- 张春梅;邹明德;王革;梁晓东;
大庆长垣扶余油层属于上源下储的"倒灌式"低渗透油藏。为了搞清油藏的油气输导体系和优势运移通道,通过油气成藏关键期的流体压力、断层输导性、构造诱导性及砂体连通性等因素分析,划分出油气运聚单元;通过排烃断层、砂体类型、构造诱导作用和过剩流体压力等因素分析,确定出优势运移通道。研究认为:油气运移通道的主控因素是流体压力驱动能力、砂体连通性和断层输导性;优势运移通道分为断层输导型、构造诱导型和流体驱动型;断层输导型优势运移通道发育于长垣西侧、杏树岗地区,主要由北西向断层与北北西向河道砂体构成,有利于油气的大量运移;构造诱导型优势运移通道发育于长垣西侧、高台子、葡萄花地区,主要由近东西向河道砂体构成,有较高的构造起伏,对古龙凹陷、三肇凹陷生成的烃类具有诱导作用;流体驱动型发育于长垣南部的扶余油层,主要由近东西向河道砂体构成,存在较大的流体过剩压力,对油气运移具驱动能力。
2016年04期 v.35;No.176 1-7页 [查看摘要][在线阅读][下载 2005K] [下载次数：211 ] |[引用频次：3 ] |[阅读次数：90 ] - 张博远;杨可薪;张顺;
应用钻井和测井资料区分地层及沉积环境,通过岩心观察和粒度分析判断沉积类型,用三维地震属性分析技术识别和刻画地质体,研究发现松辽盆地古龙凹陷上白垩统青山口组湖相区发育水道型浊积岩、带状浊积岩和湖底扇等3种类型浊积岩。水道型浊积岩发育在青山口组一段,以粉砂岩及细砂岩为主,沿古龙凹陷呈南北向线状展布,末端形成喇叭口状湖底扇,水道型浊积岩以形成低渗透岩性油藏为主,自然产能低,局部发育"甜点",需要储层改造才能获得较高产能;带状浊积岩发育在青山口组二段,岩性为粉砂—泥质粉砂岩,沿三角洲前缘向湖相区延伸,平面上呈宽带状,末端形成规模不等的湖底扇,带状浊积岩和湖底扇属于非常规储层,空间上相互叠置,形成连续型油藏,一般无自然产能,依赖水平井分段体积压裂才能获得工业产能。
2016年04期 v.35;No.176 8-14页 [查看摘要][在线阅读][下载 4079K] [下载次数：204 ] |[引用频次：5 ] |[阅读次数：63 ] - 卢曦;
以古城地区寒武系、中下奥陶统碳酸盐岩为主要研究对象,应用岩石普通薄片、铸体薄片、阴极发光和扫描电镜等实验分析技术,对研究区主要成岩作用类型及其对储层孔隙的影响进行研究。研究结果表明:古城地区主要的成岩作用有胶结、充填、硅化、压溶、溶蚀和白云石化作用,对于储层孔隙而言,胶结、充填、硅化和压溶作用是破坏性成岩作用,溶蚀和白云石化作用是建设性成岩作用,它们产生的溶孔、溶洞和裂缝是天然气的主要储集空间和运移通道。根据碳酸盐岩储层孔隙的特征,总结出古城地区储层发育灰岩溶蚀孔隙型、白云岩溶蚀孔隙型及白云岩溶蚀缝洞型3种孔隙类型。
2016年04期 v.35;No.176 15-21页 [查看摘要][在线阅读][下载 7282K] [下载次数：462 ] |[引用频次：24 ] |[阅读次数：103 ] - 曹宇;
为了分析南堡凹陷不同类型断裂对油气分布的控制作用,首先利用生长指数剖面法、主干断裂活动速率法和剖面伸展率法分析断裂的主要活动时期和各时期应力性质,然后在此基础上划分断裂系统,研究每套断裂系统对油气运聚的控制作用,分析下一步勘探有利区。研究认为:南堡凹陷断裂主要活动时期分别为古近系沙河街组三段、东营组沉积末期和新近系明化镇组沉积时期,其性质分别为伸展变形、走滑伸展和张扭变形;依据南堡凹陷断裂"3期3性质"的演化特征,可将断裂划分为6套断裂系统;第1成藏关键时期发育5套断裂系统,V型和VI型断裂系统起输导作用,第2成藏关键时期发育6套断裂系统,Ⅲ、V型和VI型断裂系统起输导作用;下一步勘探的重点应为高柳断裂以南中深部源岩层内Ⅰ、Ⅱ和Ⅳ型断裂系统控制的构造高部位。
