榆林气田长北区块山西组下段主力储集层建模及水平井地质设计

鄂尔多斯盆地东部榆林气田长北区块主力储集层是下二叠统山西组下段的石英砂岩，将用水平井开发。为编制水平井开发方案而进行的气藏地质研究结果表明：石英砂岩是连续分布的席状砂体，发育于横向迁移极大的辫状河沉积环境中的内切河谷，轴部多层河道辫状冲积的叠加厚度平均约15．77m，主河道两侧渐变为单层河道，估计多层河道砂体宽5～30km、厚9～40m，单层河道砂体宽0．25～1km、厚5～8m。石英砂岩粗—很粗粒结构和成分成熟度高都有利于保存储集层原生孔隙空间，但其内部存在阻流带，估计垂向阻流带的平均间距为600m，利用水平井可以降低阻流带的影响。根据气藏地质研究成果，考虑长北区块河道方向和地层最小水平应力(压应力)方向，进行2口水平井地质设计，钻井过程中通过随钻测井随时调整钻井轨迹。     

鄂尔多斯盆地南部长武地区长8^1砂组油气成藏条件及勘探方向探讨

鄂尔多斯盆地南部长武地区三叠系构造为一北西倾单斜,内部发育多个规模大小不等的低幅鼻状隆起,为岩性油气藏提供了良好构造背景。由于三叠系烃源岩热演化程度低,生烃能力小,长81砂组三角洲前缘水下分流河道主体成为外部油气运移至研究区的主要通道,油气成藏受构造和沉积微相双重控制,具备形成低幅构造-岩性油气藏的有利条件,区块中北部鼻状隆起带为寻找构造-岩性油气藏的有利区。     

长庆油田采油三厂新区完善储层改造技术体系

截至目前，长庆油田采油三厂新投产油井174口，新井日产量达到412．3吨，累计产油量达到1．9万吨。在产能建设中，这个厂推行前期总结定型的11种分区块适应性储层改造工艺，在长9底水油藏治理、长8油藏多级加砂、新井压裂液优选配套等方面取得突破，完善了新区储层改造技术体系。平均单井产量由2011年的1．9吨提高到目前的2．6吨。     

小草湖地区岩性油气藏主控因素分析及油气勘探方向

小草湖地区油气资源丰富,勘探程度低、潜力大,随着油气勘探的不断深入,构造型气藏越来越少。通过深入研究台北凹陷小草湖地区天然气成藏条件,总结气藏成藏模式,认为气藏总体受构造、岩性、断层三重因素控制,其中岩性、断层遮挡是成藏最关键的控制因素。该区岩性气藏勘探立足2 个鼻隆区和洼内,积极扩展外围区块,遵循多砂体叠合连片含气成藏模式,开展精细气藏描述。沿鼻隆脊部钻探低部位河道砂体获得成功,实现了疙7 -红台2 号含油气区的复合连片。     

泌阳凹陷泌304区块油气成藏模式研究

泌阳凹陷泌304区块浅层表现为由廖庄末期盆地整体抬升并发生反转而形成的开口倚邻边界大断层、由南东向凹陷倾没的断鼻构造。储层主要位于南部近岸水下扇沉积体系,为近岸水下扇扇根-扇中亚相,属中孔、中渗透性储层。根据与烃类流体包裹体相伴生的盐水包裹体的均一化温度,结合典型井的埋藏史、热演化史确定泌304区块成藏期次和成藏时间,油气成藏时期为廖庄末构造抬升期。深入分析该区块的油气成藏特点,建立成藏模式。油源对比表明油气来自深层,通过边界断裂运移至浅层鼻状构造聚集成藏,由于断鼻构造的形成时间较晚,早期小规模油气运移散失或局部成藏,晚期油气大规模运聚成藏,属于典型的古生新储次生油藏。     

旬邑地区延长组成藏主控因素及成藏模式

通过对旬邑地区长7油层组烃源岩评价认为,该区有机质丰度高,有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ型,且总体达到成熟阶段;长2、长6~长9油层组砂岩属于低孔、低渗储层,有效砂体是该区的主力油气富集层系;长7油层组异常高压是油气初次运移的主要动力。旬邑地区油气成藏的主要控制因素是优质烃源岩、有效砂体和异常高压等条件。该区存在2种油气成藏模式(近源成藏和远源成藏),并形成以长7油层组烃源岩为生油源的4套生、储、盖组合(源下成藏、源内成藏、源上成藏和远源成藏)。     

