储层边界识别技术在渤海海域油田水平井高效开发中的应用
渤海锦州9_3油田注聚动态分析及优化调整技术研究
文章编号:1673-8217(2010)02-0133-04 渤海锦州9-3油田注聚 动态分析及优化调整技术研究 郑 旭,赵春明,王世民,雷 源 (中国海洋石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院,天津300452) 摘要:渤海锦州9-3油田经过近两年的工业性聚合物驱矿场试验,目前已经初步见到降水增油的良好效果。借鉴陆地油田注聚区块经验,对聚合物驱试验以来油水井动态变化特征进行分析总结,建立了适合海上油田特点的注聚前期油井见效标准,并对见效井特征进行了分析与评价。在此基础上提出了改善注聚效果的优化配套措施,为建立海上油田优化注聚模式做出了有益摸索。 关键词:海上油田;聚合物驱;动态特征;优化技术;效果 中图分类号:TE357 文献标识码:A 近年来,海上油田出于高效高速开发的需求,在保持注水开发的同时引入并试验开展了聚合物驱提高采收率技术。在渤海绥中36-1油田注聚先导性试验基础上[1],2007年10月锦州9-3油田西区开展了工业性聚合物驱矿场试验,经过近两年的注聚开发,目前注聚效果逐步显现,注聚正由见效前期向明显见效期过渡。及时总结注聚阶段以来油水井注采动态特征、开展注聚优化配套措施研究,对于提高聚合物驱效果并为今后海上油田大规模推广应用具有重要意义。 1 锦州9-3油田注聚概况 1.1 聚合物驱适用性分析 适合开展聚合物驱需具备一定的油藏条件,研究表明,油层的非均质性、油层温度、地层水和注入水的矿化度、原油粘度、注入参数和方式等都直接影响聚合物驱效果[2]。经过对比筛选,确定锦州9-3油田西区开展聚合物驱主要基于以下优势:首先,锦州9-3油田地质上以陆相三角洲沉积体系为主,储层非均质性强,纵向上以正韵律和复合韵律发育为主,渗透率变异系数在0.7左右,有利于发挥聚合物驱改善波及体积效果;其次,锦州9-3油田原始地层水矿化度较低,在6400mg/L左右,有利于减少聚合物的吸附及工作粘度的保持,改善油水流度比;第三,锦州9-3油田油层埋藏深度相对较浅,油层温度较低,在油层中不会发生热氧降解,同时有利于保持聚合物化学添加剂性能;第四,锦州9-3油田的地下原油粘度在16~26mPa s左右,处于聚合物驱效果较好的范围内;第五,锦州9-3油田注聚目标区为断层控制的层状构造油藏,不带气顶,边水能量较弱,对注聚影响较小。 1.2 注聚方案设计与实施 在借鉴陆地油田经验基础上,选择锦州9-3油田西区作为注聚目标区制定了西区整体注聚方案,注聚区控制地质储量约1500104m3,设计注聚井8口,一线受效油井21口,采用合注合采方式,注入速度3450m3/d(0.045PV/年),注聚浓度800 m g/L,连续注入5年(0.23PV),累积聚合物用量5 601t。油田自2007年10月第一口注聚井实施注聚,后续井分批逐步转注,至2008年9月实现方案设计的8口注入井全部转注聚。截至2009年5月,已累积注入聚合物溶液156104m3,注入孔隙体积倍数0.052PV,当前平均注入速度0.05PV/a。 2 聚合物驱动态变化特征和效果评价 2.1 动态变化特征 (1)注聚井注入压力呈现!上升-平稳?的过程,注入能力降低。注水井转注聚前对部分高压井实施了酸化降压措施,注聚初期各井注入压力上升较快,注聚1-2个月后井口压力基本稳定,8口井平均压 收稿日期:2009-10-12 作者简介:郑旭,硕士,1980年生,2006年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业,现主要从事油田管理及油藏工程方面研究工作。 石 油 地 质 与 工 程 2010年3月 P ET ROL EU M G EOL OGY AN D ENGI NEERING 第24卷 第2期
