蟠龙油田三叠系长2油组油气富集规律

鄂尔多斯盆地陕北斜坡为一平缓的西倾单斜,通常认为长2油藏的形成和分布主要受沉积相和优质储层控制,构造、裂缝等其他地质因素作用较弱.对陕北斜坡东部蟠龙油田长2油层组油气富集主控因素的研究表明,蟠龙油田长2油藏的形成和富集受沉积相带和优质储层、鼻状隆起背景、区域盖层与局部盖层、运移通道等多种因素控制,其中,鼻状隆起与局部盖层对长2油藏意义更为突出,鼻状隆起的围斜部位油藏最为富集,而局部盖层拓展了油层纵向分布范围.长2油藏类型复杂多样,除岩性油藏以外,以构造-岩性为主的复合油藏是该区长2油藏的主要类型.     

陆相页岩油勘探“进源找油”探索与思考——以渤海湾盆地歧口凹陷沙一段为例

基于源岩油气理论和“进源找油”思想,创建提出了陆相页岩油“六定”思路(定背景、定源岩、定储层、定区带、定资源、定甜点)勘探流程,剖析其地质特征及与常规勘探流程的显著差异,并以渤海湾盆地歧口凹陷沙一段为例进行了论述。按“六定”思路地质评价认为,歧口凹陷在古近纪湖盆扩张和咸化环境下,半深湖—深湖、滨浅湖—湖湾相区分布广泛,发育了多个斜坡构造带,页岩油形成和聚集背景有利。沙一下亚段暗色泥岩、油页岩、富有机质页岩发育,厚度大,分布广,主体处于成熟生油阶段,生烃条件好。受内、外物源共同控制,沙一下亚段形成大面积分布的多期重力流沉积粉—细砂岩和泥—微晶白云岩储层,平均厚度为12.7～70.0 m,叠置发育,连片分布,整体呈低孔、特低—超低渗。沙一下亚段源储一体,发育4类源储配置,源储叠合区主要分布在凹陷中心、宽缓斜坡的中—低斜坡区和中斜坡区,纵向上浊积席状砂岩油层与白云岩油层叠置分布,并与高斜坡及裂缝带砂岩常规油藏横向连片。两类页岩油地质资源量合计中值为5.86×10⁸ t,剩余资源占比大于60%,埋深适中,勘探潜力较大。沙一下亚段已有多口探井钻获工业油流,页岩油富集受构造、微相、成岩共同控制,发育致密砂岩、白云岩2类甜点体和4个甜点段,歧北低斜坡、歧南斜坡、板桥斜坡、歧北中斜坡是歧口凹陷近期勘探的有利甜点区。基于“进源找油”思想提出:需高度重视碳酸盐岩烃源岩生烃贡献和分布研究; 应开拓一些“非常规思维”,探源岩(区)挖潜力、究储层找甜点、常规非常规结合立体综合勘探; 要持续探索和重点攻关页岩油甜点区(段)识别和评价方法技术,解决选区评价面临的技术难题。     

大庆长垣及其西部地区黑帝庙油层天然气分布的控制因素及有利 …

通过对大庆长垣及其西部地区黑帝庙油层天然气分布主要控制因素的分析，认识到该区黑帝庙油层天然气的分布不仅受气源条件的控制，而且还要受到盖层和Ｔ２－Ｔ０６或Ｔ１－Ｔ０６断层分布等条件的控制。综合上述各种条件分析认识到龙虎泡、葡西、葡萄花、新肇、英台、大安和茂兴地区是大庆长垣及其西部地区黑帝庙油层天然气分布的有利地区。     

敖包塔油田西翼葡萄花油层油水分布及成藏模式

敖包塔油田西翼葡萄花油层资源潜力丰富,但油水分布复杂、成藏模式认识不清楚严重制约储量的有效动用.结合地震解释、测井、试油等资料,在构造特征及断裂系统划分、砂体类型及规模研究基础上,分析油水分布特点及控制因素,总结油气成藏条件及模式,根据断裂与砂体组合关系划分有利成藏模式.结果表明:受局部断块、岩性双重控制,全区无统一油水界面,平面"低油高水"、垂向"上水下油"现象频繁;葡萄花油层属于"下生上储、断层沟通、断层—岩性遮挡"成藏模式,油气来自下覆青一段源岩,反转期活动断裂为主要油源断裂;根据该区断裂、砂体组合特点,可细分出"下倾油源断裂沟通—上倾岩性尖灭"、"上倾反向断裂遮挡—侧向岩性尖灭"和"局部正向构造—高断块控藏"3类有利成藏模式.     