宝浪与本布图油田油气成藏特征

从油气藏圈闭的形成与保存、油气藏成藏时间与期次、油气运聚特征和油气藏成藏模式四个方面总结了焉耆盆地宝浪、本布图两油田的成藏特征，油气藏才为古构造基底隆起背景上的披覆背斜或鼻状构造，后经改造，呈现今的断背斜或断鼻形态，宝中区块主要成藏期为侏罗纪末，宝北区块和本布图油田主要成藏期为晚第三纪。     

鄂尔多斯盆地彭阳油田侏罗系延安组油藏成藏规律

鄂尔多斯盆地彭阳油田主要勘探开发层位延安组平面展布特征变化较大,影响了对其油藏成藏规律的认识。在研究区延安组基本成藏条件研究的基础上,总结了延安组油藏成藏规律。延安组油藏原油主要来自延长组长6、长7段炭质泥岩或油页岩;生烃期晚于圈闭形成期,有利于油气聚集;油气在早白垩世末期通过断层、裂缝与延长组顶部不整合输导进入延安组成藏。构造是控制延安组油藏成藏的最重要因素,其次为砂体分布与保存条件;北东向砂体与东西向斜坡配置形成构造-岩性油藏,局部砂体向上超覆尖灭形成地层超覆油藏;研究区北、东部保存条件好,其内部的低幅度背斜、鼻状构造处于最有利成藏位置。     

鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部长6油组3砂组沉积体系及勘探前景

通过对鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部长63砂组沉积体系研究,在成岩作用和沉积作用研究的基础上,对工区长63砂组的储层进行了评价。通过沉积体系研究、储层评价、构造分析及已发现油层平面展布图等4图叠加,结合工区的成藏条件和成藏因素分析,查明了研究区长63砂组的有利勘探区域,认为6-1R岩性圈闭和6-2R岩性圈闭及6-3背斜构造和6-4鼻状构造是有利的勘探区。     

利用数值模拟方法预测辫状河砂体几何形态

辫状河是自然界重要的河流类型之一。利用砂体沉积过程数值模拟方法可以预测辫状河砂体的几何形态。在建立了辫状河砂体沉积过程的数学方程后，根据现代辫状河沉积特征，设计了辫状河沉积过程的模拟条件，计算域长15km、宽10km，流量按50a一遇大洪水设计，模拟过程到1970a时，辫状河沉积过程基本达到平衡状态，此时砂体最大厚度约14m，出现在计算域2．5～3．5km处，以中砂沉积为主。计算过程中可识别6种沉积单元，包括辫状水道(砂体的平均长宽比2．45，平均宽厚比72．6)、纵向砂坝(平均长宽比2．02，平均宽厚比86．7)、斜列砂坝(平均长宽比2．27，平均宽厚比74．9)、废弃河道、堤岸、越岸沉积。主要沉积单元砂体几何参数之间的相关关系较好。图3表1参5     

文13西气藏储层特征及剩余气开发潜力

文1西气藏位于东濮凹陷文东构造带的西侧,主要含气层位为下第三系沙河街组段中亚段,主要储层为5砂组的第4、第8、第10小层.在构造较高部位,储层孔隙度较大,向低部位变小,渗透率的变化与此类似.5砂组具有较强的非均质性,渗透率变异系数一般在0.7～2.0之间.根据各断块、各小层的天然气储量分析结果,简单东块将原有部分油井改为采气井后,剩余气的开采可能会获得较好效果;简单西块南部构造高部位为剩余气的有利勘探区;文1-92块、文1-29块都有可能发现稳产期较短的高产井;而文1-122块因储量分散,气层薄、物性差,目前暂不宜进行开发.     

FACIES AND POROPERM CHARACTERISTICS OF A CARBONATE SHOAL (MUSCHELKALK, SOUTH GERMAN BASIN): A RESERVOIR ANALOGUE INVESTIGATION

