聚驱层系组合及合理注采井距初步研究

一、区域基本概况 萨尔图北部过渡带位于大庆长垣萨尔图油田背斜构造的翼部,油层埋藏较深,出露油层少,只钻遇了萨尔图和葡萄花油层。其中北过一条带面积约为88km^2,地质储量为4845.3×10^4t,其中葡一组油层的地质储量是1720×10^4t。北过一条带1971年投入开发,开采对象为萨一、萨二、萨三及葡一组部分油层,     

大庆长垣砂岩储层构造油藏油水界面控制因素研究

大庆长垣构造上的喇嘛甸、萨尔图、杏树岗油藏是砂岩储层背斜构造油藏,油藏东、西两翼的油水界面深度不一致,过去有水动力及地应力等许多种地质成因解释。利用构造油气成藏重力分异的物理学原理,根据毛管力与浮力平衡理论推导出能够刻画油水界面分布规律的毛—浮方程,指出油藏内任意位置的油水界面深度是由该处储层的孔隙结构,即由排替压力所对应的孔隙半径(rd)大小决定的。rd与储层物性呈正相关,由于储层非均质(岩性因素)存在,一般背斜构造油藏的油水过渡带(段)表面(油水界面)是波状起伏、厚度有变化的锥柱形。     

松辽盆地北部卫星油田多类型油藏形成条件及分布规律

卫星油田是松辽盆地北部除大庆长垣以外葡萄花油层储量丰度、单井产量最高的油田。通过对油田内探井和开发井的研究分析,从生油条件、构造和断裂的形态及演化史、沉积相展布、储层特征及各开发区块油水分布特征等方面系统地研究了卫星地区的油水分布规律和油藏类型,并分析了成藏控制因素。卫星油田构造、断层、砂体的不同配置关系形成了多种油藏类型,以断层一构造油藏为主,其次是断层一岩性油藏和岩性油藏。     

大庆长垣扶余杨大城子油层勘探潜力分析

为寻找更多的后备资源量,在研究了大庆长垣构造演化、沉积特征的基础上,对长垣扶余、杨大城子油层成藏条件进行分析,提出了生油岩、古构造和岩性是控制油气分布的主要因素,认为长垣喇-萨-杏-太构造、高台子构造和葡西南构造的扶杨油层油气主要来自西侧的齐家—古龙凹陷,太南、葡萄花和敖包塔构造的扶杨油层油气来自西侧的齐家—古龙凹陷及三肇凹陷两个方向。杏树岗至葡北是近期提交储量的优选区,预计可提交预测储量约1.3×10~8t,长垣北部喇嘛甸、萨尔图地区西侧是进一步勘探的有利区。     

喇萨杏油田葡萄花油层层序地层格架与地层叠加模式

大庆长垣葡萄花油层地层单元数目及厚度从北向南逐渐增大,层序地层划分对比难度大.为搞清大庆长垣葡萄花油层地层发育模式,综合利用地震、测井、岩心、录井及区域地质等资料,对葡一组层序地层特征进行研究,结果表明:喇萨杏地区葡萄花油层的层序地层发育模式非常复杂,往往是以下4种模式综合作用形成:前积模式,削蚀减薄地层发育模式,低可容空间下的薄层叠覆模式,河道分叉或摆道模式.喇萨杏油田目的层的层序地层发育模式对于地层等时划分对比和沉积规律研究具有重要意义.     

河流三角洲沉积的特低渗透油层特征及影响油层物性因素分析

本文通过对大庆长垣喇、萨、杏油田萨、葡特低渗透油层(未划储油层)的调查分析,研究了河流三角洲沉积的特低渗透油层地质特征和物性特征,并分析了影响油层物理性质诸因素,为今后指导未划储油层的调整挖潜提供了依据。     

大型河流—三角洲体系中特低渗透储层与隔层的分布模式

本文以大庆长垣北部喇、萨、杏油田萨、葡、高油层中的特低渗透储层的地质研究为例,系统论述了松辽湖盆北部大型河流—三角洲体系中,特低渗透储层与隔层的空间分布类型与模式,并进一步探讨了这类储层的沉积成因和井间连续性。     

大庆长垣东西两侧萨、葡、高油层天然气成藏条件的差异性

通过大庆长东西两侧萨、葡、高油层天然气成藏条件的比较,指出二者在四个方面存在着差异,即大庆长垣以西地区青山口组和嫩一、二段源岩向萨、葡、高油层的供气条件优于大庆长垣以西地区;大庆长垣以西地区青山口组和嫩一、二段源岩向萨、葡、高油层的排烃条件明显优于大庆长垣以东地区;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大庆长垣以西地区;大庆长垣以西地区萨、葡、高油层的油溶释放气条件明显优于大庆长垣以东地区.     

