克拉苏构造带超深气藏地层水特征及水化学相图建立

克拉苏构造带超深气藏在勘探-评价过程中,气井见水从早期的边底水逐渐变得复杂化。见水井平面上不同构造位置和垂向上不同层段的出水程度、水型、水性、水与气的产量均存在较大差异,严重影响储层的勘探-评价进程。以地层水试验分析、构造资料为基础,排除非地层水因素干扰,建立了克拉苏构造带超深气藏的5种不同类型水体(边底水、封存水、过渡带水、凝析水、非地层水)水化学相图。结合测试及试采资料明确了5种类型水体与气井产能之间的关系,边底水、过渡带水常位于气水界面或圈闭溢出点附近,对气井产能影响较大,气井较难获得高产气流;凝析水常分布在克拉苏南部构造的储层中上部,对产能影响较小,气井常获高产气流,产水量总体小且持续稳定;封存水常见于气藏东翼的储层中上部,初期产水量较大,随着开采时间的增加,产气量逐渐上升,产水量逐渐减少。明确不同类型水体性质,有利于对气田勘探-评价阶段出水期地层水源头进行准确地追踪、分析,为今后正确认识气藏规模提供一定的指导。     

鄂尔多斯盆地上古生界与川西坳陷上三叠统致密气藏成藏条件对比分析

对鄂尔多斯盆地上古生界与川西坳陷上三叠统致密气藏烃源岩、储集层、盖层等成藏要素的地质特征及成藏特征进行了对比分析。对比结果表明，鄂尔多斯盆地上古生界与川西坳陷上三叠统致密气藏成藏条件有很多相似之处，但两者的成藏特征却在着一定的差异。鄂尔多斯盆地上古生界气藏以岩性圈闭为主，圈闭类型单一；多种成藏条件共同作用形成了其区域性的气水倒置关系；温度下降和天然气散失是气藏低压的重要原因。川西坳陷上三叠统气藏以构造、地层、岩性圈闭为主，类型相对复杂；气藏异常高压是由印支期的欠压实作用、燕山期的烃源岩生气作用和喜马拉雅期的构造挤压作用共同作用所产生的结果，其中喜马拉雅期的构造挤压作用是最关键的因素。     

大庆油田西部斜坡区稠油成因及成藏条件分析

根据大庆油田西部斜坡区稠油物性和区域构造特征，对大庆油田西部斜坡区稠油成因及成藏条件进行了综合分析。西部斜坡区形成稠油的主要原因是水洗作用、氧化作用和细菌降解作用；西部斜坡区稠油成藏条件包括区域性不整合面、断层构成油气运移的主要通道以及平缓构造带为稠油富集提供构造条件；西部斜坡区油藏类型包括地层圈闭油藏和油藏类型。     

伊通盆地大南洼陷特殊岩性地质体解释方法与应用

大南洼陷在构造上属于伊通盆地的二级构造单元,是新生代的断陷盆地,主要圈闭类型有构造圈闭、地层圈闭和岩性圈闭。研究区储层薄、横向变化快,特殊岩性地质体多集中于边界断层附近,反射特征较为复杂。首先以层序地层学理论、断陷盆地沉积模式为指导,通过对全区各井多种岩性的波阻抗进行统计与比较,主要利用地震反演和相面法识别与解释特殊岩性地质体;再在等时地层格架基础上对大南洼陷整体开展储层、油气成藏及油气分布规律研究,确立有利区带,优选钻探目标,提供钻探靶位。     

塔河油田AT1区块凝析气藏底水能量评价

目前塔河油田AT1区块凝析气藏大量气井见水严重，需要选择合理的排水采气工艺以保障气藏有效开发，而掌握该气藏底水能量是正确选择排水采气工艺的基础。为此对地层、天然气物性组合参数和地层压差进行线性回归求得水体倍数，利用物质平衡方程计算该气藏投产以来每年的水侵量、水侵系数以及底水驱动指数，并结合该气藏生产指示曲线及地质特点，研究该凝析气藏底水能量。结果表明，该气藏底水体积约为气藏体积的4．87倍，且为底水驱动气藏，总体判定该气藏底水比较活跃且能量较大。     