2016年04期 v.35;No.176 22-27页 [查看摘要][在线阅读][下载 2565K] [下载次数：191 ] |[引用频次：18 ] |[阅读次数：84 ] - 赵井丰;
大庆长垣南部葡萄花及敖包塔地区构造上位于松辽盆地北部中央坳陷区大庆长垣背斜二级构造单元南部,主要目的层为姚一段的葡萄花油层。在分析各区带的油气成藏过程、油气藏形成机制和分布特点基础上,研究了葡萄花油层成藏模式。研究结果表明,构造主体及边部主要发育构造、构造—岩性以及岩性油藏3种油藏类型,其中构造主体大部分区块已探明开发,待评价区均处于构造两翼及斜坡区的构造—岩性及岩性油藏带内。进一步分析研究分段生长断层传递带控砂、异常高压成藏条件,提出了油藏评价工作的3个转变,为研究区评价部署指明了方向。同时,对研究区内油气成藏主控因素进行分析,明确了油气富集部位。
2016年04期 v.35;No.176 28-32页 [查看摘要][在线阅读][下载 803K] [下载次数：177 ] |[引用频次：5 ] |[阅读次数：61 ] - 黄伟;
方正断陷东部凹陷发育两套烃源岩,底部烃源岩为深灰色泥岩夹薄层煤的煤系地层,顶部烃源岩为半深湖—深湖相的深灰色泥岩,西部凹陷仅发育底部烃源岩,为煤系泥岩。以测井烃源岩评价为基础,采用地震相法在平面上追踪和预测了新安村+乌云组烃源岩的分布范围及厚度。烃源岩测井模拟和地震预测表明:底部有效烃源岩厚度较大,普遍大于40 m,东西凹陷带都有分布;顶部有效烃源岩厚度为30~60 m,主要分布在东部凹陷带的大林子次凹和德善屯次凹。有效烃源岩的分布规律和油气来源研究为油气勘探和石油地质综合研究提供了依据。
2016年04期 v.35;No.176 33-37页 [查看摘要][在线阅读][下载 3005K] [下载次数：97 ] |[引用频次：2 ] |[阅读次数：82 ] - 冷先刚;张志国;陈建文;段骁宸;蒲磊;吴小宁;
为搞清鄂尔多斯盆地合水地区庄73区块三叠系延长组长3_1油藏油气富集规律,在小层精细划分与对比的基础上,利用测井资料、重矿物分析及铸体薄片分析等,研究了沉积相和储层展布特征。结果表明:长3_1沉积物源方向主要为北西向和北东向;南部以分流河道、河口坝沉积为主,西北部、东北部以河道沉积为主,河道、分流河道、河口坝砂体为有利储层;长3_1油藏主要受储层和构造的控制,为构造—岩性油气藏。
2016年04期 v.35;No.176 38-42页 [查看摘要][在线阅读][下载 2221K] [下载次数：193 ] |[引用频次：7 ] |[阅读次数：68 ]
- 杜庆龙;
对于注水开发的非均质多油层砂岩老油田,搞清油水井的分层动用状况是有针对性地采取分层调整措施的前提条件。针对喇萨杏油田油层多、非均质性严重、开发时间长、层系井网复杂的特点,以精细地质研究成果和渗流理论为基础,首先提出了一套基于沉积相控的油水井注采关系的自动评价方法;然后综合考虑油水井的油层条件和开发条件,提出了基于井间非均质性的渗流阻力计算方法;最终实现了油水井注采关系的定量评价和注水井分层注入量、生产井分层产油量的计算。通过喇萨杏油田6个典型区块的评价,水驱控制程度统计精度达到95%以上,吸水剖面层段吸水比例符合率达到77.9%,小层累计注水量和累计产油量与数值模拟结果基本一致。根据评价结果,对5口井50个小层实施补孔、压裂等措施,取得明显的增油降水效果。该方法具有操作简便、实用、高效等优点,可广泛应用于多层水驱砂岩油田的注采关系评价、小层动用状况及剩余油研究。
