新疆石油地质

准噶尔盆地南缘冲断带侏罗系喀拉扎组沉积特征

司学强, 袁波, 彭博, 冀冬生, 郭华军, 唐雪颖, 窦洋, 李亚哲

2021, 42 (4): 389-398. doi: 10.7657/XJPG20210401

摘要 ( 164 )

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为明确准噶尔盆地南缘冲断带深层储集层特征,在露头剖面观测基础上,结合录井、微量元素及重矿物资料,对准噶尔盆地南缘侏罗系喀拉扎组沉积相标志、沉积相类型、物源方向、沉积相展布及沉积模式开展研究。研究区喀拉扎组主要发育冲积扇和辫状河三角洲2种沉积相,平面上发育3个大型沉积体系,自西至东分别是齐古断褶带中段的冲积扇—辫状河三角洲沉积体系、齐古断褶带东段头屯河地区的辫状河三角洲沉积体系和阜康断裂带的辫状河三角洲沉积体系;纵向上,喀拉扎组表现为进积沉积序列,自下而上发育4个沉积旋回。喀拉扎组沉积相类型及平面展布主要受侏罗纪晚期天山造山带活动的控制,3个大型沉积体系在盆地内部形成了厚度超过200 m的砂岩储集层,特别是辫状河三角洲前缘砂体分选好,厚度大,分布面积广,可与深层大型背斜构造相匹配,成为有利的勘探目标区。

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哈拉哈塘地区热液岩溶形成演化与油气分布

宁超众, 李勇, 邓晓娟, 陈家恒, 王孝明, 孙昭, 韩永泉

2021, 42 (4): 399-409. doi: 10.7657/XJPG20210402

摘要 ( 347 )

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哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩油藏为塔里木油田高产稳产的主力油藏,其缝洞型储集层成因机理、形成时期和油气分布一直是研究难点。基于地球物理资料,结合岩心和薄片观察、地球化学分析、生产特征分析等手段,研究了哈拉哈塘地区热液岩溶的特征,厘定了热液岩溶时期,明确了海西运动期活动断裂与加里东运动期走滑断裂对热液岩溶和油气分布的控制。研究认为,岩浆活动、海西运动期活动断裂形成、热液岩溶和油气成藏均主要发生在二叠纪,时间相近并具有成因上的继承性。海西运动期活动断裂与加里东运动期走滑断裂在力学性质、产状、规模、分布以及对热液岩溶的发育和控制方面存在差异。加里东运动期走滑断裂上热液岩溶体可以有效成藏,而海西运动期活动断裂由于在油气成藏期存在开启和间歇活动,导致热液岩溶体不能成藏或成藏能力差,从而造成哈拉哈塘地区奥陶系东西部油气分布差异巨大。在进行油气勘探和井位部署时应区分海西运动期活动断裂和加里东运动期走滑断裂,以寻找加里东运动期走滑断裂上热液岩溶体作为勘探目标。

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鄂尔多斯盆地胡154区块长4+5段孔隙结构定量表征及分类

丁强, 成健, 杨博, 靳紫馨, 刘菲, 赵子文, 于景维

2021, 42 (4): 410-417. doi: 10.7657/XJPG20210403

摘要 ( 294 )

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鄂尔多斯盆地胡尖山油田胡154区块三叠系延长组长4+5段属于低孔低渗储集层,孔隙结构相关研究较少,缺乏详细定量化分析,导致胡154区块产量下降较快,水驱控制程度不高。为定量表征研究区目的层孔隙结构,利用岩心、薄片、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞及相渗实验资料,对孔隙结构进行定量表征及分类,结合测井曲线,对不同类型孔隙结构储集层在平面上的分布进行研究。结果表明,研究区长4+5段孔隙类型以剩余粒间孔为主,喉道类型主要为片状和弯片状。孔隙结构划分为3类：Ⅰ类孔隙结构分形维数分布于2.57~2.61,排驱压力平均为1.62 MPa,日产油量2 t以上;Ⅱ类孔隙结构分形维数分布于2.61~2.66,排驱压力平均为2.61 MPa,日产油量1~2 t;Ⅲ类孔隙结构分形维数分布于2.66~2.71,排驱压力平均为3.52 MPa,日产油量小于1 t。具有Ⅱ类孔隙结构和Ⅲ类孔隙结构的储集层在平面上分布较广,长（4+5）₂孔隙结构相对好于长（4+5）₁。

