双河油田438块构造油藏油水界面差异分布的主导因素

双河油田位于南襄盆地泌阳凹陷西南部,为一轴向为SE—NW的鼻状构造倾伏端,其中438块核三段Ⅲ11的A油区是砂岩储层的鼻状构造油藏。在油田开发过程中发现该油藏油水界面深度不一,因此,从油气成藏力学的角度,结合研究区的储层研究资料,对油水界面差异分布的成因机理进行了深入研究。研究结果表明,油气藏油水界面的差异分布主要受控于储层物性、地层倾角及原油密度等因素,而双河油田438块核三段Ⅲ11的A油区各区域由于地层倾角及油水密度差相同,油柱高度即油水界面差异性分布主要受物性因素控制。     

黄河口凹陷原油物性特征及其影响因素

通过对黄河口凹陷不同层位的原油物性特征进行统计,结果表明：原油物性不仅受原油族组成的影响,而且也受成熟度、埋藏深度、保存条件和组分重力分异作用的影响。原油相对密度的影响因素较多,主要包括饱和烃、芳香烃、胶质含量、沥青质和含蜡量等;而原油黏度主要受饱和烃、芳香烃、胶质含量的影响,沥青质和含蜡量对其影响不大。分析认为,影响黄河口凹陷原油物性的因素很多,其中油源差异、生物降解、油气运移以及保存条件等是导致该区原油性质差异性的主要因素。     

渤海海域XX21-3油田储层特征及储量评价的风险潜力

基于壁心、分析化验、测井曲线等资料,对XX21-3油田馆陶组储层岩性特征、孔隙特征和物性特征等储层特征进行分析,结合区域沉积背景认为馆陶组储层为辫状河心滩沉积,水动力条件的不同是导致N1gⅢ上和N1gⅢ下2个亚油组具有不同物性特征的原因,为后期优选开发层位提供依据。M油田与XX21-3油田相邻,是已开发经验较为成熟的油田,且与XX21-3油田在构造、沉积、储层和原油性质等方面具有相似性。为了规避XX21-3油田在储量评价过程中的风险,挖掘潜力,通过类比和借鉴邻近M油田,认为:1XX21-3油田馆陶组块状底水稠油油藏在不考虑油水界面起伏的理想模式下确定的含油面积存在风险;2N1gⅢ上油组探明油底下推到最大圈闭线计算的控制储量潜力很大。     

环渤中凹陷挥发性原油特征及其主控因素

为研究环渤中凹陷挥发性原油特征、成藏主控因素和有利区带,利用原油族组分、原油物性、PVT高压物性实验分析等技术手段,对渤中凹陷及围区多个油田和含油气构造的原油组分和物性特征进行了统计分析,明确了渤中凹陷挥发性原油“五高三低”的特征以及各特征的数值范围。基于多组分相态变化的机理分析认为,渤中凹陷易于发育挥发性原油油藏的主控条件有3个：(1)优质烃源岩经过较高的热演化能够为挥发性原油提供轻质烃类组分;(2)渤中凹陷埋深较大,高温高压能够满足挥发性原油赋存的条件;(3)渤中凹陷快速沉降形成的区域泥岩盖层是挥发性原油能够保存的有利条件。基于渤中凹陷的温压梯度,推测渤中凹陷及围区埋深在2.5～4.3 km且有区域泥岩封盖的地层中易于发现挥发性油藏。     

珠江口盆地珠—坳陷原油密度分布及其成因

珠一坳陷是珠江口盆地的主要产油区,本次研究选取该区79口井共计261个原油样品的密度分析数据,剖析了其分布特征,探讨了其成因。研究结果显示:研究区原油密度以轻质油(140样品)和中质油(57样品)为主,含有少量凝析油(13样品)和重质油(51样品)。其中,轻—中质油在区内各个油田分布广泛;凝析油仅在惠州凹陷惠州26油田珠江组上段油层中分布;重质油主要分布在恩平凹陷、西江凹陷、惠州凹陷流花油田珠江组上段及其上覆地层,油藏埋深以2 000m为主,且现今油藏温度低于85℃。珠一坳陷所发现的凝析油主要为凹陷内浅湖—沼泽相烃源岩成熟阶段产物,其密度偏轻主要受油源所控制;轻—中质油密度主要受油源和成熟度控制,与浅湖—半深湖相原油、混源油及浅湖—沼泽相原油相比,半深—深湖相原油具有相对较高的密度,随着原油成熟度增加,其密度降低趋势明显;重质油密度主要受生物降解和水洗作用控制,生物降解和水洗作用导致原油轻组分丧失,原油密度变大。本研究成果可为珠一坳陷不同区域、不同层析原油类型、油品特征、资源量计算及产能预测提供可靠的基础数据。     