矩形井网在辫状河气藏开发中的应用

XX气田二叠系气藏为低渗透、低丰度的辫状河沉积气藏。在分析了该区块的地质特征基础上，结合气井生产动态资料，对气藏的井网方式及井网密度进行研究，设计多套方案，并通过数值模拟法探讨了低渗透、低丰度岩性圈闭气藏的合理井距。数值模拟结果表明，采用井距1000m、排距800m的矩形井网能够保持较长的稳产年限及较高的采出程度和采收率。     

高陡构造带碳酸盐岩储气库断层封闭性评价——以川东WSC气田为例

断层封闭性评价是气藏改建储气库前期评价的重要内容.以川东WSC气田为例,针对高陡构造带碳酸盐岩地层断层封闭性评价方法开展研究,基于地震解释剖面和三维构造模型,建立了定性与定量相结合的高陡构造带碳酸盐岩地层断层封闭性评价流程与方法.基于工区资料优选了断层产状、断层性质、组合特征、上下盘岩性配置等4个定性评价指标进行断层封闭性评价;针对高陡构造带断层上下盘岩性组合特征,修正了定量评价参数断层横向封堵系数FH中的岩性封堵系数G,并应用其进行了工区断层封闭性定量评价,所得FH平均值大于20;针对碳酸盐岩地层岩性特征,修正了定量评价参数断层泥比率SGR (RSG)中发挥封堵涂抹作用的灰泥岩定义,并应用其进行了工区断层封闭性定量评价,所得RSG均大于50％;综合4个定性指标和2个定量参数进行评价,认为研究工区断层封闭性好,适宜改建储气库.     

厚层非均质气藏避水方案研究

海上某气田W气藏为一厚度超过100m的边水气藏,储层非均质性强,平面及纵向上物性差异均较大。由于厚层非均质水驱气藏的特殊性,目前有关制定该类气藏开发技术方案中如何避水的经验或方法相对较少。研究主要从开发井井型选择、开发井井位和射孔层段、采气速度等方面进行了优化研究,结果表明实现W厚层非均质气藏有效避水措施主要有:选用直井与大斜度井相结合的井型;保持气藏西侧定向井距内含气边界距离600~1000m,避射气藏底部1/5~1/3层段;控制构造高部位开发井的采气速度在6.5%~7.5%,边部位开发井采气速度在3%~4%。     

东海西湖开发区低产水气井出水层位判别技术

东海西湖开发区多井见水,气藏见水后单井产能明显下降,气藏采收率降低,如何及时采取卡水措施是困扰气藏开发控水稳产的难点之一。见水初期产水量小,常规生产测井曲线上没有明显的出水指示特征,难以准确判别出水层位。深入研究了生产测井曲线与裸眼测井曲线的差异特征,提出了一种基于伽马对比法的低产水气井出水层位判别技术,经实际生产措施验证,准确度高,操作简便易用,有效解决了低产水气井出水层位难以准确识别的问题,对其他地区气藏出水层位识别有较好的借鉴作用。     

南堡凹陷水驱油岩石电阻率变化特征研究

南堡凹陷低矿化度地层水条件下砂岩油层电阻率变化范围较大,当注入水矿化度接近或低于地层水矿化度时,水淹层与油层的测井电阻率差别较小,因此利用电阻率测井识别水淹层难度很大。在实验室模拟地下油层水淹过程,以多种矿化度水驱溶液分别驱替饱含油岩石,在驱替过程中测量岩石水驱油电阻率、含水饱和度和水驱倍数等参数,研究不同岩性、物性的岩石在多种矿化度注入水水驱油过程中电阻率的变化特征及其影响因素。通过分析试验数据,揭示了多种矿化度注入水水驱油岩石电阻率复杂的变化特征及其主要影响因素,为电阻率测井识别水淹层奠定了基础。     

束鹿凹陷古近系油气成藏模式与主控因素

在综合分析石油地质基本条件、油气分布以及预测油气优势运移通道的基础上,明确了束鹿凹陷古近系油气富集的主控因素。鼻状构造与断裂系统的交叉有利于圈闭形成,西斜坡内带的鼻状构造翼部易形成构造-岩性复合油气藏;断层连通性及生储盖组合控制油气的运移方式,古近系深层以平面侧向运移为主,浅层以断层的油气垂向运移为主,由此可建立深层侧向运聚、浅层垂向运聚等2种成藏模式;构造格局、岩相组合与油气源的空间配置控制油气分配,依据油气运移网络、储盖组合划分的成藏组合和成藏带中,成熟烃源岩体积与探明储量具有良好的正相关关系。综合评价认为,束鹿凹陷古近系以南洼槽周缘地区、西曹固西斜坡中段为岩性、地层圈闭,是油气藏的有利勘探区带。     

