神木气田太原组储层特征及其控制因素

鄂尔多斯盆地神木气田上石炭统太原组具有不同于二叠系山西组、石盒子组和石千峰组的储层特征.为指导该气田储层预测与井位部署,根据常规薄片、铸体薄片、常规物性和粒度分析,研究了太原组储层特征及其控制因素.认识到太原组储层主要发育在太2段,砂体分布受潮控三角洲平原分流河道控制,具有砂岩粒度较粗、成分成熟度好—中等、结构成熟度中等的特征;储层孔隙类型以岩屑溶孔为主,成岩相以黏土+硅质胶结岩屑溶孔与晶间孔相及黏土+硅质+碳酸盐胶结岩屑溶孔与晶间孔相为主,物性较低,属于特低孔、低渗储层.神木气田太原组储层发育程度与粒度、岩屑含量和溶蚀作用息息相关,粒度越粗,岩屑含量相对越高,溶蚀作用越强,储层越发育.相反,石英含量升高不利于储层发育,压实、交代和胶结作用也不利于储层发育.     

储层流动单元划分及其对产能动态的影响——以鄂尔多斯盆地元54区长1油层组为例

目的对有效提高产能和注水开发效果的措施进行分析,提出合理化建议。方法通过沉积微相、储层综合定量分析、产层生产动态资料进行综合评价。结果本次划分,选取了有效厚度、孔隙度、渗透率、突进系数、流动带指数等参数,以元城油田元54区长1油层组为例,将储层划分为E、G、M、P 4类流动单元。结论各类流动单元与储层沉积微相、岩性、物性和油层初始产能具有很好的对应关系,能够真实客观地反映特低渗砂岩储层物性差、非均质性强的地质特点。     

川东地区石炭系储层成岩作用和天然气成藏规律

本文着重探讨川东地区石炭系储层的成岩作用和孔隙演化,并运用成岩矿物包体研究,论述了该区的油气成藏规律,表明天然气聚集于侏罗纪末、燕山运动之后,气藏富集程度受“生、储、圈、聚”史的配套关系的控制。     

大型高叠置致密砂岩气藏提高采收率技术

新场气田沙溪庙组气藏储层致密、特低渗、低孔,自然产能极低,主要通过人工压裂开发。通过系统分析影响气藏采收率的主要因素,形成了以气藏精细描述及分类评价为基础,建模-数模一体化的剩余气分布规律定量评价和利润为约束的剩余储量开发潜力评价为核心,井网立体开发及差异化对策优化为手段的提高采收率技术。研究结果表明,致密砂岩气藏依靠单一技术提高采收率非常有限,多种技术联合攻关能最大限度提高采收率,切实提高新场沙溪庙组气藏采收率31.71%。多轮次的气藏精细描述为提高采收率对策选择奠定了基础,复算储量误差率小于2%;剩余气定量描述及潜力评价为气藏加密调整及效益开发提供了可靠的保障,明确了气藏剩余气类型及其效益开发界限,提高采收率8.28%;多层组混合井网立体化开发和差异化开发对策是气藏实现提高采收率的主要手段,提高采收率23.43%。     

高压摆喷灌浆技术在水库除险加固工程中的应用

介绍了南阳沟水库大坝除险加固的工程概况和工程地质条件,着重论述了高压摆喷灌浆技术的施工工艺和施工程序,探讨了施工过程中的质量控制和质量检验,指出该技术在大坝防渗处理中发挥了很大作用。     

东营凹陷草桥潜山岩溶储层胶结物特征及其储层成因

鉴于碳酸盐岩岩溶储层成因及分布规律的复杂性及其对油气勘探的重要性,以东营凹陷草桥潜山为研究对象,以钻井岩心资料、薄片资料、测录井资料、生产数据等为基础,结合区内地层结构特征、方解石胶结物的阴极发光特征及成分差异,明确研究区碳酸盐岩潜山储集特征、成因及分布规律.结果表明:草桥地区下古生界碳酸盐岩为次生孔洞和裂缝主导的储层...     

超致密裂缝性储层地震预测方法研究——以川西新场气田须二气藏勘探为例

川西深层须家河组油气成藏地质条件十分复杂,气藏具有超深、超低孔渗、超高压、超致密等特征.有效储层预测、裂缝预测、含气性检测成为须家河组地震勘探面临的三大主要难题.近年来,以宽方位、大偏移、三分量三维地震资料为主,多学科协同,深入研究多波属性含气地震响应特征等,通过P波叠前纵、横波联合反演、PP波和PS波叠后联合反演、P波方位各向异性检测、横波分裂裂缝检测等方法技术的应用,较好解决了须家河组超致密裂缝性储层预测和裂缝检测等问题,充分利用地震资料信息,取得了一系列油气勘探开发的重大进展.     

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。     

白马庙气田蓬莱镇组气藏储层特征研究

白马庙蓬莱镇气藏属构造背景上的岩性气藏,也是以次生溶孔为主的致密砂岩体次生气藏。气藏具有近常规孔隙型和非常规裂缝-孔隙型两类储层,总体上具孔径小、喉道小、孔喉配位数小、宏观缝少、微裂缝发育、孔隙结构复杂、连通性差的特征。从砂岩储集特征的研究入手,分析了气井产能差异的根本原因,提出了提高气井产能的相应对策、建议。研究表明:气藏砂体规模小但砂体多且相互叠置;单层产能低但多层射开可积少成多。因此在精细地质评价基础上,采取多气层打开、分层压裂改造、分层测试和多层合采的方法可提高气井产能。     

轮南地区奥陶系储层特征及其影响因素

奥陶系碳酸盐岩储层是轮南地区主要产层之一,油气藏类型为古潜山油藏.自早奥陶世(O1p)至晚奥陶世(O3S),奥陶系经历了半局限台地相→开阔海台地相→台地边缘相→台缘斜坡相→混积浅水陆棚相的沉积演化,沉积了多种岩石类型,储层岩石主要为亮晶颗粒灰岩.压实作用、胶结作用使得奥陶系储层基质孔隙度较低、孔喉结构差,为差或非储层.由于奥陶系后多次构造运动,使奥陶系裂缝、岩溶作用发育,形成有大量溶蚀孔、洞、缝的有效储层.岩溶、裂缝发育区,为储层的有利分布区.轮南地区西部、中部为风化壳岩溶发育区,东部为深部岩溶发育区.