2016年04期 v.35;No.176 43-48页 [查看摘要][在线阅读][下载 1170K] [下载次数：197 ] |[引用频次：25 ] |[阅读次数：62 ] - 何勇明;张天宇;李军;
为改善低渗透油藏开发中直井注入压力较高、注水效果较差的情况,利用水平井注水开发低渗油藏。前人推导的方程中没有同时考虑启动压力梯度、水平井段压降和油水两相渗流,但是在低渗油藏实际开发中,这3个因素都不能忽略。结合前人研究成果,推导出具有启动压力梯度、水平井段压降和油水两相渗流因素的井距计算方法。通过对比分析和实例计算,与前人公式的计算结果相比,同时考虑这3个因素的方程计算合理井距有所减小,更符合实际情况。
2016年04期 v.35;No.176 49-54页 [查看摘要][在线阅读][下载 856K] [下载次数：210 ] |[引用频次：5 ] |[阅读次数：69 ] - 胡广斌;卢祥国;张宝岩;胡勇;
中国致密油藏和特低渗透气藏的油气产量近年增加很快,多裂缝或缝网等大型压裂成为开采此类油气藏的重要手段。为了深入了解裂缝对油气渗流的影响,优化裂缝长度和开度等参数,以油藏工程理论为指导,以物理模拟为技术手段,开展了裂缝对致密油藏和特低渗透气藏储层渗透率和孔隙度影响实验研究。结果表明:随裂缝贯穿程度和开度增加,岩心孔隙度增大,但增幅较小;与孔隙度相比较,裂缝可明显提高岩心渗透性;当裂缝贯穿程度超过60%时,渗透率开始明显增大,当贯穿程度达到100%时,裂缝岩心渗透率要比基质岩心渗透率高10~1 000倍。
2016年04期 v.35;No.176 55-58页 [查看摘要][在线阅读][下载 837K] [下载次数：428 ] |[引用频次：12 ] |[阅读次数：57 ] - 邹慧杰;
徐深气田D区块为含底水的火山岩气藏,投入开发以来边部气井相继出水,致使气井产能大幅下降,影响气田开发效果。通过地质因素对气井出水类型进行定性划分,再通过动态因素和地质因素相结合,实现气井出水类型的定量划分;通过建立裂缝型水窜模型和孔隙型水锥模型,研究了基质渗透率、裂缝渗透率、水层物性和水体规模以及气井配产等静、动态影响因素对气藏水侵的影响。结果表明:D区块可分为裂缝型强水窜、裂缝型弱水窜、孔隙型强水锥、孔隙型弱水锥和孔隙水出水5种出水类型;构造位置低及气水层直接接触和隔层裂缝发育或大规模压裂沟通水层是气井出水的主要原因。
2016年04期 v.35;No.176 59-62页 [查看摘要][在线阅读][下载 847K] [下载次数：170 ] |[引用频次：8 ] |[阅读次数：72 ] - 周锡生;任佳维;郭成;曹晶晶;祖琳;张海霞;
大庆油田2010年以来实施了水驱精细挖潜示范工程,该工程相对一般水驱调整实施的油水井措施比例高、措施种类多,按照常规以措施投入产出比等单项指标不能系统和综合评价其不同措施及不同区块经济效益,为了给水驱精细挖潜油水井措施经济效益评价和优化措施提供更为有效的方法,研究形成了包括定义7个措施经济效益评价单项指标和综合评价指标在内的措施经济效益综合评价方法,该方法在长垣外围油田5个示范区措施经济效益评价和措施优选得到有效应用,对类似油田油水井措施经济效益综合评价提供了有效方法。
