准噶尔盆地中部Ⅰ区块低含油饱和度油藏形成机理

针对准噶尔盆地中部Ⅰ区块低含油饱和度油藏,从构造、储集层和成藏过程3方面对其成藏机理进行了系统研究,定量、半定量分析了油藏调整、油气重新运聚、油水分异的充分性及低渗透储集层油水过渡带高度和隔夹层对油水分布的影响。认为研究区低含油饱和度油藏是以油气藏调整为前提,以低幅度构造、低渗透储集层为背景条件,在储集层隔夹层突破压力、低渗透毛细管压力、油气充注强度等多种因素影响下形成的。     

安塞油田底水油藏地质开发规律研究及认识

在研究区(安塞油田底水油藏)历年开发实践的基础上,讨论了油藏底水发育情况、隔夹层分布特征,系统地分析了底水和隔夹层分布特征对开发效果的影响,并对油藏开发过程中的油水界面和剩余油分布进行研究。结果表明:研究区底水发育特征为"西强东弱",而隔夹层呈"东强西弱"分布特征;在底水发育区,隔层位于油水界面之下,对油水界面的抬升没有明显的抑制作用,而主力油层层内夹层对底水锥进有抑制作用,作用时效与其位置、半径和开采速度有关。长期开发使得油水界面上升,但受夹层抑制作用和开采强度影响单井上升速度不同,无统一的油水界面,纵向上剩余油分布不均。     

水平井开采含夹层底水油藏三维物理试验研究

采用先进的三维可视化物理模拟试验设备,全程跟踪水平井开采含有人造隔夹层的底水油藏底水脊进的过程,探讨均质油藏和含隔夹层油藏中水脊形成与发展机理.结果表明,隔夹层距离油水界面越远,占油藏的比例越大,对底水的抑制作用越明显,油藏的无水采油期越长,含水率上升越平缓,采出程度越高.在靠近油水界面的隔夹层上部易形成“屋顶油”,靠...     

基于油水渗流规律分析油水界面深度差异主控因素——以渤海南堡35-2油田为例

在实际油藏中,同一沉积单元油水界面存在深度差异、油水界面与构造线不完全平行的现象十分普遍。以渤海南堡35-2油田为例,利用构造油藏成藏重力分异的物理学原理,根据非均质油藏成藏动力与成藏阻力之间的平衡关系以及油水渗流规律,判断储集层中油的运聚状态,并利用油田勘探开发实践成果对油水界面存在深度差异的原因进行了分析。研究表明,油水界面深度差异的形成与油气生成、运移、聚集再到散失的过程密切相关,可将油气生成到散失的全过程分为油藏形成阶段和油藏调整阶段,不同阶段油气的受力不同,导致油水界面深度差异的主控因素也不同:(1)油藏形成阶段,油气充注压力越大、储层物性越好、油水密度差越小、地层上倾的区域具有更大的油柱高度,从而导致油水界面的差异分布;(2)油藏调整阶段,油气的散失程度影响油水界面的深度,砂体厚度超过临界油柱高度(即浮力与毛细管阻力相等时的油柱高度)时,油气可以克服毛细管阻力运移至浅层形成次生油藏,从而造成油水界面上升形成深度差。本文研究成果对指导油田开发挖潜,乃至完善该方面理论认识都具有重要意义。     

基于油水渗流规律分析油水界面深度差异主控因素——以渤海南堡35-2油田为例

在实际油藏中,同一沉积单元油水界面存在深度差异、油水界面与构造线不完全平行的现象十分普遍。以渤海南堡35-2油田为例,利用构造油藏成藏重力分异的物理学原理,根据非均质油藏成藏动力与成藏阻力之间的平衡关系以及油水渗流规律,判断储集层中油的运聚状态,并利用油田勘探开发实践成果对油水界面存在深度差异的原因进行了分析。研究表明,油水界面深度差异的形成与油气生成、运移、聚集再到散失的过程密切相关,可将油气生成到散失的全过程分为油藏形成阶段和油藏调整阶段,不同阶段油气的受力不同,导致油水界面深度差异的主控因素也不同:(1)油藏形成阶段,油气充注压力越大、储层物性越好、油水密度差越小、地层上倾的区域具有更大的油柱高度,从而导致油水界面的差异分布;(2)油藏调整阶段,油气的散失程度影响油水界面的深度,砂体厚度超过临界油柱高度(即浮力与毛细管阻力相等时的油柱高度)时,油气可以克服毛细管阻力运移至浅层形成次生油藏,从而造成油水界面上升形成深度差。本文研究成果对指导油田开发挖潜,乃至完善该方面理论认识都具有重要意义。     

