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中国石油学会第九届青年学术年会

中国石油学会第九届青年学术年会

  • 召开年：2015
  • 召开地：青岛
  • 出版时间： 2015-10-31

主办单位：中国石油学会

会议文集：中国石油学会第九届青年学术年会论文集

会议论文

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  • 摘要：廊固凹陷固安地区以往受地质认识、地震资料及工程技术三大盲区的制约,对地质结构、油气成藏模式没有形成完整、系统的认识.借助廊固凹陷三维大连片一体化平台,从宏观角度对地区进行整体研究,明确了固安背斜是一个有利的油藏聚集构造,对影响成藏的两期断裂结构进行重新分析,指出下气中油上气的成藏特点.同时针对该地区气藏富集的特点,开展AVO气藏识别技术应用并建立定量解释量版,使该地区3年来探井成功率达到87％.勘探开发一体化及陆上钻井平台的首次应用加快了固安地区勘探的整体节奏.
  • 摘要：本文综合利用岩心、薄片和地球化学资料,研究了东营凹陷南部斜坡带沙四上亚段湖相碳酸盐岩的沉积和成岩环境,探讨了其对储层形成的控制作用.由岸向湖方向,沉积环境的改变造成了碳酸盐岩浅滩储层的岩石类型由生屑颗粒云岩、鲕粒云岩和内碎屑颗粒云岩过渡为泥晶白云岩.沿岸带的碳酸盐岩储层遭受了强烈的大气淡水溶蚀和弱的压实作用,原生孔隙保存较好,并产生了大量的粒内溶孔和铸模孔,储层的面孔率介于12％～30％,颗粒云岩多具有贫δ13C和δ18O的特征,靠近基底断裂的颗粒云岩常受到深部热液的影响,造成物性降低和δ18O值的增大.近岸带碳酸盐岩储层主要受成化湖水的影响,颗粒云岩的δ13C和δ18O与湖盆自生泥晶灰岩样品具有相似性,受多期胶结作用,残余原生孔隙保存较差,主要储集空间为与有机酸有关的非选择性溶孔,储层的面孔率介于2％～13％.同生期白云石化作用和后期构造作用的影响使远岸带内泥晶白云岩发育大量晶间孔和裂缝.由岸向湖方向,碳酸盐岩储层受大气淡水的影响逐渐减弱,饱和的咸化湖水的影响逐渐增强,造成了储层物性的降低,孔隙类型由常规孔隙向微米级孔隙转变.
  • 摘要：以塔里木盆地古城地区寒武系为例,探讨了多重流体介质下碳酸盐岩储层形成与保存的问题.古城地区寒武纪发育台缘带,上寒武统共发有4期礁滩体.根据礁滩体储层的形态特征、岩石学特征、地球化学特征可知存在大气淡水、白云石化流体、热液流体与硅化流体等4种重要流体参与了碳酸盐岩的成岩演化过程.其中大气淡水为准同生期;白云石化流体主要作用于准同生—早成岩阶段;热液流体存在2期,分别为泥盆纪活动的寒武系地层卤水和二叠纪活动的中酸性岩浆水;早期组构选择性硅化流体主要为寒武纪海水,晚期非组构选择性硅化流体又可分为地层水和2期热液.本文系统分析了多重流体介质对储层形成和保存的作用.大气淡水和寒武系地层卤水热液对于储层的形成有重要影响.大气淡水导致的层间岩溶促进了溶蚀孔洞的形成,富含酸性物质的地层卤水形成了较多的晶间溶孔.白云石化作用对孔隙形成的贡献并不大,但有利于已有孔隙的保存和继承.岩浆热液和Ⅱ、Ⅲ期硅化流体可能为同一流体的2种不同表现形式,整体表现为较强的胶结作用,破坏已有孔隙空间,对储层的保存不利.
  • 摘要：沉积盆地中膏盐岩层的存在会大大改变地温分布及烃源岩热演化程度.库车前陆盆地发育2套巨厚的膏盐岩,依据盆地东西向的二维剖面,运用瞬态热流法进行模拟,进而探讨膏盐岩对地温及烃源岩热演化的影响.模拟结果表明:西部膏盐岩每增加100m,盐上地温升高约0.3～0.6℃,盐下地温下降约0.6～1℃;东部膏盐岩每增加100m,盐上地温升高约1.9～2.3℃,盐下地温下降0.2～2.6℃.对于烃源岩的镜质体反射率而言:西部膏盐岩每增加100m,R.％平均滞后约0.02％,东部平均滞后约0.05％.东部地温及R.变化率比西部偏高,其很可能是由于膏盐岩热导率随温度的升高而下降,而东部盐体埋深较浅,地温相对较低,因此导致其热导率较高,对地层的温度场影响较大.当盐体厚度一定时,盐体层数的变化不会对盐上、盐下地温造成影响.以库车东部迪那2凝析气田为例探讨膏盐岩相对泥岩地层对下伏烃源岩热演化滞后程度,认为相同层位将膏盐岩层替换成泥岩,油气充注时间会滞后7.5～9Ma,结合该地区的圈闭形成史可知,烃源岩热演化的滞后使得其排烃充注时期与圈闭形成时期相匹配,有利于该地区的晚期成藏.
  • 摘要：本文基于研究和勘探实践,对Termit盆地下组合勘探新层系进行探索.经过构造建模、沉积模式和油气成藏条件等研究,从下组合白垩系3个潜在新层系中优选出Yogou组上段(YS3段)为下步勘探接替领域.YS3段处于海平面快速震荡下行时期,是海相向陆相沉积转变的一个时期,三角洲体系发育,以砂泥互层沉积为主;YS3段泥岩为该区主力烃源岩且大面积成熟,该段之下覆厚层泥岩段有机质含量和成熟度低,无规模生烃价值;石英砂岩可作良好储层,其结构和成分成熟度高,多数区域位于烃源岩成熟区垂向运移有利位置,且埋藏适中,该段泥岩可作局部盖层,油气成藏条件良好.滚动背斜圈闭是YS3段最有利的圈闭类型,沉积体系分析认为盆地东南部"缓坡带"比盆地西部"陡坡带"更有利.