属性优化在台格庙太二段产能预测中的应用

地震属性从不同角度反映储层的物性特征,地震属性与储层岩性、流体性质、物性等参数之间存在着复杂的关系,不同工区不同储层参数所对应的最敏感的地震属性不同。所以有必要优选出对所求解问题最敏感、个数最少的地震属性组合,提高地震储层预测精度,改善地震属性有关的处理及解释方法的效果。主要阐述了属性优选的3种方法:①寻找样本井点间地震属性的最大差异;②拟合分析法进行属性优选;③利用平面图进行属性优选。钻探证实这几种优选方法在单井气产能预测中是可取的。     

低饱和度油藏原始饱和度计算及含水上升规律

受低幅度构造、地层倾角小、储层渗透率低、油源供给不足等因素影响,油层中存在自由水,若整个开发层系的油层大面积内均为油水同层,则称为低含油饱和度油藏。低含油饱和度油藏油井投产初期就具有一定含水率。由于室内岩心试验获得的油水相对渗透率曲线是在饱和油情况下进行,因此,油田实际含水与采出程度和利用室内试验曲线计算出的理论含水与采出程度曲线不能较好吻合,当油藏原始含水饱和度较高时这种误差会很大,导致含水与采出程度理论曲线无法正确预测油藏含水上升规律。根据试验获得的相渗曲线和实际生产数据,采用试验数据与生产实际相互印讧的方法,修正油藏含水上升规律,计算油藏原始含水饱和度,解决了油藏原始含油饱和度计算以及具有原始含水饱和度油藏含水上升规律预测问题,对正确认识油藏和开发指标预测具有重要意义。     

埕北低断阶沙二段原油特性及油源分析

埕北低断阶区沙二段是大港油田近年来重点勘探层系之一,研究目标层段原油特点及油源对比分析对油气勘探具有重要的意义.研究表明,原油物理性质总体表现出高成熟原油特征,具有四低一高的特点,即低密度,低黏度,低胶质＋沥青含量、低含硫量及高含蜡量.原油地球化学性质和原油生物标志特征整体反映出生油母质形成于湖相沉积弱还原环境,具有丰富的藻类贡献,也表现出高成熟油特征.通过原油的物理四性分析和层系间油岩生物标志特征对比研究,分析认为其油气来源为两个方面：主要方面来自歧口凹陷和歧南次凹两大生油凹陷的双向供油,另一方面油气来自沙二段烃源岩的自生自储和沙三段的高成熟烃源岩.     

BZ28-2S油田Cr^3＋聚合物凝胶渗流特征及其调驱效果研究

渤海BZ28-2S油田具有油藏厚度大、平均渗透率高、非均质性严重、溶剂水矿化度较高和原油黏度较低等特点,注水开发过程中水窜现象比较严重,进而影响水驱开发效果,亟待采取调剖技术措施来改善水驱开发效果.针对BZ28-2S油藏储层特征、流体性质和及其井网特点,以黏度、阻力系数、残余阻力系数和采收率为评价指标,开展了Cr^3＋聚合物凝胶配方优选和调驱注入参数优化实验研究.结果表明,在目标油藏储层和流体条件下,交联剂Cr^3＋与聚合物分子链间可以发生交联反应,形成具有“分子内”交联结构特征、独特渗流特性和与储层适应性良好的Cr^3＋聚合物凝胶体系.与聚合物溶液相比较,在段塞相同条件下,Cr^3＋聚合物凝胶调驱效果较好.从技术经济效果考虑,推荐Cr^3＋聚合物凝胶体系组成：Cp=1 200 ～1 600 mg/L,m（Pol）∶m（Cr^3＋）=180∶1～ 270∶1,段塞尺寸为0.075 ～ 0.125 PV,预计采收率增幅1.6％ ～ 2.5％.在室内研究基础上,2012年12月开始在渤海BZ28-2S油田进行了矿场试验.目前矿场调驱施工正在进行之中,截止到2013年5月,由于调驱时间较短,部分油井已经见效.     

