鄂尔多斯盆地延长组第7油层组致密油资源评价

总结了鄂尔多斯盆地延长组第7油层组(简称长7)致密油研究及勘探进展,从砂岩展布、物性特征、致密油充注时间和成藏期次等方面研究长7致密油地质特征,并按特征将致密油划分为A类和B类。在此基础上,采用小面元法和EUR类比法分别计算长7致密油地质资源量和可采资源量。评价结果揭示:长7致密油地质资源量和可采资源量分别为41.78×10~8t和3.73×10~8t,高资源丰度区主要分布在Ning 89井西侧、华池—马岭—环县一带、姬塬和AP11井附近。研究思路和评价结果为中国致密油资源评价及勘探生产提供有益参考。     

松辽盆地北部扶余油层致密油成藏条件及甜点区优选

松辽盆地北部扶余油层致密油是典型的源下致密油藏,具有形成大规模、连续型致密油藏的有利地质条件。通过对大量实验数据及钻井资料分析统计,对松辽盆地北部扶余油层致密油烃源岩条件、沉积环境、储层特征等成藏条件进行了综合分析,研究表明扶余油层致密油形成受成熟烃源岩与三角洲前缘相带控制,主要储集体为曲流河点坝砂体、分流河道砂体,具有单层厚度薄、横向变化快、垂向错叠连片的特点。储层主要以微米—纳米孔隙为主。常规储层和致密储层的分界为孔隙度为12%、渗透率为1×10-³μm²、孔喉半径为350nm,以孔隙度为8%、渗透率为0.1×10-³μm²、孔喉半径为75nm为界将致密储层细分为Ⅰ类和Ⅱ类。扶余油层致密油藏主要成藏动力为青一段有效烃源岩的生烃增压作用,属于倒灌成藏机制,断裂是主要的运移通道,构造高部位是致密油富集场所。优质甜点区主要分布在大庆长垣、三肇凹陷中心部位,以及齐家古龙凹陷西侧。     

四川盆地侏罗系致密油形成条件、资源潜力与甜点区预测

通过大量岩心、岩屑和原油样品测试分析,结合456口井的生产动态数据,明确了四川盆地侏罗系4套主要烃源岩的生烃潜力和3套主力产层的成藏特征,指出凉高山组、大安寨段和东岳庙段烃源岩以生油为主,珍珠冲段烃源岩以生气为主,富有机质烃源岩控制致密油甜点分布,工业油井绝大多数位于TOC1.2%的优质烃源岩区,微米级孔喉是致密油有效储集空间,裂缝是开采初期高产的关键。四川盆地侏罗系致密油整体呈现油质轻、气油比高、异常高压的特点,有利于致密油流动和产出。采用小面元法、资源丰度类比法、EUR类比法和有机碳法4种方法,评价四川盆地侏罗系致密油地质资源量在(20~30)×10~8t。通过资源富集主控因素分析,建立了四川盆地致密油地质资源评价分级标准,运用小面元法计算Ⅰ类地质资源量为16.11×10~8t,Ⅱ类地质资源量为4.77×10~8t,Ⅲ类地质资源量为2.89×10~8t。预测大安寨段在南充—遂宁一带及梁平以东勘探潜力最大,凉高山组在广安—南充—遂宁—仪陇一带最为有利,东岳庙段在广安—遂宁一线以南具有较好的勘探前景。     

大庆长垣中部扶余油层潜力研究

通过对钻遇扶余油层的探资井、加深钻井资料、试油（试采）和地震资料的综合分析,研究了大庆长垣中部扶余油层的地质特征和生产能力,以及有利的分布区域,并对扶余油层潜力进行了综合评价。初步研究了结果表明,大庆长垣中部扶余油层属于低孔、低渗、低丰度、低产能油藏,杏树岗东翼扶余油层发育较差,杏树岗西翼扶余油层具有定潜力,太2－太21区块和高台子油田高11－高12区块勘探开发前景较好。还对如何有效地开发利用好部分资源提供了下工作建议,为进一步勘探和开发扶余油层提供了依据。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油资源评价