准噶尔盆地莫索湾凸起八道湾组低饱和度油藏成因分析

针对准噶尔盆地莫索湾凸起八道湾组油藏前期成因研究缺乏储层物性、隔夹层对含油饱和度低的影响,从孔隙结构、储层物性及非均质隔夹层等方面开展了油藏低饱和度成因分析,剖析了构造幅度对油水分异、储层物性对油水同产区厚度、隔夹层对含油饱和度的影响。结果表明:①孔隙结构差造成储层油水分异不明显、油水置换不完全是八道湾组油藏含油饱和度低的主要原因;②储层低孔隙度与渗透率的物性特征导致油水同产厚度较大是八道湾组油藏含油饱和度低的次要原因;③由于八道湾组并没有形成区域性的、连续的隔夹层,因此,隔夹层对八道湾组油藏含油饱和度低的影响较小。研究结果将为八道湾组的高效开发提供依据,加快探勘开发进程。     

低渗透砂岩油水两相流动压力波动特征

多相流体间的界面张力在低渗透油藏狭小的孔隙和喉道中呈现更为突显的毛管力和贾敏效应,造成油水驱替压力的大幅度波动,因此需找到低渗透砂岩油水两相流动压力波动随渗透率、含水饱和度、界面张力与岩心长度等因素的变化规律,指导实际生产。实验研究发现,渗透率越低、界面张力越大,压力波动就会越明显;含水饱和度的大小也明显影响这种压力波动的幅度;通过改善低渗透油藏的渗透率或者降低油水界面张力将是减小压力波动、利于生产的有效措施。     

夹层及物性遮挡带的成因及其对油藏的控制作用——以准噶尔盆地莫西庄地区三工河组为例

针对准噶尔盆地莫西庄地区厚层砂体内油水分布关系复杂、油藏圈闭类型难以识别等问题，从非均质性研究入手，揭示了夹层和物性遮挡带的成因及其对油气分布的控制作用。夹层不但在油藏顶部对油气起封堵作用，而且在油藏高度不大的情况下也能够起到侧向封堵的作用，造成了上水下油的油水纵向分布状况和倾斜的油水界面；以成岩作用为主形成的横向物性遮挡带是油气侧向封堵的基础，这种物性遮挡带的存在提供了侧向遮挡条件，造成了物性遮挡带两侧油水关系的不同，控制了油气水的分布。图4参9     

大庆长垣萨尔图-葡萄花-高台子油层组倾斜油水界面形成机理与增储潜力

大庆长垣萨尔图-葡萄花-高台子油层组（萨葡高油层组）发育倾斜油水界面,前人研究成果无法解释长垣北翼油水界面加深和长垣东、西两翼油水界面海拔差异等现象,制约了油藏增储挖潜。油水界面受油水密度差、界面张力、毛细管半径和遮挡条件、水动力条件等因素控制。以界定油底、水顶为目标,通过系统分析萨葡高含油组合的油气成藏过程,明确了水动力作用、后期构造变动和储层物性变化等因素导致大庆长垣东北部油水界面降低,局部发育的断层及隔层对油水界面也具一定影响。以叠前地震资料为基础,提出油水界面地质统计学反演技术,通过分析油水密度差来确定油水界面,该方法深化了油藏边部倾斜油水界面储层认识,适用于油藏边部、井资料缺失地区的地质研究。以倾斜油水界面认识和油水界面地质统计学反演技术为指导,优选萨尔图北部构造东北侧和长垣北部过渡带三、四条带葡萄花一油层为有利挖潜区,提高了大庆长垣萨葡高油层组的增储潜力。     

塔里木盆地哈得逊油田非稳态油藏

非稳态油藏是指在油气充注或调整过程之中、尚未形成统一的油水界面、油气水处于动态非平衡状态下的油气富集体,其主要特征是在相互连通的储集体内出现油水界面大幅度倾斜或油气水关系倒置等异常现象.以塔里木盆地哈得逊油田东河砂岩油藏为例,通过倾斜油水界面成因分析,认为现今东河砂岩油藏正处于油藏的调整充注期,油气富集具有明显的非稳态性,新构造运动是油水界面大幅度倾斜的主要原因.在物理模拟的基础上提出了非稳态油藏的概念.并将其应用于哈得逊油田的勘探开发实践,经过近3 a的滚动勘探开发,油田储量不断增长,目前已成为塔里木盆地乃至中国第1个探明储量超亿吨的大型海相砂岩油田.图5参11     

