辽河油田曙二区大凌河油层沉积相分析

辽河油田曙二区大凌河油层属于辽河断陷西部凹陷沙三段。由于辽河断陷西部凹陷演化的阶段性,导致该地区沉积的多旋回性。沙三段沉积时期,伴随湖盆进一步扩张,湖盆急剧下降,水进加剧,此时发育了以浊积岩为骨干的沉积体系。通过对取心井的岩心资料分析,了解岩石颜色、结构、岩性、成分、构造、矿物及测井相要素,并参考研究区沉积体系背景,发现目的层段发育深水湖底扇、湖泥相两大沉积体系。并识别出湖底扇相和湖泥相两个大相。湖底扇内扇、湖底扇中扇及湖底扇外扇三个亚相及主沟道、辫状沟道、末梢微相等6个微相。     

稠油SAGD开发中受效区的判识方法及应用——以辽河西部凹陷曙一区馆陶油藏为例

辽河稠油开发建设历经四次技术创新,形成了以蒸汽吞吐为主,蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)有效接替,火驱起步探索的开发格局。截止到目前,热采稠油已逾1.65亿吨,为辽河油田千万吨稳产做出重要贡献。SAGD技术作为方式转换核心技术之一,扮演着非常重要的角色。随着SAGD开发的不断深入,受效区的识别以及未受效区即剩余油潜力区的挖掘显得尤为重要。因此,本文以辽河西部凹陷S区馆陶油藏为例,在大量的岩心宏观特征资料、岩心化验分析资料、高密度井网资料以及开发动态监测资料等的基础上,先从岩心宏观特征、微观特征、电性特征和开发动态监测特征等方面多手段定性判别受效区,再从矿物或流体的类型、成分及含量的变化等这些最直接的证据入手,建立受效区判别标准,定量识别受效区,最后依据判别标准识别受效区,确定研究区未受效区的类型主要包含两种：“原生”非优势渗流区和“次生”非优势渗流区。针对不同类型的未受效区即剩余油潜力区制定低物性段射孔、压裂改造和改变注入介质等调控措施,来有效动用蒸汽腔未波及区域的储量,从而对类似区块开发具有重要的指导意义。     

深层特稠油蒸汽驱影响因素及对策研究

该文以辽河小洼油田洼38块东三段深层状特稠油蒸汽驱试验为例,从油藏地质条件、油藏工程参数设计、注采工艺技术等方面系统分析了影响深层特稠油蒸汽驱开发效果的主要因素.提出了回字型注采井网设计,注汽干度、注汽速度等注入参数优化设计,地面管网保温、分层注汽、泡沫调剖等注入方式优化设计,井筒隔热、井筒环空排干、井筒环空注氮气等控制系统热损失设计,高温泵、无接箍泵等适合蒸汽驱举升工艺设计,形成了改善蒸汽驱开发效果的系列技术对策.     

稠油油藏蒸汽驱过程中储集层微观变化——以辽河盆地西部凹陷欢曙上台阶齐40块为例

在高温高压强碱性蒸汽的长期作用下,辽河油田莲花油层受到了较大的损伤,导致总体产量下降。以齐40块为例,从岩石骨架场、孔喉网络场和黏土矿物三个方面分析了储集层内部微观变化规律。研究结果表明,随着蒸汽的注入孔隙形态向着利于油气驱出的方向发展;与蒸汽驱前相比,距注气井40 m范围内的储集层宏观物性变好,颗粒点-线接触关系减少;喉道半径增加,孔喉连通性变好,喉道分选程度提高。随着注采井距的增加,储集层孔渗性能逐渐变差。井距达到120 m时,储集层的物性明显差于汽驱前,颗粒点-线接触大面积增加,蒸汽对孔隙连通性和喉道半径呈破坏作用。黏土矿物形态变化情况为高岭石由汽驱前的蠕虫状转变为汽驱后的零乱片状并堵塞喉道,影响了油气的运移。根据储集层蒸汽驱前后的微观变化规律,提出了调整井位井网的布置,以减小储集层伤害的技术对策。     

马2断块油藏形成的控制因素及勘探建议

通过对马2断块地层沉积相、构造及油藏类型的分析介绍,参考马2断块油藏储层基本特征、油藏开发动态、油气显示和数值模拟最新研究结果,根据马2断块区域石油地质条件,对马2断块油藏形成的控制因素进行了深入分析、研究,明确提出“储集沙体及断裂系统的发育和断裂性质是该区块油藏形成的主要控制因素”的观点。并结合剩余油分布特点,提出了进一步勘探的建议,为马2断块油藏的挖潜和勘探目标的选择指明了方向。     