  • 摘要：关于常规油和致密油的研究已经比较深入,针对两者时空耦合关系的研究却鲜有报道.以沧东凹陷孔二段为例,研究了常规油与致密油在形成时间和空间分布特征上的关系.结果表明:孔二段烃源岩具有2期生排烃,沙河街时期储层尚未致密,主要形成常规油,馆陶组—明化镇时期湖盆中心储层已经致密,湖盆中心主要聚集致密油,湖盆边缘聚集常规油;常规油与致密油的空间分布具有"正常型聚集"和"反转型聚集"2种模式,从湖盆中心向斜坡高部位,前者依次聚集致密油—常规油,后者依次聚集常规油—致密油—常规油.通过上述研究,为评价常规油勘探潜力和致密油有利勘探靶区提供依据,也为两者的同步勘探开发提供参考.
  • 摘要：射孔完井施工是油气田勘探开发中的重要环节,射孔效果的好坏直接影响到油气井的产能,同时对后期的增产增效改造措施产生较大的影响.本文针对油田勘探开发过程中的低孔渗等不同类型储层的特点和开发难点,介绍了负压射孔与测试一体化工艺技术研究、测试资料解释及推广应用,通过在多个区块开发井中的应用,提高了油气产能,降低了开发成本,为油气井后续开发措施的制定提供了技术支撑.
  • 摘要：低频采集的地震资料面波的去处是一项非常关键的技术.常规的傅里叶变换滤波及FK滤波的方法,一般在压制面波的同时也会损害有效波,会损失一些地质信息.小波变换可以对数据进行时频处理,提高分频和局部的分析能力,在压制面波的同时不会损害有效波,适用于低频噪音的压制.首先,对二维小波变换原理进行研究,并且对影响小波变换处理效果的几种小波基、函数和级数等进行研究,最终提出了基于二维小波变换压制低频噪音的具体方法.在理论模型和实际数据上分别进行测试,可以看出本方法去噪的保真度较高,能够满足低频噪音在压制过程中尽量保护低频有效波这一需要.
  • 摘要：三合村洼陷沙三段油藏岩性复杂、双重孔隙发育,且油质稠,存在油水倒置、油水并置等现象,甚至在同一层内,因岩性、物性的变化也会出现这一现象.现有的测井评价手段难以满足该区勘探的需求.本文从储层"四性"关系研究出发,建立了测井资料定量划分岩性的方法,在此基础上,探讨了砾岩裂缝孔隙度等参数的计算方法,形成了不同岩性储层的有效性评价和流体识别模型,在生产中应用,为新增控制储量3000万t提供了测井精细评价成果.
  • 摘要：塔里木盆地中下奥陶统蓬莱坝组、鹰山组之间,以及鹰山组内部存在重要的层间不整合界面,控制了岩溶储层的发育,具有良好的勘探前景.由于巴麦—玉北地区早中奥陶纪构造环境稳定,且碳酸盐岩地层中泥质含量对自然伽马测井数据具有良好的响应,因此利用地球物理测井数据进行Milankovitch旋回的分析,通过一维、二维频谱分析以及数字滤波等方法提取目标频率下地层波系数,进行层间不整合界面识别和地层对比和划分.巴麦—玉北地区中下奥陶统被T76和T78、T78x层间不整合界面分为4个三级层序,自下而上划分为SQ1～SQ4.地层呈现持续退积样式,且自SQ1到SQ4湖侵域发育逐渐增强,高位域的发育逐渐减弱.界面下岩溶储层的发育一定程度上受控于界面的形成发育.T78界面暴露剥蚀强度较强,其下岩溶储层发育较T76界面下岩溶发育更为显著.
  • 摘要：为了搞清致密砂岩气赋存状态,正确地描述致密砂岩储层含气特征及渗流规律,进行单井产能预测,精确计算致密砂岩气的资源量、储量,本文通过甲烷等温吸附实验证实了鄂尔多斯盆地东部上古生界主要层位石盒子、山西、太原组致密砂岩具有吸附能力,且数量不容忽视,在恢复至地层条件下吸附气含气量在0.71～1.71m3/t,平均为1.02m3/t.影响致密砂岩吸附能力的因素主要包括微观孔喉、有机碳含量、黏土矿物含量、黏土矿物种类、含水饱和度等,其中有机碳含量和微观孔喉是最主要的影响因素,但同时致密砂岩储层的深度、温度、压力也是影响致密砂岩吸附能力的重要因素.
  • 摘要：南图尔盖盆地勘探程度较高,中深层不同类型油气藏作为新的勘探领域已提上日程.本研究通过盆地南缘石油地质基础研究、油气成藏规律认识和有利勘探区带目标优选,发现:盆地中新生界可划分出初始张裂、断陷、断坳转换、坳陷和后期隆起5个构造演化阶段;侏罗系和下白垩统共识别出11个层序界面,其中侏罗系不同坳陷沉积地貌分异大,白垩系为准平原化沉积背景;盆地南缘油气成藏的制约因素是烃源岩;WT隆起区油气平面上沿构造脊两侧分布,纵向上主要富集于K1nc2组和K1ap组,发育背斜型和和构造-岩性复合型2种类型油气藏;Ak洼陷区以断块圈闭为主,断层封堵是主控因素;A区块共有11个构造获得勘探发现,新增地质储量近5万桶;A区块下步的主要勘探方向可分为中部隆起带、东部三维区、西部斜坡带和Karatau走滑断裂带,有针对性地采取不同的勘探思路,综合评价后认为该区块还有较大的勘探潜力.