近期,新疆油田非常规致密油领域获得重大突破,有效推动了我国非常规油气勘探。准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油储集岩主要由泥质粉(细)砂岩、白云质粉(细)砂岩和砂屑白云岩组成,纵向上集中发育为上、下2段,下段以粉砂岩为主,上段以湖相云质岩为主,具有典型的咸化湖相沉积特征。吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组优质烃源岩发育,致密储层大面积连续分布,且具有纵向上“源储共生”、横向上连续分布的源储组合关系;致密油成藏主要受优质烃源岩分布、致密储层物性、含油饱和度控制,沿致密储层集中段富集。基于上述特征,采用小面元、EUR评价方法计算凹陷上、下2段致密油的地质资源量约为20×10⁸t,技术可采资源量约为1.15×10⁸t;其中较为现实的Ⅰ类资源量约为2.5×10⁸t,技术可采资源量为0.16×10⁸t。吉木萨尔凹陷致密油作为典型咸化湖盆地源内互层致密油类型,开展芦草沟组致密油刻度区解剖,获取地质评价与资源评价关键参数,将为类似非常规致密油区块资源评价提供类比及借鉴依据。     

致密油平台式“工厂化”水平井优化设计——以松辽盆地三肇凹陷肇源地区Y63井区扶余油层为例

松辽盆地三肇凹陷肇源地区扶余油层具有资源量大、储集层致密、普遍含油且连续分布的特点。但产能问题一直是制约该区致密油勘探开发的难点。针对肇源地区Y63“甜点”区,应用大量测录井、试油及化验分析资料,明确FⅡ₁砂层组“甜点”地质特征,通过地震属性、地质统计学反演,精细刻画“甜点”砂体边界,开展平台式“工厂化”水平井设计。实钻结果表明,已完钻6口水平井钻遇油层934~1 177m,平均为1 070m,与周边直井相比,提高产能5~12倍,证实平台式“工厂化”水平井部署方式的优越性和可行性。     

江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组盐间页岩油资源评价与甜点区预测

中国陆相盆地页岩油资源丰富,页岩油作为国家油气资源接替的新阵地,加强陆相盐湖盆地盐间页岩油资源潜力评价,可为中国东部陆相盆地页岩油勘探提供重要依据。为此,以江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组盐间页岩油为例,突出烃源层系页岩油资源潜力评价的有效性与创新性,优选出以TSM盆地模拟法为主,辅以体积法、热解参数法及资源丰度类比法的页岩油资源评价方法,进一步明确了页岩油资源潜力及有利分布区。潜江凹陷潜江组盐间页岩油资源主要分布在13个单韵律层、1个复韵律层,预测地质资源量8×10⁸ t、技术可采资源量1.26×10⁸ t,其中潜3⁴-10韵律层资源量最大;平面上,预测潜江凹陷中北部是潜江组页岩油勘探有利区,其中,Ⅰ类地质资源量2.43×10⁸ t、技术可采资源量0.38×10⁸ t,Ⅱ类地质资源量5.57×10⁸ t、技术可采资源量0.88×10⁸ t。     

松辽盆地北部陆相非均质致密油整体勘探开发“2+3”模式

松辽盆地北部中央坳陷区大庆长垣、齐家—古龙凹陷和三肇凹陷扶余油层和高台子油层发育致密砂岩油,资源潜力超过10×10~8t。勘探实践表明,这种致密油层呈现纵向不集中、横向不连续、甜点单体规模小、物性变化大、含油性差异大等非均质特征。针对这些非均质性,按照"逆向思维、反向设计、正向实施"理念,创建了"2+3"模式,即通过工程地质"一体化"设计引领,依托低成本高效率"工厂化"实施,带来勘探开发"配套工程技术"、水平井"单井高产量"和致密油"整体有效益"。经过2011年以来的探索实践,形成了以甜点精细刻画及水平井轨迹精细控制技术和增产改造设计优化技术为核心的工程地质"一体化设计"技术,建立了差异型和灵活型2种低成本高效率个性化"工厂化"实施模式,完善了"预测甜点目标、钻成优质井眼、评价甜点层段、提供工程参数和提高单井产量"5项致密油勘探开发"配套工程技术",实现了致密油水平井压裂后产油是周围直井17倍以上的"单井高产量",展现了致密油"整体有效益"初步成效,建成3个试验区,正建10个试验区,新增致密油储量超过1×10~8t。"2+3"模式的建立,不仅为大庆油田原油稳产增加了资源,而且为其后规模生产储备了配套工程技术。     