Outcrop analogue investigations contribute to the understanding of the architecture and behaviour of subsurface hydrocarbon reservoirs. This study was designed to provide input for static reservoir modelling of shoal bodies on carbonate ramps. We investigated an oolitic and shelly carbonate shoal of Late Muschelkalk (late Ladinian) age, about 30 km long and 15 km wide, exposed in a series of quarries in southern Germany. The dimensions of this shoal body correspond to both modern analogues in the Persian Gulf and to oilfields in the Middle East. Fifteen outcrop locations were chosen to cover the entire shoal. A regional correlation based on facies, sequence analysis and outcrop gamma‐ray logs was used as a framework for mapping the distribution of shoal (i. e. reservoir) facies and associated reservoir properties. Three major depositional environments were recognized: foreshoal, shoal and backshoal. In each environment, specific vertical facies successions composed of thick shallowing‐upward units and thin deepening‐upward units forming metre‐scale cycles were deposited. These small‐scale cycles are stacked and form large‐scale shallowing and deepening trends. Shoal facies developed preferentially in the regressive parts of small‐scale cycles and were found to be laterally continuous over distances of at least several kilometres. Porous intervals within the shoal facies are concentrated along the tops of the small‐scale shallowing‐upward cycles. The porous intervals in successive small‐scale cycles increase in thickness and in absolute values of porosity upwards through the large‐scale shallowing trend. Separate vug pore types are characterized by relatively low permeabilities (0 to about 10 mD) in spite of the high porosity (up to 20%). The combined occurrence of separate vug and interparticle porosity leads to higher permeabilities (tens of mD). Isolines of porosity, permeability and net/gross follow the contours of the carbonate shoal complex. The highest values of porosity appear more or less at the centre of the shoal, while the highest values of permeability are found at the shoal margins. The distribution of maximum porosity and maximum permeability zones are thus controlled by the cyclic seaward‐stepping and landward‐stepping of the shoal body. The systematic variations in extent, stacking pattern and related petrophysical characteristics of the carbonate shoal bodies may be used for modelling shoal reservoirs in producing oilfields.     

大港油田注水开发过程中油藏参数变化规律分析

对大港油田高孔高渗和中孔中渗2种类型油藏进行注水前后油藏参数变化规律研究后发现,油藏经过长期注水开发后,高孔高渗油藏粘土矿物和胶结物含量减少,溶蚀孔隙增多,整体表现出储层孔喉增大、物性变好的趋势;而中孔中渗油藏大部分储层呈现喉道堵塞、孔喉减小、物性变差的趋势。2类油藏注水开发后,微观和宏观非均质性都有所增强,储层润湿性向强亲水方向转化,原油性质也表现出变差的趋势。该项研究对高含水油藏的后期开发有重要的指导意义。      

柴达木盆地北缘马西气藏储集层研究

柴达木盆地北缘马西气藏古近系渐新统下干柴沟组下段储集层,形成于辫状河三角洲沉积环境,储集层岩石类型主要为细粒砂岩、中粒砂岩和粉砂岩。砂岩以岩屑长石砂岩为主,其次为长石岩屑砂岩。碎屑岩颗粒分选性中等—好,胶结类型以接触—孔隙式为主,接触关系以点接触为主。砂岩储集孔隙类型以原生粒间孔为主,属于大孔隙,以粗喉道为主。储集层孔隙度平均为25.21%,渗透率平均为963.52×10-3μm2,综合评价为高孔高渗的好储集层。     

冀东油田G104-5区块水平井油气层保护技术

冀东油田G104—5区块馆陶组油藏具有胶结疏松,粘土矿物含量较低,渗透率、孔隙度较高,孔喉直径分布极不均匀的特点,分析了该区块水平井储层存在的潜在损害因素和保护油层的技术难点。针对该储层特性．通过室内试验优选出了3种钻井液体系,并对加入复配暂堵剂的钻井液进行了油层保护评价试验,结果表明,采用KCl有机正电胶钻井液体系,应用“理想充填”理论确定的暂堵剂级配,可有效地减少钻井液对G1045区块馆陶组油层的损害。在此基础上制定了G104—5P1井油层保护技术方案。现场应用表明。馆陶组疏松油层的损害大大减少．油井产量明显提高。     

G43断块油藏整体压裂技术研究与应用

G43区块主力产层为中孔中渗储层,地层饱和压力低,弹性采收率低;岩石塑性较强,造成支撑剂嵌入,前期压裂效果差。为提高压裂开发效果,进行了整体压裂技术研究。通过原油性质测试表明,区块原油胶质沥青质较重,在前置液前加降黏液以避免原油乳化;岩石力学试验表明,区块岩石易发生支撑剂嵌入,且储层为中孔、中低渗储层,压裂设计应以提高裂缝导流能力为主,具体措施包括通过单剂优选和整体性能测试,优选出适合G43区块的压裂液体系,该体系具有携砂性能好、低摩阻、低残渣的特点,可减少压裂液对地层及支撑裂缝的伤害;通过支撑剂导流能力试验,结合整体压裂裂缝参数优化,采用大粒径陶粒或组合陶粒压裂技术提高支撑裂缝导流能力。3口井的现场实施表明,G43断块整体压裂各项技术措施针性强,压后增产效果显著,推动了G43区块压裂开发的有效实施。     

