基于岩石热解和荧光显微图像分析的储层流体性质划分及应用——以轮南2油田JIV油组为例

塔里木盆地轮南2油田JIV油组电阻率普遍偏低,个别油层电阻率比水层电阻率还低,含油性评价主要根据试油和试采结论;未试油层段储层含油和油藏油水界面不明确。为精细解释储层流体性质、判断油水界面及解决采收率低等问题,利用轮南2油田JIV油组12口取心井的岩石热解和荧光薄片图像分析进行流体性质划分,明确在不同流体性质下岩石热解数据和荧光显微图像的变化特征。利用岩心含油性观察、岩心物性分析和生产动态资料,制定划分储层流体性质的方法,建立一套适合轮南2油田JIV油组的流体性质半定量划分标准。生产动态资料分析证明流体性质划分标准的准确性和方法的实用性。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密油储层可动流体赋存特征及影响因素

鄂尔多斯盆地陇东地区致密油储层主要分布在延长组长7段。通过长7段致密砂岩样品的核磁共振测试和场发射扫描电镜分析,对致密油储层可动流体赋存特征及影响因素进行了研究。结果表明:致密油砂岩岩心的最佳离心力为1.448 MPa;核磁共振T2谱截止值分布范围较宽,平均为20.64 ms;可动流体饱和度低,平均为40.27%,主要被0.05～1.00 μm的喉道所控制,且喉道在0.10～0.50 μm区间时,致密油岩样可动流体饱和度最高、下降速度最快。整体上,可动流体饱和度与物性呈现出一定的正相关性,且在长71段,储层物性相对较好,可动流体饱和度较高。微裂缝发育程度、溶蚀孔隙、黏土矿物和石英颗粒充填孔隙等储层微观孔隙结构特征是可动流体的主要影响因素。其中,微裂缝、溶蚀孔隙的发育在一定程度上提高了储层可动流体饱和度;而黏土矿物及石英颗粒充填孔隙则导致储层可动流体饱和度的降低。关于长7段储层可动流体赋存特征的认识对鄂尔多斯盆地致密油资源开发具有一定的指导意义。      

致密砂岩储层孔隙结构与可动流体赋存特征:以鄂尔多斯盆地华庆地区长６３ 致密砂岩储层为例

应用核磁共振实验对鄂尔多斯盆地华庆地区长６３ 致密砂岩储层可动流体赋存特征进行了研究，并结合铸体薄片、图像孔隙、高压压汞、恒速压汞及真实砂岩微观水驱油实验，对可动流体赋存特征的微观孔隙结构影响因素开展了探讨。结果表明:华庆地区平均孔隙度为８．７１％，平均渗透率为０．１４８×１０－３μｍ２，可动流体饱和度平均值为３３．８９％；主要孔隙组合类型为残余粒间孔型、溶蚀孔型及孔隙＋裂缝型，不同孔隙类型的储层可动流体赋存特征各异；孔喉大小及配比关系对可动流体饱和度具有重要影响，喉道半径大于水膜厚度的有效喉道对储层可动流体有决定性作用。      

松辽盆地太东斜坡区葡萄花油层油水分布规律及主控因素

太东斜坡区为松辽盆地大庆长垣向三肇凹陷倾没的单倾斜坡.利用岩心、测井和地震等资料,研究葡萄花油层油藏类型和油水分布规律.结果表明:斜坡区油平面受4条近南北向"断层带"分割,具有东西分带特征,且受源外油源供给不足和油东西向运移影响,自东向西单一"断阶带"含油性逐级变差;油垂向分布受沉积演化和优势输导通道控制表现为"双峰"特征,主要分布在葡萄花油层中部;油藏类型主要为东南倾斜坡背景下的近南北向断层与北西向河道砂体匹配形成的断层—岩性油藏.在油水分布规律研究的基础上,结合单一圈闭内断层与单砂体匹配样式,提出源外斜坡区油聚集机制受构造部位、优质储层、断层封闭性和断层与砂体匹配样式控制,即单一"断阶带"高点控制油气聚集部位;浅水三角洲水下分流河道和河控席状砂构成油气优质储层;断层侧向封闭性影响油气垂向富集高度和平面"互补"特征;断层与单砂体匹配样式决定油气富集层位.     

