塔河油田奥陶系储层构造应力场研究

油气储层构造应力场的分布特征,对油气运移、注采井网布置、储层改造等具有重要意义。为此,文章从塔河油田AD13井区的地质构造演化入手,基于油田测井资料,结合弹性力学及有限元理论,建立研究区地应力弹性力学计算模型,利用有限元软件对研究区储层地应力进行模拟研究,并将模拟结果与现场地应力实测值进行对比分析。结果表明,研究区最大水平主应力为102~130 MPa,最小水平主应力为87~110 MPa,均为压应力;研究区东部及南部最大水平主应力方向为北东向,西北部最大水平主应力方向为北东东向,西南部最大水平主应力方向为南东向,地应力大小及方向均与实际结果相符。研究结果可为研究区油气勘探开发工程提供科学依据。      

基于过程的分流平原高弯河道砂体储层内部建筑结构分析--以大庆油田萨北地区为例

河道砂体内部结构已成为影响剩余油分布的决定因素。本研究旨在弄清三角洲平原高弯曲河道砂体内部结构,指导开发调整。解剖分为复合河道、单一河道、基本结构要素及要素内部结构等四个层次。基于三角洲平原上高弯河流的形成过程,依据河泛沉积分布及河道沉积体内部沉积特征识别单一河道。依据砂体厚度分布及砂体测井响应所体现的砂体所处的河道位置识别最终废弃河道,依据测井响应特征识别中间废弃河道,通过中间废弃河道及最终废弃河道位置关系,分析河道摆动特征,追踪河道迁移演化。按照河道演化过程识别点坝及其平面展布。在点坝内部通过岩芯、对子井分析确定侧积体的垂向厚度、倾向、倾角,进而获取侧积体平面发育频率,建立点坝内部的结构模型。研究基于河流演化过程,将河流过程与沉积结果统一起来,从过程角度解释了砂体形成,使解剖结果更合理更准确,可很好地指导剩余油预测分析。     

胜利油区孤岛油田馆上段沉积模式研究

根据结构单元、岩石粒度分析、河流形态参数等特征,对比Miall的 16种河流分类方案,胜利油区孤岛油田馆上段属于细粒曲流河沉积。其中洪泛平原细粒 (FF)、决口扇 (CS)和侧向加积砂坝 (LA)结构单元发育,其次是天然堤(LV)和决口水道 (CR)结构单元。河流曲率P大于 2.2,河道宽度 10 0～ 30 0m,河流曲率波长 10 0 0～ 1770m。河流可能临近河口湾,海平面的波动影响着砂体的发育。     

辽河油田地下水资源管理决策支持系统的设计

针对辽河油田地区地下水开采引起的降落漏斗形成及扩展、咸水入侵与水质污染等问题,已开展了大量研究。提出利用VB编程软件、MO组件在ArcView GIS和Access数据库的基础上建立一个集数据库管理、水质评价、水位和水量预测、空间分析等功能于一体的地下水资源管理决策支持系统的总体开发思路。该系统将信息管理与决策支持有效融合,在运用GIS功能的同时,嵌入专业模型,实现人机交互、信息共享。     

顺北油田钻井参数强化的提速效果评价

X、Y井是部署在塔里木盆地顺北油田的2口勘探井,X井为钻井参数强化试验井,X井较Y井在实钻中更好地执行了钻井参数强化措施,三开5600~7500 m井段X井机械钻速较Y井提高了119%。对比分析,X井通过配置压力级别更高的地面设备,实钻实现了更高的排量和泵压,X、Y井的钻头冲击力分别为0.73~1.02 kN、0.61~0.85 kN,钻头水功率分别为6.79~11.38 kW、5.37~8.79 kW,机械比能为0.23~2.15 MPa、0.52~3.5 MPa。钻井参数强化的实验过程中,X井获得了更高的井底机械能量与水力能量以及更理想的破岩环境,其机械钻速明显高于Y井,符合钻井参数强化提速的预期。     

