二次加密井油层动用状况调整

1.影响二次加密井油层动用的原因分析从油层动用状况统计结果可以看出,二次加密井的油层动用程度低是影响产能的主要因素。从二次加密井射开的油层特点来看,主要以三角洲内前缘表内席状砂多呈破席状和表外层为主,油层物性较差,渗透率级差大,纵向上剩余油分布零散,射孔井段长,平     

大庆长垣以西地区低阻油层解释方法

本文针对大庆长垣以西地区低阻低阻油层的特点，以储集层的常分析资料确定视束缚水饱和度，结合电性资料，建立油层产液类型图牌，应用效果较好。     

喇嘛甸油田储层动用状况及综合调整方向

针对喇嘛甸油田特高含水期剩余油高度分散及挖掘潜难度增大的实际状况，在精细解剖各类储层基础上，对河流－三角洲沉积的各类储层成因模式及非均质特点进行了系统研究。利用取心井水洗资料及最新完钻井水淹解释成果搞清了不同类型储层目前动用状况，确定了不同沉积环境各类储层剩余油形成条件及分布规律。研究认为，油田特高含水期开发潜力主要集中在泛滥分流平原环境沉积的厚油层内部。通过系统完善各套开发层系储层的注采关系，采取多种进行精细挖潜，是今后油田综合调整的主要方向。     

浅层正韵律厚油层高含水期挖潜方法探讨

用大庆葡萄花油层I砂岩组油藏资料建立了正韵律厚油层的概念模型,采用数值模拟方法对人工隔板结合封堵高渗层技术挖掘厚油层潜力的影响因素（即人工隔板位置、人工隔板半径、措施时机及措施井）进行了探讨。结果表明,该技术在高含水期能够有效地起到降水、增油、提高采收率的目的;人工隔板位置宜选择在中-较高渗透率部位;较大的人工隔板半径以及较早的措施时机能取得更好的挖潜效果;并且水井上采取措施的效果要好于油井。     

喇萨杏油田低渗透油层动用状况影响因素分析

通过对32口密闭取心检查井低渗透油层逐层解剖和分析,认为在目前井网条件下低渗透油层水洗动用状况差,分析了油层的物性、厚度、分层系数、含油性、连通类型、井点位置、注采井距等因素对低渗透油层水洗动用状况的影响,为今后低渗透油层的开发利用提供了依据。     

大庆长垣南部葡萄花油层成藏模式及主控因素

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。     

大庆长垣以东地区扶杨油层层序地层格架

应用Exxon层序地层学三分性理论体系,追踪盆地范围内可对比的标志层,将松辽盆地晚中生代地层划分为三级层序。在三级层序地层格架内,运用Cross陆相高分辨率层序地层原理,依据中、短和超短期基准面变化,将扶杨油层细分为3个中期基准面旋回、8个短期基准面旋回和39个超短期基准面旋回。并按点、线、面的对比流程,编制出10条骨架对比剖面和166条辅助地层对比剖面,建立了大庆长垣以东地区统一的层序对比格架。新建立的层序地层对比格架,层序级次清晰、可操作性强,为该地区未动用储量全面投入开发奠定了地质基础。     

大庆长垣扶杨油层试油产能预测方法

大庆长垣扶余、杨大城子油层在高台子、杏树岗、太东及葡萄花地区的局部井区提交了石油探明和控制储量约1×108 t,但总体认识和勘探程度仍然较低.该区现有探井253口,通过增产改造,有52口井获工业油流.由于受增产改造、试油工艺及施工条件的影响,还有201口井未试油或已试油未获工业油流.建立一套试油产能预测方法,针对目前还未达到工业油流的井进行试油产油能力的预测,提出有潜力井的增产和试油建议使其达到工业油流,对合理圈定含油面积及探井部署都有非常重要的意义.根据试油产能流体的弹性能流动特点,建立了适合该区的水力压裂后试油产能预测方法--比尔-麦圭尔法,并对老井进行复查,认为杏树岗-高台子地区有5口井重新试油可望达到工业油流.     

特高含水期三类油层剩余油分布与挖潜

针对XB油田油层平面上水淹面积大、纵向上层间水淹不均匀的状况,基于油层非均质性和井网特点,结合检查井资料,研究分析了剩余油在平面和纵向上的分布特点。同时指出剩余油分布主要是受储层非均质性和井网不完善影响,其中物性差型剩余油占整个剩余储量的1/3以上,并依据不同剩余油分布类型,确定了XB油田薄差油层压裂、酸化、层内细分注水、完善注采关系等精细挖潜对策。实践表明,通过分析流体渗流规律,结合剩余油分布情况及目前采油技术工艺水平,强化注采系统和注采结构调整,油田薄差储层动用状况显著改善,取得了较好挖潜效果。     

喇嘛甸油田北北块萨尔图油层调整挖潜方法

为探索特高含水期控制油层层内无效循环的有效方法, 挖掘剩余油层潜力,减缓油田含水上升和产量递减, 借鉴精细地质研究成果、取芯资料、精细数值模拟研究结果, 对喇嘛甸油田北北块萨尔图油层的动用状况进行了分析。根据剩余油在平面和纵向上的分布, 提出相应的调整方法。     

