牛心坨潜山岩石类型与测井响应关系研究

牛心坨潜山油藏有着丰富的油气资源,但随着牛心坨潜山油藏不断深入开发,不同类型岩石储层的产量却有着明显的差异,混合岩和混合花岗岩产量远好其他岩性。由于测井系列的不同,导致部分油井的储层岩性类型差别较大。因此有必要对牛心坨潜山岩石的测井曲线开展研究,通过对潜山变质岩石测井数据的研究,得到了不同岩石类型的测井曲线特征,对潜山主要变质岩和岩浆岩进行区分识别,并对全部潜山储层的岩性重新划分,对牛心坨潜山油藏的下步挖潜具有重要意义。     

延73井区长6储层保护技术研究

七里村油田延73井区位于陕西省延安市延长县郑庄乡境内,区域构造位置为鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部。长6储层平均孔隙度为8.80%,渗透率为0.8×10-3μm2,为典型浅埋藏、低压、低产、特低孔、特低渗岩性油藏。在开发过程中存在不同程度的油气层损害,因此对储层特征进行研究,寻找有效的储层保护技术措施,对油田科学持续发展具有重要指导意义。     

埕海潜山油气成藏条件与缝洞预测

埕海潜山位于歧口凹陷南部埕海断坡区,由一系列北东展布的前古近系潜山构造组成,该区紧邻歧口生烃凹陷,发育多套优质储层,是油气运移和聚集的有利地区.2009年针对其中部的张东潜山高部位部署风险探井g1井,于上古生界奥陶系峰峰组试油获得高产气流,证实了埕海潜山良好的勘探前景.本文深入研究了埕海潜山构造、储层和油源等油气成藏关键因素,并在此基础上,充分利用叠前地震资料提取振幅和频率类属性,开展奥陶系灰岩储层缝洞预测,对下一阶段预探目标评价具有重要意义.     

锦州25-1南X井区潜山油气藏精细评价技术与实践

锦州25-1南是渤海首个规模性潜山油气藏开发油田,目前已累计投产36口井,是渤海最大的生产潜山裂缝性油藏。随着勘探区域的不断扩大及勘探井网的多次加密,在精确判定潜山内幕带优势储层发育位置及流体界面等问题上仍存在诸多困扰。依托该区域已钻井及围区新增勘探井为数据体,通过对已钻井的随钻气测、工程参数及地化录井等数据进行深入分析,引入储层评价系数,建立参数模型及评价图版,实现了储层快速评价及潜山流体类型的识别。该方法成功实现了锦州25-1南太古界潜山评价目标,X井区油底加深136 m,同时该方法为后续渤海油田锦州25-3区块及渤中26-6区块太古界潜山综合高效开发评价提供关键技术支持。     

吴仓堡区水平井开发效果评价及治理对策研究

吴仓堡区长611、长612油层组在区域内连片分布,储层有效厚度大,含油性好,试采试油效果好。长611油层组厚度8～14m,渗透率0.89mD,长612油层组厚度14～20m,渗透率0.88mD,属于特低渗储层。从2006年10月2日第一口水平井吴平6完钻以来,目前我们新寨作业区已有16口水平井投产,平均水平段长380m,钻遇油层为333.7m,油层钻遇率达到86.9%。水平井平均单井日产油3.98t,综合含水28.3%,相对初期水平产能总体仍然偏低。2012年通过开展水平井专项治理：实施水平井压裂、找水、酸化、刮削、加深、注水井深部调剖、注采调整等综合性措施,提高水平井单井产能,本文主要是对以上措施效果进行评价,并制定相应的治理对策。     

鄂尔多斯盆地永宁油田南部区块储层特征

永宁油田南部区域勘探以来,多口探井分别在长2见油气显示。为实现南部区域的高效开发,通过常规测试方法结合先进的分析理论,针对区块主力层系长2储层,开展储层岩石学特征及物性特征研究。综合分析发现该区域储层岩石以长石砂岩为主,孔隙度、渗透率较低,储层非均质性强,属于典型特低渗透砂岩油藏。     

辽河油田潜山储层气体钻井适应性研究

辽河油田经过多年开发，多数油区地层压力逐年呈降低趋势，易发生并漏、井塌及卡钻等事故，完井固井阶段常出现水泥浆低返，储层伤害等问题、利用气体钻井技术，能够克服上述问题并且最大限度地提高潜山油气藏机械钻速，保护油气藏．降低钻井成本对辽河油田适于采用气体钻井的潜山储层进行了深入分析，为提高辽河油田潜山油藏勘探开发效果提供了依据。     