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明，宏观影响因素主要有7种，其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差，易于形成剩余油；小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集，且向上驱油对油井生产有利；靠近断层的地带封闭性好，剩余油相对富集；注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差，剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成，其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中，宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用，它们决定油层孔喉结构及润湿性，提供水驱油动力，控制水驱油过程，影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析

胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素是多方面的。研究表明,宏观影响因素主要有7种,其中有4种因素影响较大。侧缘微相带由于注水状况差,易于形成剩余油;小鼻状微型构造高部位剩余油相对富集,且向上驱油对油井生产有利;靠近断层的地带封闭性好,剩余油相对富集;注水井网不完善易于形成相对富集的平面剩余油潜力区。微观影响因素主要来自孔隙结构的非均质性、原油性质和注水压差,剩余油主要是在多孔隙网络体系条件下形成,其形态多以油珠、油丝、小油块和孤岛状分布。剩余油形成过程中,宏观因素对微观因素有4个方面的控制作用,它们决定油层孔喉结构及润湿性,提供水驱油动力,控制水驱油过程,影响水驱油的速度。此研究结果有助于研究区的剩余油挖潜。     

渤海SZ油田剩余油控制因素及挖潜策略研究

渤海SZ油田经首次加密调整后开发效果大幅提高,但随着油田逐渐进入高含水阶段,剩余油分布日趋复杂,进一步调整和挖潜的难度增大,需要探索新的技术手段和开发策略以实现油田的可持续开发。针对此现状,在三角洲相储层构型理论的指导下,综合利用岩芯、地震、测井等资料,详细刻画了单一成因砂体在垂向及平面的接触关系,并在此基础上分析了储层构型对油水运动的控制作用。结果表明,油田进入高含水期后,层间相带干扰、层内夹层及平面构型单元接触关系是控制剩余油分布的主要因素。为了进一步提高油田开发效果,提出了基于构型单元的层间水平井挖潜策略、基于构型单元的层内水平井挖潜策略、基于构型单元的平面小井距加密策略等,构建了一套海上三角洲相油田综合调整后的剩余油挖潜技术方法,并取得了良好的应用效果。     

桩106井区馆陶组油气藏形成条件及控制因素

老河口油田桩106地区馆陶组是曲流河道砂体成藏.本文从构造、沉积及储层特征的研究入手,分析了曲流河道砂体油气藏的形成条件、油气藏类型,并寻找该地区河道砂体成藏的控制因素.认为主要含油层系为馆陶组上亚段曲流河河道砂体,主要有上倾尖灭岩性油气藏、透镜状岩性油气藏和构造岩性油气藏等3种油藏类型.丰富优质的油源、优越的油气运聚条件以及良好的储盖组合是该区油气富集的主要原因.盆控断层和输导层共同构成“网毯式”的油气输导体系,对该区馆陶组油气的运聚起到重要的控制作用,储盖组合决定油气富集层位,沉积相变影响储层分布及物性,从而影响含油层系的分布.     

底水油藏含水上升规律研究——以Y2油藏西北区为例

Y2油藏西北区为底水油藏,开采效果差。研究含水上升规律对于改善该油藏的开发效果有重要的作用。首先通过实际的含水率曲线与相渗计算的理论含水率曲线对比发现,实际的含水上升速度远大于相渗计算的理论含水上升速度。单井含水率曲线主要表现为凸型。根据产油量和含水率的变化,分三类对单井的含水上升规律进行了讨论,并分析了每类的原因。最后在单井含水上升分析的基础上,分析了油藏整体的含水率曲线出现台阶状的原因。该油藏底水锥进严重,剩余油主要是富集在注采井间,因此,可考虑水平井技术用于该油藏的深度挖潜。     

靖安油田张渠一、二区储层控制因素分析

运用储层控制因素分析方法 ,系统分析了靖安油田张渠一、二区岩性、电性和沉积环境 ,认为张渠一、二区具有同一物源、同一水动力体系和同一沉积环境 ,由于水动力条件上的差异 ,导致储层电性、物性、砂体展布及油藏控制因素等方面具有差异性 :张渠一区以辫状河心滩的沉积为主 ,水道发育 ,储层由两个左右对称的 A,B砂体和 B砂体的延伸部分 C砂体组成 ,非均质性强 ,含油饱和度低 ,含水率高 ;张渠二区以低弯度曲流河边滩的沉积为主 ,储层由上下对称的上、中、下三个砂体组成 ,沿河道呈长条状分布 ,横向连通性好 ,含油饱和度高 ,含水率低 .     