  • 摘要：福山凹陷资源丰富,资源转化率低.本文系统地分析了福山凹陷的断裂特征、烃源岩及储层特征,归纳总结了福山凹陷油气的分布规律及其原因.在此基础上,指出了勘探的不均衡性,明确了凹陷的低勘探区.通过系统对比研究了冀中坳陷饶阳凹陷油气的分布规律及特征,以饶阳凹陷的勘探过程中形成的油藏模式和勘探经验,构建了福山凹陷各构造单元的成藏模式,为下步勘探提出了指导性建议.
  • 摘要：顺西地区奥陶系碳酸盐岩储层埋深大、地质情况复杂、岩溶发育强度总体较弱、储层厚度不大、储层与非储层段地球物理特征差异小、沙漠区地震资料品质差,给该区储层地震识别模式的认识、响应特征的总结以及有效储层的预测和评价带来了诸多困难.本文在三维目标处理地震资料的基础上,针对该区目标储层反射特征不清,识别预测精度不高,"串珠"之外储层如何预测等问题,结合区内已钻井、测井及地质综合解释等资料,分层系建立符合地下地质特征的缝洞型储层模型,并开展正演模拟分析工作,在此基础上总结各层系储层地震识别模式,明确储层地震响应特征,进而建立一套适合顺西地区的碳酸盐岩储层预测方法技术系列,为有效预测该区不同层系缝洞型储层发育区带、落实优选圈闭及勘探目标提供依据,取得了比较好的应用效果.
  • 摘要：隔夹层是低含油饱和度油藏形成的重要因素.以辽河盆地小洼油田洼38块东二段油藏为例,综合压汞、测井、分析化验及钻井资料,明确了隔夹层的物性及分布特征,并探究隔夹层物性特征及不同空间分布模式对油柱高度的控制机理,进一步明确了隔夹层厚度与含油饱和度平面分布的相关性,系统地分析隔夹层在低饱和度油藏形成过程中的控制作用.结果表明:研究区东二段发育的隔夹层间距主要分布于3～15m,渗透率主要为50×10-3～300×10-3μm2,隔夹层渗透率与其控制的油柱高度之间呈幂函数关系.提出东二段内发育的隔层符合"均匀分布型"隔层发育模式,而夹层符合"下部连续型"夹层发育模式,使得较大的油柱高度难以形成,进而抑制了油水分异.同时,含油饱和度低值区和隔夹层的厚度高值区有良好的匹配关系,隔层厚度大于5m、夹层厚度大于1m的井区往往为低含油饱和度分布区域.
  • 摘要：老区勘探存在资料繁多、整理收集复杂的难题，Matlab语言可以快速、有效地解决重复大数目的查找计算等耗时的日常工作。C#语言可以快速地进行人性化界面设计，语言简单易学，模块移植方便。C#Matlab混编技术可以以人性化的界面形式快速实现解决处理繁多资料的问题，便于方法推广应用。C#Matlab混编不仅在地质综合研究初期可以用到，在其他存在类似问题的时期或者别的行业均可推广使用。
  • 摘要：通过采用岩心观察、薄片鉴定、X衍射、扫描电镜、测井相、地震相、沉积相等方法,分析了二连盆地巴音都兰凹陷北洼槽下白垩统阿尔善组、腾一段碎屑岩储层岩石结构与成岩作用.结果表明：阿尔善组储层岩石类型以长石砂岩、岩屑长石砂岩类为主、砂砾岩次之,少量长石岩屑砂岩、岩屑砂岩;腾一段储层岩石类型以长石砂岩为主,少量岩屑砂岩、砂砾岩;储集空间主要以粒间孔、溶孔为主,少量微裂缝;结构成熟度和成分成熟度均较低,表现为明显的近物源特征;陆源碎屑成分及含量判定物源口分析得知:阿尔善组物源口主要为北部、西部、东南部;腾一段物源口主要为北部、东南部;差异压实作用使得储层原生残余粒间孔发育;溶蚀作用和压溶作用使得储层粒间溶孔、粒内溶孔及微裂缝发育,均对储层储集空间的发育具有建设性作用,利于形成含油气储层;而强压实作用、胶结作用、重结晶作用对储层储集空间的发育具有破坏性作用,使得储层物性整体变差;巴音都兰北洼槽主要经历了早成岩期(A和B)、晚成岩期(A和B),其中晚成岩期A期生油(成熟带)及储层(溶解作用下的次生孔隙发育)条件均优越,为有利成岩阶段;储层中黏土矿物发育程度高,以高岭石、伊利石、伊蒙混层为主,绿泥石次之;阿尔善组低孔特低渗长石砂岩溶蚀相、低孔特低渗细粒岩屑长石砂岩溶蚀相、低孔特低渗长石砂岩强压溶相和腾一段中孔中渗—低孔特低渗细粒岩屑长石砂岩弱压实弱胶结弱溶蚀相均为有利扩容性成岩相;而致密砾状砂岩强压实相、致密不等粒岩屑长石砂岩钙质胶结相、致密粉砂岩云质胶结相、致密岩屑长石砂岩硅质胶结相为储层致密化成岩相,为不利成岩相.阿尔善组扩容性成岩相为有利成岩相带,是今后勘探开发的"甜点";成岩相研究表明工区成岩圈闭发育,成岩圈闭将是未来研究新亮点.综合反映出成岩作用对下白垩统碎屑岩储层物性优劣具有重要控制作用.
