东营凹陷古近系原油物性及其影响因素

以原油物性资料和地质背景分析为基础，将东营凹陷的原油划分为超重油、重质油、中质油和轻质油4种类型。平面上，相同层系的原油性质呈规律性变化，从生油洼陷中心向边缘呈环带状逐渐变差；复杂断块区的原油性质变化复杂。分析认为，东营凹陷原油物性分布规律是多种因素共同作用的结果，其中油气运移、氧化作用、生物降解以及油源差异等对该区原油性质的环带状分布起主要作用；而油藏保存条件、重力分异作用和油田开发等则是导致东营凹陷局部地区物性变化复杂的主要影响因素。     

辽河西部凹陷雷家-高升地区原油物性特征及影响因素

根据原油物性资料和相关地质背景,将辽河西部凹陷雷家-高升地区原油划分为超重油、重质油、中质油和轻质油四种类型,研究区主要生成低熟油,质重较稠,随着埋藏深度的增加,原油物性有变好的趋势;平面上,相对密度由南向北具有由轻变重的趋势。复杂多变的原油性质受控因素复杂,内因主要为油源差异,包括母岩类型、烃源岩成熟度及其所形成的沉积环境等;外因主要是原油在油气聚集和后期保存过程中所受到的外部环境对它的次生改造,包括油气运移、断层的活动性、次生变化等。     

黄河口凹陷BZ35/36构造高硫原油特征及运聚方向

渤海湾盆地黄河口凹陷BZ36构造沙河街组、东营组及BZ35构造东营组产出中-重质高硫原油,其物理性质及地球化学特征与黄河口凹陷其他构造所产原油有显著差别。通过姥/植比、伽马蜡烷、C₂₄Te/C₂₆TT、C₂₉20S/(20S+20R)、C₂₉ββ/(ββ+αα)等生物标志化合物的对比分析,认为上述2个构造所产高硫原油与紧邻黄河口凹陷东部的庙西凹陷高硫低熟原油具有亲缘性。庙西凹陷的高硫低熟原油由NE向SW方向充注,黄河口凹陷的低硫成熟原油则向相反方向充注,由于2个凹陷均有较强的生烃潜力,处于2个凹陷油气充注路径上的BZ36、BZ35构造聚集了来自黄河口凹陷与庙西凹陷烃源岩生成的原油。通过与同类型高硫原油的类比,初步认为该类型高硫低熟原油的母岩形成于干旱强还原及生物繁茂的盐湖。     

东营凹陷古近系砂岩储集层物性控制因素评价

东营凹陷古近系砂岩储集层物性主要受压实、碳酸盐胶结和溶蚀作用、沉积条件控制。根据铸体薄片和阴极发光薄片、扫描电镜、物性、碳酸盐含量等数据，分析了该区储集层物性的控制因素，对各因素的影响大小和程度进行较为定量的评价。结论是：压实作用对孔隙度的影响主要表现在埋藏早期或碳酸盐胶结程度低的阶段，埋深每增加1000m孔隙度降低约6．8％；胶结作用对储集层性质影响较大，碳酸盐含量小于15％时砂岩孔隙度一般大于20％，碳酸盐含量超过15％后，埋深每增加1000m碳酸盐胶结减孔约3％；溶蚀作用对储集层性质改善很大，产生的次生孔隙最大可达20％。溶蚀作用在宏观上受区域构造背景控制，断层较发育的地区溶蚀作用较强，粒度中一细、分选好、杂基少的中、细粒砂岩溶蚀作用最强；沉积条件对物性的影响主要表现在对原生孔隙的发育程度和溶蚀、胶结等成岩作用的控制方面。图4表3参27     

腰英台地区青山口组储层物性特征及影响因素分析

通过岩心观察、薄片鉴定、录测井资料分析、物性分析等方法,研究了松辽盆地长岭凹陷腰英台地区青山口组储层的岩石学特征、孔喉特征和物性特征,分析了影响储层物性的主要因素。结果表明：储层岩石为细-粗粒长石砂岩．砂岩成分成熟度较低、结构成熟度中等-较低。储层为低孔-特低渗储层。孔隙类型为粒间孔隙、粒内溶孔、粒间溶孔和微裂缝,以粒间孔隙为主。砂岩面孔率在10％～15％之间,平均喉道半径、视孔喉比小。影响储层物性的因素主要为微观方面的岩石结构及填隙物特征、成岩作用和宏观方面的沉积微相。     

