简介:辽河油田J区块多数油井高含水,储层非均质性强、层间矛盾突出,为了提高J区块的原油采收率,实施了二元复合驱。二元复合驱会产生大量采出液,而采出液中含有化学剂,排放会对环境造成污染,且处理成本较高。利用室内驱替实验来模拟二元复合驱的采出液,优化采出液的回注方式,研究二元复合驱采出液回注的可行性。结果表明:聚合物含量较高的采出液可直接作为二元复合驱油体系的前置段塞;采出液原样可直接作为后续保护段塞并后续水驱;采出液的不同回注方式均可提高化学驱采出程度(化学驱采出程度均大于20%),采出液的回注不仅可以节约聚合物的用量,同时可以解决采出液的污水处理问题。
简介:为了探讨鄂尔多斯盆地永宁油田任山区块延长组长2油藏的富集规律,利用岩心分析测试、测井曲线以及试油等资料,对长2油层组的沉积微相、储层特征进行了系统分析。长2油层组发育曲流河沉积体系,由河道砂坝、天然堤及泛滥平原微相构成,其中河道砂坝微相由灰白色长石砂岩及岩屑长石砂岩组成。河道砂坝微相砂岩以长213小层物性最好,平均孔隙度为11.6%,渗透率变化较大,发育残余粒间孔隙和溶蚀孔隙。较为强烈的成岩作用有绿泥石薄膜胶结,自生高岭石胶结及长石、岩屑颗粒的溶解作用,自生伊利石结晶度为0.57~0.88,表明砂岩整体处于中成岩阶段A期。长2油藏的分布受局部构造和供烃条件的控制,充足的油源供应是长2油气成藏的最关键因素,本区西南部靠近长2—长7暗色泥岩发育区,是长2油气最有利富集区。
简介:当砂岩为单层砂体或多层砂体以不同的方式叠置时,其储层物性及含气性有较大差别。基于砂岩储层精细评价的需要,文章对鄂尔多斯盆地山2段、盒8段进行砂体组合类型的划分与评价。以测井资料及岩心描述为基础,将砂体组合划分为两大类、16种不同的类型。建立了砂体组合的测井、地震响应模式,并对各种砂体组合类型的物性及含气性进行了评价。研究表明,厚度较大的单砂体物性及含气性一般优于复合砂体,分流河道、水下分流河道、河口坝单砂体及其复合砂体的物性及含气性较好。苏里格地区盒8下段发育辫状河-辫状河三角洲沉积体系,心滩砂体物性中等-较差,向下到三角洲平原、前缘相带物性变好,且以三角洲平原分流河道单砂体、分流河道叠置砂体物性最好。榆林地区山2段以水下分流河道、河口坝单砂体及其复合砂体物性最好,分流河道单砂体及其叠置砂体物性较好。横穿沉积体系.由河道中心至河道侧翼物性变差。
简介:碎屑岩的古沉积环境直接控制沉积相的类型、分布和演化,从而影响优质储层和油气有利区的分布。利用元素地球化学特征对碎屑岩储层沉积环境进行分析,并以准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷玛18井为重点研究对象,应用便携式X射线荧光光谱分析测试仪(XRF),系统测试了下三叠统百口泉组(T_1b)415组样品的40多种元素含量。通过测试数据分析了其元素地球化学特征和沉积环境的古气候、古盐度和氧化还原状态等的变化趋势及与含油气性的关系。结果表明,尽管百口泉组自下而上元素丰度和比值有一定波动,但总体表现为温暖潮湿、淡水—微咸水、水体分层不强的弱氧化环境,从T_1b_1到T_1b_3温度、湿度和盐度均有增加的趋势,另外,Si/Al值与含油饱和度具有一定的正相关性。
简介:基于岩心观察、地震、测井、录井以及分析化验资料,开展松辽盆地北部葡萄花油层高分辨率层序地层学研究,在此基础上论述葡萄花油层的区域沉积相展布及微相类型和特征。提出葡萄花油层属于浅水湖泊三角洲沉积,沉积主体以三角洲前缘相带为主,与经典三角洲前缘相带模式不同,主要表现在:①前缘相带延伸较宽,直接覆盖整个湖盆,并表现为频繁暴露水面的特征,深湖、半深湖相对不发育;②分流河道遭受不同程度的席状砂化,依次划分为弱席状化、中等席状化、强席状化等3种类型:③浅水湖泊三角洲沉积模式不具备Gilbert典型三角洲顶积层、前积层和底积层的三元沉积模式。建立了浅水湖泊三角洲前缘相带在LST、TST、HST不同体系域的平面分布模式,分别为朵状、辫状以及枝状模式。