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松辽盆地青山口乡青山口组细粒沉积岩分类及其成因

丁聪, 孙平昌, 热西提·亚力坤, 王畅, 张瀛, 张晴

2021, 42 (4): 418-427. doi: 10.7657/XJPG20210404

摘要 ( 111 )

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松辽盆地青山口组为厚层细粒沉积岩,是页岩油气成藏的重要层位,细粒沉积岩的分类是开展非常规油气勘探的前提。通过松辽盆地青山口乡剖面实测和系统样品分析,开展了青山口组细粒沉积岩类型、沉积环境和地球化学特征研究。根据总有机碳、碳酸盐矿物和陆源碎屑矿物含量,研究区细粒沉积岩可分为贫有机质陆源碎屑细粒岩、中有机质陆源碎屑细粒岩、富有机质陆源碎屑细粒岩、极贫有机质陆源碎屑细粒岩、贫有机质碳酸盐细粒岩和极贫有机质碳酸盐细粒岩。其中富有机质陆源碎屑细粒岩、中有机质陆源碎屑细粒岩和贫有机质碳酸盐细粒岩沉积于相对静水的半深湖,贫有机质陆源碎屑细粒岩、极贫有机质陆源碎屑细粒岩和极贫有机质碳酸盐细粒岩沉积于浅湖,碳酸盐岩主要沉积于温带—亚热带开放性咸水湖盆。细粒沉积岩有机质类型主要为Ⅱ₁型,为中等—好烃源岩,深埋藏区中—富有机质陆源碎屑细粒岩是进行页岩油气勘探的优质对象。

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东营凹陷坨826块沙三段砂砾岩沉积特征

闵伟

2021, 42 (4): 428-436. doi: 10.7657/XJPG20210405

摘要 ( 277 )

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以岩心观察、粒度分析、薄片鉴定、测井资料和地震资料解释等为主要手段,研究渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带坨826块沙三上亚段砂砾岩沉积特征。结果表明,坨826块东部和西部沙三上亚段砂砾岩尽管与母岩距离相近,但受物源性质和搬运机制差异影响,其成分、结构和构造明显不同,其储集性能也具差异。东部砂砾岩以牵引流沉积为主,分选好,颗粒支撑,原始孔隙度较高;西部砂砾岩以重力流沉积为主,分选差,杂基支撑,原始孔隙度较低。研究区沙三上亚段砂砾岩为扇三角洲前缘亚相沉积,具有东（郑366次级古冲沟）、西（郑361—郑369次级古冲沟）2个物源通道,形成岩性和物性差异较大的扇三角洲前缘复合朵叶体,包括碎屑流沉积、水下辫状河道、分流间湾、河口坝及席状砂5个微相,其中水下辫状河道和席状砂较为发育,碎屑流沉积在研究区西部更为发育。由下至上,扇三角洲总体呈退积—进积沉积旋回。

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水平井分段分簇压裂缝间干扰和段间干扰建模——以昌吉油田吉7井区八道湾组油藏为例

承宁, 郭旭洋, 魏璞, 黄雷, 王亮

2021, 42 (4): 437-443. doi: 10.7657/XJPG20210406

摘要 ( 292 )

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昌吉油田吉7井区八道湾组油藏开发过程中直井水力压裂的储集层改造效果有限,产能受到限制,需要开展水平井多级压裂。针对吉7井区八道湾组的地质力学特征,采用扩展有限元法编制了非平面人工裂缝扩展模型,模型考虑了多簇裂缝同时扩展时的缝间干扰和分段压裂时邻近段的段间干扰,表征了吉7井区八道湾组水平井非平面裂缝扩展特征。结果显示,段内缝间干扰会抑制中间簇裂缝半长,使得外侧裂缝的缝宽更大、裂缝半长更长;缝间干扰和簇间干扰使得裂缝扩展呈现非平面特征,在几何形态上具有一定曲率。通过与压裂施工数据和微地震监测数据对比,认为裂缝数值模拟结果与现场数据拟合程度较好,模型在目标区域的应用效果较好。在吉7井区八道湾组开展水平井多级压裂实验,单井日产油量达到了同井区直井的7.8倍,取得明显成效。