稠油蒸汽辅助重力泄油开发中受效区的判识方法与应用——以辽河西部凹陷曙一区馆陶油藏为例

辽河稠油开发建设历经四次技术创新,形成了以蒸汽吞吐为主,蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)有效接替,火驱起步探索的开发格局。截止到目前,热采稠油已逾1.65亿吨,为辽河油田千万吨稳产做出重要贡献。SAGD技术作为方式转换核心技术之一,扮演着非常重要的角色。随着SAGD开发的不断深入,受效区的识别以及未受效区即剩余油潜力区的挖掘显得尤为重要。因此,以辽河西部凹陷S区馆陶油藏为例,在大量的岩心宏观特征资料、岩心化验分析资料、高密度井网资料以及开发动态监测资料等基础上,先从岩心宏观特征、微观特征、电性特征和开发动态监测特征等方面多手段定性判别受效区,再从矿物或流体的类型、成分及含量的变化等直接证据入手,建立受效区判别标准,定量识别受效区,最后依据判别标准识别受效区,确定研究区未受效区的类型主要包含两种:"原生"非优势渗流区和"次生"非优势渗流区。针对不同类型的未受效区即剩余油潜力区,制定低物性段射孔、压裂改造和改变注入介质等调控措施,来有效动用蒸汽腔未波及区域的储量,从而对类似区块开发具有重要的指导意义。     

多种驱替方式后储层物性及剩余油变化规律研究——以GD油田中一区Ng3单元11-检11井区为例

目前GD油田中一区Ng3单元11-检11井区经历了水驱、聚合物驱、后续水驱及非均相复合驱等多种驱替方式开发。探索多种驱替方式后的储层物性及剩余油分布变化规律对高含水期油藏进一步挖潜,特别是GD油田中一区Ng3单元的进一步稳产、增产具有重要意义。以中一区Ng3单元中11-检11井区为研究对象,综合利用密闭取芯井及开发动态资料,对注水、注聚及非均相复合驱等多种驱替方式后的油藏物性变化规律及剩余油分布进行了研究。结果表明,与聚合物驱前相比,聚合物驱后的储层非均质性得到了一定改善;对正韵律储层,聚合物驱后底部层位储层非均质性在聚合物驱后进一步增强,而其他部分层位的储层非均质性减弱;对于复合正韵律储层,分段水洗明显,各韵律段中下部水洗较强,各韵律段上部水洗弱、剩余油富集。非均相复合驱前后的储层孔隙度分布变化差异小,但非均相复合驱后储层的非均质性变强。该研究对GD油田中一区及类似油藏的开发具有重要意义。     

高凝油油藏微观剩余油分布影响因素分析——以大民屯凹陷S84-A12块为例

高凝油藏剩余油分布状态决定了油藏的开发调整方式,但前人针对剩余油动态变化影响分析较少。由于油品的特殊性,含蜡量及开采驱替方式均会对储层孔隙结构进行改造从而影响微观剩余油的分布。基于此,利用高精度电子计算机断层扫描(computed tomography,CT)技术建立数字岩心模型,恢复微观孔隙结构,实验分析得出微观剩余油动态变化主要受含蜡量及驱替程度影响。随温度降低蜡滴析出加快,含蜡量增加从而分割孔隙中剩余油。驱替倍数提高,储层孔喉连通性提高,剩余油分布样式由块状、网络状向孤滴状变化。     

西南省区创新型企业形成因素分析：以贵州为例

创新型企业是区域经济发展的重要推动力量。在回顾相关文献的基础上,概括了西南喀斯特山地省区贵州区域创新的宏观背景,分析了贵州创新型企业的发展现状,总结了贵州创新型企业形成过程中的历史原因、自然因素。并结合贵州“欠发达、欠开发”的具体省情,提出了整合省内产业资源、提高资源利用效率、构建技术创新联盟、实施产业链创新的内生式发展战略。     

陆相页岩孔隙发育特征及其控制因素—以莱阳凹陷水南组为例

为了研究莱阳凹陷陆相水南组页岩的孔隙发育特征,通过扫描电镜实验观察页岩孔隙微观形貌,高压压汞、低温液氮吸附及低温二氧化碳吸附实验对水南组页岩孔隙进行全尺度表征;并结合有机地化参数和矿物组成分析孔隙发育的控制因素。结果表明:扫描电镜镜下观察发现莱阳凹陷陆相页岩主要发育有机质孔、粒间孔、粒内孔及微裂隙等4种微观孔缝。高压压汞、低温液氮吸附及低温二氧化碳吸附实验联合表征发现孔隙连通性整体较好,孔隙形态以平行板状的狭缝形孔和细颈广体的墨水瓶形孔为主,孔径分布曲线呈多峰形态,大孔、中孔、微孔均发育较多,而比表面积主要由小于100 nm的孔隙,尤其以小于2 nm的微孔贡献为主。有机碳含量对孔隙发育有一定的控制作用,黏土矿物主要贡献中孔和微孔体积,石英、长石对大孔发育有积极的影响,而碳酸盐矿物会胶结堵塞孔隙,造成大孔、中孔及微孔体积均减小,对孔隙发育为消极的影响。     