  • 摘要：致密岩石孔喉细小、岩性致密,岩石内部存在孔径不一的毛细管,孔喉发育非均质性突出,导致驱替时较大的孔喉优先被驱通,同一压差下较小孔喉内的液体不能有效流动,驱替实验存在优势通道效应.当压差增大,早先较小压差下已经形成渗流的优势通道则会阻碍小孔喉中的液体有效参与流动,使得这部分孔喉未能贡献渗透能力.致密岩石多发育微纳米级孔喉,其孔喉壁面形成的液体边界层对岩石内部液体渗流的阻碍作用明显,导致一些微小孔喉内部液体未被有效驱动.地下岩石孔隙中的油水在孔隙压力作用下各个位置上处于憋压状态,当油藏开采时,只靠自身地层压力就能将油驱出地层.室内驱替时,由于岩样出口端直接与大气连通,岩样内部液体没有处于憋压状态,压力传递需从岩样上游端传递至岩样下游端才能够使得液体流出岩心,导致致密岩石室内液测渗透率实验存在难度大、耗时长、精度低等问题.针对上述现象,本文选用空气渗透率为0.666mD的致密砂岩柱塞岩样,设计并开展了在岩心出口端施加不同回压的饱和单相液体的渗流实验,讨论了孔隙压力变化对致密岩石液体渗透能力的影响.结果表明,对比出口端回压为0MPa时,在回压作用下,孔隙压力增加使得岩样渗透能力明显提高,且在回压为3MPa时测得当前最大流量.该认识对于改善室内致密岩石液测渗透率实验方法、提高致密岩石液体渗透率测试精度等有重要意义.
  • 摘要：岩石润湿性对水驱采收率的影响目前没有统一的定论,尤其是特低渗油藏,因其孔隙非常细小、比表面积大,岩石润湿性对采收率的影响更为复杂.针对渗透率相近而润湿性不同的特低渗岩心,研究润湿性对岩心水驱效果的影响,以及注入表面活性剂溶液后,不同润湿性岩心的采收率及注入压力的变化,分析岩石润湿性对特低渗油藏驱替效果的影响.结果表明,弱水湿岩心的水驱采收率最高,其次为中性润湿,强亲油岩心采收率最低.不同润湿性的特低渗岩心,注入表面活性剂段塞后的降压效果不同,中性岩心降压效果最好,弱水湿岩心次之.一次水驱、表面活性剂驱和二次水驱的总采收率,弱水湿岩心最高,中性岩心次之,强亲油岩心最低.
  • 摘要：近几年现河采油厂因腐蚀造成躺井数量呈逐年上升趋势,导致油井维护费用增加,管杆泵投入增大.本文对现河采油厂油井腐蚀机理及腐蚀影响因素做了研究,结合油井腐蚀现状,现河采油厂形成了CTCR防腐蚀抽油杆、防腐杆、套管加缓蚀剂三大主体防腐蚀配套治理技术,同时对抽油泵升级改造,增强抽油泵的防腐效果,使油井保持高效生产,延长油井生产周期.
  • 摘要：水平井分段压裂是页岩气藏高效开发不可或缺的关键技术之一,页岩气藏开发的特殊性显示压后排采方式在一定程度上影响着压后产气效果.在借鉴气藏开发经验及分析压裂工程特点的基础上,利用数值模拟方法研究了三种分段压裂方式对于页岩气藏的适用性,并进行了压裂注入和压后排采的模拟.结果显示,缝网压裂的增产优势随着渗透率增大逐渐减弱;缝网压裂用于页岩气藏开发具有绝对的优势;提高网络裂缝的孔渗性可以实现压裂注入过程的模拟,建立压后页岩气储层的饱和度和压力场分布;压裂结束先放喷再关井的排采方式对应的最高日产气量高于压后直接关井的最高日产气量,因为放喷过程所建立的高压差可以突破水锁,有利于后续气体的产出,从而实现较高的产气量.
  • 摘要：为研究致密含气砂岩的有效储层划分、流体识别方法,本文选取典型致密含气砂岩样品,开展核磁-声波特性联合实验.以核磁共振实验为基础,结合压汞曲线特征,研究储层孔隙结构特征,分析储层可储性;以岩石声学特性实验为基础,研究纵横波速对储层含气性的敏感性;分析核磁共振T2与横波速度对岩石孔隙特征的共性反映,建立T2几何平均值与横波速度之间的关系,进而建立核磁-声波特性联合含气性识别图版.研究表明,目标区致密砂岩储层有4种孔隙结构,孔隙发育尺度与粗细—细小喉道的交互配位关系,决定了4种孔隙结构储层的储集和渗透能力.致密含气砂岩的纵波速度对含气性敏感,利用纵波时差与纵横波速比交会法对含气性的识别效果良好;核磁共振T2几何平均值与横波速度具有很好的幂函数关系,为利用核磁测井预测地层横波速度提供了帮助.进而将不同含气性纵波时差与核磁共振T2几何平均值进行交会,显示该方法对致密砂岩储层含气性具有较好的识别效果.
  • 摘要：董集洼陷地区沙三中亚段浊积岩岩性油藏具有较大的勘探潜力.但该地区灰质成分较为发育,灰质泥岩和砂岩纵波速度相近,在地震反射同相轴上均表现为中、强振幅反射,增大了有效储层的识别难度.本文通过岩石物理特征研究发现,拉梅系数*密度能够有效区分砂岩和"灰质".基于此,本文进行了横波估算误差的影响因素分析,并利用改进的模型估算得到高精度横波数据,首次在董集洼陷地区开展叠前弹性波阻抗反演技术研究,反演结果总体储层预测精度为83％,其中去灰精度达90％.根据反演结果部署的y925-x1井钻探成功,证明了叠前反演技术在董家洼陷地区灰质背景下有效储层预测的可靠性.
