白云西洼油藏的“ 近临界流体” 特征及成因分析

白云西洼X1 井的PVT 实验报告中将“油样”Oil 1 命名为“近临界流体”, 为了解决该流体到底属于何种流体相态类型这一问题, 首先尝试用常规方法进行流体相态判别, Oil 1 均判定为凝析气藏; 然而,通过对X1 井的PVT 报告进行仔细研究和分析发现, Oil 1 在储层温压下完全呈液态, 只有在低于饱和压力时才逐渐挥发, 故该流体应该定名为近临界挥发油。基于地层流体高压物性分析, 发现该挥发油具有收缩率高、 气油比高(1 379. 6~1 846. 9 m³ / m³)、 体积系数大(6. 52)、 泡点压力高(14. 82 MPa)、 储层原油密度低(0. 458 8 g/ cm³)、 黏度低(0. 120 mPa·s)等特点。 在调研大量文献的基础上, 对Oil 1 挥发油的多种成因进行了初步研究, 认为成藏期成熟-高成熟的烃源岩对其形成起决定作用, Ⅱ₂ -Ⅲ型烃源岩是其形成的物质基础, 埋藏深、盖层厚和后期不受构造运动影响也是其形成的重要条件。建议: 用常规方法进行流体相态判别时, 务必参考流体PVT 实验结果; 挥发油藏在开采过程中压力要时刻保持高于泡点压力, 否则会有大量油挥发成气、原油体积收缩、原油黏度增大, 不利于开采。     

水平井开发效果影响因素研究——以大庆外围油藏为例

通过统计大庆外围特低丰度薄层油藏14个区块、90口水平井、245口直井的地质、油藏工程及生产历史资料数据,利用多因素综合分类分析法,系统分析水平井开发效果与各种地质及工程因素之间的关系。研究表明,地质影响因素主要为砂体类型、注采连通关系及油水同层发育程度,开发调整措施的适应性是影响水平井生产效果的主要因素。     

姬塬油田马家山地区长4+51亚段油藏特征及主控因素

为了加深对姬塬油田马家山地区长4+51亚段油藏特征及其主控因素的认识,从烃源岩构造、优势砂体及物性特征等方面对其作了对比分析。分析认为:研究区位于长7段烃源岩生烃中心,具有成藏的有利基础;叠置的优势砂体,促成了长7段烃源岩向长4+51亚段排出油气运移的主要通道;分流河道交汇处高渗砂体与近东西向排状鼻隆构造的匹配形成了石油聚集的有利场所;长4+51亚段油藏在多因素的共同控制下主要发育岩性油藏,其纵向上的砂体结构决定了石油富集于长4+521小层。     

底水油藏水平井产能影响因素及经济界限研究

以蓬莱油田薄层底水油藏为例,抽象出此类油藏的参数模型,根据正交试验设计原理,结合数模软件建立的概念模型,模拟不同方案的生产情况。根据因素分析结果确定各参数对水平井产能的影响程度,运用统计回归方法得到水平井累计产量公式。依据投入产出平衡原理得到对应井网形式的单井经济极限累计产油量,结合评价期末累计产油量回归公式得到经济极限参数图版。在选定的5个因素中,对研究区水平井开发效果的影响程度由大到小的排序为侧钻时机(剩余油饱和度)、原油黏度、油层有效厚度、垂向渗透率、无因次底水体积。     

水平井开发块状边底水油藏的影响因素分析——以宋家垛油田周43块为例

由于水平井能有效抑制底水锥进,与直井相比具有很大优势,在边底水油藏中应用非常广泛.针对水平井的开发特征,运用数值模拟法,结合生产动态及物理模型试验方法从静态因素和生产动态因素两方面分析,总结了影响水平井开发块状边底水油藏的各项因素,提出了“水平井临界渗透率级差”概念,分析了油藏开发中后期驱动方式的转变,以期对同类油藏的...     