伊朗SA油田Sarvak油藏大幅度倾斜油水界面成因探讨

针对伊朗SA油田上白垩统Sarvak油藏所具有的大幅倾斜油水界面异常油藏特征,对其成因进行探讨。对可能造成油水界面倾斜的水动力和储层非均质性进行的分析表明,两者均不是造成该现象的原因。在调研区域构造背景基础上,运用地震层拉平技术对油田不同时期古构造圈闭进行恢复,综合各成藏要素特征分析,认为扎格罗斯构造运动导致的圈闭超晚期调整为本区油水界面倾斜主要原因。古新世晚期SA油田Sarvak层即形成北高南低、与现今构造形态相反的古背斜圈闭油藏;新近纪扎格罗斯造山运动导致圈闭形态发生二次改变,南部原古构造低点以"翘翘板"方式大幅度向上抬起,形成新的次生圈闭,演变为现今两构造高点,南高北低构造形态。圈闭条件的改变打破了原古油藏动力平衡,导致烃类流体向南部次生高点圈闭的二次运移调整,直到目前仍处于调整过程中。现今大幅倾斜油水界面为古油藏尚未调整完毕所显示的特征,油藏为非稳态油藏。     

非稳态油藏理论及其在伊朗 A 油田的应用

通过对伊朗 A 油田上白垩统 Sarvak 组油藏油水界面倾斜原因进行分析,认为水动力作用不是造成该现象的主要原因,储层非均质性能够造成该现象但也不是主要原因,而晚期的构造急剧调整是造成该现象的主要原因。在区域沉积与构造演化分析的基础上,运用地震层拉平技术对伊朗 A 油田不同时期古构造圈闭进行恢复,结合成藏研究认为,新近纪末扎格罗斯构造运动造成油田圈闭超晚期调整,构造调整速率远大于流体调整速率,从而造成了 Sarvak 组油藏油水界面大幅度倾斜,油藏目前仍处于新的运移、聚集与调整过程中,为非稳态油藏;古新世晚期 Sarvak 组地层形成北高南低的古背斜圈闭,新近纪扎格罗斯造山运动导致圈闭形态发生改变,南部原古构造低点大幅度抬升,快速演变为现今南高北低的构造形态;圈闭条件的改变打破了古油藏内流体的动力平衡,烃类发生二次运移,现今大幅度倾斜的油水界面为古油藏尚未调整完毕所显示的特征。油藏优势开发区域为古构造高部位,即现今 Sarvak 组油藏北高点的西侧,其次为古构造与现今构造高部位之间的过渡带。     

厚油层层内夹层分布对水驱效果影响的物理实验研究

夹层是影响油藏开发动态特征和剩余油分布规律的重要因素。油田开发实践证实,由于沉积、成岩等地质作用不同,会形成不同的夹层,因其成因、特点和分布又有较大差异,因此它们对油田的水驱规律的影响亦不同。基于厚油层设计的层内夹层分布理想模型,首先研究了夹层对韵律性储层注水井层内射孔位置的影响,然后以反韵律储层为对象,分别研究了夹层分布位置及范围对注采井网水驱效果的影响。结果表明,当厚油层层内夹层发育且存在渗透率级差时,注水井射孔时应尽量射开层内高渗透区域;对于反韵律储层,当夹层处于采油井附近区域时,夹层对水驱影响程度最小,其次是夹层位于注采井间,而夹层位于注水井附近影响程度最大,其水驱效果最差,同时随着夹层范围的扩大,水驱效果逐渐变差。     

塔里木盆地非稳态油藏特征与形成机制

塔里木叠合盆地地质演化历史漫长,经历了多期次的构造沉降、隆升和多期次油气成藏与调整过程,形成了多种类型的油气藏。通过系统研究海相油藏的地质特征,发现一些油藏的油水界面呈现不平衡性、油气物理化学性质和含油饱和度等平面分布具有渐变性、油藏主体与圈闭中心具有非协调性,反映出这类油藏可能正处于动态聚集或调整过程中,进而提出非稳态油藏的概念。非稳态油藏的形成是由于地质构造的变动、储层非均质性或其他因素,导致油藏的稳定滞后于圈闭的调整,致使油藏尚未形成统一的油水界面。按照其形成机制、形成过程以及油水界面类型、成藏模式等,对非稳态油藏进行了分类。提出非稳态油藏的研究以动静态相结合的地质解剖为主,综合运用地质与地球化学手段,结合物理模拟和数值模拟,定量评价古今油水界面的迁移和变化,精细恢复圈闭的演化过程,再现非稳态油藏的形成过程,可实现对非稳态油藏分布的有效预测。     

奥连特盆地17区块南部差异性构造演化与非稳态油藏

奥连特盆地前陆期是油气成藏的关键期,在东西向持续挤压背景下,经历了多期次的南北向差异性构造演化变形,是该盆地形成非稳态油气藏的主控因素。在对奥连特盆地的前渊轴部区域二维地震资料精细层序边界解释的基础上,通过系统的构造演化和成藏模式演化分析,发现现今简单鼻状构造背景上的、无明显构造圈闭控制的倾斜油水界面非稳态油气藏,其含油气范围受控于较早一期的古背斜圈闭。另外,依据油藏动力学,该区现今的低倾角地层、稠油物性及南北走向的鼻状构造与东西展布的储集砂体的配置关系等因素,均不利于油气的再次运移,从而形成了平面含油气范围与现今圈闭不匹配的非稳态油气藏。      

