鄯善油田三间房组油藏油水界面分布状态的主导因素分析

近期的新钻加密井发现鄯善油田三间房组油藏油水界面与开发初期所认为的形态有明显不同.通过对油水界面分布情况及地层水矿化度、化学成分、水型等方面的研究,认为造成这种状况的主导因素是鄯善油田正好位于地下水排泄区内,地下水自西北部侵入鄯善油田,使西区、北区油水界面严重抬升,地层水矿化度及化学成分也发生了相应的变化.这对确定新钻加密井井深,提高水淹层解释符合率具有现实的指导作用.     

惠民南部地区油水物化性质与油气运移方向和模式

油水物化性质变化可以从古水文演化角度反应油气运移方向.本文以惠民凹陷南部地区沙河街组三段为例,利用原油密度、黏度、地层水矿化度、水型及离子组合参数变化特征,研究油气运移规律.平面上,研究区原油密度、黏度整体具有西北高、东南低的分布规律,局部具有一低四高的分布特征,反映出原油密度、黏度随运移距离的增加而增大;地层水矿化度具有以夏口断裂为中心,向南北两侧逐渐变小的分布特征,矿化度高值区的分布与夏口断层油气运移聚集有关;地层水水型和离子组合参数变化特征表明沿夏口断裂带具有两个油气聚集区,分别为双丰、江家店-瓦屋鼻状构造.通过对油气运聚关系的分析,以油气源、输导因素为基础,沿油气主要运移方向,建立了研究区近源侧向砂体输导、近源混向反Z型输导、远源混向阶梯状输导、远源混向多级反Z型输导4种油气运移模式.     

义65井区高温低渗油藏储层伤害机理分析

义65井区沙三段九砂组油藏属中等水敏性和速敏性的地层,油藏为轻质油－稀油油藏,原油具有低密度、低黏度和高凝固点等特点,地层水总矿化度较高,一般为1100～19900mg/L,水型为NaHCO₃型。研究了义65井区高温低渗储层伤害机理,从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢、细菌及以往增产措施等方面评价了可能对储层造成的损坏及损坏程度。义65井区地层的水敏性、速敏性和低渗透性是注水井损害的内在因素,注水井中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标,水质不合格是注水井损害的外在因素。     

辽东湾坳陷油田水化学特征与油气运聚的关系

基于实际测试资料,统计分析了辽东湾坳陷油田水的水型、矿化度和化学系数的纵、横向变化特征;并探讨了油田水化学特征与油气运聚的关系。研究表明,研究区油田水以NaHCO3型为主;矿化度随埋深先增大后减小,垂向上分为三个带:近地表蒸发浓缩带、越流压滤浓缩带、泥岩压实排水淡化带;常规离子组成中Na++K+和Cl-占绝对优势。在地层压实排水离心流过程中,地层水明显受泥岩压实排水淡化作用的影响,矿化度较低;地层水在离心流运移过程中不断越流浓缩,矿化度逐渐增大,油气垂向上沿油源断层向上运移,在低凸起、断裂带、砂体等近地表蒸发浓缩带聚集成藏。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长8地层水化学特征及其地质意义

目的研究鄂尔多斯盆地姬塬地区长8地层水化学性质、油气运移及保存条件,揭示长8地层水与油藏圈闭演化特征的关系。方法利用长8地层水化学分析方法,分析地层水矿化度、离子组合系数的平面分布规律,结合区域构造演化特征对地层水化学性质、油藏保存条件进行综合研究。结果长8地层水水型为CaCl2型,靠近伊陕斜坡、浅水三角洲砂体发育区矿化度高,钠氯系数、脱硫系数低,为较强的还原环境;天环拗陷轴部断层发育区具有矿化度低,钠氯系数、脱硫系数高的特点。结论研究区长8地层水分布特征受燕山期构造运动的影响较强,不同区域地层水的化学性质明显不同,高矿化度区钠氯系数、脱硫系数低,反映较强的还原环境;封闭性好,油藏保存较好。     