大庆长垣东西两侧萨、葡、高油层油气成藏条件的差异性

分析比较了大庆长垣东、西两侧萨、葡、高油层油气成藏条件 .结果表明 :大庆长垣以西地区萨、葡、高油层较大庆长垣以东地区萨、葡、高油层发育 ;大庆长垣以西地区青山口组和嫩一二段源岩向萨、葡、高油层的供烃、排烃条件均优于以东地区 ;大庆长垣以东地区沙河子组 -营城组源岩向萨、葡、高油层的供气条件优于以西地区 ;大庆长垣以西地区萨、葡、高油层的油溶气释放条件明显优于以东地区 ;大庆长垣以西地区萨、葡、高油层圈闭条件优于以东地区 .这些成藏条件的差异导致了大庆长垣东、西两侧气田数量及储量的差别     

文13北块低阻油层特征及其成因分析

储层岩石性质偏细,泥质含量高,亲水,从而导致地层束缚水含量高,是文13北块块低阻油层形成的重要内在因素.油质轻、油气比高、油水流动性强及地层水高矿化度是该块低阻油层形成的重要外在因素.构造平缓、油气藏高度低、油水分异程度差是控制低阻油层平面分布范围的重要地质因索.     

疏松砂岩稠油层油水赋存特征及识别——以济阳坳陷沾化凹陷馆下段稠油油藏为例

对胜利油田疏松砂岩稠油油层中孔隙结构分布及油、水赋存状态进行研究,选取济阳坳陷沾化凹陷馆下段疏松砂岩稠油油藏岩样,开展岩心微米尺度的CT扫描检测,利用油水散失校正后的岩心分析残余油水饱和度,对CT扫描图像进行反演标定,确定了不同流体的灰度区分界限值,认为疏松砂岩稠油储层具有与传统认识不同的油水赋存特征.结果表明:水的灰度区分界限值范围为4 000~4 800;油的灰度区分界限值范围为0~4 000.在稠油储层岩样中除了连通性好的储油孔隙外,存在另外两类孔隙,其中油水赋存形式分别为"分隔水滴"和"孤立油滴".这种稠油油层孔隙分布及油水赋存状态可以较好地解释稠油油藏开发初期即出水的现象,测井解释稠油油层含油饱和度通常比实际密闭取芯值大5%,而稠油油藏构造较低部位井投产初期含水量达到40%以上,也不意味着开采层位到了油水界面,这为修正测井解释饱和度及后期油层有效开发井位部署提供了依据.     

葡北油田东部地区葡萄花油层油水分布规律及主控因素

葡北油田东部地区葡萄花油层油水分布较为复杂.通过分析试油试采、油水井生产及地质静态等资料,研究油水在平面和垂向上分布规律.结果表明:油水分布在平面上具有分带特征,以东西两个区带为主要富油区;在垂向上具有分异特征,以葡Ⅰ3—葡Ⅰ5小层为主要富油区.油水分布的主控因素包括:构造单元控制油水的分布规律,表现为研究区在平面上油水具有分带特征;在三角洲前缘相的沉积背景下,分流河道沉积砂岩层是葡萄花油层的优质储层;以北北西向为主的断层与葡萄花油层水下河道沉积砂体相互匹配,且断块式与反向正断层式的匹配样式对控油最有利.该研究结果为葡北油田后续勘探开发提供地质依据.     

