鄂尔多斯盆地西部延长组烃源岩地化特征

鄂尔多斯盆地延长组长7段湖盆发育最为成熟,是三叠系油藏主力烃源岩层,页岩油层具有低渗致密、含油性较好、开发潜力大及源岩品质高等特点。以鄂尔多斯盆地西缘姬塬油田为例,通过有机质丰度、有机质类型及有机质成熟度3个方面评价该区烃源岩地化特征。结果表明:姬塬地区总有机碳(TOC)平均含量为6.11%,氯仿沥青“A”平均含量为0.86%,氯仿沥青“A”中总烃(HC)平均值为585.5μg/g,生烃潜量(S_(1)+S_(2))平均值为20.39 mg/g。根据烃源岩有机质丰度评价标准,姬塬地区长7层烃源岩属于好-最好级别;干酪根类型主要为Ⅱ_(1)~Ⅱ_(2)型,富含大量腐泥型和腐殖-腐泥型有机质;镜质体反射率(Ro)平均为0.697%,最大热解峰温T_(max)平均为447.37℃,热演化处于较成熟阶段,开始进入生油高峰阶段;烃源岩生烃强度平均为2.903×10^(6)t/km^(2),排烃强度平均为2.032×10^(6)t/km^(2),具有较强的生排烃能力,为页岩油的形成奠定了物质基础。     

低频波在油层中衰减系数预测模型的实验研究

利用室内实验所采集的低频水力振动在岩心中传播的时域分析、频域分析、振幅在岩心中的变化以及相关的实验数据,定性分析了振幅在岩心中的传播规律,并建立了振幅衰减率在x传播方向上变化的基本模型,得出衰减系数与振源振幅的关系式。应用量纲分析和相似原理建立了相关参数的函数关系式,对数据进行分析回归得出系数A、B的表达式,推导出低频波在油层中衰减系数的预测模型。应用此数学模型计算了低频水力脉冲压力波在油层渗流条件下的有效作用距离,所得结果与油田实际情况基本吻合。     

超前注水技术中一些参数的确定

超前注水作为低渗透油田提高采收率的一种技术方法,已在我国很多油田得到了广泛应用。为了提高低渗透油田探明储量的动用程度及开发效果,根据低渗透油田的地质特点,借鉴国内外油田开发经验,探讨了超前注水技术开发低渗透油田的技术机理、适应的地质条件、措施实施要求以及相关技术参数的确定方法。研究表明:超前注水技术能够尽快建立有效的压力驱替系统,及时补充地层能量;油井投产后,产量较高且稳定,初期递减小;可以保持地层压力,降低因压力下降而造成的储层渗透率伤害,降低油井含水率;提高驱替压力、驱油效率、波及体积,最终提高采收率。     

克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏非均质连通性与注采关系研究

针对克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏储层非均质特征，依据主力油层测井及生产动态资料，分别制作了不同井区和小层典型注采井组砂体的平面、纵向连通对比示意图；研究了非均质连通率与注水指标及开发效果的关系，分析并阐明了连通率差的注水井组注水不满足和水淹水窜的矛盾。结合该地区地质研究工作进展及其成果，深入地分析了克上组砾岩油藏剩余油分布及其特点。     

异常高压低渗透砂岩储层应力敏感性定量模型——以东濮凹陷文13东沙三中油藏为例

为建立异常高压低渗透砂岩油藏储层应力敏感性定量模型,进行了模拟油藏条件的应力敏感性实验.实验采取改变围压(恒定孔隙流体压力)和改变孔隙流体压力(恒定围压)两种方式进行.研究结果表明:应力敏感性实验中改变围压与改变孔隙流体压力对有效应力的影响差异较大.改变围压比改变孔隙流体压力有效应力增加明显得多,改变围压的常规应力敏感性实验夸大了储层应力敏感性伤害程度.基于变孔隙流体压力应力敏感性实验,回归出各类储层的应力敏感性定量模型.其中,变孔隙压力液体应力敏感性模型与实际油田开发较为接近.异常高压低渗透砂岩油藏开发,油井见水后,采液指数、采油指数急剧下降;进入高含水开发阶段,采液指数回升,采油指数仍下降,此类油藏不适合采取提液手段稳定产量.     

