孤岛油田零散低品位储量开发实践与认识

孤岛馆 1 2砂层组零散分布于整个孤岛油田 ,是该油田岩性 构造复合油藏的产层。在依靠天然能量的常规试采方式下 ,影响该砂层组开采效果的主要因素有 :油层多而薄、储量分散、油砂体小 ;天然能量弱 ,单井产能较低 ;成岩作用差 ,泥质含量高 ,水敏性强 ,导致油层在开采过程中出砂严重 ,加上出砂粒度较细 ,防治难度大。为了获得该砂层组较高的采收率 ,开辟了中 30 8先导性注水开发试验区 ,优选了馆 1 2油藏注水高效开发配套技术。经推广应用 ,使馆 1 2油层的采收率由注水开发前的 4.2 %增加到目前的 16.3% ,实现了分布零散、薄层、出砂严重低品位油藏的高效开发。参 2 (毕秋军摘 )     

东营凹陷岩性油藏成藏机制研究

东营凹陷已进入以岩性油藏为重要目标的勘探阶段，必须深化岩性油藏成藏机制研究。东营凹陷沙三段烃源岩具有异常高流体压力，处于其内的透镜状砂体能否形成岩性油藏，取决于成藏动力与成藏阻力的相对大小。烃源岩的剩余围岩压力是成藏动力，砂体周缘的突破压力是成藏阻力，将前者除以后者的商作为成藏指数，可用于评价岩性圈闭的成藏条件。东营凹陷岩性油藏的勘探证实，成藏指数与砂体的含油程度具有正相关性，用成藏指数评价岩性圈闭的成藏条件，比分别用剩余围岩压力或突破压力评价更科学，评价精度更高。     

孤岛油田中一区馆下段油藏数值模拟研究

针对孤岛油田中一区馆下段地质、生产情况,建立了适合该油藏的地质模型,并应用数值模拟技术研究了油藏的水体及其对生产的影响情况,搞清了剩余油分布状况,制定了加密调整方案并进行指标预测。方案在现场实施后,新井平均单井日产油１０．２ｔ／ｄ,含水７１．８％ ,已累积增油１２４１５ｔ,改善了油田开发效果,也给同类油藏开发提供了方向。     

东营凹陷通王断裂带古流体势演化及其对油气藏分布的控制

控制烃类运移和聚集的根本因素是地下流体动力场 ,即地下流体势。恢复自烃类形成以来的各个地史时期的古流体势 ,有助于正确认识油气藏的分布规律。古流体势恢复可以归结为古孔隙度、古埋深及古地层压力的恢复。东营凹陷通王断裂带沙二段和沙三中段在东营末期和明化镇末期的流体势分布特征分析表明 ,东营凹陷南斜坡下第三系油气藏的分布与古流体势的演化有密切的联系 ,但是不同类型的油气藏与古流体势演化的关系又不完全一样     

东营凹陷南斜坡东段原油的地球化学特征

东营凹陷南斜坡东段古近系原油具有“多源和远源”的复杂油源条件,原油成因分类成为该区油气地质研究中的一个难点。通过系统分析45处样点共61个原油及岩石氯仿抽提物的生物标志化合物构成特征,对该区原油进行了成因分类和油源判别。该区存在着3种成因类型原油。Ⅰ类原油具有m(Pr)/m(Ph)比值低、甾类化合物异构化程度低和伽马蜡烷相对含量高的特征,反映出Ⅰ类原油可能主要来自沙四上亚段生油岩;Ⅱ类原油的m(Pr)/m(Ph)比值高,甾类化合物异构化程度高和伽马蜡烷相对含量低,表明原油可能主要来自沙三下亚段生油岩;Ⅲ类原油的m(Pr)/m(Ph)比值较高,甾类化合物异构化程度较低,伽马蜡烷相对含量极高,并且相对富含三环萜烷和C₂₉规则甾烷,而δ¹³C值明显偏轻,表明该区可能存在一套尚未落实的生油岩。多种成因类型原油的存在表明,断陷盆地缓坡带油源多样、油气运移和聚集过程复杂,该类构造单元仍存在很大油气勘探潜力。     

三维荧光指纹技术在东营凹陷丁家屋子油源分析中的应用

三维荧光指纹技术在油源对比、识别圈闭油气性质、圈闭评价等方面,均具有广阔的应用前景.文中采用三维荧光指纹技术来分析丁家屋子地区的油源.结果显示,该地区可划分出5类油源,具有多油源性,其中以"2"类及"2'"类油源为主.      