黄骅坳陷埕海潜山带奥陶系气藏特征

埕海潜山带位于黄骅坳陷东南缘,是具有古生界基底的大型潜山披覆构造带,该区邻近歧口生烃凹陷,发育多条油源断层,奥陶系碳酸盐岩储层裂缝较为发育,具备潜山油气藏形成的有利条件,其巨大的油气资源潜力已在近年来的勘探实践中获得证实。本文在总结前期研究成果基础上,深入分析埕海潜山带气（油）源、储层、盖层和圈闭等气（油）藏特征,对埕海潜山带深层油气藏勘探、评价工作有重要的指导和借鉴意义。     

乳液分流酸化技术影响因素

乳液分流酸化技术解决了油田储层非均质性强、层间矛盾突出、油井酸化后含水大幅上升、增液不增油的问题。文章通过对各施工井的分流压力增长量、酸化复产后产液含水率等参数对比分析，研究了储层渗透率、岩性、温度、地层流体含水率以及乳化分流液性能对分流酸化效果的影响。结果表明储层渗透率对分流效率影响较大，地层流体含水率越低分流酸化后控水效果越显著，乳液分流酸化技术适用于含水率在60%以下、渗透率在500 mD以下的非均质性强储层。     

潜山油气运移条件分析与研究——以辽河西部西斜坡为例

本文主要以辽河油田西部凹陷西斜坡为例,对潜山油气运移的条件进行了分析研究,首先阐述了西斜坡潜山圈闭的概况,然后从油气运移的主要方向和油气运移的主要路径两方面来进行分析和研究,发现辽河西部凹陷西斜坡潜山的油气以侧向运移为主,油气沿凹陷上倾方向,由洼陷至斜坡、由低至高、由近油源圈闭向远油源圈闭运移,油气运移的主要路径有潜山、断面、不整合面。     

定边油田长2特低渗砂岩储层成岩作用及物性影响因素

通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X衍射及物性分析等多种分析测试手段,对定边油田长2特低渗砂岩储层成岩作用及物性演化历史进行了研究。结果表明:长2砂岩储层经历了机械压实、胶结和溶蚀等多种成岩作用,其中压实作用是减少储层孔隙的主要因素,胶结作用进一步强化了储层孔隙损失率,而溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性。长2砂岩储层主要处于中成岩阶段A期,储层孔隙演化与成岩作用过程和历史密切相关,经计算压实损失的孔隙度为22.18%,胶结损失孔隙度为5.26%,溶蚀增加孔隙度为3.18%,最终计算长2砂岩储层孔隙度定格为16.14%,与实测平均孔隙度值16.04%较一致,成岩作用的剖析与孔隙定量演化为评价和筛选有利储层提供了地质依据和技术支持。     

孔店—军马站潜山构造带目标搜索与综合评价

孔店—军马站潜山带位于沧东凹陷东北部,发育多个局部高点组成的北东向展布的大型背斜带。该潜山是大港探区的重要潜山之一,是多期构造运动叠合的产物。本文分析了不同期次的构造运动对潜山演化所造成的影响及对圈闭形成产生的作用。系统论述了该区的构造特征、储层特征、圈闭类型及成藏条件。并在此基础上指出下步勘探的有利方向。     

龙凤山气田气藏解剖及开发优化研究

龙凤山气田位于松辽盆地长岭断陷南部的龙凤山次凹,2010年、2012年部署探井北1、北2井获得油气显示后,2013年实施评价井北201井,营城组见良好油气显示,其中营城组Ⅳ砂组段测试日产气量5.7×104～6.1×104m~3。营Ⅳ砂组气层为龙凤山气田主力气层,平均孔隙度为8.7%,平均渗透率0.56×10-3μm~2,属于特低孔、特低渗储层。营Ⅳ砂组整体为构造背景下岩性气藏,以凝析气藏为主。气田开发至今,已出现反凝析现象,导致气井产能、渗流能力降低,气井动态储量减小,采收率降低,同时储层的压力敏感性导致气井无阻流量下降。针对这些问题,本次研究提出了一系列解决方法,包括临界携液流量配产、数值模拟技术优化采气速度、小油管排液采气、建设低压生产流程等,目前已有部分方案取得初步成效。     

