东部凹陷沙三段天然气输导体系与运移方向

东部凹陷位于辽河探区东部,面积3 300 km²,长约140 km,宽18～30 km,基底最大埋深7 000 m,是一个相对发育较晚的凹陷,呈狭长不对称的双断“V”字型凹陷结构,斜坡基底坡度很大,古近系向上倾方向超覆很快,凹陷内多期火山活动强烈,规模较大,蕴藏着丰富的天然气资源,天然气总资源量为1 435×10⁸m³,气油资源量当量比为0.15,是辽河油田三个主要产油气凹陷中最高的。具有多套聚集天然气的目的层系,常规天然气储层类型以碎屑岩为主,此外,古潜山变质岩储层和火山岩储层也是重要勘探领域,深层气勘探以沙三期浊积砂体为重点,而泥页岩和煤层也是页岩气和煤层气的赋存体。     

可采储量评价系统的研发及应用

可采储量是油藏工程设计与开发规划制定的重要基础数据之一,是评价油气田开发水平、编制开发调整方案的基本依据。为了有效、快速的进行可采储量计算,本文在可采储量评价方法分析的基础上结合最新颁布的石油天然气行业标准研发了可采储量评价系统。本系统应用C#.Net开发平台,以油田数据库为基础,利用面向对象的编程方法和模块化的基本设计思路,很好的实现了本系统优良的可移植性和可维护性,同时也为油田开发优化设计提供了科学依据,提高了工作效率。     

陆东凹陷致密油形成条件及资源潜力探讨

从致密油概念和形成条件入手,分析了陆东凹陷富有机质烃源岩发育特征以及致密储层分布状况。认为陆东凹陷具备致密油形成条件,参照致密油评价因素和标准,预测了致密油有利区,并利用小面元容积法初步计算了资源量。研究表明陆东凹陷致密油有较大勘探潜力,是辽河油田未来增储上产重要接替领域。     

南堡陆地油田水平井开发底水油藏油水运动规律

随着水平井开发的不断深入,地层水沿优势通道窜流,导致水平井含水率快速上升,产量大幅递减,同时对高含水后剩余油分布认识不清,严重影响了水平井的开发效益。以南堡陆地油田底水油藏为例,综合运用物理模拟、数值模拟方法与找水资料,分析储层物性、水平井不同狗腿位置及不同开发技术政策对含水率的影响,开展了水平井开发底水油藏油水运动规律研究;引入了底水出水准数的概念,揭示了不同类型水平井在均质和非均质底水油藏中的油水运动规律。对于均质油藏,标准水平井出水部位易出现在水平井跟端,有狗腿的水平井狗腿处是底水锥进的主要部位,而无狗腿处成为剩余油富集的主要部位;对于非均质油藏,底水易在高渗透率区锥进,而低渗透区则易成为剩余油富集区。     

韩1井龙山组油气成藏特征研究

韩1井位于建昌盆地东南部,主要钻遇铁岭组和洪水庄组两套烃源岩,烃源岩处于还原性强、水体咸的沉积环境,有利于有机质保存,大部分处于生油-凝析油阶段。韩1井在龙山组见油气显示,具有早古生代奥陶纪末和中生代三叠纪两期成藏特征。下部的高于庄组烃源岩在雾迷山组沉积中期进入生烃门限,下马岭沉积期迅速达到生烃高峰,古生代早期迅速进入生气阶段;洪水庄组烃源岩在三叠纪开始大量生烃,在燕山期之后,生烃结束。     

冀东复杂断块油藏CO_2吞吐典型井剖析

冀东南堡陆地浅层油藏属于复杂断块油藏,随着水平井井数的增加,到2010年高含水油井已经占到水平井总数的90%,严重影响了开发效果。2010年10月在稠油水平井CO_2吞吐试验取得了较好的控水增油效果之后,逐渐向定向井、稀油井推广,控水增油效果显著。通过对CO_2吞吐实施效果进行分类,并对典型井进行了剖析,明确了导致CO_2吞吐效果好或无效的主要原因。构造部位相对较高、采出程度较低、剩余油饱和度高、油藏密封性较好的并CO_2吞吐都有好的增油效果;而离油水边界较近、邻井高部位且大排量生产、构造部位低、剩余油饱和度低、油藏密封性不好的井CO_2吞吐效果不好。典型井剖析可为今后研究与制订同类型油藏控水增油措施提供借鉴和指导作用。     

复杂断块特高含水油田储层及渗流规律研究

选取冀东复杂断块油田典型井岩心,采用水驱油实验与岩心分析相结合的方式,研究了特高含水阶段储层参数变化规律,并利用储层孔隙分形、油水相对渗透率及采液采油指数曲线分析了特高含水阶段的储层变化及油水渗流规律。研究结果表明：特高含水开发阶段储层孔隙度、渗透率均较原始状态有所增大,岩石亲水性逐渐增强, 水相相对渗透率大幅度提高,无因次采液、采油指数均呈上升趋势,但无因次采液指数上升幅度明显高于无因次采油指数。     

基坑开挖对邻近框架结构影响研究

在考虑土体小应变刚度特性的基础上,以框架结构为研究对象,建立基坑与框架结构的三维整体模型,研究基坑开挖所引发的框架结构内力与变形,得出了框架结构受基坑影响的变形特征及内力变化规律.     

渤海湾断陷湖盆页岩油富集控制因素及勘探潜力

渤海湾盆地页岩油资源丰富,古近系沙河街组湖相页岩有机质丰度高、类型好,具有广阔的页岩油勘探前景。基于渤海湾盆地的大量页岩油钻井分析,分析了页岩油产层岩性组合、有机地球化学特征、储层厚度和地层压力对页岩油产量的影响,以及有利页岩油富集的地质要素和研究区下一步勘探方向。结果表明：渤海湾盆地发育纯泥页岩、泥页岩夹砂砾岩、泥页岩夹灰质云岩、泥页岩砂岩互层及泥页岩灰岩互层5种不同岩性组合的产层,其中以泥页岩夹灰质云岩和泥页岩夹砂砾岩组合模式较好。页岩成熟度、白云岩厚度和地层压力与页岩油产量具有一定的关系,而页岩储层厚度和有机碳含量与页岩油产量关系不明显。页岩层岩性组合、白云岩厚度、页岩油成熟度和地层压力是影响页岩层的压裂效果和页岩油的可流动性的重要参数,而页岩层的压裂效果和页岩油的可流动性是控制页岩油产量的2个重要因素。通过富集主控因素分析与综合地质评价,认为辽河西部凹陷曙光—曙北地区沙四段和歧口凹陷西南缘沙一下亚段页岩油富集和开采条件优越,是下一步页岩油勘探值得关注的2个重点区域。     

辽河坳陷西部凹陷致密油资源评价

从非常规油气资源的概念入手,定义了致密油的概念;并建立了一套针对辽河探区的致密油资源选区标准,应用标准对辽河探区的致密油资源有利区进行了优选和资源量计算。研究表明:辽河探区西部凹陷沙四段致密油资源具有很大的潜力,目前已计划在"十三五"期间上报致密油储量。