渤海湾盆地东营凹陷南区通王断裂带下第三系成藏动力及输导体系特征

通—王断裂带位于济阳坳陷东营凹陷南部缓坡带,它和更广范围的牛庄洼陷及东南斜坡带的地温-地压系统在剖面上表现为高压型复式温-压系统:其浅部为静压型温-压系统,深部为超压型温-压系统,下第三系在平面上基本由较高的能量环境覆盖.本区构造油气藏和地层油气藏主要受流体势控制,在相对低势区发育,而岩性油气藏不受区域流体势场的限制,可以在相对低势区上分布,也可以在相对高势区内出现.砂层和断层是本区油气侧向和垂向运移的主要通道,不整合面对油气侧向运移也起着重要作用,油气运移具有明显的阶梯式运移特征.      

东营凹陷牛庄洼陷砂岩透镜体的成藏机理

针对济阳坳陷东营凹陷牛庄洼陷砂岩透镜体的含油性及其油气充注程度差异较大、成藏机理复杂的特点,根据成藏动力学和成藏运动学理论,利用动、静态相结合的研究方法对砂岩透镜体的成藏机理进行了探讨。研究结果表明:牛庄洼陷砂岩透镜体油藏主要发育在沙河街组超压系统内,并且围绕断裂带呈环带分布;牛庄洼陷大部分砂岩透镜体油藏具有"混源性"及"它源性"的油源条件;与超压系统周缘的幕式泄流泄压过程相对应,超压系统内烃类物质和地层水构成的混相流体也发生了幕式、自组织运移,并且砂岩透镜体的油气充注过程与地层流体的自组织活动存在着良好的耦合关系;当混相流体穿越砂岩透镜体时,透镜体砂岩与其围岩的接触面具有半渗透膜效应;在半渗透膜效应下,混相流体活动性明显控制着该类油藏的空间分布和油气富集程度。因此,处于超压系统的泄流泄压带以及内侧的砂岩透镜体具有良好的油气勘探前景。     

薄层边底水稠油油藏开发方式优化研究

方法　运用正交设计法和数值模拟手段 ,深入细致地研究了吞吐注汽参数、不同井距下吞吐、吞吐转汽驱、吞吐转热水驱等开发方式。目的　优化吞吐注汽参数及接替开发方式 ,提高油田开发效果。结果　该方法优化孤岛油田中二北Ng5 3 4 稠油油藏蒸汽吞吐周期注汽强度为 2 0 0～ 2 5 0t/m ,注汽速度为 1 5 0～ 2 0 0t/d ,焖井时间为 3～ 5d ;大井距加密至小井距吞吐 ,再转蒸汽驱开采方式为最佳接替方式。结论　该方法很好地优化了孤岛油田中二北Ng5 3 4 稠油油藏吞吐注汽参数和接替方式问题 ,为该油田的合理开发提供了科学依据。     

东营凹陷通王断裂带古流体势演化及其对油气藏分布的控制

控制烃类运移和聚集的根本因素是地下流体动力场，即地下流体势。恢复自烃类形成以来的各个地史时期的古流体势，有助于正确认识油气藏的分布规律。古流体势恢复可以归结为古孔隙度、古理深及古地层压力的恢复。东营凹陷通王断裂带沙二段和沙三中段在东营末期和明化镇末期的流体势分布特征分析表明，东营凹陷南斜坡下第三系油气藏的分布与古流体势的演化有密切的联系，但是不同类型的油气藏与古流体势演化的关系又不完全一样。