抗震DPT测压技术在塔河油田稠油油藏的应用

塔河油田稠油油藏原油以重质油为主 ,常规测压工具难以下到井底 ,油藏压力监测困难 ,为此引入抗震DPT测压技术。该技术将抗震DPT压力计固定在生产管柱上 ,通过钢丝投捞作业和数据回放 ,能准确记录地层压力变化特征 ,有效解决稠油开发测压难的问题 ,对指导稠油油藏科学、合理、高效开发具有积极意义     

濮城沙三中油藏测压对策技术研究

濮城油田沙三中油藏低孔低渗,压力恢复慢,利用常规测压技术测得油井压力低、注水井压力高,难以测得符合实际的压力。经讨论分析,选择了油井二流量试井,注水井压降试井的方式替代常规测压。实验结果表明,油井压力(较常规测压)平均至少提高4.49MPa,注水井压力平均下降11.0MPa。经推广实用,效果显著。     

坪北油藏上三叠统延长组特低渗透砂岩储层特征

坪北油藏延长组属于安塞三角洲沉积体系，主要储集砂体为三角洲前缘水下分流河道和河口砂坝砂体；通过岩石薄片、X衍射、扫描电镜、阴极发光、压汞等分析测试手段对储层特征进行详细研究，认为储层岩石类型主要为细粒长石砂岩；浊沸石、方解石、绿泥石的胶结、化学压实和浊沸石、长石的溶蚀作用是影响砂岩储集性能的主要因素；该区储层类型大多为低孔特低渗和特低孔超低渗型。     

鄂尔多斯盆地东南部地区延长组油藏特征研究

鄂尔多斯盆地东南部地区主力含油地层构造简单,局部发育的鼻状隆起对油气富集起一定控制作用;构造-岩性圈闭和岩性圈闭构成的复合圈闭是区内主要的油藏类型;主要含油储层位于河道砂体中;本区油藏具有湖相生成油的特点;油藏的形成和分布受沉积相带及隆起构造背景控制明显,且大多分布在剩余压力相对低值带。进而得出结论:研究区具备石油成藏地质条件发育,以复合圈闭为主,油气性质优良,勘探开发潜力较大;沿优势沉积相带及局部鼻状隆起构造背景,并结合地层过剩压力分布特征进行勘探部署,对寻找新油气资源具有重要的现实指导意义。     

陇东油田三叠系特低渗油藏开发技术探讨

陇东油区三叠系延长组油藏目前已逐渐成为长庆油田采油二厂的主力油藏,特别是随着南梁油田、华池油田、西峰油田等先后投入开发,采油二厂50%以上的产量来自延长组油藏,因此,总结前期延长组油藏中好的开发经验,对不断提高延长组油藏的开发水平具有重要意义。     

注水井分层测压资料应用

文章通过对注水井分层测压资料的分析，结合实际情况，探讨了注水井分层压力资料在油田开发中的应用，包括精细描述注水井周围地层、判断井问地层连通状况、了解油层泻压能力、检验注入剖面测井结果等。     

低渗透油藏生产井关井测压时间的计算与应用

低渗透油藏的生产井压裂后，在单井试油试采过程中，压力恢复测试关井时间不同，其中有些井压力恢复曲线不能出现边界反应段，渗流不能反映地层中真实流动特征。针对这种情况，基于长庆绥靖油田塞39井区长：低渗透油藏大量试井和实际生产资料，利用现代试井解释理论，研究合理关井时间的界限及其计算方法。结果表明，当油井关井测压时间达到3倍地层径向流开始出现的时间后，利用此时的压力数据解释地层参数和地层压力，其结果的误差小于5％，同时能较准确地判断边界类型。计算的理论曲线和霍纳法解释值非常接近，对于塞39井区，若预先知道某生产井地层有效渗透率值，可从理论曲线查出压力恢复试井的关井时间，否则，建议按照该井区地层有效渗透率（大约在6mD左右），将不稳定试井测试时间控制在25d以上为宜。图4表3参14     

延长油田注水开发油藏递减规律研究

延长油田是中国大陆勘探开发最早的油田，近20年来，随着地质研究工作的深入和油层改造工艺的进步，油田勘探开发步伐稳步加快，进入了一个新的发展阶段。延长油田长期以来采用自然能量开发，增产措施以油层压裂改造为主要手段，油井压裂改造频繁。通过对延长油田的注水开发过程中油藏递减规律进行模拟与研究，然后进行实例分析及效果分析，最终确保延长油田注水开发过程中油藏降递减水平低位运行。     