盘古梁长6油藏见效见水特征分析

盘古梁长6油藏是一个特低渗、低压、低丰度的"三低"岩性油藏,天然微裂缝和人工压裂裂缝发育,随着开发的不断深入,油藏进入中含水开发阶段,含水上升速度加快,主侧向井矛盾加剧,持续稳产难度加大。结合油藏地质特征与生产特征,该油藏见效特征规律分3种类型(上升型、稳定型、见水型),以见效稳定型为主。见水特征规律为大部分油井含水处于较低水平,产能较高,但伴随着含水率的升高,单井日产油量逐渐减小,且下降幅度较大。分析见水原因主要包括:裂缝沟通造成主向井含水快速上升;高渗带的影响;由于物性不均造成水驱不均,导致油井见水;中部高采出程度井含水上升;产液强度偏大造成含水上升。通过研究中含水开发阶段的见效见水特征并制定相应的治理对策,对油藏持续稳产具有重要意义。     

生产测井技术在低产水凝析气藏出水层位识别中的综合应用

气井出水导致单井产气量急剧下降,降低气藏的采收率。及时有效识别气井出水点,封堵出水层位,对控水增气及提高气藏采收率至关重要。东海地区为凝析气藏,单井产气量高,产水量低(10m~3/d左右),常规生产测井资料无明显出水特征,不能识别出水层位。当储层压力低于露点压力时,凝析气藏存在反凝析现象,进一步加大气藏出水识别的难度。生产测井技术是识别气井出水的有效手段之一,针对东海地区油气藏开发中存在的难题,通过对东海地区多口井生产测井资料深入分析,总结出一套适合东海地区的低产水凝析气藏出水层位识别方法。基于东海油气藏特征及地层水类型,提出了通过自然伽马对比法、温度测井法、产出剖面测井与饱和度测井技术结合的方法综合识别出水层位。研究结果表明,当气藏水型为氯化钙等高矿化度地层水时,可以通过对比生产测井自然伽马与裸眼井自然伽马曲线准确识别出水层位;在边底水自然水驱的气藏中,温度曲线可以较好地识别出水层位;饱和度测井可通过监测气藏含气饱和度变化识别出水层位。这3种方法都有一定的适用条件,出水层位识别需结合气藏实际开发情况,选择符合区域规律的方法。     

基岩气藏孔缝储层预测及主控因素分析

东坪地区位于柴达木盆地西北部阿尔金山前带，东坪气藏是国内近年来新发现的首个大型基岩气藏。岩心、薄片资料分析表明，东坪地区基岩岩性复杂，主要发育花岗岩和片麻岩，局部发育片岩。储集空间类型丰富，构造缝、溶蚀缝和溶蚀孔并存。研究表明，溶蚀作用形成大量基质孔，改善了储层物性，成为有效储层，而裂缝是关键因素，具有储集空间和渗流通道的双重作用，对于改善基岩储层的储渗条件起着重要的作用。针对研究区岩性和储层复杂的地质特征，充分利用高品质的宽方位地震资料，首先应用先进的流体活动性属性刻画溶蚀孔储层分布，精细描述储层空间形态分布特征；再利用曲率属性识别微小断裂的优势，准确描述基岩内幕裂缝发育的强度和方向；最后应用属性比例融合技术成果综合评价孔缝储层，明确储层的主控因素。     