2016年04期 v.35;No.176 63-67页 [查看摘要][在线阅读][下载 762K] [下载次数：208 ] |[引用频次：12 ] |[阅读次数：62 ] - 周海菲;
为解决海拉尔盆地复杂断块油藏地质条件复杂、油藏埋藏深、产能差异大等带来的区块优选难度大、开发区块接替难、开发经济效益差等油田开发实际矛盾,开展了复杂断块油藏区块分类方法优选研究。运用层次分析法,优选储层评价参数,构建层次分析模型,建立判断矩阵,开展区块分类优选;运用经济评价法,结合开发概念设计及不同开发模式下开发经济界限研究,开展区块开发经济性评价分类。综合形成了复杂断块油藏区块分类优选方法,为海拉尔盆地复杂断块油藏储量评价及开发部署指明了研究方向。
2016年04期 v.35;No.176 68-73页 [查看摘要][在线阅读][下载 826K] [下载次数：175 ] |[引用频次：8 ] |[阅读次数：95 ] - 刘如俊;
常规水平井产能公式在实际应用中预测值偏高,压裂水平井产能公式中有关裂缝参数难以获取,急需建立适合大庆长垣外围油田的水平井初期产能经验公式。通过各因素对产能影响相关性分析,确定最终经验公式拟合以Borisov公式为基础,引入修正系数及压裂规模参数,实现对该公式中未考虑因素的拟合。应用2012年以前投产水平井相关数据,按射孔完井、穿层压裂及分段压裂3种方式分别建立了经验公式;利用2012年之后投产的水平井产能数据对所建立经验公式进行验证,相对于理论公式,经验公式更接近实际产量,可用于新区水平井产能预测。
2016年04期 v.35;No.176 74-77页 [查看摘要][在线阅读][下载 816K] [下载次数：161 ] |[引用频次：9 ] |[阅读次数：82 ] - 肖千祝;
喇嘛甸油田是非均质多油层砂岩油田,经长期注水驱替后地下油水分布十分复杂,剩余油在空间上呈高度分散状态。近年来实施了大量挖潜措施,有必要对特高含水期水驱开发效果进行分析与评价。选取递减率、含水上升率、存水率、地层压力和水驱控制程度等指标对开发效果进行评价。评价结果表明:自然递减率、含水上升率得到有效控制;存水率较高、地层压力保持合理水平,地层能量充足,具有较高生产能力;水驱控制程度高,各类油层得到有效动用;面临综合含水率高、剩余油分布高度零散、各层系各套井网含水率差别变小,水驱挖潜难度增大等问题。对油田水驱开发效果评价,为油田高含水期挖潜提供了科学指导。
2016年04期 v.35;No.176 78-81页 [查看摘要][在线阅读][下载 827K] [下载次数：197 ] |[引用频次：15 ] |[阅读次数：54 ] - 周磊;
喇嘛甸油田进入特高含水期,无效循环加剧,剩余油更加零散,开发调整难度进一步加大。为满足水驱开发调整需求,结合油田开发实际,对油田特高含水后期原有水驱注采调整标准进行完善研究。利用渗透率级差、变异系数与吸水砂岩厚度比例关系,建立层内和层间细分注水调整新界限。实施后,单层砂岩厚度由3.9 m调整到3.0 m,渗透率级差由4.5调整到4.1,变异系数由0.57调整到0.53,细分后砂岩吸水厚度比例达到86.6%;层间渗透率级差由3.8调整到3.3,变异系数由0.49调整到0.42,细分后砂岩吸水厚度比例达到85.7%。利用数值模拟方法,分析采收率、产出投入比与注采强度(产液强度)之间的关系,确定合理的注水强度(产液强度)界限,完善平面调整标准。精细调整后,累计控制无效注水167.46×10~4m~3,控制无效产液252.74×10~4t,增加有效注水88.61×10~4m~3,增加有效产液171.96×10~4t。