粘弹性流体的特殊性对油藏工程、地面工程及采油工程的影响

介绍了粘弹性流体的弹性特征、提高驱油效率的机理以及进一步提高采收率的方向 ;阐述了弹性特征 (主要是法向力和拉伸粘度 )对油藏工程、地面工程和采油工艺的影响 ,以及消除这些影响的措施和效果     

杭州市主城区VOCs污染特征及影响因素

采用在线气相色谱仪,2013年在杭州市主城区对56种挥发性有机物（VOCs）开展1年的连续观测. 研究VOCs组成、季节变化特征和日变化规律,总VOCs年均体积分数为42.1×10^?9,其中烷烃占54.0%,烯烃占23.4%,芳香烃占14.4%,炔烃占8.2%. 日变化规律表现为夜晚体积分数高于白天,在14:00达到全天最低值. 分析VOCs特征物种发现,机动车尾气可能是主城区VOCs的主要来源. 丙烯等效体积分数和臭氧生成潜势（OFP）均表明,VOCs反应活性较大的是烯烃,对OH活性和OFP的贡献率均超过60%,其次芳香烃和烷烃. 分析气象要素与VOCs体积分数关系发现,在11~40 °C下VOCs体积分数随着温度的升高而降低,与湿度有明显的正相关. 光照对VOCs体积分数的影响较大,降水对VOCs的冲刷不明显. 杭州全年以东风、北风为主导风向,但不同风向下的VOCs体积分数分布规律不明显. 不论是主导还是非主导风向,VOCs体积分数始终随着风速的增大而减小,对于不同季节,风速影响幅度依次是秋季>冬季>春季>夏季.     

江东区块构造特征对页岩气井产能影响因素分析

为了明确涪陵页岩气田江东区块不同构造特征区页岩气水平井产能的差异的原因,厘清不同构造单元影响页岩气井产能的主控因素,结合江东区块内60余口完试井资料,对试气井的构造特征进行分析。研究结果表明涪陵页岩气田江东区块不同构造之间,存在较为明显的差异,构造特征对页岩气井产能影响,主要表现在对页岩保存条件、含气性和压裂改造效果上,与大型断裂的距离、天然裂缝的发育程度以及构造变形程度,会造成页岩气保存条件的破坏,导致含气性降低;埋深越大,压裂改造难度越大,改造形成复杂缝网的程度越差,产能越低,不同分区内构造因素的差异造成了产能高低差异。     

面四区沙四段3砂组北部开发特征及潜力分析

八面河油田面四区沙四段3砂组属于中-低渗透油藏,由于平面上储层物性、厚度、原油性质差异大,导致各区域采出程度差值大,平面矛盾突出。通过对该砂组上不同砂岩有效厚度内油井的开发特征进行分析,圈定现阶段能实现有效经济开发区域,对其剩余油分布进行研究,提出下步挖潜对策。     

大庆F油层孔隙结构特征对相渗特征影响研究

油水相对渗透率曲线反映了油水两相在多孔介质中的流动规律,而微观孔隙结构特征是影响相渗曲线形态的重要因素。分析了孔隙结构特征参数对储层渗透率和相渗特征的影响,发现大庆F油层的空气渗透率随孔隙半径和分选系数的增大而增大,随结构系数的增大而减小;束缚水饱和度和等渗点饱和度随孔隙半径和分选系数的增大而减小,随结构系数的增大而增大;水相端点渗透率随孔隙半径和分选系数的增大而增大,随结构系数的增大而减小。储层物性、相渗特征参数与孔隙结构特征参数均为幂函数关系。     

马2断块油藏形成的控制因素及勘探建议

通过对马2断块地层沉积相、构造及油藏类型的分析介绍，参考马2断油藏储层基本特征、油藏开发动态、油气显示和数值模拟最新研究结果，根据马2断块区域石油地质条件，对马2断块油藏形成的控制因素进行了深入分析、研究，明确提出“储集沙全及断裂系统的发育和断裂性质是该区块油藏形成的主要控制因素”的观点。并结合剩余油分布特点，提出了进一步勘探的建议，为马2断块油藏的控潜和勘探目标的选择指明了方向。     

西峰油田白马中区长8油层沉积相特征研究

鄂尔多斯盆地西南部的西峰油田,是近几年发现的亿吨级大油田。其中白马中区为西峰油田重点区块之一,延长组长8油层组是该区块的主力油层。通过对长8段岩石颜色、沉积构造以及粒度特征的研究,得到沉积相特征。主河道、水下分流河道以及河口坝微相发育的砂层较厚,物性较好,是该区重点开发的主要储层。     

松滋油田复Ⅰ断块红花套组储层微观特征及伤害影响因素研究

松滋油田复Ⅰ断块红花套组储层主要为细粒长石岩屑砂岩和岩屑石英砂岩。利用岩石薄片、铸体薄片、X-衍射、扫描电镜、物性和压汞等资料对储层的岩矿特征、成岩作用类型、储集性特征和敏感性特征进行了分析,综合研究松滋油田复I断块红花套组储层微观特征及储层伤害因素,认识到伤害储层的主要影响因素为敏感性矿物的含量及产状等。     