大庆长垣扶余油层油气优势运移通道

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。     

大庆长垣扶余油层成藏特征及勘探潜力

大庆长垣位于松辽盆地北部中央坳陷区,其资源潜力大,扶余油层是下步重点勘探层位。依据烃源岩、运移通道和圈闭以及相互匹配关系,对扶余油层油藏进行精细评价。研究认为:长垣扶余油层三级构造对油气运聚具有诱导作用,北西向断裂带控制油气富集,河道砂体是油气富集的最有利储层,油气富集受油源、构造、断裂、河道砂体等要素的匹配关系控制;青一段油气通过输导断层下排至扶余油层,在势能和压力差的作用下,通过北西向张性断裂与河道砂体组成的复合输导系统进行侧向运移,并在侧向运移过程中遇到油气圈闭聚集成藏;依据各油气圈闭的富集程度,将长垣扶余油层划分为4类勘探潜力区块。     

大庆长垣外围油田剩余油类型及分布规律

按照剩余油分布尺度,可以将剩余油分为宏观剩余油和微观剩余油两大类.剩余油类型及其分布规律是油田后期开发调整的基础,对改善注水效果,提高油田采收率具有重要意义.综合沉积微相法、动态分析法、岩心分析法、数值模拟法等研究方法,对大庆长垣外围油田的剩余油类型、形成原因、分布规律等进行了研究,揭示了沉积微相和井网适应性,井网与裂...     

SEDIMENTARY FACIESES AND SANDSTONE DISTRIBUTION OF HEIDIMIAO OIL RESERVOIR IN WEST PLACANTICLINE OF DAQING OILFIELD

为了搞清松辽盆地北部大庆长垣以西地区黑帝庙油层成藏规律,开展了高分辨率层序地层学、沉积相和砂体分布研究.利用地震、钻井及测井等资料在嫩江组二、三段识别出3个准层序组、12个准层序,研究认为嫩江组二段沉积时期形成的沉积体系组合为高位体系域,整个嫩江组三段形成一个完整而典型的收缩体系域,低位体系域主要分布在嫩江组四段;嫩江组二、三段主要发育三角洲沉积、浊积沉积和三角洲间湾3种沉积体系,主要为半深湖沉积环境,嫩江组三段上部发育三角洲平原相;由于受茂兴地区的南部物源及泰康以东地区的北部物源控制,黑帝庙油层储集砂体在齐家—古龙地区具有由下到上、由东向西层层尖灭发育的特征,预测出黑帝庙油层发育4个油气聚集有利区带和1个远景带.     

大庆长垣东部P油层第一口跨断层水平井设计与实践

针对大庆长垣东部P油层剩余未动用储量断层发育多、断块零散破碎且面积小、主力层单一等特点,在优选水平井部署区块的基础上,优化设计了一口跨断层水平井。实践表明:在进行水平井地质设计时,首先要做好水平井区的精细构造解释,明确水平井轨迹方向上的构造变化及断层位置、断距大小、延伸方向、倾斜角度等要素;其次保证砂岩模型与储层预测结果具有较高精度,这是跨断层水平井地质设计的关键;最后由于地下条件复杂多变,具有不可预测性,在井轨迹设计过程中,要对可能出现的问题提前做好预案,保障钻井的顺利实施。该水平井的成功设计与钻探,为复杂断块油藏未动用储量的高效开发提供了新的思路和方向。     

大庆长垣中部扶杨油层构造特征及其对油气成藏的影响

通过对大庆长垣中部杏树岗、高台子和太平屯构造扶杨油层的地震资料解释和断裂分析,发现扶杨油层断层在地震剖面上表现为地堑带,平面上呈带状展布,具有数量多、规模小的特征.研究区扶杨油层主要经历4期断裂活动:青一段沉积时期、青山口组沉积末期、姚家组沉积末期和明水组沉积末期.多期活动的断层和明水组末期构造反转对扶杨油层油气运移和成藏起明显的控制作用.     

大庆长垣西侧扶杨油层油水同层形成及识别

结合松辽盆地大庆长垣西侧扶余、杨大城子油层的勘探实践,从顶生下储的特殊成藏原理出发,详细地讨论了扶余、杨大城子油层的油水层形成机理,提出了2种形成模式。认为扶杨油层的油水同层是在以上覆烃源岩的超压为驱动力的成藏条件下形成,油水混合运移注入储层,由于储层的孔喉小,油水重力分异不好,造成孔隙存油,喉道存水。这种低渗透储层孔隙结构复杂,含油饱和度低,油水在孔隙中分布状况特殊,使得电阻率等曲线反映流体的信息变弱,造成油水层识别变难。为此提出多参数降维油气水层识别方法,经实际应用取得较好的效果。     

大庆长垣×油层饱和度模型参数的确定

含油饱和度模型实用参数的确定影响所建模型的应用效果,因此模型参数的确定方法在建模过程中至关重要.由于电阻率测井值受井眼环境、测井分辨率等影响而与岩心电阻率之间存在差异,不能直接应用岩心电阻率测量值进行参数优化,因此采用测井刻度岩心电阻率方法确定有效介质电阻率模型参数.应用该模型计算含水饱和度的相对误差平均为5.2％,符合储量规范的误差(8％)要求.     

大庆长坦以东地区深部与中下部油气封盖条件差异性分析

大庆长坦以东地区是松辽盆地油气勘探的重点地区,登娄库组,泉一、二段和青山口组,嫩一、二段泥岩分别是深部和中下部含油气组合的油气封盖层,由于二者形成于盆地不同的发育阶段,它们的形成环境差异较大,从而使得它们不仅在发育程度上,而且在压力封闭和烃浓度封闭特征上都存在着差异性。深部登娄库组和泉一、二段泥岩除了可对游离相油气形成毛细管封闭外,只部分存在较弱的烃浓度封闭,且单层厚度小,横向分布不稳,只能通过０