轮古西奥陶系古潜山油藏油水界面的分布规律和控制机理

碳酸盐岩古潜山油藏储层非均质性强烈,油、水分布特征十分复杂.以现代岩溶理论为指导,通过对轮古西奥陶系古潜山岩溶地表古水系的详细分级刻画,采用趋势面分析方法对古潜山岩溶残丘次级进行了划分,结合单井油水界面判识结果,对残丘级次的控油规律进行了综合分析,并运用油气差异聚集原理阐述了其控制机理.研究结果揭示了古潜山油藏部分油井油水界面分布受控于不同次级的残丘,从运移近源低部位向高部位油水界面呈抬升趋势,由一级残丘控制向二级残丘控制变化.这一分布规律本质上是油气差异聚集过程中不断抬升的岩溶沟谷决定的溢出点和相对独立的缝洞单元联合控制的.这一认识可为油藏开发方案的制定和调整提供重要依据.     

浅析陕北安塞郝家坪油区地球物理测井方法的选取及应用

介绍了陕北安塞郝家坪油区的地质特征，含油地层岩性特征。针对在该区开展生产井测井工作中地球物理测井方法的选取原则、选取情况，综合确定了适用于该区的经济有效的地球物理测井方法。阐述了该区标志层的岩性特征和测井曲线组合特征、含油层的岩性特征和测井曲线组合特征，并对测井仪器的选取情况做了相应说明。介绍了野外资料采集的步骤和注意事项、测井成果解释的具体方法、所运用的经验公式以及参数选取情况，重点介绍了孔隙度、含油饱和度、渗透率κ以及残余烃、可动烃、水各占孔隙的计算方法，总结了本区含油饱和度划分油水层的原则。以该区的塞新1、塞天马16两口井为例，浅析了该解释方法的应用，取得了很好的效果。     

克拉玛依砾岩油藏储层分类特征及水驱油规律

克拉玛依砾岩油藏目前处于高含水开发阶段,储层精细分类特征研究及不同油藏类型水驱油机理和影响因素分析成为油藏提高采收率的基础和关键.首先利用储层综合对比技术,从沉积物源、岩石学特征、物性特征、渗流特征及孔隙结构等方面分析三类油藏,明确导致不同类型砾岩油藏水驱油机理存在差异的根本原因;然后基于核磁共振岩心分析技术进行微观水驱油机理研究.实验结果表明:水驱过程中大孔隙中的原油采出程度最高,而渗吸过程中主要动用中小孔隙中的原油,水驱方式与渗吸作用的结合可有效提高砾岩油藏采收率.分析三类砾岩油藏储层物性、孔隙结构、微观非均质性、润湿性及原油黏度对水驱油效率的影响,其中物性及微观孔隙结构的不同导致微观水驱油机理的差异,而在宏观上储层的非均质性、润湿性和原油黏度又对注入水的渗流体系和驱替路径起决定作用.综合分析结果表明:Ⅰ类油藏水驱油效率最高,Ⅱ类的次之,Ⅲ类的最差.最后结合测井与生产动态资料,讨论水驱油特征对储层整体水淹规律的控制作用.当储层性质相似时,注水条件越强,水淹程度越高;当注水条件相似时,储层物性越好,水淹越强,另外,相同油藏类型物性较差的Ⅲ、Ⅳ类流动单元储层在非强水洗条件下,一般表现为弱水淹层,甚至为油层,成为剩余油富集的有利区.     