鄂尔多斯盆地靖安油田岩性地层油藏成藏分析

鄂尔多斯盆地靖安油田是我国典型的岩性地层油藏,其特点是构造简单、低孔、低渗、非均质性强.岩性油藏主要受构造沉积环境、烃源岩发育范围和区域盖层等因素控制.烃源岩是岩性油气藏形成的物质基础,沉积环境对岩性地层圈闭具有控制作用,盖层控制岩性油藏发育的规模.该区有3种成藏模式,构造-岩性油藏主要分布于洼陷带,砂岩透镜体、砂岩上...     

鄂尔多斯盆地小南沟区长61储层特征及控制因素分析

通过研究区内大量岩心铸体薄片及物性等资料分析,对小南沟区延长组主要产油层组长61储集层的岩石学特征、物性特征及孔隙类型等进行了研究,分析了储层特征及其影响储层储集性能的主要控制因素。结果表明,三角洲前缘亚相沉积的长61储集层具有结构成熟度高而成分成熟度低的岩石学特征,主要孔隙类型为原生粒间孔和次生孔隙,沉积环境、成岩作用是影响该区储集层物性的主要因素。     

油气田钻井投资成本因素分析

不同类型油气田勘探开发投资模式的研究是国内石油勘探开发决策部门预算编制、成本核算、投资分析、经济评价等决策的重要依据。勘探开发成本因素的分析至关重要。以国内典型油田近几年钻井投资数据为样本,以主成分分析、因子分析、聚类分析等多元统计分析为手段,对开发井的类型进行分析,研究影响钻井投资的因素,为油气田勘探开发投资预测和成本核算控制提供一种有效的途径和方法。     

鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组原油性质与来源分析

通过原油与油田水物理性质、原油与烃源岩族组成、饱和烃气相色谱以及萜烷与甾烷等生物标志化合物特征的多项地球化学指标对比,表明鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组长8、长6、长4+5等油层组原油性质较为复杂,其成熟度、母源氧化-还原环境及母质类型等方面存在显著差异。烃源岩评价也显示长9、长8、长7、长6、长4+5段的暗色泥岩有机质质量和类型有所差别,但均具备生排烃能力。油源对比结果进一步证明:成藏过程存在多套油源混源供油的成藏效应,其中长8油层组原油主要来源于长7—长8段烃源岩;长6油层组原油主要来源于长7—长6段烃源岩;长4+5油层组原油存在长7、长6及长4+5段多源烃源岩的贡献。     

凝析气藏油气水三相PVT相态特征测试及分析

常规凝析油气体系PVT相态测试方法忽略了气态凝析水对凝析油气体系相态的影响,而国内外凝析气藏开发实践表明,气态凝析水对凝析油气体系相态特征的影响不应被忽略.为了更有效地指导凝析气藏的开发,必须建立考虑气态凝析水的凝析油气体系PVT相态测试和计算方法.探索设计了富含气态凝析水的凝析油气体系PVT相态测试方法,并与常规凝析油-气两相平衡体系的PVT测试结果进行了对比,分析了考虑气态水组分的存在对凝析油气体系相态的影响.     

鄂尔多斯盆地彭阳地区侏罗系延安组油气成藏主控因素分析

分析了鄂尔多斯盆地彭阳地区侏罗系延安组油藏成藏特征,并探讨了烃源岩、沉积、储层、构造等成藏主控因素,为寻找该区油气勘探有利区提供参考。结果表明:彭阳地区侏罗系延安组油藏类型为岩性圈闭和构造圈闭,岩性圈闭油藏主要受沉积因素控制,构造圈闭油藏主要受断层圈闭和构造因素控制;延安组烃源岩主要为炭质泥岩及暗色泥岩,有机质丰度较高,侏罗系成藏具有良好的油源条件;侏罗系延9、延8及延7沉积期间发育的三角洲平原分流河道砂体是重要的储集层,河流边滩微相砂体及河道心滩砂体是最有利的储集砂体;侏罗系延安组储层物性越好,含油性越好;侏罗系延安组构造复杂多样,断层和穹窿及小型鼻状隆起等微构造十分发育。综合分析认为,主砂体与有利构造叠合部位形成的构造圈闭和岩性圈闭是最有利的油气聚集区;侏罗系石油勘探重点应在穹窿、鼻隆等构造高点部位与主河道叠合区。