  • 摘要：缝洞型凝析气藏是一类复杂碳酸盐岩气藏,从储层储集空间、流体相态变化到生产模式都表现出易于常规砂岩的复杂特征.不同生产井油气产量、气油比差异较大,同一生产井不同时间段的油气产量、气油比等参数也具有较大差异,这种复杂的储层、流体特征及不定产、不定压的生产模式给指标预测带来较大困难.本文结合现代产量递减分析方法、凝析气藏两相物质平衡方程及PVT实验结果,建立了缝洞型凝析气藏油气产量、可采储量、采收率等关键开发指标的预测方法,为复杂碳酸盐岩凝析气藏开发方案中产量、采收率指标的制定提供了依据.
  • 摘要：针对胜利油田边底水能量强、原油黏度高、油层厚度薄、储层物性差、强水敏等油藏特征,以及稠油油藏开发成本高的特点,分析了当前低油价形势下稠油热采无效直井的治理对策.通过采用盈亏平衡法建立统一的直井热采经济评价标准,在热采低效直井数据统计的基础上,对油井低效原因进行系统分析,进而配套系列技术和措施,实现低速低效单元的治理.通过研究,提出了强边水油藏一线井提液二线井调剖、优化注汽参数、组合吞吐、分层注汽和氮气补充地层能量等技术措施,有针对性地解决了高含水井、无效益井的问题.现场应用表明,该系列技术对策的应用有效提高了热采直井的开发效果,取得了良好的经济效益.
  • 摘要：哈萨克斯坦N油田为注水开发的边底水稠油油藏,油田开发初期注水工作未能跟上产能建设的步伐,地层能量亏空严重,油水黏度比增大,导致油藏纵向上单层窜进、平面上单向突进,含水上升快、水淹严重、常规水驱采出程度较低.为实现油田稳油控水持续高效稳产,本次研究结合油藏地质特征认识和室内热采驱油实验,提出开发技术对策,有效扩大水驱波及范围,改善纵向动用程度,提高驱油效率,并确保老油田实现上产稳产200万吨.
  • 摘要：兴隆台潜山油藏构造上位于渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷,是典型的底水块状变质岩裂缝型潜山油藏,油藏非均质性强,含油幅度大.2007年采用水平井为主的立体井网投入开发,至2011年产油量达到百万吨的峰值,随后由于底水脊进、压力下降,原油产量以20％以上的年递减速度快速下降.在注水补能未取得预期效果的情况下,2014年为探索有效的增能保压开采方式,在兴古7块开展了注氮气先导试验.针对2300m的含油幅度,在潜山底部、中部和上部均设计注气井点,采用气密封注气管柱,撬装电驱膜分离法制氮工艺.2014年3月转注第一口井,启动压力23MPa,进行五台阶的吸气指示曲线测取.已转注8口井,有9口油井见到油套压上升、产量上升的受效迹象,全部集中在注气井上方,同时也有气窜现象发生,进行了及时的调整控制.初步认识到,裂缝性油藏具有较好的吸气能力,注气驱油机理主要是受气油(液)密度差的影响,靠重力分异作用,气体上浮驱替微小裂缝中的剩余油.注气受效在受井距影响的同时,主要受注采井间裂缝连通程度控制.
  • 摘要：针对源储共生、近源成藏的致密储层有机质孔发育,但缺乏定量评价方法的问题,提出了基于核磁共振的有机质孔隙度确定方法及岩石物理评价模型.根据岩石在干燥、饱和及离心状态下的T2谱特征和扫描电镜、能谱分析、孔隙度和束缚水饱和度等实验分析,得到了每块样品的有机质孔隙度.分析了有机质孔隙度与地球化学特征的关系,明确了影响有机质孔隙发育的主控因素.在此基础上研究了有机质孔隙度与密度、声波、电阻率、自然伽马等参数的关系,应用多元回归方法建立了有机质孔隙度的岩石物理评价模型.研究表明:干燥样品的核磁共振响应可近似刻度成有机质孔隙度,与常规岩石物理分析结果的对应性较好.有机质孔的T2分布范围与束缚水基本相当,对于致密地层而言,不能单纯应用常规的截止值法将流体分为可动和束缚部分.有机质孔隙度与有机碳含量(TOC)、气态烃含量(S0)、游离烃含量(S1)、热解烃含量(S2)和有效碳含量(PG)成正比,与残余有机碳含量(RC)成反比,与含氢指数(HI)、产率指数(PI)、降解潜率(d)、烃指数(HCI)和镜质体反射率(Ro)等无明显的关系,说明其核磁信号主要来自于岩石的吸附烃和有机热解烃.有机质孔隙度与岩石物理响应的关系与TOC相似,呈高电阻率、高放射性、低密度、低波速的特征,通过实验所得的规律,可推广至实际地层的测井评价.
  • 摘要：通过对偶极横波远探测传播特性进行分析,了解利用偶极反射SH横波进行远探测成像的特点,并得到了处理过程中需要注意的问题,综合信号分析各种处理技术优势,给出了一套针对偶极横波远探测数据的处理方法.在此基础上,针对胜利探区内裂缝、溶蚀孔洞发育的致密储层开展处理解释研究,形成了偶极横波远探测解释模式,通过对实际数据进行应用,指导油气勘探和生产,取得了明显的效果.