直罗油田储层孔隙结构及对油水分布的控制作用

通过对直罗油田延长组长２油层组储层孔隙结构及油水分布的研究，分析了直罗油田低渗硝岩储层孔隙结构特征对油水分布的控制作用，试图对长期困扰油田勘探与开发的油水分布及其影响因素问题作了初步探讨，结果表明，直罗油田延长组第二油层组孔隙类型以细小的次生孔为主，孔隙结构非均质较为严重，孔隙，喉道半径较小，孔喉分选较差，较差的孔隙结构导致油水分异作用较差，油水同出带厚度为１８５．７ｍ油层全部为油水混出的油水混合     

基于定量荧光技术的库车拗陷英买7构造带古近系油气成藏过程分析

利用定量颗粒荧光技术,研究塔里木盆地库车拗陷英买7构造带油气调整特征.英买19古近系储层砂岩样品定量荧光光谱响应及流体包裹体观测、储层沥青镜下分析结果表明:英买19有残余油层存在且古油柱厚度大于现今油层厚度,古油藏发育并发生原油泄漏;英买19现今油水界面在4 706m处;英买7构造带油气藏早期吉迪克期~康村期以油充注为主,并形成古油藏,晚期库车期开始以气充注为主,天然气经过阶段性充注、气洗改造原有油气藏,古油水界面多次向下调整,后受构造抬升运动影响,最终形成现今凝析气藏.该研究成果为英买7构造带古近系油气成藏过程研究提供依据.     

红旗凹陷南屯组沉积特征及优势储集相带分析

综合运用了地震、岩芯、录井、测井等方面的资料,在区域构造背景下详细地分析了红旗凹陷在南屯组沉积时期主要发育的沉积体系类型及其平面展布特征,认为研究区主要发育有扇三角洲、湖底扇及湖泊三种类型的沉积体系,其中扇三角洲沉积主要发育在西侧的红西陡坡带内,东侧缓坡带内发育范围较小,前缘砂体向前推进过程中遇断裂坡折带发生滑塌,在HS6等井区处形成湖底扇沉积体系,湖泊沉积体系主要发育在西侧陡坡带和东侧缓坡带间的洼槽区内。对不同微相类型岩芯样品的物性特征进行分析发现,扇三角洲前缘水下分流河道和湖底扇中扇辫状沟道微相物性特征好,是最有利的油气储集相带;扇三角洲平原分流河道微相次之,为较有利的油气储集相带。     

强底水砂岩油藏大排量生产后期挖潜方式研究

针对海相砂岩FOURD油藏大排量生产,发现底水油藏开发过程中不同位置水驱孔隙体积倍数不同,而常规行标中测量的实验不足以表现高水驱倍数后的油藏渗流特征。高水驱实验结果表明,不同黏土含量岩心水驱倍数的半对数与驱油效率呈线性关系,底水油藏水驱波及系数缓慢增加。基于FOURD油藏实际资料,采用数值模拟技术表征了油藏时变特征;针对FOURD油藏南北动态不同、南区水淹程度高、波及程度难以提高的问题,提出了以提液方式再提升油藏驱油效率的方案,针对北区波及程度不高的区域提出了进行井网加密的后期挖潜方案。采用该极限挖潜策略后,根据数值模拟及实际矿场应用,波及系数提高了11.1%,标定采收率提高了4.5%。     

天然水驱稀油油藏提高采收率技术对策研究

南堡陆地浅层油藏为典型复杂断块油藏,按照油品划分60.9％的地质储量属稀油油藏,具有边底水活跃,油藏断块小,含油面积小的地质特征.目前其已进入特高含水开发阶段,水驱采出程度低,采收率低,急需开展技术攻关提高油藏采收率.针对油砂体含油面积小且天然能量充足的油藏地质特征,以高63-10断块NmⅡ4②小层为典型单元,提出采用...     