2016年04期 v.35;No.176 82-87页 [查看摘要][在线阅读][下载 910K] [下载次数：118 ] |[引用频次：12 ] |[阅读次数：72 ] - 朱苏青;王洪君;陈江;胡伟;
中东地区部分碳酸盐岩储层类型以孔洞型为主,裂缝不发育,具有高孔低渗的特征,与中国塔河油田缝洞型碳酸盐岩存在较大差异。为了提高对孔洞型碳酸盐岩油藏低速渗流规律的认识,通过对伊拉克HFY油田碳酸盐岩岩样开展单相油、单相水渗流实验和岩心压汞实验,分析基质型碳酸盐岩与孔洞型碳酸盐岩的低速非线性渗流特征。实验结果表明:孔洞型碳酸盐岩具有低速非线性渗流特征且与常规低渗砂岩不同,拟启动压力梯度与渗透率不存在线性关系。同时,由于孔洞型碳酸盐岩渗流孔道半径的多极化,导致其渗流通道在低速渗流区间存在逐级启动的现象,得出孔洞型碳酸盐岩存在拟启动压力梯度,但不存在真实启动压力梯度,并提出孔道全流动压力梯度的观念。所得实验结果对正确认识孔洞型碳酸盐岩低速渗流机理以及合理开发碳酸盐岩油藏提供了技术支撑。
2016年04期 v.35;No.176 88-92页 [查看摘要][在线阅读][下载 869K] [下载次数：336 ] |[引用频次：10 ] |[阅读次数：91 ] - 杨丰瑞;
凝灰质储层由于胶结松散,遇水易分散,基质含量高,孔隙发育程度和连通性差,勘探开发难度较大。以海拉尔贝16断块兴安岭油层为目标区块,从兴安岭群油层的物性与岩性特征入手,系统论述了兴安岭群黏土矿物分布特征并着重研究了储层的伤害机理与防治措施。矿场应用结果表明,筛选出的3种黏土稳定剂,QY-138号黏稳剂与凝灰质储层的配伍性最好。研究成果为海拉尔兴安岭凝灰质储层注水开发提供了理论指导。
2016年04期 v.35;No.176 93-97页 [查看摘要][在线阅读][下载 824K] [下载次数：121 ] |[引用频次：0 ] |[阅读次数：86 ] - 陈宝玉;
喇嘛甸油田水驱进入特高含水期后,剩余油高度零散,无效注采循环严重,导致无效注采控制难度越来越大。因此,亟需研究无效循环精细识别方法,落实无效循环分布状况,为无效循环治理提供指导。以油田水驱北西块一区为例,应用多学科手段开展无效循环识别研究,在单砂体精细解剖及完善分层注采量劈分方法的基础上,以累计注水倍数、累计产液倍数为主要判定参数,结合数值模拟成果,分析在无效循环形成后相应累计注采倍数的界定值,实现无效循环定量识别,为指导水驱控水调整奠定了基础。
2016年04期 v.35;No.176 98-101页 [查看摘要][在线阅读][下载 848K] [下载次数：101 ] |[引用频次：6 ] |[阅读次数：67 ] - 贺沛;周德胜;
同步压裂是对两口或两口以上基本平行的水平井的对应井段同时进行压裂施工,以期获得更好的单井产量、提高采收率。以边界元方法中位移不连续法为基础,根据岩石断裂力学,结合裂缝转向机理建立一个平面二维模型,模拟研究两口井同步压裂时裂缝的延伸,对比相同条件下单井压裂时裂缝的延伸情况,讨论缝内净压力和缝间距对裂缝延伸路径的影响。研究表明:在相同的条件下,同步压裂比单井压裂更容易使裂缝发生偏转;同步压裂时裂缝相互吸引、靠近,单井压裂时裂缝相互排斥、远离;缝内净压力对裂缝偏转的影响大于缝间距。该研究为致密油以及页岩气实施同步压裂提供了理论依据与参考。