沾化凹陷原油物性与油气成藏及开发的关系

依据原油物理性质资料,沾化凹陷原油可分为超重油、重质油、中质油和轻质油四种类型,但以中质油为主.该地区断层发育,纵向上原油性质变化规律不明显,呈现"忽高忽低"的特点.平面上,原油性质受构造的控制,以生油洼陷为中心呈"环带状"分布.研究认为,原油物性与油气成藏及开发具有良好的对应关系.运移方向上,随着运移距离的增加,原油物性不断变差.在相同的地质条件下,保存条件好,原油物性好,反之则差.油气开发过程中,原油物性总体上随开发时间的增长而变差,但由于开采方案的不同,变化趋势呈多样化.     

南堡凹陷东营组储层特征及影响因素分析

以分析化验、岩心描述资料为基础,应用偏光显微镜、扫描电镜等技术手段,研究南堡凹陷古近系东营组储层岩石学基本特征、成岩作用及成岩演化、孔隙类型和物性特征,探讨研究区储层发育主控因素,结果表明:东营组主要储集空间类型有原生孔和溶蚀孔两大类,其中溶蚀孔隙是重要的储集空间类型;碎屑岩的碎屑和填隙物成分是孔隙变化的内在因素,而成岩作用的改造是孔隙演变最主要的外在因素,其中压实作用使储层物性变差,而溶蚀作用则有利于改善中深层储层物性;东营组最有利储层类型为中孔中渗储层,主要分布在东一段,东二、三段储层类型为中-低孔、中-低渗储层。     

东营凹陷南坡东段沙四段原油特征及其地质意义

东营凹陷南坡东段丁家屋子与八面河构造带之间的鞍部,新发现了王146区块沙四段油气藏.该油气藏埋深为1 462.9～1 748.5 m,但原油物性表现为高密度、高粘度和低凝固点的特征,为典型的深层稠油油藏,对其油气运移及聚集规律仍不清楚,缺乏对深层稠油油气藏形成机理的研究.基于单井原油物性资料及其标志性化合物特征分析,明确了研究区油气主要来自于沙四段烃源岩,油气自生油洼陷向外运移过程中即开始发生降解作用;依据原油降解程度的差异,进一步明确研究区存在2条油气优势运移路径,一条主要沿丁家屋子构造带走向运移,另一条主要沿八面河构造带走向运移.其中油气沿丁家屋子构造带走向运移过程中的降解作用最为强烈,从而导致王146区块深层稠油油气藏的形成,因此沿着油气优势运移路径区域仍具有广阔的勘探前景.     

地层原油与地面原油物性关系研究

对英台区块和古龙区块的原油进行了组分分析和高压物性测定，研究了地面原油物性与地层原油物性之间的关系，建立了地层原油密度、地层原油粘度等参数与地面原油参数之间关系的数学模型。经计算，结果与实测数据符合率较好，可以满足油田生产中的计算精度要求。     

黄河口凹陷明化镇组下段储层特征及其对产能的影响

利用钻井取心、流体、产能测试及分析化验等资料,对黄河口凹陷明化镇组下段储层特征进行了综合评价,在岩石学特征、物性特征、储层填隙物特征、微观孔隙结构特征等参数分析的基础上,建立了不同类型储层综合分类评价标准,明确了不同类型储层特征及其与产能的关系。研究结果表明,黄河口凹陷明化镇组下段储层可划分为三类,Ⅰ、Ⅱ类储层控制着含油有利区的分布;区内储层产能与流度具有较高的相关性,在流体性质相近时,砂岩储集体的颗粒分选越好,孔喉半径越大,孔喉结构越均匀,流度越高,比采油指数越高,产能越高。     

黄河口凹陷油气资源评价与有利区预测

油气资源评价是油气勘探决策的基础,其评价结果影响着油气的勘探方向和投资方向。对于已有油气田发现的评价单元,统计方法更方便、实用和可靠。根据勘探程度、基于帕莱托定律,应用油田规模序列法对黄河口凹陷资源量进行了评价,并进行了勘探潜力分析。黄河口凹陷目前约有25个具有经济价值的油气田尚待探明,剩余资源总量至少达2.59×108m3,表明该地区具有较大的石油资源和勘探潜力。其中,渤中28-34中央隆起带、南部缓坡带和西部断阶带为下一步最有利的勘探靶区。     

济阳坳陷原油物理化学性质的主要影响因素

造成济阳坳陷原油物理化学性质复杂多变的因素是多方面的,除原始油气来源差异的影响外,在油气运移、聚集及后期保存过程中,外部环境对原油性质的影响是主要因素.综合研究认为,生油母质及演化程度、烃源岩差异、次生变化(运移、氧化作用、生物降解作用和断层)、地温和火成岩以及油藏开采等因素造成了济阳坳陷复杂多变的原油物理化学性质.     