苏里格南合作区块致密砂岩储层微观特征及评价

盒8段和山1段是苏里格南合作区块主要开发目的层,也是该气田主力产气层段。从沉积岩石学特征入手,综合应用铸体薄片、扫描电镜、孔渗试验等岩心分析化验资料,利用数理统计方法,对苏里格南区块盒8、山1段致密砂岩储层的微观特征进行了分析研究,并分析其对储层物性的影响。根据岩心分析试验的孔隙度和渗透率将目的层分为3类,其中I、II类储层是研究区开发的优质储层,是增储上产的主要目的层。     

毛8块稠油水平井开采技术研究与应用

毛8块位于查干凹陷乌力吉鼻状构造带中南部，含油面积1．93姘，毛8块属于普通稠油油藏，油藏埋藏中深，地层温度低，地层温度下原油黏度高，流动阻力大，储层压力系数低，储层孔隙度、渗透率低，生产压差小，开发难度大，本文主要以毛8块稠油开发井型主要以水平井为主，蒸汽吞吐、水平井均匀注气、储层注CO2以及井筒举升等工艺技术优化参数的研究与应用，成功解决了毛8块稠油油藏开发的难题。     

港西一区一断块提高采收率技术对策研究

港西一区一断块构造位于黄骅凹陷中部,北大港二级潜山构造带西段,是港西古凸起基底上发育起来的上第三系油气藏。油层非均质程度比较高,孔隙度平均为31%,渗透率平均为750.5×10-3u m2,平面上岩性变化较大,呈透镜体状分布,非均质性较强。目前已经进入高含水后期开发阶段,区块的综合含水高达90%以上,主力砂体水淹严重。针对这一问题,2014年对港西开发区一区一断块进行剩余油分布及开发技术对策研究,开展有利砂体潜力分析及调整,确定潜力目标区,结合井网重组调整,达到提高采收率的目的。     

最小流动孔喉半径法求取滩相储层有效下限

川东北普光气田下三叠统飞仙关组储层主要是台地边缘鲕滩沉积,该气藏储层的储集空间类型复杂非均质性较强,在后期开采过程中,部分出现高孔高渗的储层采气量低、低孔低渗段采气量较好的现象,严重影响到开发井位设计和产能评价等。有效储层下限标准的研究是划分有效储层的基础,是评价储层储量最有效的方法。因此,文章基于岩心分析资料,运用压汞实验对飞仙关组滩相开展储层物性下限研究,探寻出非均质性碳酸盐岩储层的渗透率下限定为0.03×10-3μm2,孔隙度下限定为3.2%,以最大限度的接近储层与非储层的界限,为油田的油气开采层位选定提供依据。     

关于胜利油田特低渗透油藏开发技术思路的探讨

特低渗透油藏属于基质渗透率较低的油藏,也可称之为低渗透的砂岩油藏。按照具体的生产特征及油层平均渗透率的大小,低渗透储层具有以下几种：一般低渗透储层、特低渗透储层、超低渗透储层。本文以胜利油田作为研究对象,对胜利油田特低渗透油藏开发技术思路进行分析,旨在为油田低渗透油藏提供一定的技术支持与参考。     

低渗透储层测井技术研究

本文分析了我国低渗透储层受沉积和成岩过程的影响,造成储层中存在渗透率、孔隙度差和油藏类型单一等特征以及我国在低渗透储层测井工作中存在的许多困难.进而提出包括阵列感应成像测井、微电阻扫描成像测并、核磁共振测井技术在内的低渗透储层测井新技术.     

天然气储量经济价值的影响因素探讨

分析了我国天然气储量经济价值和经营效益的基本概念和制约因素,探讨了影响我国天然气储量经济价值的地质因素,指出对开发投资、生产成本影响比较大的因素是储层深度、地理因素以及相应的储集层物性参数;对天然气生产产量影响比较大的因素是储层丰度、有效厚度、储层孔隙度、渗透率以及气藏类型等。由此以国家千米井深日产量评价标准为基准值,探讨了不同气区不同类别天然气藏的投资成本、价格的加权因子以及经济价值判别的加权计算公式,得到不同区域天然气经济价值的判别标准,并以一些典型天然气藏为实例作了分析。