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高含水期微观剩余油赋存规律——以大港油田小集区块和港西区块为例

李宜强, 张津, 潘登, 燕云, 刘明熹, 曹涵, 高文彬

2021, 42 (4): 444-449. doi: 10.7657/XJPG20210407

摘要 ( 366 )

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PDF(5347KB) ( 271 )

为了厘清开发后期高含水储集层内部微观剩余油分布特征,指导大港油田小集区块和港西区块油藏后续剩余油精细挖掘,利用紫外荧光体视显微镜进行观察,经图像处理后,将剩余油划分为弱波及、中波及和强波及3个级别,剩余油赋存状态划分为簇状、孔表薄膜状、狭缝状、角隅状和粒间吸附状5种。在高含水阶段,不同的剩余油赋存状态中,剩余油含量从高到低依次为簇状、孔表薄膜状、角隅状、粒间吸附状和狭缝状;聚/表复合驱后簇状剩余油和孔表薄膜状剩余油较多,后续可采用改善岩石润湿性的方法开采;砾岩剩余油分布较砂岩更加复杂,簇状剩余油和粒间吸附状剩余油较砂岩多,后续应考虑采用控制注入流体流度的方法开采。

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姬塬油田长6₃超低渗油藏注采效果评价

苏泽中, 吴德胜, 刘亮, 朱建红, 刘雄

2021, 42 (4): 450-455. doi: 10.7657/XJPG20210408

摘要 ( 225 )

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姬塬油田长6₃油藏属于超低渗油藏,现有井网难以形成有效的驱替压力系统,油藏趋于衰竭开采,亟需对现有井网的注采效果进行评价,为后续井网加密调整提供理论支持。为此,优选出水驱储量控制程度、地层压力保持水平、注采静压差、见效比例、见水比例、投产满2年单井产能、水驱储量动用程度、水驱体积波及系数和动态采收率9个评价指标,引入综合权重,建立了基于未确知测度的超低渗油藏井网注采效果评价模型,对研究区长6₃油藏进行了井网注采效果评价。评价结果表明,姬塬油田长6₃油藏井网的注采效果差,需要立即进行井网调整。评价结果符合油藏目前的生产状况,证明了评价模型的准确性,为超低渗油藏现有井网注采效果评价提供了一种新的思路和方法。

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致密砾岩油藏超临界CO₂吞吐开发可行性

蒲万芬, 汪洋松, 李龙威, 高海铭, 单东柏, 王文科

2021, 42 (4): 456-461. doi: 10.7657/XJPG20210409

摘要 ( 125 )

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CO₂吞吐开发具有溶解、抽提、混相等独特的机理优势,超临界CO₂具有更优异的注入性、穿透性和轻质组分抽提性。为进一步认识超临界CO₂吞吐在致密砾岩油藏开发中提高采收率的可行性,基于超临界CO₂—原油相互作用实验、超临界CO₂原油抽提实验、超临界CO₂吞吐物理模拟实验等手段,揭示吞吐过程中原油性质变化与增产机理,确定了不同注入参数下的采收率。结果显示：超临界CO₂能有效补充地层能量,降低原油黏度和密度,抽提原油轻质和中质组分,改善原油流动性;注入0.50 PV超临界CO₂可提高采收率22.16%,随着超临界CO₂注入量的增加,采收率上升,超临界CO₂换油率下降;4轮次吞吐相较于单次吞吐,可提高采收率20.00%~24.00%;焖井时间120 min时采收率为22.16%,焖井时间240 min后采收率变化不大;实验结果揭示了致密砾岩油藏衰竭式开发后超临界CO₂吞吐提高采收率的可行性,对致密砾岩油藏开发具有指导意义。

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辽河油田高3618区块火线预测及注采参数优化

姜毅, 喻高明, 辛显康, 王立萱, 张丰峰, 陈明贵

2021, 42 (4): 462-468. doi: 10.7657/XJPG20210410

摘要 ( 290 )

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PDF(654KB) ( 174 )