延长气田地层水化学特征及气水分布规律

延长气田气藏出水较严重,气、水分布规律认识不明晰,制约了气田开发进程.综合利用各类测试资料,通过统计分析、叠合对比,系统的研究了地层水化学特征及气、水分布规律,研究表明：地层水呈弱酸性,具有高矿化度特征,表现为封闭地层水特点,总矿化度主要集中在7.49 ～391.74 g/L,平均为94.36 g/L,属于氯化钙型,纵向上由浅到深矿化度逐渐增加,平面上相邻井间矿化度相差较大,地层水主要为局部层间滞留水,水体交换弱;控制气、水分布的主要因素为烃源岩、沉积特征、储集层物性等,烃源岩对气、水分布起到关键作用,构造对气、水分布作用不明显.地层水主要分布在烃源岩欠发育区、沉积边缘相带、物性欠佳区.该研究成果可指导研究区井位优选,确定合理的开发对策.     

辽河西部凹陷地层水特征及其成因分析

辽河西部凹陷886个水样分析化验测试数据表明,地层水型主要为低矿化度的NaHCO₃水型,94.3%的地层水化学组分为HCO₃^－、Cl^－、Na⁺,NaHCO₃和NaCl是其主要的表现形式     

鄂尔多斯盆地演武油田隐蔽性低阻油藏识别方法

探讨鄂尔多斯盆地演武油田侏罗系低阻油藏油水层识别方法,为同类型油藏开发提供依据。通过对延9油藏地层水矿化度分析、油水层束缚水饱和度计算、重点井矿片导电矿物研究等,分析了演武油田低阻油藏的成因。结果表明该区侏罗系低阻油藏主要受高地层水矿化度、高束缚水饱和度、储层岩石较强的亲水性等多重因素控制。结合开发实践,总结了适应本地区低阻油藏识别的电阻率曲线特征、侵入因子与声波时差关系图、视电阻率与自然电位关系图等多种低阻油藏识别方法,应用多种识别方法筛选出潜力建产目标区。在开发过程中,地质规律分析与多种油水层识别方法综合应用,相互验证,才能提高油藏识别率。     

高邮凹陷南部真武地区地层水化学特征与油气运聚的关系

在分析高邮凹陷许庄、真武和曹庄油田地层水化学垂向和平面分布特征的基础上,考察地层水成因及油田水化学特征与油气运聚的关系.结果表明:许庄油田大气水间断性下渗,下渗深度可能达到2.5～3.0 km;真武和曹庄油田地层水成因主要为沉积埋藏水,但越流模式不同;高邮凹陷南部真武地区地层水化学场由南向北可划分为大气水下渗淋滤淡化区、汇合越流浓缩区和泥岩压实排水淡化区;研究区南部真武大断裂长期活动,大气水下渗淡化地层水,矿化度较低,油气成藏-保存条件较差,而北部地层水明显受泥岩压实排水淡化作用的影响,矿化度较低;地层水在离心流运移过程中不断越流浓缩,矿化度逐渐增大,部分油气随地层水二次运移途中遇到合适的圈闭逐渐聚集起来形成油气藏;中部汇合越流浓缩区为北部泥岩压实排出水和南部下渗大气水的共同指向区,地层水矿化度较高,有利于油气聚集成藏,且富集程度较高.     

考虑动边界影响的低渗透油藏反九点水力压裂注采井网数值模拟研究

考虑低渗透地层中因启动压力梯度存在而产生动边界的影响,利用CMG三维三相黑油油藏数值模拟器对开发低渗透油藏的正方形反九点水力压裂注采井网进行了精确的数值模拟。数值模拟结果表明:相对于达西渗流模式等压面足够光滑、整个油藏区块均参与流动,低渗透油藏启动压力梯度为0.2 MPa/m下的等压面(油藏初始压力)空间分布有较大间断性,在远离注水井和生产井的部分区域仍保持了油藏的初始状态,该区域还未参与到油藏的渗流系统中;地层中存在随时间变化的动边界,会降低油田注水的油藏波及体积和原油采出程度。由饱和度的三维空间分布图可以看出:达西渗流模式下的压裂注水效果较好,油水分布比较集中,界面清晰,更接近于活塞式水驱油;而启动压力梯度的存在会使压裂注水井驱油效果变差,油水存在较大的油水混合渗流区域,油水分布比较分散,属于典型的非活塞式水驱油。由绘制的油田开发特征曲线可以得出:启动压力梯度越大,累计产油量越小,累计产油量随时间上升越慢,生产井含水上升越快,日产油量越低;启动压力梯度对低渗透油藏压裂注水开发效果影响显著。     