简介:油田进入开发后期,地下剩余油分布越来越复杂,稳产难度加大。为解决老油田剩余油开发难问题,以大港油田港东开发区二区六断块为研究对象,在精细油藏地质研究的基础上,以沉积岩石学、储集层地质学和测井地质学为理论指导,运用油藏工程和数值模拟等方法开展剩余油分布规律研究,详细描述了该区块高含水率后期剩余油分布特征。根据剩余油分布类型,综合运用渗流力学、数值模拟等手段对开发层系重组、注采井网重建进行了可行性论证,开展针对性的剩余油挖潜研究,提出了在井况差、井网稀疏的部位,通过加密调整动用剩余储量;重塑注采井网,挖掘低渗透带及砂体边部的剩余油,通过改善注水剖面,提高注水波及体积;深化长停井潜力研究,恢复利用停产井,通过转注、恢复注水、大修等进行注采井网的完善等不同的挖潜技术对策。通过针对性实施,提高油层动用程度,增加可采储量,提高最终采收率,进而实现了断块产量保持稳定。
简介:渤海SZ36-1油田具有原油黏度较高、单井注水量较大和储层胶结疏松、非均质性强、渗透率较高等特点,注水开发引起高渗透层岩石结构破坏、突进现象严重,亟待采取液流转向措施。以注入压力、含水率和采收率为评价指标,开展了“堵水+调剖”联合作业增油降水效果及其影响因素的实验研究。结果表明:堵水剂优化组成为“4%淀粉+4%丙烯酰胺+0.036%交联剂+0.012%引发剂+0.002%无水亚硫酸钠”,堵水剂段塞优化组合为“0.05PV前置段塞(淀粉4%)+0.025~0.075PV堵水剂+保护段塞0.025PV(淀粉4%)+顶替段塞0.05~0.10PV(聚合物溶液,CP=1500mg/L)”,调剖剂溶液的组成和段塞组合为“0.05~0.10PV调剖剂(Cr3+聚合物凝胶,CP=3500mg/L)”。随着储层非均质性和原油黏度的增大,采收率增幅增加,这表明“调剖+堵水”联合作业措施具有较强的油藏适应性。
简介:针对海上高地温场条件下天然气的生成和预测研究,选用琼东南盆地的地质模型,以低成熟茂名油页岩(Ⅱ型有机质)与该盆地的煤(Ⅲ型有机质)为样品,采用封闭体系和开放体系全岩热解实验,得出热解油气的产率特征.不同演化阶段各烃类组分的生烃动力学定量模型表明,煤生成不同组分的活化能分布范围比茂名油页岩的宽得多.其中,茂名油页岩热解生成甲烷、乙烷、丙烷和重烃(C4~6)对应的活化能分布范围分别为38~86kcal/mol,44~92kcal/mol,43~77kcal/mol和46~70kcal/mol;活化能主频分别为52kcal/mol,54kcal/mol,63kcal/mol和48kca1/mol,所占比例分别为20.44%、38.04%、42.50%和25.05%;指前因子分别为6.47×10^11s-1,2.70×10^12s-1,1.09×10^15s-1和8.39×10^15s-1.利用生气动力学方法,结合琼东南盆地的热史数据,通过茂名油页岩和煤的生气预测对比揭示,在地质条件下的生气过程中,与茂名油页岩相比较,煤具有释放氢的慢速率与低生成率的特征以及较长的演化进程.结果认为:类似于琼东南盆地崖城组煤系烃源岩,处于海上高地温场条件下,在高演化阶段仍具有很好的生气潜力.该研究拓宽了我国海域煤型气的勘探领域,具有实践和理论意义.
简介:为了评价致密砂岩储层类型,为致密油气的勘探与开发提供理论依据,利用分形理论和高压压汞方法,结合储层物性资料,通过对11个致密砂岩样品的压汞实验,研究了冀中坳陷致密砂岩储层微观孔隙结构。结果表明:根据进汞曲线拐点,将致密砂岩储层孔隙系统按直径大小划分为裂隙(>10μm)、大孔(1~10μm)、中孔(0.1~1.0μm)和微孔(<0.1μm)。依据分形理论,分别求取各尺度孔隙分形维数,验证了孔隙系统划分的正确性。根据不同尺度孔隙的分布频率,结合样品孔渗、排驱压力和退汞效率等参数将致密砂岩储层分为3类:Ⅰ类储层微孔分布频率高,但几乎无连通孔隙,具有较低的渗透率;Ⅱ类储层连通孔隙发育,但微孔较少;Ⅲ类储层不仅有大量微孔,同时有丰富的连通孔隙,渗透率也较高。通过分析得出,微孔分布频率越高,退汞效率越高,孔隙结构越简单,均质性越好;裂隙和大孔均决定了储层的渗流能力。因此,Ⅲ类致密砂岩储层为最优质的储层,可作为致密油气勘探与开采的首选目标。