辽河盆地西部凹陷未熟油的成藏条件

钻探结果表明,在辽河盆地西部凹陷北部及中南部沙河街组四段、三段中浅层储层中均见到了一定数量的未熟原油,探明储量也很可观.从原油生成、运移聚集成藏特征等几个方面进行了较为详细地分析.认为未熟油在成藏的整个过程中,主要受到源岩沉积环境、运移通道及构造活动所控制,是特定条件下的产物,其成藏规模受未熟源岩的排烃数量以及储集岩体物性条件所制约,与成熟油藏比较,既有相似之处又有一定的差异性.随着油区勘探程度的提高和研究的不断深入,岩性构造型未熟油藏才逐步被人们所认识.因此,开展此项研究无疑对拓宽油气勘探领域具有一定的指导意义.     

神狐海域天然气水合物地质建模及有利区预测

针对目前天然气水合物沉积成矿因素复杂、预测难度大的问题,通过利用高分辨率三维地震、测井和岩心等资料来分析南海北部神狐海域BSR分布及天然气水合物成矿带的沉积特征、地震属性和物性特征,表明研究区天然气水合物分布在一定沉积相带、地震属性和物性范围内;然后根据实际资料情况,选择合理的建模方法,建立了天然气水合物沉积相、地震属性和物性模型;综合考虑3种模型中天然气水合物分布有利区,对层序Ⅴ天然气水合物分布的有利区带进行了预测,主要分布在S2和S3以南至S5之间,S4井周围少量分布,这种预测方法具有一定的科学意义和较好的实际参考价值。     

西湖凹陷X构造凝析油与蜡质油的形成机制

X构造的原油按照物性的差异主要分为两类:第一类为凝析油,具有密度低、含蜡量低的特点;第二类为蜡质油,具有密度中等、含蜡量高的特点。为了明确原油物性差异的原因,对原油的地球化学特征进行了深入分析,发现这两类原油的饱和烃色谱存在明显的差异,但甾烷特征、萜烷特征以及碳同位素特征又比较相似,表现出同源的特点,推测次生作用是原油物性差异的主要原因。对这两类原油的轻烃色谱以及指纹参数进行了精细对比,发现:①凝析油和蜡质油的全烃色谱存在镜像关系;②凝析油的庚烷/甲基环己烷(石蜡度)偏高,甲苯/正庚烷(芳香度)偏低,蜡质油则相反;③凝析油和蜡质油的正构烷烃nC_(m+1)/nC_m存在协变关系,且凝析油的数值更大。认为X构造原油遭受了气侵,凝析油是蒸发分馏的产物,而蜡质油则是蒸发分馏的残留油。     

渤中凹陷A2—1构造东营组储层物性控制因素分析

根据岩石薄片、扫描电镜、物性和测井等资料,分析了渤中凹陷A2—1构造东营组砂岩储层品质控制因素,探讨了测试段产能差异的原因。通过分析认为：渤中凹陷古近系东营组储层物性主要受压实作用、沉积条件、碳酸盐胶结、溶蚀作用和黏土转化阶段控制。在负胶结物投点图上,犬部分砂岩都落在压实作用区间,显示了压实作用是减少孔隙的主要因素;沉积条件对储层物性的影响突出体现在粒度和泥质含量方面的影响,随着粒度变细、泥质含量增加,渗透率明显降低。储层中普遍含碳酸盐胶结物且含量较高,是DST2测试段渗透率低、产能差的重要原因之一。两测试段储层中溶蚀作用普遍存在,主要体现在对长石的溶蚀,DST2测试段是强超压的半封闭系统,溶出物不能有效带出系统而沉淀在孔隙和喉道中,对储层物性破坏较大。黏土转化阶段与渗透率的快速降低段有较好的对应关系,渗透率变差段主要出现在伊蒙混层有序混层带以下。     

深层砂砾岩储层测井精细评价

储层岩石物理相是储层岩性和物性特征的综合反映,它对油水分布具有重要的控制作用,同类岩石物理相具有相似的岩石学特征,孔—渗关系呈现出规律性变化,表现出相似的岩电关系和测井响应特征。为此充分分析核磁共振、成像测井等新技术,采用测井相分析技术,将储集层划分为不同类型的岩石物理相,在此基础上分类建立了该区块测井参数精细评价模型和油水层判别标准,使研究区的油水层判别精度从原来的60%提高到了80%以上,基本解决了本区油水层判别困难的难题。     

