轮南潜山奥陶系碳酸盐岩储层裂缝发育特征

通过研究油气成藏机理 ,分析碳酸盐岩裂缝发育特征 ,表明轮南潜山构造致密的碳酸盐岩储层基质孔隙度低 ,渗透性差 ,很难提供良好的储集空间 ,但裂缝的发育可以改善碳酸盐岩的储集条件 .根据岩心观察 ,轮南潜山奥陶系裂缝十分发育 ,主要分布在潜山顶面以下的风化壳带内 ,包括构造缝、溶蚀缝、成岩缝、风化缝等类型 ,以构造缝为主 ;裂缝产状特征主要表现为直立的或高角度斜裂缝发育 ,走向上具有分带性 .裂缝的发育主要受构造活动及后期溶解作用的影响 ;轮南潜山裂缝的发育 ,改善了碳酸盐岩的储集条件 ,同时也为油气的渗滤提供了通道     

辽河西部凹陷曙103块潜山油藏储层特征

辽河西部凹陷曙103块潜山由中元古界长城系高于庄组泥－粉晶白云岩、灰质白云岩和白云质灰岩组成,其主要的储集空间包括溶蚀孔洞、构造裂缝及微孔微缝等。该区溶蚀孔洞非常发育,根据其规模可分为大、中、小型溶洞及溶孔,其中大、中型溶洞常因坍塌和充填而失去储集能力,而小型溶洞和溶孔等则成为该潜山的主要储集空间。高角度构造缝对该储层储集空间的贡献最大,其优势发育方位为北东－南西向,与区域构造线方位一致。压力测试结果表明,该区储层中显微级的微孔和微裂缝经过一段时间的开采后,替代宏观溶孔和裂缝而成为主要的供油空间,这表明它也是很重要的储集空间。对各井开采现状及采油层段的对比研究表明,曙103块潜山储层的发育受古地貌位置、构造位置及沉积旋回的控制,好的储层段主要分布在潜山顶面及地貌高点。     

辽河西部凹陷曙103块潜山油藏储层特征

辽河西部凹陷曙 10 3块潜山由中元古界长城系高于庄组泥粉晶白云岩、灰质白云岩和白云质灰岩组成 ,其主要的储集空间包括溶蚀孔洞、构造裂缝及微孔微缝等。该区溶蚀孔洞非常发育 ,根据其规模可分为大、中、小型溶洞及溶孔 ,其中大、中型溶洞常因坍塌和充填而失去储集能力 ,而小型溶洞和溶孔等则成为该潜山的主要储集空间。高角度构造缝对该储层储集空间的贡献最大 ,其优势发育方位为北东—南西向 ,与区域构造线方位一致。压力测试结果表明 ,该区储层中显微级的微孔和微裂缝经过一段时间的开采后 ,替代宏观溶孔和裂缝而成为主要的供油空间 ,这表明它也是很重要的储集空间。对各井开采现状及采油层段的对比研究表明 ,曙 10 3块潜山储层的发育受古地貌位置、构造位置及沉积旋回的控制 ,好的储层段主要分布在潜山顶面及地貌高点     

投球分层酸压技术在苏16深井中的应用

苏16井是部署在苏桥油气田苏桥西潜山构造的一口老井,属一级风险重点井,完钻井深4720 m。该井情况复杂,温度高,已射孔层段多,施工压力高,实施储层改造风险大。针对这些技术难题,采用清洁酸投球分层酸压工艺技术,优化压裂液、酸液体系,成功完成对该井储层改造,取得日产气19000 m3的佳绩。清洁酸投球酸压工艺技术在苏16井的成功应用,为此类深井的碳酸盐岩储层措施改造提供了一定借鉴。     

辽河坳陷中央凸起带变质岩潜山储层特征

辽河坳陷中央凸起带变质岩潜山是辽河油区的主要勘探领域,通过储层岩石学及岩性研究,对潜山岩性、裂缝进行识别及预测,并对其分布规律及控制因素作深人的研究,在此基础之上,寻找优质储量区块,合理开发利用油气资源,深挖油田潜力做出重大贡献。     