阿姆河右岸区块石灰岩储层识别及流体性质判断

土库曼斯坦阿姆河右岸地区勘探新区块的储层识别和流体性质判断,特别是对其气水界面的准确定论,一直是测井解释评价工作的一大难题。为此,根据前期区块的研究成果和5口井的试油测试资料,对储层评价进行了初步的归纳总结。在储层识别方面,对比分析了储层及非储层测井响应的差异特征,在储层流体性质识别方面,利用现有的测井测试资料,开展了流体性质判别方法的适应性探索。结果表明:区内石灰岩储层具有相对高的孔隙度、渗透率,溶孔或微细裂缝较发育;B区可选择ⅩⅤa2相对致密石灰岩层、A区选择ⅩⅤhp相对致密石灰岩层作为标准层;三孔隙度重叠法、纵横波速度比值法对判别气水界面具有较好的适应性。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段致密砂岩中黏土矿物对储层物性的影响

黏土矿物在鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段各小层中均有分布,是该区致密砂岩储层中主要的填隙物,对储层物性有重要的影响。利用铸体薄片、压汞、扫描电镜（SEM）、X-射线衍射（XRD）等实验测试技术,分析储层岩石学特征认为,长6段是以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主的低孔低渗的致密储层,其平均孔隙度为7.78%~9.13%,平均渗透率为(0.20~ 0.34)×10-3μm2。重点分析黏土矿物与储层物性之间的关系认为,高岭石和绿泥石是长6储层中主要的黏土矿物,对储层物性的影响较为复杂。少量的高岭石和绿泥石往往预示着储层孔隙度较好,而过量的高岭石（绝对含量＞7%）和绿泥石（绝对含量＞10%）则会大大降低储层的孔隙度。通过计算,长6储层原始孔隙度为41.13%~42.04%,高岭石充填导致砂岩孔隙度降低4.52%~4.78%,其损失率为10.74%~11.38%;绿泥石对长6段砂岩孔隙度的影响仅次于高岭石,导致孔隙度降低4.12%~4.70%,其损失率为9.81%~11.18%。自生高岭石对砂岩渗透率有一定的建设性作用,而绿泥石则导致砂岩渗透率降低。长6储层中伊利石含量较高岭石和绿泥石含量低,但由于其主要以丝缕状呈搭桥式充填孔隙,导致孔隙度和渗透率均有所降低,其孔隙度降低1.33%~2.08%,损失率为3.17%~4.94%。因此,在姬塬地区长6段致密储层中,黏土矿物对孔隙度的影响程度为：高岭石＞绿泥石＞伊利石。     

苏里格气田苏53区块南部地区有效砂体预测

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏53区块勘探开发的主力层位为下二叠统石盒子组8段和下二叠统山西组1段,为确定该区块总体低渗透背景下相对高渗透储集砂体的分布规律、优选出天然气相对富集区,在综合利用气藏勘探、开发过程中获得的地震、地质、测井、钻井以及开发动态资料的基础上,应用相控条件随机模拟方法建立了定量的储层地质模型（包括单砂体模型和物性参数模型,其中物性参数模型又包括孔隙度模型、渗透率模型和含气饱和度模型）,对该区块南部地区大面积低渗透、低丰度背景下有效储集砂体的展布规律及井间储层参数进行了预测。结果表明：①该区块有效储层主要分布在中南部和西部,以低孔隙度、低渗透率储层为主,其分布受沉积相控制明显,以河道砂为主的有效储层孔隙度明显高于其他岩性储层;②相对高孔隙度、高渗透率储层在侧向上和纵向均被相对低孔隙度、低渗透率储层所分隔,孔隙度、渗透率井间差异较大。     

准噶尔盆地石南油气田成藏史分析

石南油气田位于准噶尔盆地腹部陆西地区的基东鼻凸,中、下侏罗统上、下含油而中部含气。上部原油主要储集在头屯河组的中孔、中渗砂层组,为构造岩性型油藏;中部天然气主要储集在三工河组的低孔、低渗砂层组,为岩性型气藏;下部原油主要储集在三工河组的中孔、中渗砂层组,为构造型油藏。以往认为该油气田的油藏为次生油藏,但其油气未经历任何次生蚀变作用。其原油具有较典型的腐泥型母质成因特征,热演化程度较低;其天然气为腐殖型,热演化程度较高。对石南油气田成藏史的认识为：盆１井西凹陷下二叠统烃源岩主要为腐泥型,在早白垩世晚期大量生、排液态烃,该地区白垩系区域盖层沉积后,液态烃沿侏罗纪发育的张性断裂运移,进入头屯河组和三工河组储集物性较好砂层组中的圈闭聚集,形成原生油藏;该凹陷上二叠统乌尔禾组烃源岩为腐殖型,在第三纪晚期大量生成气态烃,仍沿张性断裂运移,大部分聚集于储集物性较差的三工河组砂层中的“空”圈闭,形成原生气藏。图６表２参５（梁大新摘）