静安堡油田高凝油油藏原油特性及影响因素的实验研究

方法利用室内实验．分析了静安堡油田高凝油特性及影响因素。目的通过高凝油特性及影响因素分析，为确定不同类型高凝油油藏合理开发，提供了可靠的依据。结果高凝油的析蜡温度主要受原油中蜡的最高碳原子数、含蜡量及压力的影响；凝固点主要受原油中含蜡量、组分的影响。结论开发高凝油油藏，地层温度应保持在原油析蜡温度以上，地层压力应保持在饱和压力附近。     

济阳坳陷胜坨油田原油物性及其成因探讨

依据原油的物理性质可将东营凹陷胜坨地区的原油分为稠油和正常稀油,稠油分布于浅层,是由沙河街组四段烃源岩提供的低熟油遭受次生改造而形成;正常稀油分布于深层的岩性和构造-岩性油气藏中,成熟度较高。按照硫含量,又可分为3类:高含硫原油分布于浅层,油-源对比表明该原油来自于盐湖-咸水湖的沙河街组四段烃源岩;低硫原油分布在深层的沙河街组三段储集层中,原油来自于淡水-半咸水沙河街组三段烃源岩;中等含硫原油则多为混源油。因此硫含量可以作为油源对比的一个有效指标。     

碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油类型及影响因素

缝洞型碳酸盐岩油藏具有储集空间特殊、连接方式复杂、流体流动规律复杂等的特点,这些特点导致水驱开发后剩余油特征差异很大。文中通过可视化物理模拟实验,模拟了不同缝洞组合模式的油藏底水驱替开发过程。研究结果表明,缝洞型油藏剩余油分为：连通性差的孔洞剩余油、绕流油、阁楼油和油膜。与其他缝洞连通较差的孔洞几乎可以认为是封闭孔洞,因其无法进行油水置换从而形成剩余油;流体沿最低流动阻力方向流动导致重力效应降低,故在溶洞与裂缝出口处形成绕流油;沟通溶洞的裂缝在溶洞的低部位,故注入水无法达到顶端与油发生置换而形成阁楼油;受岩石表面润湿性、原油黏度以及温度的影响,在溶洞和裂缝表面易形成油膜。     

曲流河点坝型厚油层内部构型及其对剩余油分布的影响

目前中国大部分厚油层类油田已进入高含水开发阶段,水淹严重,剩余油高度分散.为明确曲流河点坝型厚油层的剩余油分布规律及其影响因素,在曲流河点坝内部构型分析的基础上,利用面控制建模方法建立点坝精细构型地质模型;并运用数值模拟方法,采用正交试验与单因素实验相结合,对曲流河点坝型厚油层剩余油分布进行研究.结果表明,曲流河点坝型厚油层剩余油整体分散,局部富集;剩余油主要分布于点坝顶部、侧积层遮挡部位以及井间水驱未波及区域;侧积层倾角、注水方式、侧积面曲率、侧积间距、井网以及侧积层连通性等因素均会对剩余油分布产生重要影响.正交试验结果表明,侧积层倾角越小,连通性越差,侧积间距越大,曲流河点坝型厚油层的开发效果越好.根据曲流河点坝型厚油层剩余油分布特征,可采取在其上部钻水平井、中部转换注水方式和下部调堵油水井的方式进行挖潜.     

用灰色关联分析法研究海上油井腐蚀影响因素

根据两口油井的腐蚀监测数据,用灰色关联分析法研究了同一口井、不同监测时间的腐蚀速率及腐蚀影响因素,并结合腐蚀预测模型的预测结果和现场监测挂片的腐蚀监测结果,对油井腐蚀规律进行了初步探讨。造成所选两口油井腐蚀的主要因素分别是腐蚀电化学因素和流体动力学因素,这一分析结果与挂片的腐蚀监测结果相吻合。采用灰色关联分析法可较为有效地找出油井腐蚀的主要影响因素,将其与腐蚀预测模型(或软件)相结合可对较为复杂的腐蚀情况进行分析和判断。