邦戈尔盆地潜山风化壳储层发育特征与主控因素分析

邦戈尔盆地潜山储层为前寒武纪花岗质风化壳储层,风化壳储层岩性复杂,物性较差,储层类型多样。为明确潜山风化壳储层发育主控因素、建立风化壳储层评价标准,通过分析储层岩性矿物元素差异、储集空间类型和裂缝分布特征确定风化壳储层发育主控因素,并将主控因素进行级别定义和相互匹配,建立风化壳储层评价标准。结果表明：岩性是形成储层的宏观背景,风化淋滤作用是控制储层孔隙发育的基础,构造作用是影响储层裂缝形成的重要因素;花岗质风化壳储层可以划分为三大类,其中Ⅰ类储集性能最好,Ⅲ类最差。风化壳储层评价标准的提出可进一步为风化壳潜山储层的高效勘探开发提供更为准确的指导。     

致密油储层水平井压后产能预测研究

对于致密油储层水平井压后产能预测,大多基于达西渗流建立产能预测模型,得到相应的产能解析公式,但利用测井资料来预测该类储层压后产能的方法还不甚成熟。本文利用压裂段内各小层长度、孔隙度、含水饱和度和层厚建立近井产能指数,同时基于每米加砂量表征储层的改造程度,综合近井产能指数和每米加砂量得到综合产能指数,综合产能指数相较近井产能指数与示踪剂跟踪监测的各段产能吻合更好。同时对比稳态条件下解析公式计算的产能与综合产能指数计算产能之间的差异,结果表明,综合产能指数考虑了近井储层因素和储层改造程度,更接近实际产能,对测井工作者进行该类储层压后产能评价具有一定的参考价值。     

碳酸盐岩储层加砂酸压支撑裂缝短期导流能力试验

选用不同的陶粒支撑剂,进行碳酸盐岩加砂和酸蚀加砂支撑裂缝短期导流能力试验.结果表明:酸化导致岩板表面变得凹凸不平、疏松、软化,产生许多细小的矿物颗粒,使酸蚀加砂支撑裂缝的导流能力大幅下降;对于加砂酸压井,应注意控制作用在支撑剂层和酸蚀区地层上的有效闭合压力,使其小于支撑剂和酸蚀地层的强度,防止支撑剂的嵌入、破坏以及酸蚀区地层的变形,以免裂缝导流能力大幅度下降;在加砂酸压施工条件允许的情况下,尽量选用大粒径的支撑剂.     

哈拉哈塘潜山型油藏特征与成藏主控因素研究

塔里木盆地哈拉哈塘地区地质条件复杂,油气资源丰富,是重要的油气勘探区。通过对哈拉哈塘潜山区哈8 井区的地质特征、油水分布特征以及对主控因素的分析研究,认为该区油水分布复杂,不具有分带性。从加里东到早海西期,奥陶系鹰山组-一间房组海相碳酸盐岩经历了多期岩溶的叠加改造,风化壳岩溶缝洞体储层发育,形成了良好的油气储存条件;潜山区奥陶系逐渐抬升剥蚀,鹰山组-一间房组储层之上的盖层的缺失与否对早期油藏的保存具有重要作用;断裂性质和局部构造控制了后期油气充注强度和油藏类型。多种控制因素使得哈801 井、哈8 井、哈802 井等形成了相对独立的油气运聚体系。对潜山区哈8 井区油气水特征的研究,有助于指导碳酸盐岩潜山型油气藏的勘探和开发。     

裂缝-溶洞型储层产能特征研究——以塔河油田12区为例

塔河油田12区奥陶系油藏属于缝洞型碳酸盐岩油藏,具有极强的非均质性。裂缝-溶洞型储层是油田主要产油层,且主要分布在构造高部位和断裂、伴生裂缝发育带。本文分析了该类储层控制的高产井、中产井和低产井等3类油井的平面分布特征,并且运用录井和波阻抗反演剖面等资料研究了各类产能井的剖面特征。为提高钻探成功率和优先部署高产、中产井提供依据。     

毛细管数效应对碳酸盐岩凝析气井产能的影响

反凝析现象对地层污染严重,而毛细管数效应则弱化了凝析油的堵塞作用。随着国内塔中I号碳酸盐岩凝析气田投入开发,迫切需要开展相关研究,从而指导气田的开发。介绍了毛细管数效应的定义及其对相对渗透率曲线的影响,通过建立双重介质单井径向模型,研究了毛细管数效应在不同流体性质、地层渗透率、地层压力降落速度情况下对产能的影响。结果表明,毛细管数效应使气井产能明显得到了改善。当地层压力高于露点压力时,毛细管数效应对产能没有影响;地层压力低于露点压力以后,毛细管数效应的影响最为明显,之后对产能的影响逐渐变小。基本规律为初始生产气油比越大、地层压力降落速度越快、岩块系统和裂缝系统渗透率越低,毛细管数效应对产能的影响越大。     