电缆测压资料在西非某深水油藏评价中的应用

通过西非某深水油藏探井、评价井丰富的电缆测压资料,结合地震和成像测井资料,开展了2口井砂体对比,对低电阻率疑难油层进行了综合解释,认为sand2-2砂体为一套低电阻率油层。探讨了电缆测压资料确定油水界面的原则及影响因素,预测了油水界面,确定了油藏模式。通过地层对比,结合压力分析可知该油藏存在2套油水系统,为受构造控制的2个层状边水油藏。该研究对深水油藏评价和储量计算具有指导意义,指出了选用不同水线预测油水界面给储量评价带来的潜力和可能存在的风险。     

陇东地区延长组长6-长7段浊积岩分布规律

采用井-震结合的方法将鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长6-长7段划分为1个长期基准面旋回和5个中期基准面旋回。研究区延长组长6-长7段浊积岩主要发育在中期基准面旋回下降半旋回的中晚期和上升半旋回的早期,分布于辫状河三角洲前缘前端斜坡及平原区古地形低洼处,其展布范围随长期基准面的下降逐渐向湖盆中部迁移,这种分布特征主要受控于4个因素:盆地及周缘大地构造背景在宏观上控制着浊积岩的发育;区域构造活动为浊积岩的发育提供了一定的触发机制;基准面旋回的变化控制着浊积岩的发育及分布范围;前三角洲地区古地貌决定三角洲前缘浊积体运移方向和沉积位置。陇东地区浊流沉积具有优越的成藏条件,是长庆油田增储上产的重要接替领域。     

陇东地区三叠系延长组沉积层序及充填响应特征

陇东地区三叠系延长组是由顶、底两个区域性不整合或假整合界面组成的一个超长期旋回。在该构造层序形成发展的沉积演化旋回中,依据次一级的构造、气候、物源供给条件及湖平面升降等变化,可将上三叠统延长组分为区域上分布稳定的4个长期旋回。在此基础上,采用层序-盆地系统的动态成因分析方法,对陇东地区延长组进行了层序充填动力学研究,认为构造沉降的脉动性、气候的旋回性以及由此引起的沉积物供给的差异性控制了4个长期旋回的发育与演化。文中,进一步探讨了盆地演化过程中的层序充填动力学响应,指出湖盆演化的不同时期形成不同的沉积亚相组合、不同类型的沉积物以及不同的层序叠加样式。     

CO2增能解堵技术在延长油矿的应用

介绍了二氧化碳增能解堵原理、所用工作液的组成和性能,及该技术在延长低渗(平均1.3×10-3μm2)低孔(平均9.7%)油藏作为油井增产措施的应用。解堵液为加有强氧化剂的多元复合配方酸液(含有盐酸、氢氟酸、冰醋液、磷酸,浓度不超过12%);增能液为溶入二氧化碳气体的化学物溶液,在地层与酸液相遇则生成大量热和以二氧化碳为主的气体。实验配方增能解堵液与一种稠油在10 MPa初始压力下反应50分钟后,稠油25~55℃下的粘度降低90%以上;在60℃下对油井垢中分离出的硫酸钙垢、碳酸钙垢和油垢的4小时溶解率为91.0%~99.4%;初始压力10 MPa的增能液体系,经58~65分钟压力升至最高值18 MPa,此后由于二氧化碳溶于原油,压力逐渐下降。报道了施工工艺、选井及效果:解堵液、隔离液、增能液段塞分两个循环注入油井,2004年在23口油井施工,油层厚0.7~11.2米,单井注入增能解堵剂11~16吨,平均13.1吨,单井增产原油38~213吨,平均85.9吨,有效期91~131天,平均105.9天。图1表3参4。     

鄂尔多斯盆地延长组储层致密化及其影响下的致密油充注特征

通过对鄂尔多斯盆地延长组储层成岩作用、致密历史、油水分布特征的分析,并结合充注动力与阻力的计算,探讨了储层早期致密化影响下的致密油充注特征。结果表明,延长组长6-长8段储层孔隙演化经过4个阶段,在中成岩阶段A1期基本达到致密,而此时油气大规模充注尚未开始。储层早期致密化形成的高充注阻力导致浮力难以成为驱替致密油运移的有效动力。同时,结合该区具有紧邻源岩的致密砂岩普遍含油、"甜点"富油且流体分异性差的特征,认为广泛发育的长7段烃源岩与长6和长8段储层间的剩余压力差是致密油充注的主要动力,且是导致致密砂岩含油而甜点富油的重要因素。     