2016年04期 v.35;No.176 102-108页 [查看摘要][在线阅读][下载 1206K] [下载次数：400 ] |[引用频次：11 ] |[阅读次数：54 ] - 陈德春;姚亚;韩昊;付刚;宋天骄;谢双喜;
针对目前涡流工具排水采气工艺设计理论缺乏,现场应用与分析主要依据经验而影响应用效果等问题,基于相似理论建立了气井生产模拟实验装置,实验研究了涡流工具的排液效果,分析了不同结构参数对排液效果的影响。结果表明,气井井筒加装涡流工具后能够有效提高气井的排液能力,相同气量下平均提高携液量26.7%,降低临界携液流速19.8%;槽深越小,排液效果越好;减小螺旋角会减弱排液效果,最好选取60°螺旋角;槽宽为48 mm时,携液量较高,临界携液流速较低,排液效果较好。
2016年04期 v.35;No.176 109-112页 [查看摘要][在线阅读][下载 902K] [下载次数：217 ] |[引用频次：9 ] |[阅读次数：71 ] - 李丹;
常用压缩式封隔器的技术结构普遍是坐封时用解封销钉来锁住整个坐封机构,保持胶筒压缩,解封时通过剪断这个销钉实现胶筒的释放。如果解封销钉小一些,注水过程中外压升高时,销钉常常会自动剪断使封隔器解封;如果加大销钉,每一级封隔器解封力增大,导致管柱上提力逐渐增加,致使解封困难。针对这个问题,通过改变封隔器的技术结构,使坐封机构和解封机构脱离,研究设计了能实现逐级解封的注水井可洗井封隔器,从而改变了常规水井封隔器管柱上提整体管柱、封隔器胶筒同时摩擦套管壁的概念,每级封隔器单独承受上提管柱的解封力,从最上一级封隔器开始依次解封。现场应用表明,逐级解封封隔器实现了管柱在封隔器逐级解封的情况下小载荷起出,从而有效地解决了管柱无法顺利起出的问题,为多层段细分注水提供了技术保障。
2016年04期 v.35;No.176 113-116页 [查看摘要][在线阅读][下载 961K] [下载次数：172 ] |[引用频次：15 ] |[阅读次数：58 ]
- 范飞;李振春;高赞;
高陡复杂构造区域是油气勘探的重点和难点区域,逆时偏移成像技术是实现高陡复杂构造成像精度最高的成像技术之一。有效去除偏移剖面中的成像噪声,保持地震振幅信息是实现复杂构造精细成像的关键。在分析逆时偏移噪声产生原理的基础上,从波数域与空间域的关系分析了噪声的特征,提出了高阶微分去噪方法。台阶模型和高陡复杂岩丘模型应用结果表明:该方法能有效去除成像噪声,恢复高陡复杂构造形态,保持地震振幅和相位信息,可以应用于构造解释和储层预测中。
2016年04期 v.35;No.176 126-131页 [查看摘要][在线阅读][下载 2053K] [下载次数：94 ] |[引用频次：3 ] |[阅读次数：73 ] - 吕金龙;
当地层中存在过渡岩性(粉砂质泥岩、泥质粉砂岩)时,各种岩性之间形成波阻抗差,造成了实际地震资料中的同向轴不是砂、泥岩之间的分界面,而是多种岩性共同影响的结果,从而影响地震资料对砂岩储层的预测能力,降低了储层预测的可信度。利用测井解释成果得到岩性波阻抗曲线,通过岩性波阻抗曲线和测井波阻抗曲线与空变子波分别进行三维正演模拟。将2种不同正演结果进行对比分析,确定二者之间的差异并利用其确定过渡岩性影响的区域和范围,通过处理和计算屏蔽过渡岩性在地震资料中的影响,得到高可信度的地震资料;然后通过分区分时窗提取地震属性,预测储层的分布特征及范围。应用该方法提高了储层预测可信程度,改善了储层预测效果。
