鄂尔多斯盆地靖边油田延9油藏产能差异研究

鄂尔多斯盆地靖边油区延安组油藏分布广泛,产能差异较大.墩洼地区油层电阻及厚度相对较小,但单井产量较高,新井投产初期日产油15 t以上的井达12口,且递减慢,与该区延安组延9油藏埋深相对较深、油质相对较轻、地层水矿化度相对较高、储层油水分异明显、油藏底水明显且活跃、地层能量相时较高即后期保存较好有关.新庄湾地区油层电阻及...     

老油田含水上升原因分析及治理对策

胡尖山侏罗系老油田1996年投入开发,为了延长油田开采时间,提高采收率,本文重点对新5区和安48区含水上升原因进行研究,正确认识油田含水上升规律,总结出侏罗系油藏生产期合理的开发政策,从而为油田的开发、调整决策提供科学合理的依据,为油田的高产稳产打下坚实的基础。     

鄂尔多斯盆地镇北油田长8油层组储层影响因素分析

结合岩性观察、薄片鉴定、电镜扫描、阴极发光和物性分析等资料,研究了鄂尔多斯盆地镇北油田长8油层组储层特征及影响因素。研究表明,镇北油田长8油层组储层处于三角洲沉积交汇处,主要发育三角洲前缘亚相砂体。岩性以岩屑质长石砂岩为主,平均孔隙度9.64%,渗透率0.68mD,属低孔-特低孔、低渗-特低渗储层。储集性能主要受沉积环境和成岩作用的影响,水下分流河道、河口坝和远砂坝砂体是有利的储集空间。压实-压溶作用、胶结作用是导致孔隙度减小的主要原因,使储集层物性变差;溶解作用形成大量次生孔隙,极大程度上改善了储层的储集性能。     

鄂尔多斯盆地镇北油田镇M区长8油藏储层分类评价浅析

本文以镇北地区镇M区20余口生产井延长组长8油层组为研究对象。充分运用岩心、录井和测井等资料,分析出长8_1储层主要为一套低孔-特低渗储层。储层非均质性对比表明主力层长8_1~2优于长8_1~1和长8_1~3。依据长庆油田储层评价标准,研究区长8_1~2为Ⅱ-Ⅲ类储层,储层评价为较好,长8_1~1和长8_1~3为Ⅳ类储层,评价为差。     

鄂尔多斯盆地镇北油田延长组石油运聚机理

鄂尔多斯盆地延长组为典型的低渗透储集层,石油在低渗透储集层中运移,聚集机理是该地区成藏研究的关键.利用原油含氮化合物分析、有机包裹体分析、含油砂岩荧光薄片分析等方法,结合原油物性特征、砂岩含油性与物性变化的关系等探讨了镇北地区延长组石油运移、聚集特征.研究认为:侏罗纪末期-早白垩世是延长组石油主要成藏期,烃源岩生烃是一...     

鄂尔多斯盆地镇北油田镇H区提升开发效果对策研究

本文对该区开发效果进行多方面研究剖析,总结出该区目前生产期的合理开发政策。     

鄂尔多斯盆地镇北地区油源对比及石油运移方向

根据原油和烃源岩饱和烃、芳香烃的色谱-质谱分析,原油和油砂抽提物的咔唑类含氮化合物分布特征,结合砂体展布探讨了鄂尔多斯盆地镇北地区长81小层原油来源和石油运移方向.结果表明,镇北地区长81小层原油均来自于长73小层烃源岩,特点是三环萜烷以C23为主峰呈正态分布,缺失伽马蜡烷,孕甾烷发育,重排甾烷丰度低.原油在成熟度上有所差异,靠近深湖区的原油成熟度较高;原油和油砂抽提物的咔唑类含氮化合物有一定的运移分馏效应,石油从生烃中心沿砂体向西南方向运移.     