鄂尔多斯盆地志丹地区长9致密油储层特征及控制因素分析

鄂尔多斯盆地延长组下组合普遍发育致密储层,寻找其中相对高孔渗层段是当前延长组致密油勘探开发的重点工作之一。以志丹地区长9油层组致密油储层为例,综合运用测井、岩心测试等资料,借助阴极发光、扫描电镜等手段,对储层岩石学特征、孔隙类型及物性进行了研究。从宏观和微观两方面分析了控制储层物性的因素,在此基础上对储层进行综合分类,并指出了相对高孔渗层段。研究结果表明,长9油层组储层以岩屑砂岩、长石-岩屑砂岩和岩屑-长石砂岩为主;孔隙以粒间孔隙和长石溶孔为主;沉积微相是其发育的宏观控制因素,其中河口坝中上部和水下分流河道中部物性最好;砂岩粒度、盐酸盐岩含量、岩屑含量及长石含量是储层发育的微观控制因素。细-中砂岩储层物性较好;碳酸盐含量小于10%有利于储层物性发育;岩屑含量越高,储层物性越差;长石含量越高,储层物性越好。综合考虑储层发育的多种控制因素,可以将储层分为5种类型,其中粒度较粗、岩屑含量较低、长石含量较高及碳酸盐岩含量小于10%条件的I类和Ⅱ类储层较好,是勘探有利目标区;Ⅲ类储层中等,Ⅳ类储层物性差-致密,Ⅴ类属于致密层。研究成果对延长组致密油勘探开发有一定的借鉴意义。     

玛西斜坡区百口泉组二段储层特征及物性控制因素

玛西斜坡紧邻玛湖凹陷,区内百口泉组二段的油气勘探潜力巨大,因此需要重新认识本区百口泉组二段储层特征及物性控制因素。通过岩心观察、相关岩石薄片分析(普通、荧光以及铸体)、扫描电镜、物性以及试油等资料,对百口泉组二段不同沉积环境内砂砾岩储层岩石学特征、储集物性、孔隙结构以及储集空间进行详细分析,总结储层物性的控制因素。结果表明：研究区百口泉组二段岩石类型以砂砾岩为主;储集层属于特低孔-低渗类,含油性同物性成正相关关系;储集空间包括原生粒间孔、次生孔隙和微裂缝。沉积微相对有利储层分布和储集质量有较大的影响,成岩作用中压实作用是储集物性较低的根本因素,胶结物以及沉积组分为后期溶蚀作用提供物质基础;古地貌控制有利储层平面展布,异常压力和微裂缝有利于储集物性的改善。     

源外斜坡区油侧向优势运移路径及控藏作用——以松辽盆地台9区块葡萄花油层为例

为了研究松辽台9区块葡萄花油层油成藏规律,在其油侧向运移条件研究的基础上,采用势能汇聚洼槽带为油气侧向运移优势路径的研究方法,对台9区块葡萄花油层油侧向运移优势路径及其控藏作用进行了研究。结果表明:台9区块通过油源断裂进入葡萄花油层中的油总体上由东向西发生侧向运移,发育5条优势运移路径,第2、4、5条优势运移路径分布距离相对较远,有利于油向西部长距离侧向运移;第1、3条优势运移路径分布距离相对较近,不利于油向西长距离侧向运移。圈闭只有位于油源断裂附近或位于优势运移路径上,才能形成油聚集,油气钻探为油区;否则远离油源断裂且又不在优势运移路径上的圈闭则不能形成油聚集,油气钻探则为水区。     

农民职业分化的微观影响因素分析--以江汉平原为例

采用农户调查数据，通过数理统计等方法，分别选取自身因素、家庭耕地面积和区位条件与农民职业分化的关系进行分析，结果表明：自身因素、家庭因素对农民职业分化的影响极其显著，区位条件对农民职业分化影响不显著；就自身因素而言，男性分化比例高于女性，年龄与职业分化呈显著负相关，受教育程度和收入差异对农民职业分化起推动作用；就家庭因素而言，家庭耕地面积与农民职业分化成负相关关系。