  • 摘要：本文引入电阻率成像测井资料沿纵向深度连续定量计算储层沿井周分布的非均质性特征方法，巧妙地将储层孔隙度相对大小和储层非均质特征参数进行结合，丰富了储层非均质描述信息的丰度，提高了对储层非均质特征的描述能力。通过分析储层非均质特征与产能的关系，建立了储层产能类型分类评价标准，在解决砂砾岩等强非均质储层产能特征评价方面获得了良好的效果。
  • 摘要：测井处理技术是把测井数据转化为地层信息的重要手段,是测井流程中最为重要的一环之一.声波测井从一个简单的声波走时的测量技术发展成一种油气勘探行业中不可缺少的先进技术.目前,虽然弹性波的走时的测量仍然是常规声波测井的重要组成部分,但一些新型技术的发展使得声波测量的范围更为扩大.本文对声波测井领域内的新型处理技术进行了阐述，并针对一口井进行了综合处理，处理结果表明这些技术在实际处理中具有很好的应用效果，对于声波测井获取更多的地层信息、综合解释地质现象有着重要意义。
  • 摘要：综合多种资料表明,克深5气田的构造裂缝以高角度和直立的剪切裂缝为主,走向复杂,整体充填程度较高,纵向上密集段和不发育段相间分布;微观裂缝包括穿粒缝和矿物颗粒破裂纹.背斜东北部是构造裂缝线密度的低值区,但有效性较好;纵向上随深度增加,构造裂缝的线密度增大而开度减小.古构造应力场决定了构造裂缝的组系特征和数量,现今构造应力场影响其有效性.构造裂缝定量预测结果可为开发方案的制订与调整提供有效的地质依据.
  • 摘要：MS地区沙三段时期火山活动频繁,火成岩对下伏滩坝砂地震反射干扰严重,另外该区沙四上亚段滩坝砂埋藏深、横向变化较快,导致储层预测难度大.本文通过剖析滩坝砂的地震地质特点,利用火成岩屏蔽下的正演模拟,确定了使用拓频技术提高地震分辨率.在此基础上,通过对繁多的地震属性信息进行优化融合,首次利用分区带融合优化技术进行火成岩发育区的储层预测.与常规方法的对比表明,该方法能更清楚地刻画滩坝砂的边界和展布形态.
  • 摘要：含水致密砂岩气藏储层渗流机理复杂,阈压效应导致单井控制范围减小,动态储量变化范围大,且无统一气水界面,气水分布规律及气井生产特征认识不清,直接制约了气田开发进程.为此,选取气井产水严重的苏里格气田西区作为研究对象,通过对地层水类型及赋存关系,气水分布规律、影响因素及分布模式,产水对气井动态储量的影响等方面的研究,探讨了有针对性的开发技术,以期推动该类气藏储量的高效动用.研究表明,产水对气井的影响程度达到41.8％;产水气井递减较快,初期递减率达到42.9％;研究区地层水产状可划分为束缚水、毛细管水和自由水3类,气水分布主要受构造、生烃强度和储集层物性的影响,可划分出上水下气型、上气下水型、上下水夹气型、巨厚储层气水混存型和纯气型5种气水分布模式;产水均导致了各类气井动态储量降低,Ⅰ类井影响程度41.6％,Ⅱ类井影响程度33.4％,Ⅲ类井影响程度46.2％;磁共振与AVO近远道为核心的气水分布刻画技术、动静态约束的"四步法"有效储层建模技术、基于气水渗流沿程多点测试的可动用储量实验评价技术和致密砂岩气藏开发动态分析预测技术是含水致密砂岩气藏开发的关键技术.该研究可为苏里格气田西区的开发提供更可靠的地质依据和开发技术支撑,对类似气藏的开发具有重要借鉴意义.
  • 摘要：当前,测井数据处理程序大多为基于CPU的串行程序,在处理信息量较大或算法较为复杂的数据时,处理速度难以满足实际需求.本文探索了GPU并行处理技术在测井数据处理中的应用,在CUDA(Compute Unified Device Architecture)平台上实现了基于GPU的核磁共振T2谱反演算法程序,并对T2谱反演程序进行了详细分析,在移植到CUDA平台时对程序的访存模式进行了优化.对基于CPU和GPU的测井数据处理程序进行了对比实验,结果表明基于GPU的处理程序具有明显的效率优势,测试的T2谱反演程序获得了约18倍的加速比.
  • 摘要：测井仪器朝着阵列化、成像化不断发展,测井系统的仪器组合能力越来越强,测井数据量也越来越大,对测井传输是个不小的挑战.要保证测井数据高速准确地上传到地面系统,首先要保证测井电缆上的数据传输要高效,其次要保证井下各仪器与遥测短接之间的数据传输要高效.在分析OFDM技术和以太网技术原理的基础上,设计了基于OFDM的测井电缆高速传输系统和基于以太网的井下仪器网络传输系统,并分别介绍了设计思路和实现方法.实际测试系统的最高传输速率可以达到1Mbit/s.
  • 摘要：目前大多数采油厂都陆续发现了一些不同程度的套管损坏井,而且随着开采时间延长,套管损坏程度将越来越严重.针对这种情况,用常规工程测井方法不能精准评价套管损伤类型及程度.本文主要采用LOGIQ声成像测井,可获得套管井360°范围的内径和壁厚数据,依据声成像定量分级评价技术实现套管损伤精准推断,掌握套损井的套管变形程度及壁厚变化情况.
  • 摘要：转换横波通过各向异性介质后会分裂为快横波和慢横波,从而导致T分量存在有效能量,需要进行时差校正,通过角度扫描法可以将发生横波分裂现象而分散于垂直裂缝和平行于裂缝2个方向上的快慢横波能量重新集中,恢复成没有发生横波分裂现象前的转换横波波场信号,从而提高介质转换横波的成像质量,该裂缝预测方法在胜利实际资料处理中已取得了较为理想的效果.
  • 摘要：OBC地震资料采集作为当前渤海湾地震资料采集的主要方式,在地震勘探中发挥了巨大作用,实际作业过程中,因海况复杂多变,经常会遇到一些特殊问题,通过对海沟发育区域如何确保放缆精度和二次定位精度、复杂障碍物区如何确保最佳品质地震资料、硬质海底地表和潮流活动较强条件下如何确保检波器与海底地表耦合的3种特殊情况进行理论联系实际剖析,并通过实例对方法进行验证和总结,提出了遇到这些特殊问题时的施工难点的解决方法和质控建议.