常规测井气测资料在H油田K油藏碳酸盐岩储层流体识别中的应用

K油藏是中东伊拉克H油田重要的油气产层, 储层裂缝基本不发育, 储集空间主要为基质孔隙和溶孔, 渗透率极差范围大, 孔渗相关性较差。储层厚度大, 层间非均质性极强, 使得仅依靠常规测井资料和传统的测井评价方法来评价该区域碳酸盐岩储层流体性质识别效果差, 针对该问题, 进行H油田K油藏流体识别研究。通过分析常规测井资料发现, 深浅电阻率比值可以较好地划分水和烃类。在分析总结气测全烃曲线的形态特征及所对应的储层流体性质基础上, 发现气测曲线对于不同流体性质形态差异明显, 因此考虑利用气测曲线进行水和烃类进一步划分。统计发现重烃比值和烃气密度指数可以较好划分油水同层和水层, 为了定量表征识别过程建立水层-油水同层气测曲线识别法(ECR1), ECR1大于0为油水同层, 反之为水层。以烃气湿度指数、轻烃比值、挖掘效应可以较好划分气层和油层, 以此为基础建立气层-油层气测曲线识别法(ECR2), ECR2大于0为气层, 反之为油层。以该模型对H油田K油藏13口井38个小层的应用表明, 其识别符合率达到81.58%, 识别精确度高, 能满足研究区实际需要。通过建立的气测曲线识别法(ECR)模型, 在H油田K油藏取得较好应用效果, 可为本区块后续勘探开发具有一定借鉴意义, 同时也可以为国内外类似碳酸盐岩储层流体识别提供参考。      

渤海湾盆地南堡35-2油田地质特征与开发潜力再认识

综合利用录井、测井、分析化验、地震及生产动态资料,重新对南堡35 2油田馆陶组沉积特征、油水层测井解释以及油藏模式进行了研究。研究表明:①馆陶组为辫状河沉积而非投产初期认为的曲流河沉积,储层沿沉积主水流线方向分布相对稳定;②结合生产动态研究表明,馆陶组存在一定潜力,储层电阻率在6 Ω·m左右解释为油层是合理的,储层沉积韵律的变化是储层底部电阻率下降的主要原因而非以前认为的流体性质变化。综合以上分析,馆陶组油藏模式为构造油藏,并不是投产初期由于油水界面不同而认为的岩性或岩性-构造油藏,增加地质储量近300×104 t,为油田增储上产奠定了基础。      

歧口凹陷沙一下亚段页岩形成环境及页岩油潜力综合评价

渤海湾盆地是目前我国主要的陆相页岩油资源开采区,歧口凹陷位于盆地腹地,是渤海湾盆地内典型的富油气凹陷之一,但长期以来缺少对不同层位页岩形成环境及页岩油潜力的综合评价。选取歧口凹陷沙一下亚段富有机质页岩为研究对象,综合运用地化录井技术和生排烃模拟技术,进行歧口凹陷沙一下亚段页岩沉积特征的描述和页岩油潜力的综合评价。研究结果显示,①歧口凹陷沙一下亚段沉积于水体盐度较高的还原-强还原环境,营养物质丰富,气候炎热湿润,适宜生物大量繁殖,生产力水平高;②结合生排烃模拟实验结果,研究区沙一下亚段页岩生烃能力强、生烃效率高、排油率较低,生成的原油仍大部分残留在页岩中,具有良好的勘探潜力;③研究区沙一下亚段页岩中含有适量碳酸盐矿物,在成岩过程中改善了储集条件,为页岩油提供了良好的储集场所。歧口凹陷西南缘海侵的发生从沉积环境、古生产力及对成岩作用影响等方面促进了沙一下亚段有机质的富集,而有机质富集、生烃强度高以及良好的储集条件共同控制了沙一下亚段页岩油的大面积分布。研究区沙一下亚段页岩油储层可分为碳酸盐岩和混合沉积岩2种类型,综合2种储层的含油性特征后发现,碳酸盐岩矿物含量和脆性指数对页岩含油性有着极大影响。有利勘探区域为构造裂缝发育的宽缓斜坡区和白云岩化程度较高的地区; 有利勘探层段为孔隙和微裂缝发育的白云岩、白云质页岩和灰质页岩层段。该研究成果可为歧口凹陷页岩油的勘探开发提供指导。      