高精度三维地震技术及其在松辽盆地北部扶余油层砂体刻画中的应用

松辽盆地北部大庆长垣及其两侧扶余油层是大庆油田致密油勘探的重点领域。为了精确刻画扶余油层致密油"甜点",经过探索形成了高精度三维地震勘探技术。以小面元、高密度、宽方位、单井小药量激发、单只高灵敏度检波器接收为采集特点,以最大限度提高地震资料分辨率为原则,以单砂体准确刻画为核心目标,全面提高了三维地震勘探精度。研究结果表明:地震资料频带由常规的4～63 Hz提高到4～90 Hz,扶余油层3 m以上单砂体的预测精度约80%,满足了扶余油层致密油"甜点"刻画需求。高精度三维地震技术全面应用于松辽盆地北部,为大庆油田扶余油层致密油勘探提供了技术支持。     

西加拿大沉积盆地 Cardium 组致密油资源评价

西加拿大盆地Cardium组以岩性为主要控制因素的油气藏边缘或油气藏之间发育一种被称为裙边油藏的非常规致密油资源,应用基于地质模型的随机模拟方法对Cardium组致密油资源量进行了预测.基于地质模型的随机模拟由3部分组成:地质模型建立、资源模型建立和随机模拟.采用统计学方法将分散在不同资料中有关资源丰度及其空间分布的信息有效地提取出来,并通过数学模型加以整理和重新组合,预测结果不仅包括资源量,同时给出其空间分布并指出勘探风险,可为勘探提供决策依据.预测结果表明,Cardium组总地质资源量(常规+非常规)为46×108m3,待发现的致密油地质资源量为29×108 m3,目前技术和经济条件下可采资源量为1.1×l08m3,不到待发现地质资源量的4％,但约占Cardium组总可采资源量的38％.基于Cardium组水平井资料,利用根据生产井产量递减推算的单井最终可采储量方法对基于地质模型随机模拟方法的评价结果进行检验,两种方法得到的可采资源量均值相差不大,证明基于地质模型的随机模拟评价结果可靠.图11参24     

提高变压器油氧化安定性方法研究

在实验室中比较了络合萃取－白土法、络合－白土法对我国新疆克拉玛仪石化厂（以下简称克石化）生产的变压器油氧化安；定性的改善情况，并将以上两种精制油与法国进口成品变压器油的部分性质进行了比较，讨论和研究。结果表明：两种方法均可使克石化的变压器油的氧化安定性满足出口标准。     

塔河缝洞型油藏剩余油分析与提高采收率途径

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏属于古岩溶型底水油藏,投产17年来,标定采收率仅为15%,而老区自然递减率已超30%。分析此类油藏剩余油,明确提高采收率途径,是目前急待解决的技术难题。在目前地质认识条件下,自主研制了系列可视化缝洞组合物理模型,采用物理模拟实验与动静结合分析方法,揭示了剩余油形成的力学机制、主要赋存方式及分布特征。提出了缝洞型油藏当溶孔直径大于4mm时可忽略毛管力的作用,大于此界限的孔、缝中重力分异将起主要作用;明确了主要剩余油的赋存方式是洞顶剩余油、高导流通道屏蔽剩余油、充填多孔介质中残余油及连通不好的盲端油;并提出了针对不同类型剩余油的提高采收率技术途径,为塔河缝洞型油藏高效开发提供了理论依据。     

鸡西盆地永安矿区油页岩特征

鸡西盆地油页岩主要发育在虎林组和平阳镇组,其中平阳镇组的3号层是主要含矿组,为全区可采层。以油页岩样品及其化学分析数据为基础,从油页岩的矿石物理特征、地球化学指标、矿物质分析等方面对鸡西盆地永安矿区的油页岩进行了系统评价,并将含油率、灰分、挥发分、发热量等矿石工艺参数与中国其他地区的油页岩矿层进行了对比。研究认为永安矿区油页岩具有含油率较高、发热量大、挥发分、含水中等、灰分和硫等有害组分低等特征,属中低灰分、低硫富油型优质油页岩矿藏。综合考虑矿层埋深、品位特征和开采技术条件,永安矿区油页岩不适合地面干馏,最佳开发利用方式是原位开采。     

有限元法超低渗油藏体积压裂裂缝参数优化

应用体积压裂技术开发超低渗油藏效果良好,加强体积压裂裂缝参数优化具有重要意义.基于有限元理论,建立油水两相渗流数学模型,应用混合单元有限元法,采用任意三角形单元和线单元描述地层和裂缝,在自然能量开采方式下,以单并为研究对象,对压裂段数及裂缝长度进行优化.结果表明:水平段长度800 m时,2,3,4簇最优压裂段数分别为10,8和7;增加半缝长,可扩大改造体积,增大泄油面积,显著提高措施累计产油量.     