油田储层物性变化
油田开发过程中储层性质变化的机理和进本规律 班级：石工10-9班姓名：林鑫学号：2010022116 对于大多数油田来说，随着开发的进行，注水量的增加，油田储层的性质也随着变化，大多数情况是储层物性变差，以下，主要从储层孔隙度、渗透率，储层岩性、原油性质和润湿性变化这几个角度进行分析。 1.孔隙度和渗透率变化 孔隙度在油田开发中不是一成不变的，在注入水的冲刷下，中高渗储层水洗后，孔道内的衬边粘土矿物多被冲刷掉，孔道增大，且连通性能变好，发生了增渗速敏，尤其是“大孔道”在注水开发中变得越来越大, 相应地储层( 尤其是高渗储层)的渗透率增高,从而加剧了注入水的“水窜”,影响油藏的开发效果。另一方面, 一些泥质含量较高的砂体,孔隙大小一般未发生变化, 甚至有缩小趋势。 在实际条件下，注水井与产出井之间由于地层的非均质性、流体的流动速度不同及岩性的差异，不同岩石中的微粒对注入速度增加的反应不同，有的反应甚微，则岩石对流动速度不敏感；有的岩石当流体流速增大时, 表现出渗透率明显下降。因此，地层的渗透率变化是受岩性、注入速度等条件限制的，可能增大也可能减小。这种孔隙度和渗透率的变化，导致了储层非均质性的加重，加大了储层开发的难度。 例如：胜坨油田二区沙二段3层为砂岩储层，泥质胶结为主，在注水开发过程中，随着注水倍数的增加，砂岩中的胶结物不断被冲刷带出，胶结物含量逐渐减少。开发初期颗粒表面及孔隙间充填较多的粘土矿物，到特高含水期，样品颗粒表面较干净，粒间的粘土矿物减少。从不同含水期相同能量带的毛管压力曲线对比也可看出，由开发初期到特高含水期, 毛管压力曲线的门限压力减小，说明最大孔喉半径增大，随着最大孔喉半径增大，流体的流动能力增强，渗透率有较大幅度提高。而沙二8层粒度细、孔喉细小、泥质含量高，随着油田注水开发，蒙脱石膨胀、高岭石被打碎等原因部分堵塞喉道，使得孔喉半径变得更小，导致了储层的渗透率降低。 储层岩性的变化 对于储层岩性的变化主要从粘土矿物和岩石骨架两个方面进行研究。 注入水对粘土矿物的作用主要有两种：水化作用和机械搬运与聚积作用。注水过程中储层内水敏性强的粘土矿物吸水膨胀，原来的矿物结构遭到破坏。因此，水驱后储层中孔道中心的粘土矿物被冲散、冲走，在微孔隙处富集。由于注入水总是沿着物性好、渗透性好的部位流动，这样就使原来粘土矿物少的部位水驱后粘土矿物变得更少，而原来物性差、分选差的部位粘土矿物含量变得更多，结果是粗孔道更加通畅，细孔道更容易被堵塞，从而使两者的差距加大。 注入水对岩石骨架的作用为溶蚀作用。虽然储层中矿物的溶解度很低，但是长期积累的效果对整个储层而言也不可忽视，溶蚀作用的结果是水淹层的孔隙结构发生变化、孔隙度增大。尤其是高渗透条带，注入介质所造成的冲刷、溶解现
中海油渤海公司中海油与市政府签署协议合作开发渤海区域垦利油田
中海油渤海公司中海油与市政府签署协议合作 开发渤海区域垦利油田 2月26日上午，中海石油(中国)有限公司与市政府合作开发渤海区域垦利油田框架协议签约仪式在东营宾馆举行。市委副书记、市长赵志远，中海油集团总经理助理、中海油有限公司执行副总裁、渤海石油管理局党委书记、局长曹新建，副市长李俊峰，渤海石油管理局总工程师赵春明等出席。 赵志远对曹新建一行表示热烈欢迎，对中海油多年来对东营的大力支持表示感谢。