  • 摘要：油藏数值模拟方法具有优良的化学反应、多相渗流及地质建模等描述功能.本文基于天然气水合物相平衡及典型海底浅层地质条件,初步建立了海底水合物形成及富集机理概念模型,对比分析了海底盖层遮挡及海底冷泉2种情形下,天然气水合物的形成及分布特征,其结果对于认识海底水合物成藏机理具有一定指导意义;同时认识到,油藏数模方法可以作为一种有效手段,用于深部甲烷气运移至海底浅层、形成水合物以及富集成藏过程的模拟,值得深入研究.
  • 摘要：塔里木盆地顺西区块位于卡塔克隆起西北倾末端,是目前中石化的重点勘探区块之一.通过岩心、薄片、扫描电镜、测井资料和地球化学等资料,分析了该区奥陶系碳酸盐岩储集层的基本特征及主控因素.钻井揭示本区奥陶系储层岩性主要为石灰岩.研究认为本区奥陶系碳酸盐岩基质孔渗条件较差,储集空间类型主要为粒内溶孔、铸模孔、晶间溶孔和裂缝.储层类型主要为裂缝型、孔洞型和裂缝-孔洞型.顺西地区奥陶系碳酸盐岩储层受控于多种因素的影响.相对高能相带为有效储层的发育提供了有利的物质基础;准同生期暴露溶蚀、表生岩溶和埋藏溶蚀等多期次的溶蚀作用是储集体发育的有利因素;多期次活动的断裂所形成的断裂-裂缝体系既可作为油气运移通道,也可作为油气储集空间,有效地改善储渗性能.
  • 摘要：通过钻井、录井、测井、岩心以及地震响应综合研究,确定了巴西桑托斯盆地深水区S油田发育2种岩性、4套火成岩体,分别为A组内部、C组内部、D组底部的玄武岩和D组顶部的辉绿岩,相对于玄武岩,辉绿岩发育规模小、厚度薄.火成岩在测井上表现为两高一低的曲线特征(高密度、高伽马、低声波),总体上物性较差,玄武岩平均孔隙度小于5％,局部发育孤立孔,裂缝较少,辉绿岩致密,无可见孔.厚层玄武岩夹薄层灰岩在地震剖面表现为杂乱反射特征,厚层块状玄武岩表现为空白反射特征,辉绿岩表现为单轴强反射特征.综合地震属性明确了火成岩主要分布于伸展断层的上下两盘,推测与深大断裂有关.
  • 摘要：致密砂岩气藏是中国天然气增储上产的主力,水平井整体开发部署及优化是提高单井产量和采收率、实现规模效益开发的关键技术,对转变传统开发方式和气田长期稳产具有重要的现实意义.为此,以中国最大致密砂岩气藏苏里格气田作为研究对象,通过梳理已完钻水平井钻探成果,采取骨架剖面多路逐级闭合验证,建立以单砂体为目标的全区地层格架;利用密井网解剖,结合地震和生产动态等资料,开展"层次分析、模式拟合、多维互动"构型分析,成功实现有效单砂体规模的定量描述,为井网优化及地质导向提供依据;以数值模拟为重点,多方法相互校正,合理评价出压裂后水平井产能,并对水平井井网和开发指标进行了系统的阐述.通过研究,完善了辫状河储层构型分析技术并定量表征出苏里格气田有效单砂体规模,其宽度主要分布在450～550m,长度主要分布在600～750m;水平井合理长度为1000～1200m,合理井距为500m,合理排距为1600m;水平井合理配产4.9×104m3/d,稳产时间3年,最终累计采气量达到0.85×108m3/d;首次建立致密砂岩气藏水平井整体开发部署地质标准,形成4种水平井整体开发部署模式方式.矿场试验表明,致密气藏采用应用集群式大井丛多井型面积井网开发是大的发展趋势,水平井整体开发技术可为致密砂岩气藏提高采收率和快速规模建产提供技术支撑,具有较高的准确性.
  • 摘要：在油气田勘探开发地质研究中,常常会遇到一些储层特征不符合现有地质认识的"钉子井",常规解决办法是以事件沉积来加以说明,然而构建新沉积模式可能更有说服力.在S4地区陡坡带Ⅵ砂组的扇三角洲沉积中,接近物源的钉子井S23井却出现了前扇三角洲沉积特征,在该区构建新的浅水三角洲沉积模式很好地解释了这一现象.然而,国内外对浅水三角洲形成的地质条件及其沉积特征还没有形成统一的标准.本文认为应该抓住极浅古水深、砂体分布广、单砂体厚度薄这些本质特征,把浅水三角洲沉积作为一个独立的沉积体系.相对正常三角洲体系来说,它是一种沉积时间更长而沉积空间更小的沉积体系.此外,国内对浅水三角洲储层的研究缺乏针对性,本文结合S4地区"储层分布广泛而优质储层决定油藏分布"的生产实际,认为泥质含量控制物性并决定油藏发育,基于GR参数反演预测泥质含量对储层的影响,结合属性分析对优质储层进行了预测,对井位部署进行了指导.
  • 摘要：玉北1油藏产层为中下奥陶统鹰山组,属中—重质原油,据地震剖面构造解析,玉北1构造带具有东西分段、南北分块特征;通过对玉北1油藏多口井原油地化、生产动态分析,认为玉北1油藏为岩溶缝洞型油藏,受碳酸盐岩缝洞型储层非均质性控制,属局限缝洞体,没有统一的油水界面;据流体包裹体测温,分析认为玉北1油藏为海西晚期成藏;油藏受NW向调节断裂分割,海西晚期再次活动的高部位断片成为玉北1油藏油气富集区.