葡南地区及敖包塔油田边部葡萄花油层低阻成因机理及综合识别

葡南地区及敖包塔油田边部葡萄花油层属于构造—岩性油藏。储层岩性细、泥质含量高、孔喉结构复杂,导致储层物性差、孔隙和喉道小、分布不均匀,为低阻油层的发育提供了良好的条件。通过详细分析葡南地区及敖包塔油田边部葡萄花油层低阻形成的微观原因,得出高束缚水饱和度、黏土矿物含量及分布形式是造成该区油层低阻的微观主控因素。同时通过低阻成因分析,提取了该区低阻油层的特征参数,建立了低阻油层特征参数识别图版,为葡南地区及敖包塔油田边部葡萄花油层低阻识别提供了理论基础。     

基于叠前OVT域偏移的河道砂体预测方法

大庆长垣萨尔图油田萨葡高油层属于陆相大型河流-三角洲沉积,层多层薄,砂泥互层频繁。利用常规叠后地震储层预测方法只能预测部分相对较厚的河道砂体,精度低,井震结合储层描述技术不利于在长垣油田萨葡高油层中全面推广应用。利用萨尔图高密度地震资料的优势,进行叠前地震OVT域的处理,保留了数据体中炮检距和方位角2个参数,以地震沉积学为手段,分析了不同方位地层切片反映储层砂体特征的振幅属性,结合研究区的地貌学特征预测薄互层河道砂体,井震结合储层描述,进一步提高了河道砂体的预测精度,与基于常规地震资料相比,精度提高15%以上。该方法为指导长垣油田井间剩余油描述和挖潜提供了有效手段。     

蠡县斜坡高106井区尾砂岩段油水倒置成因分析

蠡县斜坡高106井区尾砂岩段油藏位于一个向东南倾伏的鼻状构造上,具有典型的油水倒置特征.以岩心的物性分析、构造特征和微相分析为基础,认为：高106井区尾砂岩段油藏构造简单,区域内无断层,因此不存在上倾方向的构造遮挡,油藏的油水倒置主要是因为构造高部位为河道边缘,物性较差,导致油气难以充注,并与地层坡度较缓和沉积微相的差异等因素有关.     

鄯善丘陵交界区域三间房组油水关系研究

在区域地质特征研究基础上,结合沉积相、储集层特征研究成果,分析了鄯善-丘陵交界区域中侏罗统三间房组油水分布影响因素,并利用试油、测井、生产等数据,确定了油水界面。认为研究区内无统一的油水界面,油水关系复杂,总体呈现出西高东低、北高南低的态势。因而,鄯善-丘陵交界区域三间房组油水关系表现为构造控油为主,但油水界面倾斜的特征。此研究成果为后续的剩余油挖潜措施的实施提供了指导。     

辽河油田边顶水超稠油油藏特征及其成因探讨

辽河油田边顶水超稠油油藏具有构造平缓、岩石颗粒粗、物性好、成岩作用弱、非均质性较弱、油 水关系复杂的特征。通过对该类油藏的成因探讨,认为生物降解作用是形成边顶水超稠油油藏的物质基 础;水动力和水洗作用使浮力对原油运动力的影响变得极小;氧化作用形成的“沥青壳”阻止了地层水的 下渗,有利于油藏的保存。     

有机地球化学方法识别中等生物降解油藏油水界面

利用有机地球化学方法确定中等生物降解油藏LH11-1的油水界面深度,以取心率高的LH11-1-2井为实验对象,对35个岩心和岩屑样品进行Rock-Eval和GC/MS实验分析。岩心样品饱和烃GC/MS分析表明,其生物降解程度为3—5级,且随深度增加而逐渐加强。样品含油量、Pow值、(S1+S2)/R、重质油指数、饱和烃生物降解特征、伽马蜡烷/奥利烷等6个有机地化参数均在1 250.9 m处异常变化,揭示储层岩石烃类含量、组成、物理化学性质及生物降解级别沿油水界面方向具规律性变化,但在油水界面处异常,据此可判定1 250.9 m是LH11-1-2井新确定的油水界面深度,与测井解释相差3.8 m,可能与油水过渡带范围较大有关。利用有机地球化学方法,可较好地识别中等生物降解礁灰岩油藏的油水界面。     