青海砂西油田古近系下干柴沟组下部沉积相定量研究

随着油田开发难度的加大，开发中仅仅把储集砂体的沉积相类型确定下来是远远不够的，还要求准确地预测砂体的宽度、长度等定量参数，这就是本文所指的沉积相定量研究。本文根据大量钻井资料，在地层精细划分对比的基础上，对青海砂西油田E31辫状河三角洲平原和曲流河三角洲平原进行了定量研究，确定了分流河道砂体的宽度、宽/厚比等参数。研究表明，本区辫状河三角洲平原的分流河道砂体宽多为 1200-3000m，厚多为5-10m，宽/厚比200-280。曲流河三角洲平原的分流河道砂体宽多为 400-700m，厚多为3-6m，宽/厚比80-110。辫状分流河道砂体比曲流分流河道砂体普遍宽、厚是由于辫状分流河道频繁摆动改道引起砂体的横向拼合和垂向叠置所致。这种河道可称复合河道。利用“厚度中心法”可区分复合河道与单河道。由于不同沉积相的砂体宽度不同，在油田开发中井网部署方案应该不同。     

大港油田板桥凹陷构造变换带与油气富集*

在伸展断陷盆地中,构造变换带对油气具有重要的控制作用,其附近往往是油气富集的有利部位。伸展断裂沿走向上发生伸展量呈消长关系变化的部位通常是构造变换带发育的部位。由于地层的沉降幅度在构造变换带附近具有减小的趋势,沿构造变换带走向上地层沉降幅度的差异造成了大港油田板桥凹陷“凸、凹相间”的构造古地理格局。构造变换带附近往往发育断鼻等正向构造,因此,构造变换带也常常是油气富集的有利部位。研究发现,板桥凹陷构造变换带较为发育,且其附近断鼻构造圈闭发育,并处于生烃洼陷之中,因此,构造变换带成为板桥凹陷油气较为富集的有利部位。     

渤海油田中深层低阻油层测井特征及识别

渤海油田近些年来在中深层储层的勘探开发中发现了一定数量的低阻油层,不少此类油层经试油证实有较高的产能,一些油田低阻油层所占储量比重达到了60%以上,为提高低阻层的识别效果,迫切需要对低阻油层的成因和识别方法进行总结。在总结其他油田类似储层评价经验的基础上,以测井、录井、岩心实验分析及DST测试等资料为依据,分析了渤海地区常见低阻油层的测井响应特征及对应的识别方法。研究结果表明:孔隙结构复杂、高矿化度泥浆侵入、地层水矿化度变化等是形成渤海地区中深层低阻油层的主要原因,采用常规测井技术、录井技术和核磁共振、阵列声波等技术组合可以较好地进行低阻油层的识别。     

埕岛油田海底管道悬空特征及其影响因素

海底管道是海上油气生产的重要设施,而管道悬空是影响其安全运作的主要因素之一。根据海底管道复勘资料,利用ArcGIS对埕岛油田海底管道的在位状态以及分布情况进行分析,重点统计分析了管道悬空特征和悬空规律,并分析了海底管道悬空的原因以及影响因素。结果表明,悬空管道占总调查管道总长度的4.03%,主要分布在水深为5～15 m范围内的三角洲前缘斜坡上。近90%悬空管段的长度<60 m,其中以10～20 m最为常见。超过90%悬空管段的悬空高度<1 m,其中以0.2～0.4 m最为常见。研究区海底管道悬空的主要原因为海床冲刷,其影响因素主要包括沉积物特征、地形地貌以及海洋动力条件。     

渤海湾盆地垦利A油田石油地质特征及成藏模式

针对垦利A油田油气成藏条件和成藏模式认识不清的问题,结合研究区构造特征和沉积背景,综合运用钻井、测井、分析化验等资料,对垦利A油田油气成藏条件和富集规律进行深入剖析。结果表明：莱州湾凹陷北洼和南次洼沙河街组沙三中段、沙四段均发育优质烃源岩,油源供给充足;储集层储层物性好,盖层区域分布稳定,形成3套有利储盖组合;油源断层、渗透性砂体和不整合面构成良好的油气输导系统;油气富集层位具有“西浅东深”特征。基于上述认识,建立了3种油气成藏模式：构造东部为近源“侧向式”成藏模式,在古近系沙河街组和中生界潜山成藏;构造中部为远源“阶梯式”成藏模式,具复式成藏特征;构造西部为远源“网毯式”成藏模式,在新近系馆陶组成藏。