鄂尔多斯盆地演武油田延82储层成藏主控因素研究

以鄂尔多斯盆地演武油田延82油层为例,在岩心观察、扫描电镜、相对渗透率等实验的基础上,根据研究区的构造、砂体分布、储集层物性与成岩作用对影响该油藏成藏的因素进行分析,研究发现:鼻隆构造是影响研究区延82储层成藏的主要因素。     

鄂尔多斯盆地镇泾地区长8油藏高产主控因素分析

通过对镇泾地区长8油藏几个主力产油井区产量与烃源岩参数、储层物性及孔喉大小、断裂裂缝的分布关系的对比,分析了影响长8油藏高产的主控因素。研究认为:长7主力源岩充注条件好,奠定了油气富集的物质基础;储层物性好、特别是具有较好的孔隙结构是长8油藏高产的主控因素之一;区块内发育的I、II级大断距断裂(断距30 m)可导致油气在一定距离内沿断裂逸散,从而在一定程度上破坏油藏,而小断距断裂、特别是裂缝带不仅为油气从烃源岩到储层运移提供了良好的通道,而且也使致密砂岩的渗透性得到改善,从而促进油藏相对富集高产。     

坨142断块含水上升分析及治理对策

目前坨142断块的综合含水已达74％,采油速度为3．19％,进入了采油速度高、含水上升较快的开发阶段。通过分析认为,导致坨142断块含水上升加快的主要因素包括层间差异、构造高差等静态因素以及平面压力不均衡、地层压力低、采液强度大等动态因素。针对影响含水上升速度的因素,主要采取了提高注采比恢复地层能量和不稳定注水以及堵水调剖等方式减缓断块含水上升速度的对策措施,并取得了一定的效果。     

北布扎奇油田含水上升原因分析及改善措施

针对北布扎奇油田薄层、底水的油藏特点及油井含水上升较快的现状,利用老井侧钻水平井,有效避开油藏底水水锥,最大限度地延长了油井低含水采油期。介绍了原井的筛选原则;侧钻靶区地质设计;侧钻水平井水平段长度优选。按照以上地质设计,2004年12月在北布扎奇油田成功实施了NB31短半径开窗侧钻水平井,该井投产后获得日产234t的高产油流后,产量一直稳定在50t／d以上,含水由侧钻前的92％下降至10％。截止2005年10月NB31已累积增产原油7830t,取得了较好的经济效益。     

鄂尔多斯盆地马岭油田BS区侏罗系延安组延10_1段沉积相研究

本文根据野外露头及大量的钻井、测井、岩心分析资料,对马岭油田BS区侏罗系延10_1段的沉积相类型、微相划分及沉积微相的平面展布特征进行了研究。结果表明:本区延10_1段为一套河流相沉积,发育辫状河和曲流河两种沉积类型。延10_1沉积早期研究区以辫状河沉积为主,心滩发育,河道较宽,主水流方向由南向北;延10_1沉积晚期,河道分布范围逐渐缩小,研究区过渡为曲流河沉积。     

X油田B油区延10油藏储层特征及分类研究

本文利用岩石薄片、铸体薄片、压汞和物性等资料,对X油田B地区延10储层特征进行了深入研究,并根据储层特征对延10油藏进行分类。     

镇北油田注水井欠注原因分析及治理对策

为了解决镇北油田长8储层注水井高压欠注的问题,对该油田长8储层的储层特征、储层敏感性、注入水水质、岩石表面润湿性等因素进行了研究和分析,确定了镇北油田长8储层欠注的主要原因。研究表明:储层原始物性差(平均渗透率0.69mD),酸敏性强(58.14%),注入水与地层水配伍性差(产生CaSO4沉淀),岩石界面水润湿性差(弱亲油)是镇北油田欠注的主要原因。针对这些原因拟解决的对策是:研发并优化适合该油藏的酸液体系,开发出能防止该油藏水化膨胀的高效缩(防)膨剂,研发出性能较好的缓蚀阻垢剂,筛选出适合该油藏的表面活性剂增注体系。     

鄂尔多斯盆地红河油田长8油藏周期注水技术研究

周期注水的实质是在地层中造成不稳定的压力场,使液体在地层中重新分布,从而提高采收率。从周期注水机理入手,采用渗流力学与数值模拟相结合的方法探讨地层的非均质性、润湿性、注水时机对周期注水的影响。红河油田长8油藏物性差,裂缝发育,弹性开发采收率不到2%,先导试验初期采用连续注水,水窜十分严重。通过对红河油田长8油藏试验井组周期注水试验方案的设计,最终确定了注水周期为65天,注水量2 752 m3,压力波动至原来地层压力的110%。现场实施取得较好的效果,试验1年后单井最高累计增油930 t。     