超稠油储集层地球化学评价方法

随着油田采油技术的提高，稠油、超稠油油藏成为了辽河油田的主要产能接替油藏,然而在超稠油油藏的试油、采油过程中常常出现顶水、底水和夹层水的油水间互现象，准确确定油藏中水的位置成了超稠油油藏的主要问题。该文应用油藏地球化学录井岩石热解和热解气相色谱技术研究超稠油油藏的特征，解释评价储集层，划分油水界限，为准确评价超稠油油藏提供一种新的方法。     

浅水三角洲前缘砂体沉积及渗流特征精细表征——以松辽盆地大庆长垣杏树岗油田为例

针对目前相渗研究与砂体沉积特征结合程度较低的问题,综合利用连续取心井的岩心、测井资料、油藏条件下的相渗测试数据、粒度分析、扫描电镜以及压汞数据,对松辽盆地大庆长垣浅水三角洲前缘亚相中分流河道微相及席状砂微相的沉积及渗流特征进行研究,分析了油水两相流的相对渗透率在分流河道垂向上的变化,以及在席状砂外缘、中部和内缘位置的差异。控制分流河道砂体和席状砂开发程度的因素分别为垂向上的水油流度差异和平面渗流能力的非均质性。浅水三角洲分流河道主体垂向上的相渗形态变化不大,但水油流度差异使底部更易水淹,是造成井间剩余油形成的主要因素;席状砂沉积特征的平面差异使注入水更易沿外缘推进,是造成内缘及中部的储量动用程度低的主要因素。      

主力聚合物驱油藏不同储层见效差异研究

大庆油田是目前国内最重要的、最具代表性的主力聚驱油藏,其聚合物驱潜力几乎全部集中在大庆长垣。自北向南,大庆长垣储层的沉积特征具有较强的方向性和规律性。按照大庆油田主力厚油层沉积微相的分布特征、油层纵向非均质性以及储层和流体的物性变化,将聚合物驱储层划分为北部多段多韵律油层、中部正韵律厚油层以及南部复合韵律厚油层3种情况;针对不同情况下的储层特征,从水洗程度变化、提高采收率幅度等角度系统地研究了大庆主力聚合物驱油藏的见效差异性,并分析了差异产生的根本原因。研究成果可为厚油层聚合物驱的高效、合理开发以及聚驱后剩余油的调整挖潜提供参考。     

濮城油田沙二上1油藏剩余油分布影响因素

濮城油田东区沙二上1油藏东部、北部被边水圈闭,西部、南部为岩性尖灭,属于构造-岩性油气藏,沉积主体主要为来自东北部无缘的末端扇沉积,含油砂体主体以末端扇的分流河道砂体和近水道漫溢砂体沉积为主。油藏内部构造复杂,含油区域多受断层封闭,但为一套油水系统。经过长期的注水开发,油藏内部油、水分布变得异常复杂,控制和影响剩余油分布的因素较多,应用油藏数值模拟技术,结合测井、沉积相等因素进行分析,确定了该油藏的剩余油分布规律和控制因素,指出了油藏调整挖潜的区域。     

夹层对油藏的控制作用分析--以准噶尔盆地中部1区块莫西庄地区三工河组为例

针对准噶尔盆地中部1区块莫西庄地区三工河组厚层砂体内部油水分布关系复杂、油藏圈闭类型难以识别等问题，从非均质性研究入手，描述了主力夹层的分布特征，计算了夹层的排替压力，利用夹层与储层的排替压力差分析了夹层对油气的封堵能力，揭示了夹层对油气水分布的控制作用。夹层造成了纵向上油水关系的不同，使部分井区形成了“上水下油”的油水分布状况；具有一定封堵能力的非均质性夹层在侧向上造成了厚层砂体内油水界面的不同；夹层还能够降低底水油藏的含水上升速度。