鄂尔多斯盆地铁边城地区长8沉积相研究

铁边城地区位于陕西吴旗县境内,构造处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部。研究区长8储层为一套以碎屑岩为主的内陆湖泊三角洲相沉积。本文以测井相分析及岩心观察的岩石相标志为基础,通过砂地比值分布规律、单井剖面的相序分析,对鄂尔多斯盆地铁边城地区长8油层组沉积相类型及发育规律进行综合研究。结果表明铁边城地区长8期的主要沉积体系属于"浅水"湖泊-三角洲沉积体系,发育三角洲平原和三角洲前缘亚相,主要微相类型包括有三角洲平原分流河道、分流河道间、天然堤微相和三角洲前缘水下分流河道、分流间湾、水下天然堤微相。根据沉积微相展可以得出研究区的沉积模式。     

鄂尔多斯盆地华池地区长 6 油层组重力流特征及控制因素

以岩心观察为基础,通过岩石学特征和原生沉积构造等相标志分析,认为华池地区长 6 油层组主要 包括砂质碎屑流和浊流 2 种重力流沉积,但二者发育位置存在差异。 其中,砂质碎屑流位于上游,浊流位 于下游。 砂质碎屑流和浊流在沉积上的差异,决定了其储层特征的差异,相对于浊流砂体,砂质碎屑流砂 体成分成熟度更低,填隙物含量更低,储层物性更好和含油性更好。 华池地区长 6 油层组储层中填隙物类 型主要为伊利石、钙质和绿泥石膜,砂质碎屑流砂体中伊利石和钙质含量较高,浊流砂体中绿泥石膜含量 较高。 华池地区长 6 油层组储层主要储集空间为原生粒间孔和粒内溶孔,而且砂质碎屑流砂体的面孔率 明显高于浊流砂体。 砂质碎屑流砂体中长石含量较高,为溶蚀作用提供了更多的物质基础,因此砂质碎屑 流砂体中的粒内溶孔较浊流砂体发育,这是该砂体储层物性好于浊流砂体的重要原因。     

礁滩相碳酸盐岩气藏气层下限标准研究

普光气田是中石化在川东北探区首个投入开发的大型礁滩相碳酸盐岩气田。由于气田埋藏深、储层储集空间类型多样、储层物性在纵横向上差异大,且具有多套气水系统等特征,导致物性较差的Ⅲ类气层和气水过渡带处气、水层识别难度大。本文在储层储集空间类型判别基础上,利用测井、试气、分析化验等资料,建立单位气层厚度产能与渗透率、含水饱和度和孔隙度、电阻率与孔隙度等各种交会图版,识别气层、干层、水层,确定出了普光气田气层物性、电性等下限标准。研究成果直接指导了普光气田气水关系研究、井位部署及井型优化、投产层段优选、储层改造措施确定等,取得较好效果,并为气田动用储量评价打下基础。     

电成像测井在珠江口盆地西部低阻油层研究中的应用

基于丰富的电成像测井资料及其优势,结合岩心和常规测井资料,对珠江口盆地西部珠江组一段上部低阻油层段的岩性相进行了分析,划分出了6种岩性相,即薄互层砂泥岩、似层状砂泥岩、混杂状砂泥岩、平行纹层粉砂岩、块状泥质粉砂岩和粒序粉砂岩.在此基础上,开展了低阻油层段储层物性评价、沉积层序划分和宏观地质成因分析,认为3类储层中Ⅰ、Ⅱ类质量较好而具有开发价值,原始沉积环境的水体较深、能量较低导致储层岩性细、泥质含量高并多呈现砂泥岩薄互层以及和现今所处的低幅度构造背景的相互叠加影响是形成低阻油层的根本原因.     