渤海BZ油田沙三中段沉积演化特征及有利储层预测

渤海BZ油田沙三中段为特低渗油藏，发育扇三角洲沉积，由于储层横向变化复杂及对“甜点层”认识不清，制约了油田开发进程。本文重点研究沙三中段沉积演化并对其有利储层进行预测，以指导特低渗油藏的开发。综合区域沉积特征、钻井及地震资料，利用残余厚度法和印模法相结合的方法进行古地貌研究的结果认为，沙三中段主要发育古洼陷、古斜坡、古沟谷和古凸起4种古地貌单元；通过岩芯观察和测井相分析认为，沙三中段主要发育分流河道、河口坝、浊流、分流间湾和前扇三角洲泥沉积微相。综合研究认为，小层沉积微相及厚度与古地貌形态具有较好的相关性。古洼陷储层主要发育分流河道及河口坝优质微相且沉积厚度最大，古斜坡和古沟谷次之，古凸起最差。综合古地貌、沉积微相及演化特征分析，有利储层主要受控于古地貌及沉积微相。以储层厚度和物性综合确定出沙三中段的“甜点”区分布，为特低渗油藏不同井区采取不同的开发策略提供了地质依据。     

储层预测技术在渤海W油田的综合应用

近几年,新近系砂岩油藏的开发已经成为渤海油田实现增储上产的重要保障.此类油田沉积类型主要属于河流相和浅水三角洲相,砂岩具有分布范围有限,单层厚度薄,纵向上泥岩隔夹层比较发育,横向上物性变化快,油水界面受构造和岩性边界双重因素控制等特点.为了规避这些因素给油田开发方案设计和井位优化尤其是水平井实施带来的风险,在W油田开发过程中综合应用层位精细标定、高频拓展处理、叠前多参数同步反演和属性约束储层参数预测技术,实现了储层精细描述,准确地认识了储层的响应特征、几何形态和隔夹层发育情况,对储层的物性和含油气性也有了较可靠的预测.这一技术体系的研究成果为W油田的科学高效开发提供了重要保障.     

渤海古近系东营组三角洲相油田地质特征研究

渤海古近系东营组三角洲相油田是渤海油田的主力含油层系.从构造、储层与沉积、流体和油藏等方面对渤海海域东营组三角洲相油田地质特征进行了研究,按河流三角洲和辫状河三角洲相砂岩油藏两种沉积相类型分别对储层分布特征进行了描述.在此基础上探讨了此类油田的流体分布特点和油藏模式,并认为渤海东营组三角洲相油田以中到大型为主,储层岩性大都属于高孔高渗的疏松砂岩,储层具有分布较稳定、油层厚和物性好等特点,原油以普通稠油为主,其次是中、低黏油.     

储层预测技术在鄂北TBM地区太2段的应用

针对TBM地区太2段地层厚度较薄、岩性组合复杂、地震常规资料分辨率低的特点,开展寻求更有效的太2段砂体识别方法的技术研究。通过对太2段地球物理特征及电性参数微观和宏观的统计分析表明：应用中子曲线作为岩性反演和解释的敏感参数曲线较伽玛具有明显的优势。由于岩性（中子）反演是基于波阻抗剖面上的一种岩性反演,因此对太2段的中子、波阻抗特征及相互关系做了分析研究,统计并确定了太2段四种岩性的中子值域范围,用于储层的定量解释中。从效果和精度分析来看：采用波阻抗反演基础上的岩性（中子）反演技术在太2段储层预测解释中是可行的,完全可满足勘探开发的精度要求,提高了钻井的成功率。     

基于电缆地层测试的储层产能预测方法研究

通过对电缆地层压力测试资料和采集流体样品的PVT组分分析,提出了电缆地层测试储层产能预测的方法,为部分替代DST测试提供了理论基础。首先,利用曲线拟合方法精确求取地层有效渗透率和表皮系数等产能参数;利用采集流体样品的PVT组分分析,确定原油黏度、体积系数和溶解气油比等流体参数,结合电缆地层测试的产能方程,从而计算出储层的采油指数（PI）或单层日产量。     

基于广义S变换的吸收衰减技术在YP地区稠油识别中的应用

地震波在穿过含油气储层时,由于受油气流体的黏滞性和内摩擦力影响,在频率上会表现为高频衰减快、低频衰减慢的特征,在频谱上就表现为整体能量向低频移动,使得低频能量相对增强。同时,前人大量研究表明流体黏度越大,黏滞性越强,对地震波的吸收衰减效果越明显。在所研究的YP地区,油气运移到浅部成藏,经历了大量的生物降解作用,原油具有比重大、黏度大的特性。利用频率域的吸收衰减技术在研究区这种特性的油层进行了识别,最终实验结果与已钻井结果吻合度较好,预测井也与实钻井相吻合,验证了该技术在该区应用的可行性。