稠油层岩石热物性参数计算方法

利用辽河油区稠油油藏实测资料,通过优选方法,对国外计算岩石热物性参数的经验公式中常、系数进行修正及调整,得到了符合辽河油区稠油油藏实际情况的计算其岩石热导率和比热容的经验公式。     

对燃油掺水乳化节油率计算方法的修正

通过对原节油率公式进行分析，给出热能设备应用燃油掺水乳化时节油率计算公式的正确式，使在今后的节能鉴定工作中，对产品做出公正的、正确的评价，有着积极的意义。     

海外石油钻探项目风险预警识别模型

准确及时地识别风险对海外石油钻探项目的风险预警管理具有重要的现实意义。基于150份有效调查问卷的样本数据,采用风险管理理论与判别分析法,构建了海外石油钻探项目风险识别模型,并对大庆油田海外石油钻探项目的风险级别进行了识别和分析。研究结果显示:构建的风险评价指标体系能够反映海外石油钻探项目的风险状况;风险预警识别模型具有一定的理论创新性和实践应用价值,且判断准确率高;风险预警结果与实际相符合,大庆相关团队应重点防范和预警"中警"项目,并制定"重警"项目风险应对预案。     

松辽盆地敖古拉地区萨零组油藏特征及圈闭预测

松辽盆地敖古拉地区萨零油层组油气产量高,但油水关系复杂、油气富集规律认识不清。为了认清油藏特征,在井震资料结合的基础上,应用油藏解剖方法对油藏进行精细分析。研究认为:萨零组发育断层—岩性、岩性两种油藏类型,断层—岩性油藏即砂体的上倾方向被断层切割并遮挡而形成的油藏,岩性油藏即砂体的上倾方向尖灭而形成的油藏,剩余油气资源分布在断层—岩性、岩性油藏中,油藏高点处油气更富集;断层—岩性油藏沿敖古拉等5条断裂发育,分布在中部、西南部及东南部,岩性油藏受河口坝砂体控制,分布在北部和南部。利用砂体预测图与砂体顶面构造图叠合来识别断层—岩性、岩性油藏目标的方法,预测了30个有利勘探目标。     

溶解作用对低渗油藏CO_2驱两相相渗的影响

运用PVT分析仪分别测定了不同压力条件下CO_2在油水中的溶解度,并测定了溶解CO_2后油水性质的变化。采用非稳态相渗实验方法,分别进行了饱和CO_2前后的油水、油气、气水相对渗透率测定实验,明确了CO_2溶解作用对相对渗透率的影响规律。结果表明:油藏条件下,CO_2在原油中的溶解度约为地层水中的7倍。CO_2溶解作用使得原油黏度急剧降低,水相黏度略微增大,原油体积膨胀系数显著增大,而水相体积膨胀系数基本不变。溶解CO_2后,油水性质的变化,使得油水相渗曲线向右偏移,油相相渗提高;CO_2溶解于原油后,使得油气相渗曲线与水相相渗均有不同程度的提升;地层水溶解CO_2后气水相渗曲线变化不大。     

原油蜡含量测定方法比较

 对四种测定原油蜡含量标准方法进行了比较,发现得到的结果差别明显,并具有一定的规律性。四种方法测定原油蜡含量的数值从大到小顺序为UOP 46> SY/T 0537 >SY/T 7550>ГОСТ 11851。产生这些差别的原因主要是四种标准方法的脱蜡条件及脱蜡溶剂的组成都有一些不同,每种脱蜡溶剂在相应脱蜡条件下对蜡的溶解性不同造成的。对所得蜡样品组成分析结果表明,蜡的溶解性差异主要来自于小于C25的正构烷烃和所有非正构烷烃。