他说，当前东营发展进入一个新的阶段，去年召开了市委六届四次全会，确立了“打造山东高质量发展的增长极，黄河入海文化旅游目的地，建设富有活力的现代化湿地城市”的目标定位，部署了实施融合、聚焦、开放“三大战略”等一系列重大举措，拉开了东营高质量发展的序幕。中海油作为三大国有石油公司之一，业务领域广、综合实力强，自2021年与东营市建立战略合作关系以来，将东营确定为环渤海经济圈产业发展基地，在炼油、化工、东营港及临港产业区建设等方面进行了深入合作。当前，渤海区域垦利油田的开发为双方扩大合作带来新的机遇，我们将以最大的诚意、最优的环境、最好的服务，全力支持中海油在东营的发展，在油气开发、油田综合开发服务等方面加强合作;希望中海油积极参与东营炼化一体化项目建设，
加大渤海油气开发力度，扩大油气在东营上岸规模，推动双方实现互利共赢、共同发展。 曹新建表示，中海油特别是渤海油田高度重视与东营市的合作，将以渤海区域垦利油田的合作开发为契机，在加大东营海域勘探开发的同时，进一步发挥优势，拓宽合作领域，深化战略合作，为东营市打造鲁北高端石化产业基地核心区、加快经济高质量发展作出积极贡献。 李俊峰、赵春明分别代表市政府和中海石油(中国)有限公司签署合作开发框架协议。渤海石油管理局以及我市有关县区、市直部门、企业负责同志参加仪式。
开发过程中储层物性变化规律研究_马喜斌
开发过程中储层物性变化规律研究Ξ 马喜斌,毛永强,周嵩楷,刘斌善 (中原油田分公司,河南濮阳 457001) 摘 要:经过多年的注水开发,濮53块储层发生了重大变化。填隙物在注水开发过程中被水冲刷后发生溶蚀、运移,改变了层内部的孔喉网络特征,使其更加复杂化。储层物性的变化体现在孔隙度和渗透率的两极分化严重,好的更好,差的更差。同时长期注入水改造使储层润湿性明显地转化为水湿。 关键词:填隙物;储层物性;润湿性;高含水期 濮城油田南区濮53块沙二上2+3油气藏是一个典型的多层厚油藏。对自上世纪80年代投入开发以来不同时期岩心的各种分析化验结果的研究表明储层宏观和微观特征均发生了明显的变化。对这一变化前人已从储层密度[1]、微观孔隙结构特征[2]、宏观储层物性[3]、电性特征等[4]。地质家和油藏工程师也采用了不同的新技术新方法[5],探讨这些变化的成因,并对这一变化进行描述和分析,结合油田开发实践,充分应用这种变化,减少其对油藏开发的影响。1 填隙物变化 原始状态的高岭石一般居于粒间孔隙中,多为完整的蠕虫状晶体。在初—中含水阶段,由于开发动力地质作用未达到,致使其晶体分解的程度低,故一般保存了完整的六面体蠕虫状结晶集合体。而当注水开发时间增长,达到高—特高含水阶段后,由于注入水外动力的浸泡、冲刷驱动作用等因素的影响,高岭石结晶格架开始解体,表现在六边形晶片边缘被磨蚀,棱角破坏,片状集合体分解成零散片状,其破坏程度视其外动力条件的大小及所居的位置而定。在注入水主流线上的位置破坏程度较强,居于不连通孔隙中的则晶形完整保存较好。伊利石一般呈鳞片状沾附于石英、长石、岩屑等矿物颗粒的表面,长石风化作用形成的伊利石多沾于长石表面。蒙脱石较少,一般呈朵状居于孔壁周围。而绿泥石呈鳞片状,零乱分布。除粘土矿物外,储层中的碳酸盐类物质及其它一些细小的地层微粒也发生了相应的变化。如方解石被溶解后呈无晶形状零乱堆积在孔隙内。这此微粒大都居于孔喉中,在流场中储层被注入 也明显见到了干扰信号。因此,通过干扰试井,可以确定T401、T K404、T K408、T K412及S48井为同一缝洞单元。 4 流动单元平面划分标准 由于本区缝洞型碳酸盐岩的储集性能主要受控于次一级岩溶地貌及断裂、裂缝发育程度。因此,在充分研究岩溶储集体发育规律的基础上,综合利用各类动静态资料研究成果,研究和确定了划分不同类型流动单元的依据及标准。