、滑塌浊积的灰色粉、细砂岩和滨湖相的紫红、褐色     

文北─户部寨气田的发现及意义

文北－户部寨气田是东濮凹陷继文留气田后新发现的煤成气田。其构造背景为凹陷内二级断层形成的中央地垒；盖层为下第三系沙河街组沙三~４亚段盐岩，厚４００～５００ｍ，分布范围数百平方公里；气源岩为石炭－二叠系焕岩，煤层及碳质泥岩累厚逾百米，煤化程度为焦煤阶段，气源条件较好；储层为沙河街组非常规致密砂岩和中生界的孔隙－裂缝型致密砂岩，前者为深湖－半深湖相夹湖底扇、滑塌浊积的灰色粉、细砂岩和滨湖相的紫红、褐色粉砂岩，厚２５０～１３０ｍ，岩心孔隙度８％～１０％，渗透率小于０．５×１０~（－３）μｍ~２，后者为河流相紫红色泥岩与粉、细砂岩，厚约３００ｍ，全区分布较稳定。由于该气田储层的致密特征，故在开发中采取了一系列保护和改造含气层的措施，最主要的是应用了压裂改造气层的技术。文北—户部寨气田的发现，为该区勘探和开发低渗致密砂岩气藏提供了成功的经验，扩大了该区的含气面积，发现了中生界新的含气层位，增强了开采东濮凹陷深层致密砂岩天然气的信心。     

乌连戈伊气田开发实践和经验

乌连戈伊是俄罗斯最大的巨型气田，也是世界最大的天然气田。该气田构造面积4000 km2，探明天然气地质储量11.2×1012m3，含气井段长达3000 m，纵向上有5套含气层系。1978年上部赛诺曼组高产气藏优先投入开发，高峰产量达到2765×108m3/a，相当于俄罗斯当时全国天然气产量的50％。２０世纪末，赛诺曼组气藏进入产量递减期，而深部阿奇莫夫超高压凝析气藏准备投入开发，弥补了产量递减，延长了气田稳产年限，开发经济效益十分明显。该气田成功地采用一套高效的开发和开采工艺技术,包括：分阶段分块方案设计、分期分块投产、方案及时调整；丛式井组布井方式；高产气井大直径的井身结构；超大规模处理能力的天然气处理厂；气田动态监测系统以及巨型气田稳产策略等。25年的开发实践表明，该巨型气田采用的开发和开采技术是合理有效的，对类似大型气田开发具有重要的借鉴作用。     

地球化学烃场效应的探讨及应用

该文从地球化学烃场和地球化学烃场效应概念出发,论述地球化学烃场形成、演化的影响因素,探讨地球化学烃场效应的形成以及油气藏上方地球化学烃场效应的具体表现形式.认为油气藏上方与地球化学烃场效有很好的对应关系,并在实际应用工作中取得良好的勘探效果.