  • 摘要：针对常规酸化施工工序复杂、占用大量空间、时间等问题,提出了注水井在线酸化增注的思想,即用"一步"代替"多步",实现高效、快速酸化作业.通过室内实验研究,研制出的新型高效螯合酸液体系COA-1完全满足在线酸化工艺的要求.酸化时不影响注水井的正常注水工作,且酸化后无需返排,大大节降低了酸化作业时间以及劳动强度.现场应用施工12井次,施工后注水压力平均下降3.0MPa,平均单井增注19m3,降压增注效果显著.
  • 摘要：海外河油田为常规注水开发的稠油油田,在开展深部调驱矿场试验及扩大应用过程中,出现了体系夏季成胶差、配置系统黏度损失大、井下管柱堵塞导致注不进、厚层段纵向见效不均匀、断层附近油井出砂、主河道沉积区油井高含水等一系列问题.针对以上问题,开展了深部调驱关键技术创新研究,经过攻关,研发了成胶综合调整技术,解决了成胶不稳定难题;设计了新型调驱地面配制系统,解决了剪切黏度损失大的问题;研发了适合调驱技术特点的多功能井身管柱;建立了"注、堵、提、防"一体化配套综合调整措施,从注、采两方面保障了调驱的实施效果.通过一系列技术的创新应用,海外河油田调驱工作取得了良好的降水增油效果,调驱实施4年来,累计净增油9.13×104t,成为辽河油田深部调驱示范区块.项目共获得2项发明专利、2项实用新型专利,在核心期刊发表了5篇科技论文.开展调驱关键技术的创新与应用,为海外河油田的稳产提供了有力的技术支撑,对国内同类油田调驱工作的深入开展也具有较强的借鉴和指导意义.
  • 摘要：通过对胜利油田不同区块样品中微生物进行筛选,得到一株能够乳化分散原油的细菌,经鉴定为嗜热脂肪地芽孢杆菌,能够耐受60℃以上的高温生长代谢.利用该菌的培养液、培养后离心上清液及离心后的菌体分别进行了驱油实验,结果表明3种不同的驱替液均能够提高驱替效率,其中培养液能够提高驱替效率11.8％,其他两种驱替液提高驱替效率为4.5％和3％.培养液和培养后离心菌体驱替时岩心压力升高0.5MPa以上,而培养后离心上清液驱替过程中压力变化不明显,但是上清液中的代谢产物能够乳化剥离原油,同样达到提高驱替效率的效果.驱替过程体现了微生物菌体的"堵"和代谢产物的"洗"的作用机理,而且培养液中菌体和代谢产物的协同作用,要优于代谢产物和菌体单独作用的效果.岩心驱替后对剩余油测定表明,从入口到出口呈现逐渐升高的趋势,证明微生物驱替时不断"推移"、"驱赶"原油的过程.现场应用效果显著,增油960t,投入产出比为1∶11.4.
  • 摘要：本文对环境响应性纳米聚硅进行了结构表征,并研究了其在水中的相分散、相分离、吸附行为和降压增注作用机制.结果表明:具有强吸附—超疏水性的环境响应性纳米聚硅粒径为10～20nm,能以平均粒径为7nm的"破碎"状态在水中稳定分散,并在地层环境下实现相分离与吸附,从而改变岩石润湿性、降低固液界面黏附功、减小水化膜厚度、防止黏土膨胀和阻垢.作为降压增注剂,效果显著,有效率达95％以上,有效期一般大于10个月.
  • 摘要：针对目前油田分层注水技术采用地面人工测调井下分层注入量方式,测试工作量大,分层合格率下降快,测试数据量少,不能及时有效反映油藏分层开发动态等问题,通过对井下非接触通讯与自控等关键技术研究,研发一种注水井数字式智能分层注水工艺技术,能够自动实现各生产层段的智能配水,满足地质配注量要求,并对各层段压力、温度、瞬时及累积流量等油藏生产参数进行实时监测,实现了低渗透油藏分层动态参数的永久连续监测,有利于认清剩余油分布及储量动用状况,使油藏管理更加具有针对性和有效性.现场试验20口井,实现分层流量自动测调,分层注水合格率长期保持在90％以上,录取分层历史注入参数,为油田开发方案优化与生产调控提供技术支撑.
  • 摘要：精细分层注水技术是特高含水油田开发后期挖潜增产的主要措施之一,然而传统的油藏数值模拟方法在处理精细分层注水井作为内边界条件时不够完善.为此,推导了精细分层注水井的井筒约束方程,与油水两相控制方程耦合后建立了油藏数值模拟模型,形成了带有7对角稀疏系数矩阵的封闭线性系统,采用块预处理广义极小残差算法进行求解.结合长垣杏树岗油田杏六中区精细分层注水井的分段特征和不同类型表外储层空间分布模式,建立了3个多层非均质油藏机理模型,开展精细分层注水油藏数值模拟研究,重点评价了不同表内储层韵律特征、分段数以及层段组合模式对特高含水阶段的采出程度及剩余油分布的影响.
  • 摘要：针对目前页岩吸附等温线测试温度、压力通常未达到储层温压条件这一问题,设计了页岩高温高压吸附等温线测试方法,研究了储层温度、压力条件下页岩吸附等温线特征,并采用修正的Langmuir模型进行数学描述,拟合效果良好.以实际页岩岩心为例计算了游离气和吸附气随压力的变化规律,并采用全直径页岩氦气和甲烷控压生产实验研究了吸附气对产气特征的影响.结果表明,视吸附量先随压力增大而增大,到达峰值之后视吸附量随压力的增大而减小.在低压条件下,采用Langmuir外推计算的吸附气量与高压实验计算的吸附气量相差不大;而在高压条件下,采用低压Langmuir理论推算吸附气量高估近70％;低于临界解吸压力时,吸附气解吸附使得单位压差产气量增加;高于临界解吸压力时,吸附气对单位压差产气量几乎没有影响;开发初期,低于临界解吸压力范围较小,吸附气对产气量贡献较小,尽可能动用游离气是高效开发的关键.

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