延长油田富县探区延长组储层物性及下限研究

根据富县探区延长组岩心、试油、物性等资料,分析了储层的岩性、物性、含油性和电性特征及四者之间的关系,确定了延长组储层物性下限,结果表明,富县探区延长组为低孔低渗-特低渗储层,物性最好的为长3储层,含油级别很少达到油浸级。     

陇东地区延长组长8油层组有机质组成特征及地质意义

地层条件下原油的密度、黏度、凝固点是衡量原油流动性能和产能的重要指标,也是影响地层压力的关键,与储集层中有机质组成密切相关。综合应用热蒸发烃气相色谱、岩石热解、核磁共振、荧光显微图像等多种储集层流体性质判别手段,分析了鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长8油层组有机质组成特征及其对流体性能和地层压力的影响,结果表明,储集层中有机质含有较高的胶质沥青质等重质组分是导致地层条件下可动油含量低、试油与预期不符的原因;包括溶解气在内的地层条件下储集层中有机质的组成、丰度及其纵向分布特征是导致地层异常低压重要原因之一。     

陕北斜坡延长统低渗储集层成岩相研究

鄂尔多斯盆地三叠系延长统储集层具有低渗、特低渗性质 ,强烈的成岩胶结作用是形成低渗的主要原因。不同的沉积微相其胶结类型不同 ,从而导致酸性水溶蚀次生孔隙所发育的程度迥异。通过沉积微相分析、以及大量岩石显微薄片的观察 ,对盆地东北部志靖三角洲长 6储集层的成岩相总结为 8种类型 ,并分析了 3种沉积充填类型 (序列 )与成岩相的关系。第Ⅰ种充填类型为叠置水下分流河道 ,主要发育绿泥石 浊沸石胶结相 ,在叠置水下分流河道靠近湖盆一侧 ,主要发育浊沸石 长石溶蚀相 ;第Ⅱ种充填类型为孤立水下分流河道 ,主要发育绿泥石 方解石胶结相 ;第Ⅲ种充填类型为水下分流河道间洼地微相 ,主要发育钙质 泥质胶结相。在上述分析的基础上 ,对长 6 1 2和长6 2 1两个重点含油层位储集层进行了成岩相的平面预测 ,指出志靖、安塞三角洲有利沉积相带及有利成岩相应向湖区延伸。图 4参 4     

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本文提出了脉冲试井曲线的直接拟合分析方法,探讨了匹配参数的影响情况和调整方法,在保证结果准确的前提下,简化了脉冲试井分析过程,便于现场应用。     

油井远程监控与计量技术在延长油田的应用

介绍了油井工况诊断、液量自动计量系统的原理、组成及功能。重点介绍了“功图法”计算泵有效排量的模型和现场修正系数。油井“功图法”判断油井工作状况适用于不同含水期、不同产液量状态和不同油田的开发阶段。在延长油田24口油井应用表明,诊断结果准确,能及时判断油井工作状况,计算油井产量。对比计算出的油井产量与现场测试产量,平均相对误差3.72%,说明利用“功图法”计算出的产量能够真实反映油井的实际产液能力,满足油井计量的精度要求,确保了油井的长期稳定生产,在该油田具有推广应用价值。      

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四川盆地东北部飞仙关组鲕滩储层是鲕粒灰岩云化后的碳酸盐岩储集体，孔洞缝发育，储层段中含有泥质、膏盐夹层，储层具有低速、低伽马、低阻抗的特征；泥质层具有低速、高伽马、低阻抗特征;而膏盐岩具有低速、低伽马、高阻抗特征。更重要的是,要如何通过地震预测的方法从复杂的围岩中检测鲕滩储层，进而指出天然气的高产区带。通过多年的攻关研究,终于寻找到了一套预测飞仙关组鲕滩储层行之有效的技术。即采用速度反演、辅以波阻抗和伽马反演有效地预测储层的有无；利用孔隙度反演和量化技术计算出储能系数，查明储层的厚薄和好坏；在储层段利用AVO技术得到的碳氢剖面可以判识储层是否含气。这套技术在实际应用中取得了明显的效果。