西峰油田长8油藏致密油层与非油层注水差异性实验

针对西峰油田长8油层较厚而干层、水层等夹层较多,分层射孔难度大,射孔后实施笼统注水的实际,为明确注水过程中油层、水层、干层吸水的差异性,搞清油层吸水特征,选用30块岩心进行了并联水驱流动实验。研究结果表明,当油、水层渗透率相近岩心低压并联驱替时,早期产出水是水层水,后期产出水既有水层水也有油层水;在油层渗透率大于干层条件下合注水驱时,最早的产出水来自于油层,在干层出水后,产出水仍主要是油层水;在k_油=k_水>k_干条件下合注水驱,最早出现的产出水来自于水层,而不是油层或干层,随着驱替过程的进行,干层水和油层水相继产出;在k_油>k_水>k_干条件下在低压驱至残余油之前,最早的产出水是油层和水层共同产出的,之后干层水才产出。研究结果对于正确认识油层、水层及干层在互层合注条件下油层水淹规律与剩余油分布规律,制定合理开发措施有重要指导意义。      

乌石凹陷M油田低对比度油藏成因机理及渗透率评价

乌石凹陷M油田主力油组砂体规模较大, 岩性主要为含砾中粗砂岩和砂砾岩, 其次为细砂岩。砂砾岩油层由于受特殊沉积和成岩作用影响, 浅层油层表现为高阻特征, 中深层部分油层电阻率与水层相差不大, 为测井流体性质识别及渗透率定量评价带来较大困难。以核磁、压汞、铸体薄片等实验资料为基础, 从微观研究高阻油层与低对比度油层储层特征的差异, 并且将储层按粒间孔、混合孔、铸模孔分为3类, 建立了M油田储层类型划分标准及渗透率预测模型。结果表明: 孔隙结构的复杂性造成的高束缚水饱和度是导致区域低对比度油层形成的主要原因; 储层分类后渗透率计算精度明显提高, 为油田开发方案的制定与实施及钻后评价奠定了坚实的基础。      

CYF-0.2型油水分离器的台架试验

对CYF-0.2型油水分离器进行了台架试验,并对其分离效果的影响因素进行了分析。结果表明:该油水分离器的分离效果为10mg/L以下,满足国家规定的排放标准(15mg/L);水的流速、温度、压力以及水中污油的种类等是影响油水分离器分离效果的主要因素。     

沥青质沉积对原油渗流特征的影响

沥青质沉积不仅会伤害储层物性还会对流体饱和度分布和渗流特征产生影响。通过开展不同开发方式下的长岩心驱替实验,分别测定了有或无沥青质沉积影响下的油水、油气和三相相对渗透率曲线,研究了沥青质沉积对原油相对渗透率和岩石润湿性的影响。研究结果表明,沥青质沉积导致水驱、CO₂非混相驱和水气交替（WAG）驱的采收率分别降低了12.2%,5.9%,15.3%。并会引起驱替压差上升,岩石润湿性向亲油性转变,加速水或气突破时间。水驱中沥青质沉淀会使油水两相共渗区左移,含水饱和度对油相相对渗透率的影响增大。CO₂非混相驱中沥青质沉淀对气相渗透率影响较小,而油相渗透率更容易受到含气饱和度变化的影响。在三相渗流中沥青质沉淀会降低油相渗透率,加快油相相对渗透率的下降速度,增大残余油饱和度,减弱WAG驱效果。在注入水中添加JCF-1非离子表面活性剂后,能够降低驱替压差,延缓水或气突破时间,增大油相相对渗透率,降低残余油饱和度,弥补沥青质沉积产生的伤害。研究成果为富含沥青质油藏的高效开发提供了依据。      