柴达木盆地油泉子油田中孔低渗型藻灰岩储层测井评价

油泉子油田油砂山组地层岩性复杂,呈薄层状分布,属中孔隙低渗透储层,油水分异差,油水关系复杂.在测井响应中,相对低电阻率油层和相对高电阻率水层普遍存在,影响了对油、水层的识别.对测井响应特征与岩性、粒度、孔隙特征和地层水矿化度之间关系的分析表明,岩性、粒度、孔隙结构、地层水矿化度等多因素共同作用,造成了储层测井响应特征的复杂性.在常规分析基础上,应用反映储层物性特征的声波时差与电阻率比值编制交会图,可以快速有效地识别油、水层.     

稠油底水油藏地质研究及水平井调整实践

我国东部油田由于受沉积环境的影响,油藏类型大部分为复杂断块油藏,物性差,非均质性强。羊三木油田三断块Ngl油组是一个复杂断块稠油底水油藏,投入开发近30年,目前采出程度不足8%,开发效果一直较差。通过精细油藏描述及剩余油分布研究,搞清储层及剩余油在三维空间展布的基础上,提出三断块Ngl稠油底水油藏,采取钻水平井加密与钻直井加密相结合,并配合一定的油水井措施整体挖掘油藏潜力的井网调整策略。羊H₁井的钻探成功,为下一步的调整、挖潜打下了坚实基础,并对同类油藏的开发调整将具有一定的借鉴意义。     

柴达木盆地尕斯E13油藏稳油控水的研究

油藏数值模拟技术利用计算机仿真模型预测油田开发动态、再现油田开发历史、预测油田开发压力饱和度分布、预测剩余油分布规率,是油藏工程研究的一个重要手段。应用油藏数值模拟技术,对柴达木E¹₃油藏进行开发生产指标的预测,研究E¹₃油藏油水分布规律,为提高油田的采收率及后期油田剩余油的挖潜及开发调整,提供理论依据。     

硼中子寿命测井的研究及应用

硼中子寿命测井是在中子寿命测井改进中发展起来的一种适应低矿化度地层的动态监测新技术。它是向地层中注入高俘获截面的硼酸,使中子寿命测井也适用于低矿化度地区。该技术通过暂时改变井筒附近地层水的性质,采用“测—注—测”工艺获取地层剩余油信息,直观解释产层的油水比例关系。根据硼中子寿命测井资料实施措施的通61-更40井和河68-24井取得了明显的增油效果。在油田开发进入中后期后,新区产能又接替不上的情况下,加快硼中子寿命测井的探索和推广应用,挖掘潜力油层,具有重要的现实意义。     