辽河油田高升稠油油藏高3618区块受储集层强非均质性、井间干扰、孔喉堵塞等影响,火线推进不均匀,火驱效益低,为此,通过火驱物理模拟实验,明确原油不同氧化阶段的温度界限,利用阿伦尼乌斯方程修正动力学参数,在基础井网上建立井间连通性模型,定量表征注采井间连通程度。并用高温气体示踪剂模拟方法验证连通性模型合理性,两者结合表征火线的运移轨迹,拟合精度提高到85%。通过数值模拟方法优化注采参数来调控火线,减缓气窜,增大了火驱波及系数,提高了原油采收率。如I5-0151C2井与I51-156井初始日注气量均为10 000 m³,I5-0158C井为10 500 m³,注气井月增注气量3 000 m³,水平井定液量100 m³ /d,参数优化后能够有效维持火线均匀推进,火驱波及系数扩大了8.74%,采收率提高了6.37%。

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三台油田头屯河组疏松砂岩油藏可动流体赋存特征

章彤

2021, 42 (4): 469-474. doi: 10.7657/XJPG20210411

摘要 ( 394 )

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准噶尔盆地三台油田头屯河组疏松砂岩油藏储集层孔隙结构复杂,非均质性强,流体分布差异大。为确定疏松砂岩油藏储集层可动流体赋存特征,通过测试典型岩心样品离心前后的核磁共振T₂谱,定量评价疏松砂岩油藏储集层的T₂截止值及可动流体饱和度。分析结果表明,头屯河组头二段储集层孔隙类型复杂,喉道细小,连通性差;根据T₂谱计算,油藏的可动流体饱和度为80.42%~82.57%,平均为81.39%;可动流体孔隙度为13.91%~17.98%,平均为15.88%;T₂截止值为1.86~4.64 ms,平均为3.06 ms。可动流体主要来自较大孔隙,束缚流体则主要分布于较小孔隙。疏松砂岩岩心样品的最佳离心力为1.02 MPa,较大孔隙发育程度较差的4号和7号样品,4次离心过程中较大孔隙和较小孔隙的可动流体饱和度差异明显;而较大孔隙发育程度较好的5号样品,离心力的增大能够使整体的可动流体饱和度显著上升,在离心力接近1.02 MPa,即最佳离心力时,不同孔隙对于可动流体参数的贡献几乎没有差异。

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中高渗胶结油藏聚合物驱后非均相复合驱技术

张卓, 王正欣, 薛国勤, 李岩, 刘艳华, 王熙

2021, 42 (4): 475-479. doi: 10.7657/XJPG20210412

摘要 ( 234 )

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双河油田始新统核桃园组Ⅳ1-3层系具有高温和中高渗的特点,聚合物驱后进入特高含水阶段,需要进一步提高采收率技术。非均相复合驱油体系兼具扩大波及体积和提高洗油效率的作用,可以有效调整剖面,控水增油。基于黏弹性和界面活性,研究了非均相复合驱油体系的长期热稳定性,利用单根岩心研究其注入性和运移方式,利用双管并联岩心驱替实验评价其驱油效果。研究结果表明,非均相复合驱油体系为黏弹性复合体系,弹性占主导地位。其黏度较聚合物驱油体系高58%~197%,弹性模量较聚合物驱油体系高67%~227%。界面张力处于10^-3 mN/m数量级,具有良好的洗油作用。非均相复合驱油体系具有良好的长期热稳定性,老化180 d后,黏度和弹性模量保留率超过100%,界面张力仍处于10^-3 mN/m数量级。非均相复合驱油体系注入性好,能够在高强度聚合物驱后进一步提高采收率16.93%。非均相复合驱油体系的运移方式为运移、堆积、封堵、变形通过,通过启动低渗区被毛细管力束缚的剩余油,使油相饱和度显著降低。将非均相复合驱的应用范围从低温、高孔高渗疏松油藏拓展到了高温、中高渗胶结油藏。

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低渗透油藏纳米微球强化CO₂泡沫体系控制气窜实验

赵云海, 王健, 黄伟豪, 张莉伟, 彭琦林, 杜红

2021, 42 (4): 480-486. doi: 10.7657/XJPG20210413

摘要 ( 231 )