2016年04期 v.35;No.176 132-136页 [查看摘要][在线阅读][下载 1083K] [下载次数：120 ] |[引用频次：6 ] |[阅读次数：77 ] - 李文龙;
为进一步提高密井网区砂体刻画精度,采用井震结合地震趋势引导、曲线定相、厚度参考和模式预测4个关键步骤,从砂体展布趋势与沉积期次、微相边界位置、井间连通状况和砂体展布规模4个方面对研究区不同类型砂体进行精细刻画,并从储层空间结构演变与地震反射效果的对应关系角度评价技术的适用性。结果表明:宏观砂体分布的变化集中出现在废弃河道、河间砂体、河道边界、窄小河道走向、不同期次河道叠加演化5种情况;存在5类储层结构形成有效地震反射,分别是最大水退期、上部层位快速水退、水进阶段较大水退期、水进阶段稳定期和水退阶段较大水进期,而水进水退的过渡位置受临层厚砂体影响地震反射效果不好,该对应关系的提出,有利于推动技术有形化,加深地质认识程度。
2016年04期 v.35;No.176 137-142页 [查看摘要][在线阅读][下载 3187K] [下载次数：136 ] |[引用频次：9 ] |[阅读次数：68 ] - 罗艳玲;
喇嘛甸油田开发至今,剩余油已高度分散,开采难度逐步加大。针对喇嘛甸油田"砂包泥"型储层非均质性强、砂体分布复杂的特点,探索研究了井震结合储层砂体反演预测方法。主要采用曲线重构随机反演方法识别砂岩及其有效厚度,运用井震反演结果分析单期河道砂体垂向叠置关系、河道砂体几何形态及单期河道边界,确定量化识别河道砂体的技术标准,制作沉积相修正图版,归纳出河道连续性、河道规模和河道组合3种模式,结合井点资料的相别,对各类微相的组合形态进行有效预测,从而揭示了沉积微相平面展布情况,提高储层描述精度。经喇嘛甸油田井间沉积微相的识别及验证,预测方法具有一定的推广价值。
2016年04期 v.35;No.176 143-146页 [查看摘要][在线阅读][下载 1382K] [下载次数：173 ] |[引用频次：16 ] |[阅读次数：51 ] - 张姮妤;高庆冕;齐秀丽;
油田进入高含水开发阶段,油层的物理性质发生了很大变化,其中薄差水淹层测井响应特征与中、高孔渗透率储层或厚油层存在明显差异,水淹层解释精度一直不能满足油田开发需要。从薄差层测井响应特征及其形成机制入手,分析其主要影响因素,提取有效特征参数。通过地层压力参数分析,明确了薄差层常出现地层压力异常增大现象及对水淹状态的平面区域控制作用,以压力特征参数对储层进行分类处理,从而提高了解释符合率。选择较为适当的Fisher判别方法建立水淹层判别模型,使薄差层测井解释符合率达到80%,较现用方法提高了10%。研究成果对老油田开发及解释技术研究都具有重要意义。
2016年04期 v.35;No.176 147-151页 [查看摘要][在线阅读][下载 767K] [下载次数：181 ] |[引用频次：12 ] |[阅读次数：81 ] - 王淑萍;
针对大庆油田高含水开发期的动态监测问题,研制了新的阵列探针产出剖面测井仪。通过室内模拟井标定和235口井的现场试验评价了仪器的性能。仪器具有很好的重复性和一致性,可靠性强,测井成功率高,测量误差小,含水率平均误差小于5.0%。仪器能够在含水率高于50.0%的油水两相流的生产井中应用,尤其在流量大于10.0 m~3/d且含水率高于95.0%的生产井中应用效果更好,含水率测量更准确。但该仪器仍然受井筒产气或脱气的影响,建议增加光纤探针短节,确定流体的产气率,提高三相流体的解释精度,扩大仪器的适应范围。