潜江凹陷东部斜坡潜江组沉积微相与增产潜力

潜江凹陷东部斜坡物源主要来自西部及西北部,王场东、黄场地区潜江组三角洲前缘的水下分支河道、河口坝、席状砂发育,其中以水下分流河道和河口坝砂体的油井产量较高,尤其是在水下分流河道和河口坝的储层中。经研究认为:东部斜坡仍存在较多的水下分流河道及河口坝成因的含油砂体,对于井控程度差或尚未钻井的区块,有较大滚动扩边和油气勘探潜力。     

渤中凹陷西斜坡新近系油气成藏主控因素及有利勘探方向

近年来,渤中凹陷西斜坡新近系油气勘探相继取得重大突破,成为深入挖潜的重要区带。在对渤中凹陷西斜坡新近系油气分布和油源分析的基础上,总结了该斜坡新近系油气成藏的主控因素。结果表明:源岩发育特征?断裂展布特征以及圈闭类型主控了油气分布;研究区西部多洼共生,沙河街组烃源岩发育,并且被长期活动性油源断裂深切洼陷,为新近系浅层油气成藏提供了优越条件;研究区南部由于缺乏深切沙河街组烃源岩的大断裂,难以将油气运移至浅层,不利于油气聚集成藏。因此,渤中凹陷西斜坡应该遵循“环洼选区、主断控带”的勘探理念,重视次洼周边的勘探,以寻找生烃次洼周边有效的运移断层为工作重点,研究区西北部为新近系油气勘探的有利区带。     

中拐地区上乌尔禾组浊沸石展布规律及优质储层预测

为明确中拐地区上乌尔禾组浊沸石胶结物展布规律及其与产能的关系,指导中拐地区优质储层预测,分析铸体薄片、黏土矿物、试油结果及区域地层展布.结果表明:中拐地区上乌尔禾组储层以浊沸石胶结为主,且与溶孔含量及产能呈正相关,存在可多保留3%～8%的孔隙度.浊沸石分布受控于砂体沉积微相类型、距P2w碱性水介质源距离,平面上主要发育在湖岸线附近及水下扇三角洲前缘相带,垂向上主要分布于叠置的主河道砂体内.JL2-J205一线以东的水下分流河道区带浊沸石较发育,靠近酸源凹陷有通源断裂沟通,为浊沸石溶孔优质储层发育区,钻探油气显示良好,勘探潜力巨大.     

塔中地区奥陶系储层特征及其与油气聚集关系

为了进一步研究塔里木盆地塔中地区不同储层间特征的对比及各储层在平面上的变化特征,通过收集和整理各单井储层岩心孔渗测试、平面沉积相、断裂分布、薄片分析和油气藏特征等资料,详细地描述了塔里木盆地塔中地区奥陶系碳酸盐岩3套油气储层的基本特征.分析表明:裂缝型储层是塔中地区主要的储层类型,各储层的孔隙度和渗透率之间均不存在线性关系,储层渗透率变化区间较大,裂缝发育控制了该区渗透率的变化.在此基础上,对目前比较关注的几个与油气聚集有关的储层问题进行了讨论,结果表明:塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层的物性高值区均沿I号坡折带分布;沉积相是控制这些碳酸盐岩储层物性的主要因素;塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层的油气分布与储层类型密切相关.     

石南低渗油藏剩余油富集规律研究

石南21井区为低孔低渗油藏,目前处于高速开发期,储层非均质性影响了地下油水流动。为了能准确研究区块剩余油富集规律,应用相控地质建模及油藏数值模拟一体化技术,用已知的相模型约束属性模型的展布,得到的模型更符合地质实际。在此基础上进行历史拟合并分析区块剩余油分布可知,区块构造高部位及低渗透率区域为剩余油富集区,为区块的后续挖潜提供了依据。     

中高渗透厚油层提高采收率的几点意见——以北断块34-6砂体为例

北断块34-6砂体是江汉油田的典型中高渗透油层,目前已进入高水阶段,面临着自然递减逐年增大和含水上升快等诸多问题。对此,结合该砂体储层特征,在北断决34-6砂体的西北与东南两个区域开展大量研究工作,对西北部大厚层进行密闭取芯、细分等措施挖潜剩余油;东南部薄油层则立足基础井网,进行整体完善,以达到提高采收率的目的。