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吉林油田黑46区块小井距注气试验区已进入开发中—后期,水窜气窜严重。为此,在CO₂泡沫中加入纳米微球颗粒,形成气液固三相组成的纳米微球强化CO₂泡沫体系,开展纳米微球强化CO₂泡沫体系控制气窜实验。实验结果表明：最优纳米微球强化CO₂泡沫体系组成是质量分数0.10%FA-1+0.50%FA-2+0.10%M-1;在不同温度和矿化度条件下,纳米微球强化CO₂泡沫体系较常规CO₂泡沫体系综合性能更好,其阻力因子增加20.03%;并联岩心渗透率级差为5.80时,剖面改善率较常规CO₂泡沫体系提高了14.29%;并联岩心渗透率级差为4.34时,最终采收率为79.97%,纳米微球强化CO₂泡沫驱较气驱提高采收率15.53%。

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风城油田齐古组油砂细观结构和渗流特征

庞惠文, 金衍, 高彦芳, 王琪琪

2021, 42 (4): 487-494. doi: 10.7657/XJPG20210414

摘要 ( 286 )

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为确定风城油田侏罗系齐古组油砂的细观结构和渗流特征,利用微米CT获得的灰度图像,在传统图像分割方法的基础上,提出了适用于油砂的3种介质图像分割方法,并采用物理实验法获得了油砂数字岩心,构建了孔隙网络模型。研究表明：在构建油砂数字岩心时,需要在多孔介质图像二值化方法的基础上提出适用于油砂的3种介质图像分割方法,来区分油砂中的颗粒、沥青质和孔隙;代表性体积单元的边长不小于3.0 mm时,所建立的数字岩心才能较为真实地反映油砂的细观结构;风城油田侏罗系齐古组油砂颗粒与沥青质的接触方式主要分为颗粒接触、胶结和悬浮3种,且风城油田油砂具有较强的非均质性和各向异性,沥青质作为骨架的一部分或作为孔隙流体,绝对渗透率比有效渗透率高约2个数量级,其相态显著影响油砂的细观结构。

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致密油藏提高采收率现场试验进展和启示

魏兵, 张翔, 刘江, 蒲万芬, 李一波, 王晓超

2021, 42 (4): 495-505. doi: 10.7657/XJPG20210415

摘要 ( 350 )

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PDF(957KB) ( 414 )

通过详细梳理近年来国内外致密油藏提高采收率现场实施案例,分析了各类开发方式的效果,总结了现场试验中发现的问题及得到的启示。从国内外现场试验的结果来看：注气（CO₂和天然气）是目前主流的开发方式;多数先导性试验取得了成功,原油采收率可提高3%~30%;实验室模型过于理想化,与现场试验效果差异较大甚至相悖;裂缝干扰和窜流导致能量波及不均衡,是部分先导性试验失败的根本原因。因此,如何协调裂缝“利用和治理”的矛盾,明确致密基质与裂缝间的“质”换机制,通过现场经验指导并优化实验室研究等是中国致密油藏开发亟待解决的关键问题。此外,应进一步优化致密油藏资源评价方法,加大对油气行业政策的扶持力度,促进致密油藏提高采收率理论与技术的跨越式发展。

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致密砂岩储集层微观孔喉结构及其分形特征——以西加拿大盆地A区块Upper Montney段为例

黄奕铭, Richard COLLIER

2021, 42 (4): 506-513. doi: 10.7657/XJPG20210416

摘要 ( 273 )

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为表征致密砂岩储集层微观孔喉结构及其分形特征,利用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等测试方法,对西加拿大盆地A区块下三叠统Upper Montney段致密砂岩样品进行了研究。结果表明,研究区储集层主要孔隙类型包括溶蚀孔、原生剩余粒间孔和晶间微孔,见少量微裂缝;储集层孔喉半径多小于0.30 μm,分布曲线呈多峰形态,有效储集空间主要由亚微米级和纳米级孔喉组成;研究区致密砂岩储集层可划分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类,其对应的孔喉总分形维数分别为2.31、2.46和2.63,Ⅰ类储集层的物性较好,非均质性相对弱;不同大小孔喉的分形特征有差异,通常亚微米级孔喉的分形维数较纳米级孔喉大,即亚微米级孔喉非均质性更强。孔喉分形维数与其结构有关,不同孔喉的发育造成了致密砂岩储集层非均质性各异。

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