鄂尔多斯盆地镇北油田延长组低渗透储层成因及油气运移特征

低渗透储层具有孔隙结构复杂和毛细管阻力大等特点,油气在其中运移的动力、路径以及运移方向是低渗透储层油气成藏研究的关键。以鄂尔多斯盆地镇北油田为例,通过岩石显微薄片分析、扫描电镜能谱分析、原油含氮化合物油气运移示踪分析、砂岩含油饱和度变化特征等,分析了延长组低渗透储层的成因、油气运聚时期的储层物性以及油气在低渗透储层中的运移特征。结果表明,该区延长组储层受沉积和成岩作用的影响在油气大规模运移之前就已经形成低渗透储层,岩石中存在的大量软颗粒以及特殊的同生软颗粒是形成低渗透储层的根本原因;油气侧向运移距离短,裂缝、微裂缝为主要运移通道,在异常压力作用下油气具有幕式快速运移的特征。     

靖边油田曹崾岘区延9油藏开发经济效益评价

靖边油田曹崾岘区延9油藏目前已达开发中期,产量递减严重,稳产困难,经济效益较差。为了正确评价油藏开发调整的经济效益,通过对投资和成本费用的估算,对财务状况进行了分析和评价,税后财务净现值为54771.06×104元,高于行业基准,在经济上可行。建议进一步降低操作成本,提高项目整体经济效益。     

靖安油田ZJ4井区延9油藏注采比确定

通过物质平衡法和油藏开发动态分析法,同时借鉴前人的数值模拟结果,对靖安油田盘古梁地区ZJ4井区延9油藏的合理注采关系进行了研究。结果表明：ZJ4井区新区合理的注采比在0．95左右,而ZJ4老区合理注采比应保持在1．1～1．2之间,这样既可以保证油藏高产稳定开发,又能控制含水上升,有利于该区延9油藏的持续开发。     

鄂尔多斯盆地靖边油田西部延9原油地球化学特征与油源

为了明确靖边油田西部延9油藏石油的来源,采用原油物性、族组成、饱和烃色谱及色谱-质谱等方法,分析了延9原油地球化学特征,通过对比本区长7烃源岩与湖盆中心志丹地区长7烃源岩地球化学特征,结合区域地质背景研究了延9油藏石油的来源。结果表明,延9原油饱和烃含量均在60%以上,正构烷烃单峰分布,主峰碳主要以C₂₁为主;生物标志物中C₃₀藿烷占优势,其次为C₂₉藿烷,规则甾烷以C₂₉为主,C₂₇和C₂₈含量相似,呈不对称“V”字型分布。延9原油地球化学特征相似,具有统一的物质来源和演化程度,为淡水条件下弱氧化-还原环境形成的成熟原油。油源对比表明,靖边油田本地长7烃源岩与延9原油具有明显的亲缘关系,延长组沉积时期位于湖盆中心的志丹地区长7烃源岩地化特征与延9原油差异明显。延9油藏的形成主要为本地区长7烃源岩成熟后,经叠置砂体及裂缝系统输导,主要经垂向运移至延9储层,再经过短距离侧向运移至圈闭聚集成藏。     

鄂尔多斯盆地演武油田S1区块延8油层组微观水驱渗流特征

侏罗系延安组作为鄂尔多斯盆地主力含油层系,关于其储层特征及微观水驱渗流规律研究一直未受到重视。以鄂尔多斯盆地演武油田延8油层组为例,在储层特征分析的基础上,结合真实砂岩微观驱油实验,明确不同水驱类型的水驱前缘分布特征、油水渗流规律、残余油赋存状态,建立微观驱油效率与驱替压力之间的关系,总结残余油形成机理和分布规律。研究区微观水驱类型可划分为均匀驱替型、网状驱替型、网状-指状驱替型和指状驱替型4类。随着单位驱替压力的增加,均匀驱替型的驱油效率变化最为明显,水驱效果最好;网状驱替型次之,网状-指状驱替型和指状驱替型水驱效果较差。受岩石颗粒表面物理性质和孔喉结构的影响,不同驱替类型水驱后残余油类型占比不同,均匀驱替型和网状驱替型水驱后残余油类型以油膜和角隅状为主,指状驱替型以连片状和簇状为主,而网状-指状驱替型各残余油类型占比相近。