东濮凹陷裂缝性砂岩油气藏主控因素及成藏模式

渤海湾盆地临清坳陷东濮凹陷中央隆起带北部发现三叠系裂缝性砂岩油气藏,油气主要富集在岩石节理、裂缝、缝洞中,基质不含油。通过对油气族组成、稳定碳同位素组成及生物标志化合物进行油气地球化学研究,认为东濮凹陷三叠系砂岩裂缝性油藏原油来源于古近系,油藏类型为新生古储式;天然气来源于石炭-二叠系,气藏类型为古生新储式。在油气地球化学研究的基础上,分析东濮凹陷三叠系砂岩裂缝性油藏成藏条件,认为供烃条件、储集空间、构造部位是油气成藏的主控因素。供烃条件决定油气藏规模、裂缝提供油气储集空间、构造控制油气成藏位置。根据东濮凹陷中央隆起带北部不同地区三叠系储集层构造特征、供烃条件、油气藏特征,总结出东濮凹陷北部三叠系砂岩裂缝性油气藏的3种成藏模式,即:双断双向供烃成藏、单断双向供烃成藏、单断单向供烃成藏。图10表1参15     

鄂尔多斯盆地杭锦旗西部山西组致密砂岩储层特征及物性控制因素

鄂尔多斯盆地杭锦旗西部地区是近几年天然气勘探与开发的重点区域。山西组上部砂岩为主要含气层,下部煤层为主要气源岩,具有储层致密、非均质性强的特征。目前针对杭锦旗西部地区山西组储层特征及有效储层成因尚缺乏系统研究,制约了该地区后期油气勘探进程。综合利用钻测井、岩心资料、岩石铸体薄片、扫描电镜、物性测试及压汞等多种分析测试资料,系统分析了杭锦旗西部地区山西组储层的岩石学、物性及成岩作用等特征,在此基础上明确了其优势储层成因。结果表明：优势储层主要分布在心滩和河道砂体,以砂砾岩和中粗砂岩为主;储集空间以粒间孔为主,渗透率主要分布于（0.2～2.4）×10-3μm2之间,属于低—特低渗储层,孔喉组合关系以细孔—中小喉为主,微裂缝较发育;储层整体成岩作用较为复杂,包括压实、胶结、交代蚀变和溶蚀作用,储层整体处于中成岩B期;优势储层主要为粒间孔隙,主要受控于沉积作用,溶蚀孔的发育也是储层物性得以改善的主要原因,受到沉积作用、成岩作用的双重控制。     

注水技术在吴起低渗透油田中的应用

由于低渗透油田开发在我国石油工业持续发展的作用越来越重要,因此低渗透油田的开发技术成为了我国油田行业的主要研究项目。吴起油田是典型低渗、特低渗油田,主要采用了注水开发的方式来进行油田开发,本次探究我们主要针对吴起地区油田注水技术的应用进行分析探讨。     

计算超前注水中合理注水时间与极限注水时间的一种方法

根据同步注水、超前注水7个方案进行模拟研究,拟合出超前注水中压力保持水平与超前注水时间的关系式,结合未饱和油藏开发的物质平衡方程和经济指标,导出超前注水开发低渗透油田中合理超前注水时间和极限注水时间的计算公式。并应用这两个公式对榆林油田的合理超前注水时间和极超前注水时间进行了计算。为超前注水技术中确定注水时机提供理论依据。     

特低渗透砂岩储层可动流体赋存特征及影响因素

利用核磁共振技术,对鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩储层样品进行了测试;对可动流体孔隙度参数进行了定义,分析了可动流体的赋存特征及影响因素.研究结果表明,特低渗透砂岩储层核磁共振T₂谱截止值低,可动流体含量低.可动流体参数分布范围宽且具有较强的非均质性,渗透率越高,可动流体参数与渗透率的相关性越强;渗透率越低,可动流体参数衰减速度越快.特低渗透砂岩储层微裂缝发育程度、黏土矿物充填孔隙程度、次生孔隙发育程度及重结晶等微观孔隙结构特征是可动流体的主要影响因素.