火山岩内幕型储层特征与主控因素——以准噶尔盆地滴南凸起滴水泉西断裂下盘为例

随着火山岩油气藏勘探开发的持续推进,已证实在距离火山岩风化壳较深的“内幕”同样具有形成大规模油气藏的潜力,但由于其成储机理与风化壳储层截然不同,目前对火山岩内幕型储层特征、主控因素及分布规律的相关研究仍处于起步阶段。文章以准噶尔盆地滴南凸起滴水泉西断裂下盘为例,基于岩心薄片、物性、测井及地震资料,开展火山岩内幕型储层识别与深度划分、岩性岩相及物性特征分析,明确火山岩内幕型储层发育的主控因素。研究结果表明：（1）内幕型储层主要分布在不整合面以下250～600m的范围内。（2）有利岩相（岩性）主要为爆发相热基浪亚相（含角砾凝灰岩）、爆发相空落相亚相（凝灰岩质角砾岩）。（3）储集空间以溶蚀孔为主,其次为构造缝。（4）有利储层主要控制因素为古地貌、断裂分布、火山口分布、火山喷发期次等,具体表现为：火山口附近相对低洼的凹槽带是内幕型储层发育的有利场所;近火山口处及断裂附近内幕型储层相对发育;内幕型储层纵向分布受火山活动旋回的影响,上覆烃源岩层的火山岩内幕岩体更容易被改造为内幕型储层。     

裂缝性火山岩油藏注水开发特征—以克拉玛依油田一区石炭系油藏为例

克拉玛依油田一区石炭系油藏属低孔、特低渗透且裂缝发育的非典型双孔介质火山岩油藏。衰竭式开采产量递减大,采收率低。注水开发具有见效反应弱,含水上升快,水驱控制程度低的特征,注水后油藏能量得到补充,递减减缓,采收率提高2倍多,注水开发取得了成功,其开采经验可为此类油藏的开发提供借鉴。     

砾岩油藏历史拟合方法——以五2西区克下组油藏为例

砾岩油藏非储集层砂体吸水会造成模拟压力偏高，从而影响了砾岩油藏历史拟合的精度，利用油藏数值模拟手段，通过设置虚拟层及虚拟井技术，计算出了非油层的吸水量，为合理确定单井及区块配注量提供了依据。通过对克拉玛依油田五2西区克下组砾岩油藏及各单井主要指标的生产历史拟合，修正了地质模型和生产动态模型，更好地反映了该油藏的均质性，提出了这类油藏的开发调整方案，并经实施符合率高，效果较好。     

呼图壁气田地层水分布及水侵模式

呼图壁气田是存在边底水的贫凝析气藏,目前开发进入稳产后期,部分气井开始见水,但地层水的分布及规模尚不清楚,这对气田的持续开发不利。通过背斜构造、断层和储集层非均质性等地质因素对地层水的分布进行了分析,对水侵特征进行了总结,认为气藏水侵具有差异性,各气井见水具一定的时间和空间顺序,水体总体由西向东向气区范围推进。结合各气井的水侵特征,将气藏水侵分为边水横侵型、底水锥进型、底水纵窜型和边底水横侵型等4种主要模式。     

准噶尔盆地西北缘克82井区逆掩推覆构造特征及勘探潜力分析

克82井区在西北缘前陆冲断带挤压作用影响下,东部斜坡区发育克82井东1、2号断裂带两条逆掩推覆断裂,沿P1j2地层层间由南向北推覆,侧向推覆距离较长,对下部油气起到有效的封盖作用。该区域油源充足,断裂带处于油气优势运移范围内,P1j21-1-P1j21-2砂岩储层物性情况良好,易形成有利的构造圈闭,具有勘探价值。     

油嘴-压差法在计量蒸汽流量中的应用

根据孔板计量的原理和基本方程，针对蒸汽－水两相的可转化特性，引入了校正系数K，通过单炉对单井方式注汽试验求取了K值，进而用油嘴－压差公式求出了不同油嘴、温度、压力和压差下的蒸汽流量。现场应用误差小于10％，基本满足了实际生产的需要。     

裂缝性火山岩油藏注水开发特征--以克拉玛依油田一区石炭系油藏为例

克拉玛依油田一区石炭系油藏属低孔、特低渗透且裂缝发育的非典型双孔介质火山岩油藏.衰竭式开采产量递减大,采收率低,注水开发具有见效反应弱,含水上升快,水驱控制程度低的特征,注水后油藏能量得到补充,递减减缓,采收率提高2倍多,注水开发取得了成功,其开采经验可为此类油藏的开发提供借鉴.