基于不同地质模式下稠油油藏变速驱波及规律实验研究

南海东部海相砂岩稠油油藏普遍具有胶结疏松、强底水、隔夹层分布复杂、采出程度低等特点,现有的常规水驱油实验无法准确描述稠油单井波及规律。基于PY油田稠油地质油藏特征,设计了改进的底水平板水驱物理模拟实验,考虑储层韵律、隔夹层发育规模以及提液时机,综合研究单井的波及规律和稠油采出程度。实验结果表明:①均质韵律和正韵律储层发育隔夹层,将原来的底水驱动变为次生边水驱动,发育隔夹层井距越长,对底水锥进抑制作用越强,同时,受重力分异作用,多次控幅提液后,可将下部过渡带、中上部中、小孔喉内以及隔夹层附近的剩余油受效驱替出来,能提高单井波及系数。其中,特高含水期采取4级变速控幅提液后波及系数总体可提高34.1%~54.9%;Z1680均质韵律储层和Z1610正韵律储层通过多次控幅提液,实际日产油提高至提液前2~3倍,生产效果良好。②对于极差为5~10的反韵律储层,顶底部渗透性差异大,易在顶部形成高渗通道,层内隔夹层发育长度和提液方式变化,对波及范围影响不大,Z1640反韵律储层通过多次控幅提液,生产效果变化不明显。研究成果可为不同地质模式稠油油藏产液结构优化以及提液方式制定提供解决方案。      

断裂在斜坡区油聚集中的作用——以松辽盆地太东地区葡萄花油层为例

为研究断裂在太东地区葡萄花油层中的作用,利用地震和钻井资料,在油藏解剖基础上,分析太东地区断裂发育及分布、油藏类型及分布和断裂在油聚集中的作用.结果表明:太东地区发育71条断裂,走向以北北东、近南北和北北西向为主,剖面上呈似花状组合,平面上呈5条密集带分布.油藏类型以断层—岩性和断块油藏为主,剖面上油层由上至下逐渐减少,平面上由东至西含油面积逐渐减少.断裂对油藏的形成与分布的控制作用表现在:北北东和近南北向断裂遮挡为油气聚集提供圈闭;反向断裂较顺向断裂更有利于油气聚集成藏;断裂侧向封闭性控制油气聚集程度.     

断裂对沿不整合面侧向运移油气的聚集作用

为了研究断裂和不整合面配合在油气成藏与分布中的作用,在断裂和不整合面内部结构及输导油气特征基础上,采用断裂与沿不整合运移油气之间关系分析的方法,分析断裂沿不整合面侧向运移油气的聚集作用.结果表明:输导断裂对沿不整合面侧向运移油气的输导作用主要表现:改变运移路径和同层或跨层侧向连接输导作用.封闭断裂对沿不整合面侧向运移油气的聚集作用主要表现:形成断层遮挡型油气藏和反向断裂较顺向断裂更易形成油气藏.该研究为断裂沿不整合面侧向运移聚集的油气勘探开发提供指导.     

地基GNSS水汽层析的自动垂直非均匀分层方法

结合GNSS水汽层析算法的假设条件以及水汽密度随高程变化的特点,通过设置水汽密度随高度变化的合理阈值,提出一种地基GNSS水汽层析的自动垂直非均匀分层方法。利用香港地区连续6 d的GNSS观测数据,分别采用自动垂直非均匀分层方法和传统垂直均匀分层方法开展区域GNSS水汽层析实验,并以ECMWF数据为参考进行精度验证。结果表明,采用自动垂直非均匀分层方法进行GNSS水汽层析得到的大气湿折射率的偏差均值和均方根误差（RMSE）的均值分别为3.9 mm/km和4.6 mm/km,相对于垂直均匀分层方法减小约20.4%和23.3%。