珠江口盆地恩平凹陷海相三角洲岩性圈闭勘探的关键技术

通过对富生烃洼陷珠江口盆地恩平凹陷成藏条件的研究发现,珠江口盆地可能存在新的岩性圈闭类型为河道-间湾泥型、三角洲朵体型、孤立砂坝型.为了研究珠江口盆地恩平凹陷的岩性圈闭,针对性地创建了珠江口盆地恩平凹陷海相三角洲岩性圈闭评价体系,形成了系列关键技术,主要包括地震解释性处理技术(基于小波变换的分频技术、基于井控谱整形的拓频技术),高分辨率层序分析技术,高精度沉积演化分析技术以及有利砂体定量刻画技术(三维正演模拟技术、多属性分析技术、相控分频反演技术),以期为恩平凹陷岩性圈闭勘探提供技术支撑.利用上述4项关键技术对珠江口盆地恩平凹陷新近系海相三角洲岩性圈闭进行了研究,发现该区主要发育恩平24断裂构造带和恩平15潜山披覆构造带2大岩性圈闭有利区,恩平24断裂背斜构造带以高位域水下分流河道为主,恩平15潜山披覆构造带以高位域末端水下分流河道和海侵域三角洲前缘砂体为主.根据研究结果钻探的位于恩平15潜山披覆构造带的第一口岩性圈闭探井B1井取得了成功,证明了恩平凹陷岩性圈闭的潜力以及珠江口盆地恩平凹陷新近系海相三角洲岩性圈闭勘探技术的有效性,为确定研究区岩性圈闭目标提供了更为精确的技术基础.     

大庆外围三肇凹陷沉积体系及其对储层质量的控制作用研究

为了搞清三肇地区油气富集规律及有利油气富集区,针对该区沉积体系类型、砂体分布特征及成藏主控因素,分析了沉积体系与储层质量的关系。研究结果表明,三肇地区以浅水湖泊-三角洲沉积体系为主,受多物源控制,形成错叠连片的分流河道砂,主要呈条带状,河道规模小,砂体薄,物性差,地层岩性横向变化快;河道砂体岩性圈闭发育,主要形成岩性、断层-岩性油气藏,储层的质量明显受控于油藏的沉积体系。不同沉积微相类型具有不同的粒度、分选及杂质含量组合,影响着砂体的孔渗性。有利的沉积相带,其储层质量好,储集能力和渗流能力强,开发效果好。因此,应在研究沉积体系和成藏规律的基础上,优选有利的沉积相带进行开发。     

一种定量判别储层流体性质的新方法

在录井技术及常规测井难以有效确定储层的流体性质时，基于电缆测压取样，在地面进行油水样分离后，采用现场水分析技术和现场原油高温高压物性分析技术，可以快速有效地解决该难题。对于水样，利用现场水分析技术可以确定其离子组成、总矿化度以及泥浆滤液与地层水的体积，再根据图版法，可以计算出地层水在地层条件下的体积。对于油样，利用现场原油高温高压分析技术，可以确定原油的黏度、体积系数等高压物性参数，并计算出原油在地层条件下的体积。根据取样在地层条件下原油与地层水的比例，即可定量地确定储层的流体性质。该判别结果较目前测井解释结论进一步定量化，且可有效确定储层，特别是油水同层的含水比例或产水率，有效指导油田的勘探开发作业。     

松辽盆地北部三肇凹陷卫星油田扶余油层油气富集规律

在油气藏类型及分布规律研究基础上,采用油气分布与成藏条件叠合分析方法,对松辽盆地三肇凹陷源外斜坡区卫星油田扶余油层油气成藏主控因素进行了研究。结果表明,扶余油层发育断层-岩性、岩性和断背斜3种类型油气藏,其中受储层连通性差和多方位断层分割影响,断层-岩性油藏为最主要类型。扶余油层油气成藏主控因素为:三肇凹陷向斜区青一段优质烃源岩提供了油气富集先决条件;北西向断层密集带边界断层组成油气运移优势通道;断层密集带两侧反向断阶圈闭为油气主要富集部位,其中背形圈闭反转系数越大含油性越好。最终建立卫星油田扶余油层"源-路-圈"控藏的源外斜坡区油气成藏模式:源内向斜区优质烃源岩供烃-近源斜坡区分流河道"桥连"油源断层输导-源外斜坡区断层密集带正向构造圈闭聚油。     

孤东七区中后续水驱井网调整方式研究

针对孤东油田七区中聚合物驱后剩余油分布更加零散,挖潜难度增加的情况,应用油藏数值模拟的方法,进行注采井网调整的可行性以及调整方式的研究。研究结果表明,孤东油田七区中后续水驱阶段通过水井抽稀、油井局部加密的方式进行井网调整,可提高采收率1．68％,有效改善油藏开发效果。     

精细构造解释在深县凹陷分析中的应用

深县凹陷地质条件复杂,历经多期构造演变,断层繁多,是典型的断层控油区块。通过三维地震精细构造解释方法对研究区进行研究,采用精细层位标定技术和相干数据体技术等方法对深县凹陷的地层构造特征和构造演化情况进行分析,为该地区的进一步勘探开发提供科学依据。