开鲁盆地奈曼凹陷奈1区块九佛堂组地层水地球化学特征与油气保存条件

基于实际测试资料,统计分析奈曼凹陷奈1区块九佛堂组21口井地层水的水型、矿化度及特征系数在平面及纵向上的变化特征,并探讨研究区地层水地球化学特征与油气的保存及分布关系。结果表明:该区地层水是以阴阳离子分别为HCO3-和(Na++K+)为主的Na HCO3型水,地层水矿化度低;研究区地层水矿化度主要受控于断层的分布,靠近断层的油气井中地层水矿化度明显较远离断层的油气井中的高,主要是由于该区深部的高矿化度地层水经断层及其他运移通道运移至浅层,并与浅层地层水混合所致;地层水化学组分及离子特征系数随深度的变化表现为稳定型、正相关型和负相关型3种变化类型;纵向上,地层水的Cl-浓度、r(Cl-))/r(Mg2+)及r(Ca2+))/r(Mg2+)都随埋深的增加而增大,而HCO3-浓度及r(Na+))/r(Cl-)均随埋深的增加而减小,表明奈1区块九佛堂组地层水现今总体上处于封闭的流体动力环境,有利于油气的聚集与保存;平面上,靠近凹陷中心的奈1块油气井中地层水r(Na+))/r(Cl-)及r(SO42-)×100)/r(Cl-)明显较奈3块及其以西地区偏低,而r(Cl-))/r(Mg2+)及r(Ca2+))/r(Mg2+)明显偏高,表明奈1块地层封闭条件好,更有利于油气藏的形成与保存;研究区断层有效沟通了烃源层与储集层,为浅层次生油气藏的形成提供了必要条件;靠近凹陷中心的奈1块是该区油气勘探的重要领域,且主干断裂和浅层分支断裂发育带是浅层次生油气藏勘探的重要区域。     

低渗、特低渗油田注水开发见效见水受控因素分析--以鄯善油田、丘陵油田为例

以特低渗的鄯善油田和丘陵油田为例，对特低渗油田注水开发见效见水受控因素进行了分析，研究表明：①特低渗油田注水开发见效见水的控制因素有砂体的连续性、储层的物性非均质程度、射开层数、注采比及地层压力情况；②地饱压差低的特低渗油田，注采比及地层压力情况是注水见效见水的首要控制因素，这类油田应尽早注水保持地层压力；②在某一物性范围内，物性非均质程度比物性好坏对特低渗油田注水见效见水的控制作用更为突出i这一研究结果对同类油田生产具有一定的指导意义。     

地层水总矿化度对测井响应及地层流体性质的影响作用探讨

为了探究地层水总矿化度对测井响应特征及地层流体性质的影响,本文应用测井理论及方法,通过对三肇凹陷徐家围子东部地区葡萄花油层地层水总矿化度与测井响应特征、地层流体性质及产量的相关性分析,探究地层水矿化度与二者的关系,研究结果表明：地层水总矿化度与自然电位曲线偏移幅度正相关、与地层电阻率呈反比、与油层产能负相关、反映流体性质,这为渗透性地层识别、油水层划分提供理论依据,为低阻潜力油层的发掘指明了新的方向。     

油气水物化性质与油气运移及保存

以准噶尔盆地腹部石炭系为例，利用油气水物理化学性质的变化，采用地层水的矿化度、水型、钠氯比值、脱硫系数，原油的密度、粘度、凝固点，以及天然气中的甲烷含量、△Ｒ３等参数，分析判断了油气运移及保存的情况，结果表明：准噶尔盆地腹部石炭系由东北向南，由周边向中央水动力变弱，对油气保存有利；在伦２井、伦３井至夏盐１井一带及彩４井处，是水动力相对较强的区域，对油气的保存不利；油气运移方面可能为由西北向东南。认     

地层水总矿化度对测井响应及地层流体性质的影响作用探讨——以三肇凹陷徐家围子东部地区葡萄花油层为例

为了探究地层水总矿化度对测井响应特征及地层流体性质的影响,应用测井理论及方法,通过对三肇凹陷徐家围子东部地区葡萄花油层地层水总矿化度与测井响应特征、地层流体性质及产量的相关性分析,探究地层水矿化度与二者的关系.研究结果表明:地层水总矿化度与自然电位曲线偏移幅度正相关、与地层电阻率呈反比、与油层产能负相关、反映流体性质,为渗透性地层识别、油水层划分提供理论依据;为低阻潜力油层的发掘指明了新的方向.     

InverMod技术在油田开发中的应用

目前国内大型油田都处于开发后期,剩余油的分布特征十分复杂.采用InverMod技术对CY油田储层进行预测,并在此基础上进行开发井位部署及实钻.L1、L23、L4三口井砂体累积钻遇率达87％以上,三井日产油达到16.7 t,达到高产井的标准,充分显示了基于模型测井属性反演的准确性及精度,为老油田剩余油挖潜和加密井部署提供可靠的依据.