2016年04期 v.35;No.176 152-155页 [查看摘要][在线阅读][下载 767K] [下载次数：111 ] |[引用频次：11 ] |[阅读次数：98 ]
- 李帅;丁云宏;才博;何春明;刘广峰;
致密油藏储层渗透率极低,大规模水平井体积压裂已成为其最有效的开发手段。体积压裂明显区别于常规压裂所形成的双翼对称裂缝,可沟通天然裂缝,形成错综复杂的裂缝网络,这使体积压裂井与常规压裂井的数值模拟方法迥异。为对天然裂缝发育储层的体积压裂水平井进行有效的数值模拟,采用了"双重介质+缝网加密"的方法,即将SRV区(体积压裂改造区)建为双渗模型,并对SRV区进行缝网加密,分别模拟人工主缝、二级缝网和天然裂缝。再由试井解释结果预估一组缝网参数,然后通过自动历史拟合进行反演、修正,获得等效缝网。该模型生产预测参数与油田实际生产数据符合程度较高,具有可行性。利用该模型进行了井底流压分析,并划分出了5种流态。
2016年04期 v.35;No.176 156-160页 [查看摘要][在线阅读][下载 1019K] [下载次数：574 ] |[引用频次：27 ] |[阅读次数：113 ] - 梁宏儒;薛海涛;卢双舫;唐明明;陈玉明;赵宏宇;
为了快速准确地找出水平井井网设计和CO_2吞吐增产工艺措施中的关键影响因素、确定合理的参数,以有效提高产能,针对松辽盆地南部扶余油层致密油藏特点,采用正交试验设计方法,应用油藏数值模拟技术对井网形式、井网参数以及CO_2吞吐工艺参数进行优化研究。结果表明,穿透系数(缝长/井距)和井底流压是影响松辽盆地南部致密油藏水力压裂水平井产能的主要参数,优选交错式井网,其井网参数为:水平井段长度1 000 m,井距300 m,排距200 m,穿透系数0.8;衰竭式开发到初始地层压力50%时进行CO_2吞吐,注气速度为3 000 m3/d,单周期注入40 d,浸泡20 d,开井生产100 d,控制井底流压3 MPa。水平井大规模水力压裂后,采用CO_2吞吐增油效果明显,对致密油藏增产具有重要的意义。
2016年04期 v.35;No.176 161-167页 [查看摘要][在线阅读][下载 929K] [下载次数：727 ] |[引用频次：23 ] |[阅读次数：93 ] - 付丽;梁江平;白雪峰;郭振;
致密油已成为松辽盆地重要的接替资源。为搞清致密油资源潜力、资源分布,有效指导致密油勘探,对扶余油层致密油进行了资源评价。根据研究区致密油的勘探程度,应用分级资源丰度类比法和小面元容积法,在地质特征和成藏条件研究基础上,依据储层物性和含油性对评价区进行分级,开展扶余油层致密油资源量计算。结果表明:扶余油层致密油地质资源量为10.5×10~8~11.15×10~8t,其中以I类资源为主,Ⅰ类资源量约为Ⅱ类资源量的2倍;资源量分布由大到小依次为三肇凹陷、大庆长垣、龙虎泡阶地、古龙凹陷、朝阳沟背斜和齐家凹陷,其中三肇凹陷资源量占致密油总资源量31%以上,大庆长垣占总资源量27%。研究指出三肇凹陷和大庆长垣不但致密油资源丰富而且资源品质较好,是下一步重点勘探区域。
2016年04期 v.35;No.176 168-174页 [查看摘要][在线阅读][下载 924K] [下载次数：345 ] |[引用频次：16 ] |[阅读次数：89 ] 下载本期数据