KL油田沙三下亚段混合沉积特征及演化

针对目前莱州湾凹陷南斜坡带KL油田沙河街组三段下亚段陆源碎屑与碳酸盐岩混合沉积形成条件、沉积特征及模式认识程度较低的问题，利用该区壁芯、薄片及扫描电镜等资料，结合构造演化、古气候和古地貌背景，在层序格架约束下研究沉积环境，分析其沉积特征。结果表明，研究区发育混合沉积，形成于宽缓斜坡、亚热带湿润气候，兼具湖平面、物源、水动力条件周期性变化等条件；该混合沉积包括相缘渐变混合与原地混合两种沉积类型，互层式和组分式两种混合模式，以及4种混合样式。两种混合沉积类型沉积机理不同，混合模式及组合样式表现较大差异，因而具有不同的储层微观特征。     

海上电泵结蜡井热循环洗井工艺参数优化设计

为探索海上油田电泵举升结蜡井热循环洗井工艺井筒温度场分布规律，综合考虑潜油电机增温、电缆散热、热流体注入量、注入深度、注入温度、结蜡管段传热和海水空气导热的影响，基于热能守恒原理，建立了电泵井结蜡热循环洗井工艺井筒温度场计算模型，分析了热流体注入温度和注入量对混合产出流体的井筒温度分布的影响。研究结果表明，随着注入量的增加混合产出液沿程井筒温度增加，随着注入温度的增加混合产出液沿程井筒温度增加。该方法可有效指导现场措施工艺的实施，达到延长结蜡井的清蜡周期、延缓产液/产油量下降速度的目的。     

裂缝性低渗透油藏储层物性的主控因素及其对产能的影响——以大情字井油田黑43区块为例

裂缝性低渗透岩性油藏物性复杂,控制因素多样,开采难度大,寻找储层物性的主控因素是该类油藏有效开发的基础。以大情字井油田黑43块为例,在对青山口组青一段储层沉积相、岩性特征、裂缝方向、低幅度构造综合评价基础上,分析了低渗透裂缝性油藏储集特征,探讨了储层性质对单井产能的影响。分析认为,黑43区块低渗透储层物性主要受沉积相和裂缝控制,剩余储量分布与构造幅度、油藏内的油水分异差别、储集层岩性变化密切相关,为裂缝性低渗透油藏有效开发提供参考。     

腰英台油田青山口组储层裂缝特征研究

腰英台油田位于松辽盆地南部中央拗陷区,其中的1号区块～301号区块的上白垩统青山口组砂岩为裂缝性低渗储集层,裂缝较为发育。通过对岩芯的系统观测、薄片裂缝观察、测井资料解释、碳氧同位素测试等手段对裂缝进行了系统研究,结果表明:腰英台油田青山口组裂缝发育,其中发育程度最高的为青山口组一段II砂组;裂缝长度的主要分布在5～15 cm,宽度主要分布在0.1～1.0 mm,密度平均0.41条/米,大部分裂缝都被全充填,充填物以方解石为主,裂缝倾角主要分布于75?～90?,裂缝方位主要共有4组,分别是NWW(280?)向、NNW(345?)向、NNE(18?)向和NEE(76?)向;微裂缝以宽度小于0.5 mm为主,被方解石或者有机质充填或者半充填,裂缝性质以剪切缝为主,部分发育张性缝;裂缝发育期次主要分为两期,分别为嫩江末期和明水末期。     

置胶成坝调剖技术的实验研究

注入水容易沿优势区域不均匀流动,横向上造成纺锤形指进。置胶成坝调剖技术能够实现凝胶等堵剂的深部放置,有效解决了同层水调剖难度大的问题。置胶成坝调剖技术使注入水在渗流优势区域的前进方向发生改变,波及到难动用的储层,有效提高了水驱采收率;通过可视平面填砂模型实验数据得到结论:早期水驱石油开采量大,采出水少;从0.5 PV开始,采出油的含水率在60%以上;采用置胶成坝调剖技术后,单胶坝和双胶坝提高了23%左右的采收率,同时双胶坝节约了13%的能耗,具有更好的经济效益。     