建南地区须六段致密砂岩优质储层预测技术

建南地区须家河组须六段为典型的致密砂岩气藏,具有全区富砂、整体含气及局部富集的特征,是岩性气藏勘探的有利地区。 该区须六段致密砂岩物性差、厚度薄,砂岩与泥岩波阻抗值接近,应用叠后波阻抗反演等技术难以识别储层。通过技术攻关,建立了致密砂岩优质储层预测技术。 该技术主要包括 3 个步骤：①从井出发,总结典型地质体的地震相模式,利用地震属性分析技术对致密砂岩储层有利发育区进行宏观预测;②利用岩石物理建模及分析技术,分析不同岩石的物理性质,如纵波阻抗与泊松比等的变化,确定识别岩性的敏感参数和方法;③综合运用多参数反演与叠前反演技术,有效识别优质储层。研究结果表明：该技术在建南地区须六段致密砂岩优质储层预测中取得了较好的效果,具有一定的推广应用价值。     

文88块天然气驱中的气体示踪剂监测技术

文88块是利用天然气驱开发的一个典型的异常高压低渗油藏。2006年3月开始在文88-15井、文88-25井2口井注气,为了跟踪和评价气驱井组的动态情况,认识注入井与生产井的受效关系,研发了井间气体示踪剂监测技术,包括气体示踪剂预处理装置,注入设备,气体示踪剂种类、注入工艺及注入量的确定,目前已成功应用于该2井组。文88-25井注气体示踪剂QT-1后,在对应3口生产井连续取气样99天,文88-15井注气体示踪剂QT-2后,在对应2口生产井连续取样152天,由气样分析数据及井参数计算得到突破时间、峰值时间、推进速度、波及面积和体积及高渗带厚度比例系数等参数,据此讨论了各注采井间的连通关系。利用一种示踪剂解释软件,通过地质建模,得到了5口生产井的示踪剂产出拟合曲线,与实测曲线相比,相关性尚好。图5表1参2。     

文25东复杂断块油藏剩余油分布研究

通过影响剩余油的地质因素分析和油藏数值模拟，查明了文25东复杂断块油藏剩余油分布规律，认为注采井网不完善区、物性相对较差的油层分布区、层位及储层层内的非均质性造成的水动力滞留区及构造高部位和局部断层影响的水动力滞留区均是剩余油分布有利区，在此基础上．制定了相应的挖潜措施，取得了明显的效果。     

Z411块敏感性稠油油藏蒸汽吞吐开采数值模拟研究

针对Z411块油藏地质特征．开展了稠油蒸汽吞吐开采数值模拟研究。建立了地质模型,进行了生产动态历史拟合．对Z411块吞吐开采注采参数进行了优化及生产动态预测。经过注采参数的优化研究．最佳注采参数为：注汽量第一周期1000t．第二周期1100t．第三周期1200t．第四周期及后续周期1400t。生产井排液速度30t／d;最小井底流压2．0MPa。对王庄油田Z411块蒸汽吞吐开采的采收率、累积产油、累积油汽比等开发指标进行了预测。     

致密砂岩气藏储层物性上限界定与分布特征

致密砂岩气成藏形成过程受到砂岩储层低孔、低渗特点的控制,人们已经认识到只有在某一上限值以下的储层中才会形成大面积低丰度的致密砂岩气聚集,但这一界限值一直缺少公认的标准。通过收集国内外典型致密砂岩气藏实测储层物性数据,经过统计分析,研究致密储层渗透率、孔隙度分布规律,总结致密物性的形成原因和致密砂岩气成藏特征。数据分析结果表明国内外典型致密砂岩气藏常规测试渗透率有超过80%的数据点小于0.1×10^-3 μm²。经过校正的原地渗透率值比常规渗透率低一个数量级。据此可以用常规渗透率0.1×10^-3 μm²作为致密砂岩储层物性上限,具有合理性和可操作性。通过统计全球致密砂岩气藏数据,认识到致密砂岩储层形成环境多样,深度跨度大,地质年代差异大。构造活动、沉积环境和成岩作用是形成储层致密的主要原因,但在各个盆地具体表现各有不同。通过气源、构造活动强度和储层致密程度可以圈定致密砂岩气的分布范围。     

近井地带解堵技术研究进展

基于17篇期刊文献综述了国内目前应用和研究的三大类油井近井地带解堵技术(不包括生物法),简介了各个技术的原理、优缺点及应用概况。第一类为化学法,包括常规酸液和各种缓速酸液处理法。第二类为物理法,包括蒸汽吞吐、电磁加热、多脉冲高能气体压裂、低频电脉冲、人工地震、高压水射流、水力振动、声波超声波及其他技术(层内燃烧和层内爆炸)。第三大类为物理化学法,包括热化学及各种联合解堵技术。参17。