采取局部就近原则,从构造图上相邻的井出发,进行邻井对比分析和缝洞流动单元的平面划分。 5 结论 (1)通过对塔河油田开发实践,提出了缝洞型碳酸盐岩油藏流动单元的概念,是具有独立压力系统或相对一致的压力变化规律以及相似的流体性质,在生产中可以作为一个相对独立的流体运动单元和油气开采基本单位。 (2)与碎屑岩相比,碳酸盐岩油藏由于成岩和溶蚀作用对储集空间的影响,研究难度大,使得静态资料研究受到很大局限。因此利用生产动态方法进行流动单元的划分。 (3)通过对塔河油田实例研究,提出了不同方法的流动单元划分结果。得出同一流动单元渗流特征、岩溶构造位置及产量相似,原油密度异常区均为定容型缝洞体。 [参考文献] [1] 谭承军1塔河碳酸盐岩溶缝洞型油藏流动单 元研究意义1中国西部油气地质,2005,1(1). [2] 杨宇,康毅力,张凤东,康志宏1塔河油田缝洞 型油藏流动单元的定义和划分1大庆石油地 质与开发,2007,26(2). [3] 张林艳1塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油 藏的储层连通性及其油(气)水分布关系1中 外能源,2006,11. [4] 刘吉余1流动单元研究进展地球科学进展, 2000,15(3). [5] 阎长辉,羊裔常1动态流动单元研究1成都理 工学院学报,1999,26(3). [6] 赵永胜1储层流体流动单元的矿场试验1石油 学报,1999,20(6). 492内蒙古石油化工 2008年第10期 Ξ收稿日期:2007-04-11
储层物性研究
4.3 储层物性及其影响因素分析 4.3.1 储层物性分布特征 统计油田范围内46口取心井3043个孔、渗样品数据，孔隙度0.6～33.8%，平均值10.83%；渗透率0.01～4093mD，平均值32.37mD（图4-3-1、4-3-2）。其中，Ⅰ油组孔隙度1.7～27.1%，平均值12.53%；渗透率0.01～2681mD，平均值55.47mD；Ⅱ油组孔隙度2.5～21.9%，平均值12.95%；渗透率0.01～4093mD，平均值154.03mD。 图4-3-1 储层孔隙度分布直方图图4-3-2 储层渗透率分布直方图 根据中石油储层评价标准（表4-3-1）判断铜钵庙组储层物性以低孔、超低渗为主，特低孔、特低渗次之。 对应油层段991个物性样品资料统计，孔隙度6.0～27.1%，平均值13.58%，主峰分布于7～17%之间（图4-3-3）；渗透率0.1～4093mD，平均值2.57mD，主峰分布于0.1～4.2mD之间（图4-3-4）。其中Ⅰ油组孔隙度6.0～27.1%，平均值12.53%；渗透率0.1～2681mD，平均值1.47mD。Ⅱ油组孔隙度6.0～21.9%，平均值13.95%；渗透率0.1～4093mD，平均值3.03mD。 图4-3-3 油层段孔隙度分布直方图图4-3-4 油层段渗透率分布直方图 孔隙度和渗透率有一定的正相相关关系，随孔隙度的增大渗透率也增大（图4-3-5）。油层段孔-渗和含油气显示之间相关性较差，总体表现出随孔-渗的增大逐步由荧光、油斑显示变为油浸和含油显示，当孔隙度大于20％，渗透率大于20mD时，含油显示级别为油浸和含油显示。 图4-3-5 铜钵庙组油层孔-渗～含油性关系图 根据储层属性反演结果，以测井解释孔隙度值为人工调整依据，完成了铜钵庙组孔隙度平面分布特征研究。从各油组孔隙度等值线图分析（图4-3-6、图4-3-7），储层物性受沉积相带控制明显，在扇三角洲内前缘亚相区和近物源的扇三角洲平原亚相分布区物性较好，而扇三角洲外前缘亚相和滨浅湖区物性明显变差。 