河口潜山油藏完井工艺技术

介绍了胜利油田河口潜山油藏的完井工艺技术,包括井身结构、完井方法、油层保护、完井投产措施,毛细管测压技术等,同时对下一步工作提出了建议,对同类地层的开发具有指导意义     

埕岛地区潜山油气藏特征

近几年 ,埕岛地区潜山勘探获重大进展 ,发现了太古宇、下古生界、上古生界、中生界等多层系的潜山油气藏 ;油气藏类型有风化壳型、屋脊断块型、潜山内幕型及地层不整合层状油气藏。对该区潜山地质结构、成藏条件分析表明 ,被古近系 (下第三系 )覆盖的埕岛潜山是油气聚集的主要单元之一 ,不同构造单元具有不同的油气分布特征 ,而储集条件控制了油气富集高产。潜山油气藏多与第三系油气藏上下叠置 ,形成复式油气藏。     

埕岛-胜海潜山带古喀斯特作用及其对储层的影响

以岩心描述为基础并结合其他资料,研究了埕岛—胜海潜山带古喀斯特作用及其控制因素,讨论了古喀斯特作用对储层发育的影响。对于进一步研究该区的储层特征和孔隙演化具有一定指导意义     

复杂潜山储集层厚度的一种计算方法

潜山油藏一般具有地质结构复杂多变、储集层横向非均质性严重等特点 ,在计算地质储量时很难求准、求精储集层厚度。作者针对埕北古 10 0潜山古生代地层垂向保留少、横向变化大、井间又难于对比的情况 ,通过综合分析建立地质模型 ,制作高精度的合成地震记录 ,准确标定潜山储集层 ,利用地震资料横向密集和连续的优势 ,应用测井约束波阻抗反演技术 ,比较好地求取了储量计算范围内的潜山储集层厚度 ,为储量计算打下了基础。     

黄土丘陵区与黄土塬区地貌发育规律对比及与水土流失的关系──以米脂、洛川为例

通过对以米脂、洛川为代表的典型黄土丘陵区、黄土源区的野外考察，认为它们之间存在着黄土披盖形式、地貌发育规律等方面的差异．这种差异明显表现于二者沟谷发育特点及发育规律上，导致沟谷延伸速度的显著不同两地区水上流失形成主要受各自不同的地貌发育规律控制，均需经历一个较长的强水土流失期．     

宝浪油田储层夹隔层特征及储层非均质性研究

焉耆盆地宝浪油田三工河组为浅水缓坡型辫状河三角洲沉积,储层非均质性强。通过河道类型分析,运用沉积旋回原理划分出4个退积式叠置的短期旋回。不同沉积旋回导致河道类型、砂体规模、夹层分布、储层厚度、砂体拼接方式等非均质特征呈规律性变化,可容空间变化引起储层非均质改变。夹层的成因、类型、分布特点是造成该区储层严重非均质的主要原因。准确认识砂体叠置关系及储层夹隔层特征有助于提高油田的开发水平,对提高最终采收率具有现实意义。     

轮古西地区碳酸盐岩油藏特征与失利井研究

摘要： 以塔里木盆地塔北地区轮南西部奥陶系碳酸盐岩潜山风化壳油藏为例,通过对工区20多口探井的地质、测井资料以及地球化学分析化验资料的系统分析,研究了轮南西部轮古西地区碳酸盐岩油藏特点、成藏特征以及勘探失利原因。认为轮古西地区奥陶系鹰山组为主要含油层系,油气分布在风化壳面以下180m范围内,以晶间孔、粒内溶蚀孔以及各种构造缝和溶蚀缝为主要储集空间;晚海西期油气充注成藏,之后经历构造抬升,油气遭受强烈生物降解,原油具有高密度、高黏度、高沥青质、高蜡、高含硫、低饱芳比的特征;钻探失利的主要原因可归结为碳酸盐岩储层强烈的非均质性、圈闭的落实程度差、岩溶缝洞体系内复杂的油水分布关系、地震资料解释精度低等。古地貌、岩溶储层、断层是油气富集的主控因素,在深大断裂带附近,古岩溶、裂缝与溶洞发育区,油气产能较高。