滨里海盆地北特鲁瓦油田上石炭统碳酸盐岩沉积相研究与有利储层预测

北特鲁瓦油田是近年来在滨里海盆地东缘发现的大型油气田,石炭系碳酸盐岩是最重要的含油层系。通过岩心、测录井资料分析,以及大量薄片及扫描电镜微观观察,认为北特鲁瓦油田上石炭统碳酸盐岩地层属于碳酸盐岩台地相沉积,可进一步分为蒸发台地、局限台地、开阔台地3个亚相;以及膏岩坪、白云坪、潟湖等7个微相,各沉积微相的特征显著。剖面及平面上沉积演化分析表明,上石炭统沉积时期处于一个海平面逐渐下降的过程,在Б2时期,研究区全部为开阔台地亚相;到A2时期,研究区大部分为蒸发台地、局限台地亚相。通过总结平面上各微相分布规律,建立了适宜北特鲁瓦油田的碳酸盐岩沉积模式。通过微观孔隙类型及特征分析,结合沉积微相研究,发现局限台地内的白云坪微相及开阔台地内的台地滩微相储集物性最好,其内发育的粉晶生屑云岩、晶粒云岩及亮晶颗粒灰岩、生物格架灰岩是油田最有利的储集层。上述研究成果将为油田后续的评价开发提供新的地质依据。     

粘土矿物高温热变及对储层孔隙结构的影响*

金家油田沙一段稠油油藏储层粘土矿物主要为钙基蒙脱石,含量高且具膨胀性,导致储层具强水敏性,制约油藏热采开发,因此需要对粘土矿物高温热变特征进行研究,明确其对储层孔隙结构影响方式。高压釜高温物模实验后样品晶间距、溶质分析、X衍射、扫描电镜等资料分析表明测试分析表明：在100℃以上的高温条件下,随温度升高,蒙脱石晶间距减小,膨胀性减弱,对储层孔隙结构的危害不大;蒙脱石及其它成岩矿物高温条件下发生溶蚀、转化形成新的矿物颗粒充填改造大、中孔喉,变成微、小孔喉,导致储层孔隙结构变差。以此,明确了高温条件下影响储层孔隙结构的关键因素是钙基蒙脱石及其它成岩矿物转化形成新的矿物颗粒造成的堵塞而非其膨胀性。     

利用示踪剂资料讨论塔河缝洞性油藏井间连通方式

探讨塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏多缝洞系统的井间连通方式。针对缝洞型碳酸盐岩油藏井间储集层复杂的特点,通过示踪剂曲线特征分析油藏井间连通方式,从峰型、主峰高宽比、主峰拟面积和注水推进速度4个方面评价曲线特征与连通方式之间的关系,结果表明塔河油田主要有单一连通型和复合连通型2种连通方式,其中以单一连通型为主,占73.5%。典型井分析说明连通方式与单井所处的地质条件有关。     

塔河1区三叠系下油组油藏精细地质建模

塔河1区三叠系下油组油藏属大底水、薄油层、受构造控制的砂岩孔隙型块状底水未饱和油藏。目前存在的主要问题是生产井普遍见水,含水上升过快、递减加大。水平井产液剖面出现异常。油藏总体动用程度偏低,高含水后治理难度增大,堵水措施有效率低．对油藏开发带来了严重威胁。因此有必要加强底水油藏地质特征的认识。进行油藏精细描述。建立适应油田开发调整的三维地质模型．从而为油藏数值模拟打下良好的基础。该区块的地质建模过程,采用目前较为先进的Petrel软件,充分利用钻井、地震、测井、地层对比等信息。结合夹层解释结果。在孔渗曲线的基础上。采用夹层建模和随机建模相结合的建模方法．通过对各种随机模型的对比评价分析。建立了接近油藏实际地质特征的三维精细地质模型,从三维空间上识别出夹层的类型、厚度和分布。认为塔河1区三叠系下油组油藏主要受到断层和夹层控制,这为开展底水水侵模式研究打下了一定基础。     

塔里木盆地塔河油田西南部志留系成藏条件分析

介绍了塔河油田的地理位置及区域地质特征,经过对烃源岩、储盖及圈闭条件的分析,指出塔河油田志留系具备油气成藏的地质条件。