Ⅰ油组孔隙度分布范围在5-30%之间，孔隙度大于12%的优质储层在油田中西部连片分布。 图4-3-6 Ⅰ油组孔隙度等值线图图4-3-7 Ⅱ油组孔隙度等值线图 Ⅱ油组孔隙度分布趋势同Ⅰ油组相近，孔隙度分布范围在5-22%之间，孔隙度值大于12%的优质储层在油田中西部地区连片分布。 4.3.2 储层物性影响因素分析 图4-3-8 储层孔隙度-渗透率随深度变化关系图 ①孔-渗随深度变化的关系 铜钵庙组储层孔隙度-渗透率与深度关系图分析表明（图4-3-8），储层物性随深度的增加而不断变差，在1900m以上孔-渗随深度增加呈线性减少；在1900～3000m之间存在次生
中国十大油气田排名
中国十大油气田排名：中石油稳占六席 中石油稳占六席，大庆依然是老大，长庆增长最快成老二，辽河下降最快做第九。
大庆油田(隶属中国石油)2009年原油产量第一，油气总当量第一 1959年,大庆油田发现并投产，1976年原油产量突破5000万吨，成为中国第一大油田，并保持稳产5000万吨以上27年，其中1997年达到5600.92万吨的产量高峰。 2003年产量跌破5000万吨，之后进一步下降，2009年产量为4000.03万吨，年平均递减3.12%。2008年，大庆油田提出了4000万吨稳产10年的目标。尽管大庆油田的原油产量已进入递减期，但其产量依然稳居全国第一，占到全国原油总产量的21%，中国石油总产量的三分之一。 2009年，大庆油田天然气产量达到30.04亿立方米，未来产量还将进一步上升，有望成为大庆油田开发的第二支柱。 2 长庆油田(隶属中国石油)2009年原油产量第三，天然气产量第一，油气总当量第二长庆油田主要作业区位于陕甘宁盆地，1971年发现，1975年建成投产，产量在140万吨的规模上徘徊了整整10年。直到上世纪80年代中期到90年代后期，随着一系列关键技术相继突破，长庆油田的发展迎来更为广阔的空间，2001年-2009年年均增速达到14.84%。天然气生产方面，2000年-2009年年均增速达到29.3%，2009年产量达到189.5亿立方米，居全国第一。按照中国石油的规划，到2015年，长庆油田将实现油气当量5000万吨，打造成中国的“西部大庆”。 3 胜利油田(隶属中国石化)2009年原油产量第二，油气总当量第三 1961年发现并投产的胜利油田，位于山东北部渤海之滨的黄河三角洲地带。1991年，胜利油田原油产量达到顶峰，年产量为3355.19万吨，之后产量开始递减，连续递减8年后，即1999年后，原油产量基本保持稳定，并于2004年后产量缓慢开始上升，2009年原油产量为2783.5万吨，位居全国第二。在天然气生产方面，胜利油田高峰产量出现在1989年，之后开始下降。 4 塔里木油田(隶属中国石油)2009年原油产量第十，天然气产量第二，油气总当量第四塔里木油田位于新疆南部塔里木盆地，1989年建成投产，原油产量逐年增长，2008年达到历史新高，为654.05万吨。2009年产量有所下降，为554万吨，居全国第十。天然气生产方面，产量从2004年的13.56亿立方米猛增至2009年的180.91亿立方米，年均增速67.9%。塔里木油田是“西气东输”工程的主力气源之一。2009年，塔里木油田上交油气三级储量当量4.97亿吨，创历史新高，实现连续4年三级储量超过4亿吨。 5 渤海油田(隶属中海油)2009年原油产量第四，油气总当量第五近年来，渤海海域的多个油气发现奠定了渤海油田的地位。作为我国最大的海上石油基地，渤海油田近年来产量逐年增长，2008年原油产量约1100万吨，2009年原油产量约1350万吨，位居全国第四，未来进一步发展潜力巨大。 6 新疆油田(隶属中国石油)2009年原油产量第六，油气总当量第六 1951年发现并投产的新疆油田，原油产量保持稳步快速增长，2009年为1089万吨，位居全国第六，但较2008年同比下降10.8%，是近年来的首次下滑。天然气生产也基本保持了增长趋势，2009年产量36亿立方米，比上一年净增2亿立方米，显示出巨大的潜力。 7 西南油气田(隶属中国石油)2009年油气总当量第七西南油气田是我国天然气开发较早的气田之一，早在1950年就开始生产天然气，主要分布在四川盆地和西昌盆地，