塔中4油田油气水界面的变迁与成藏期

塔中4油田C_Ⅲ组油气藏今油水界面和古油水界面分别位于-2510m和-2610m,古油水界面呈水平状,近晚期的断裂活动使C_Ⅲ组油藏中油向上运移,在C_Ⅱ和C_Ⅰ储集层聚集, C_Ⅲ组油藏油水界面向上抬升了100m.如果塔中4油田C_Ⅲ组油藏形成是属于“晚海西期成藏,后期调整破坏”,考虑到三叠纪以来构造变动和圈闭形态的变化,必然使得古油水界面呈现一定的倾斜或形态不规则变化。因而,利用油气水界面变迁厘定成藏期时,根据回剥法反演今油水界面在地质时期古埋深,将古埋深连线呈水平状的时间作为成藏期这一思路是错误的。烃类成藏后由于圈闭形态发生变化,不可能如此巧合,使得早期呈水平状的油水界面再度呈水平状。地质记录中古油水界面基本上呈倾斜状,甚至不规则状。正确的思路是识别出古油水界面,根据古油水界面在何时呈现水平状厘定出成藏期。     

利用毛管压力预测碳酸盐岩油藏油水界面

油水界面深度的准确确定对油藏原始储量计算、早期开发方案制定具有重大意义.非均质性较强的碳酸盐岩油藏确定油水界面尤其困难,毛管压力资料能提供很多信息,可用来研究油水界面.利用Interactive Petrophysics软件,结合中东某复合型碳酸盐岩油田第1口早期开发井(X井)的8条压汞毛管压力资料,运用多种非线性方程方法,回归拟合流体饱和度与毛管压力的函数关系,对比组合出最佳函数;再结合常规测井解释结果,拟合最佳自由水面的深度;利用自由水面与油水界面的关系,确定油水界面的深度.根据邻近探井测试的油水资料,预测X井的油水界面深度为3 043.9m.预测X井附近X1井的油水界面深度为3 008.7m,与岩心照片显示相吻合,证实了此方法的有效性和实用性,可作为确定油水界面方法的有益补充.     

强底水稠油油藏水平井三维水驱物理模拟实验

珠江口盆地海相砂岩稠油油藏底水活跃,夹层分布复杂,开发难度较大,现有的常规实验规范无法准确地描述此类油藏的波及规律。基于南海东部X稠油油藏特征,设计了水平井三维水驱物理模拟实验,抽提出原油黏度和夹层分布范围作为影响水驱开发效果的主控因素,分析了强底水稠油油藏水驱开发中的水脊形态与波及规律。结果表明：稠油油藏水脊变化过程为局部锥进—局部见水—局部上托—围绕见水点拓展;稠油油藏水驱存在明显的油水过渡带,在开发后期波及范围增大有限,可采用大排量提液措施,重点挖潜在波及区油水过渡带中的剩余油;稠油油藏水驱应关注水平井沿程非均质性;对于含夹层稠油油藏,小范围夹层底部剩余油较少,大范围夹层易发生底水绕流形成次生边水,沿井筒方向波及范围增大幅度较大,在夹层下部残存大量剩余油,表现为“屋檐油”。该成果可为强底水稠油油藏治水防水及剩余油挖潜提供方案。     

松辽盆地三肇凹陷向斜区白垩系姚家组葡萄花油层油水分布特征及其主控因素

松辽盆地三肇凹陷向斜区具有数量可观的油气资源，但葡萄花油层的油水分布十分复杂，其主控因素尚不清楚。利用成熟开发区详实的静态资料和开发动态资料，研究了已发现的油藏类型和分布特征，分析了石油成藏的控制因素，并探讨了富油凹陷向斜区油水分布的主控因素。结果表明： 1）三肇凹陷向斜区葡萄花油层的油水分布受控于由局部构造和单砂体组成的单一圈闭，在单一圈闭内具有统一的油水界面，相邻的不同单一圈闭具有不同的油水分布规律； 2）单一圈闭的聚油模式及其叠加样式控制了向斜区的油气成藏与油水分布，已成藏的单一圈闭和未成藏的单一圈闭在空间上的复杂叠置最终造成了向斜区石油聚集与分布的复杂性； 3）垂向多层、平面多支的单砂体和复杂的局部构造组合形成的圈闭以及非圈闭的叠置关系是向斜区油水分布特征的主控因素。由此可见，向斜区的油藏预测需从控制油气成藏的不规则空间体的构成要素出发，即分析断裂、单砂体及二者空间配置关系。