川东地区长兴组缝洞型储层的识别

本文针对四川东部地区上二叠统长兴组(P_2~2)缝洞型储层的低孔、低渗及非均质性等特点,分析了影响这类储层识别的主要因素,提出了利用现有的地球物理测井手段定性识别储层的指标和定量综合识别储层的方法,这可望提高测试成功率。     

岩石龟裂系数法在火山岩裂缝储集层预测中的应用

 本文针对辽河东部凹陷油燕沟中生界火山岩的具体特征，采用纵波波速的比值——“龟裂系数”裂缝分析法［1,2,3］，研究了火山岩裂隙发育程度。综合龟裂系数裂缝分析及其他方法发现，该区中生界火山岩有效储集层的测井相特征主要表现为低密度、低中子、高声波时差和高伽马值等特征。此法的关键在于根据不同火山岩的岩性，选用合适的岩石骨架参数，在此基础上利用测井约束地震反演计算火山岩的层速度，进而计算出龟裂系数，然后根据已钻至火山岩井孔的测井相特征编制出火山岩预测厚度图。     

气藏凝析水引起的地层水矿化度淡化问题——以四川盆地新场气田须二段气藏为例

前人据研究成果提出了高温高压气藏地层水矿化度变化较大的认识,由此有可能得出与实际情况不一致的结论,其主要原因是忽视了低矿化度凝析水的影响。为此,利用四川盆地新场气田须家河组二段气藏投产以来获得的产出水样矿化度资料,研究了不同水气比阶段的井口水样矿化度特征,认为井口产出水样矿化度明显受到了凝析水淡化的影响,气藏井口产出水可以划分为凝析水、地层水及其两者的混合水。研究结果表明：①井口产出水矿化度随气井水气比增大而增高,由低矿化度凝析水向高矿化度地层水转变;②当气井水气比小于0.1 m³/10⁴ m³时,井口产出水为矿化度小于1 g/L的凝析水;③当水气比为0.1～0.8 m³/10⁴ m³时,水样矿化度介于凝析水和地层水之间,水样以混合水为主;④气井水气比大于等于0.8 m³/10⁴ m³时,水样最接近于地层水矿化度,凝析水对水样矿化度的影响可以忽略;⑤在排除凝析水淡化影响后,单一气藏地层水矿化度差异不大,新场气田须二段气藏变化范围在93.47～120.05 g/L之间。     

老区油藏高含水期剩余油分布研究

研究剩余油分布的方法较多,但较为成熟和公认的油藏数值模拟方法费时费力.根据平面径向流公式和物质平衡方程,结合含水饱和度与矿场生产资料的关系,推导出含水饱和度与含水的关系,采用流度系数结合孔隙度、含油饱和度劈分法和有效厚度分配法,预测单井在单层上的剩余油分布规律,可为下一步调整提供可靠的依据.该方法在实际应用过程中,取得了较好的效果.     

酸性气田井下油管腐蚀失效原因

某酸性气井在修井过程中发现油管串中上部腐蚀严重,油管管体已经由外壁向内壁腐蚀穿孔。采用化学成分分析、力学性能测试、金相检验、腐蚀产物分析(SEM、EDS和XRD)等方法对油管的腐蚀失效原因进行了分析。结果表明,H2S/CO2环境下导致的电化学腐蚀是油管腐蚀穿孔的主要原因。结合10a的油管腐蚀调查和管理经验,提出了相应的腐蚀控制建议。     

X8井气水产出关系分析

四川盆地XN气田香溪群气井开采过程中见水普遍，气井见水后产能迅速降低或水淹停喷；气藏水体活跃，气井产气量低、产水量高，气藏开发效率低、采出程度不高。在分析气藏开发地质特征基础上，重点解剖了X8井开发过程中气水产出量的变化。与一般的有水气井不同，X8井见水后，初期每次开井先产水再气水同产，后期每次开井则先产气再气水同产。通过对水体特征和驱动能量的研究认为气藏水体体积有限，水体主要靠分隔气弹性驱动能量作用产出。分析了隔气式气藏的气驱机理，很好地解释了X8井气水产出的复杂现象。     

主成分分析法在泥页岩地层岩性识别中的应用

泥页岩地层岩性复杂,非均质性强,利用常规测井交会图法识别岩性往往具有多解性和不确定性。依据主成分分析理论,建立多条测井曲线的主成分计算模型,主成分Y_1,Y_2,Y_3的累积方差贡献率可达91.39%,能够准确反映原测井曲线的全部有效信息。研究结果表明,主成分分析法能够有效识别泥页岩地层的浅灰色泥岩、黑色泥岩、灰色粉砂岩及细砂岩等多种岩性,回判率达90.37%。与常规测井交会图法相比,主成分分析法可靠性更高,在泥页岩储层研究领域具有较广泛的应用前景。     

川南地区嘉陵江组天然气气源研究

对川南地区下三叠统嘉陵江组烃源岩生烃条件、碳同位素特征、气源方向及运移通道作了分析研究，认为其自身生烃条件较差，气藏常规组分差异较大，高干燥系数与储量大小关系密切；烷烃类气体碳同位素特征分析证实该组气源与下伏上二叠统的烃源地层有关，混源特征明显；氩同位素特征表明该组气藏气源与二叠系具明显的亲缘关系；结合运移与聚集条件等分析确认该区嘉陵江组天然气主要来源于深层二叠系烃源层，储量大与混源密切相关；烃源岩内部断层是其主要运移通道。     

克拉玛依三_2区克下组储层挖潜

通过分析克拉玛依三2区克下组油藏的水淹特征,得出储层潜力主要分布在注采不完善区、构造的边缘地区、厚度较大油层的上部及分布面积小的砂体中,给出了储层潜力的挖潜方法,应用数值模拟软件对注采比、采液及采油速度、堵水压裂补孔、井网加密的效果进行了预测。研究结果表明:克拉玛依三2区克下组油藏合理注采比为0.95;在保持合理注采比的条件下,油水井堵水调驱可使含水率下降,地层压力和产量提高;井网加密可使含水率下降,且短时间内综合含水率上升缓慢,见水后含水率上升较快,采出程度提高。