低渗储层物性特征分析
148 1?储层物性特征1.1?储层岩石学特征 储层岩石学特征的研究，是对储层的后续特征研究的一个基础，它包括对储集层岩石的组分、分选、磨圆、粒度、填隙物成分等一系列与储集岩体有关的内容，这些都是储集层的先天条件，是决定油气储层性能的关键因素[1]。 根据岩心和铸体薄片观察统计，储层的岩石类型基本为含长石石英砂岩、长石砂岩和岩屑长石砂岩，含少量岩屑石英砂岩。研究区长6油层组主要为长石砂岩，偶见岩屑长石砂岩，说明研究区长6油层组砂岩成分成熟度低。 1.2?储层填隙物成分 研究区长6油层组储层砂岩粘土杂基含量较少，平均为3.76%，最高达8.5%，表现出分布的不均匀性，一般位于河道砂体中下部的中～细粒长石砂岩中，泥质杂基含量很少；而位于河道砂体中上部和河道间沉积的粉砂岩中，泥质分布较为普遍，含量1%～7%不等；由于研究区长6油层组储层砂岩杂基普遍较少，因而胶结物对储层物性的影响更为重要。胶结物种类较多，有碳酸盐矿物、粘土矿物、次生石英和长石等，其含量分别为云母0.93%，绿泥石3.32%，方解石2.56%，石英加大0.96%，长石加大0.66%。 1.3?储层物性 根据研究区样品的物性分析，研究区粒间孔含量8.6%，溶孔含量1.1%，晶间孔含量0.3%，面孔率10.1%，平均孔径63.6μm。储层孔隙度最小值为4.55%，最大值为11.86%，平均值为9.2%，储层渗透率分布在（0.10~3.47）×10-3 μm 2 之间，平均1.0×10-3 μm 2 ，为低孔、低渗储层。 2?储层物性影响因素 2.1?机械压实作用和压溶作用 压实作用是在一定的埋深下，在上覆地层压力或构造运动力等能使其发生体积变小的力的作用下导致储层的空间结构变小，进而使得孔隙度变差的一种成岩作用[2]。在压实作用下，储层的砂岩颗粒可能会发生变形，破裂等， 进而形成更加致密的岩层，主要发生在成岩作用早期，对储层的破坏性较大。 2.2 溶蚀作用 溶蚀作用是对储层具有贡献性的成岩作用之一，多是在酸性条件下，碎屑颗粒及填隙物发生溶解而使得储层孔隙变大的作用[3]。工区长6储层发生溶蚀的组分主要以碎屑、杂基为主，主要与有机质演化过程中所形成的酸性物质发生化学反应，而产生一系列的空间较大的次生孔隙，该类孔隙连通性相对较好。 2.3?胶结作用 石英次生加大胶结在工区内较为常见，长石次生加大胶结稍微少见，据室内资料统计分析，石英次生加大是导致工区渗透性变差的主要因素之一，常见于粒度较粗、含碳酸盐胶结物的砂岩中，充填与粒间孔隙中。石英加大边在早期压溶作用的改造下产出，多覆盖于颗粒边缘。另自生石英胶结呈六方双锥状充填于粒间孔，致使储层孔隙度因空间结构减小而降低。 3?结论 1）研究区储层孔隙度平均为9.2%，渗透率平均为1.0×10-3μm 2，为低孔、低渗储层。 2）研究区长6储层砂岩成分成熟度较低。 3）影响研究区储层物性的主要因素有，压实作用、压溶作用、胶结作用以及溶蚀作用。其中，压实、胶结作用降低了储层物性，压溶作用、溶蚀作用对储层物性是有利的。 参考文献 [1]孙健，姚泾利，廖明光，等.?陇东地区延长组长_（4+5）特低渗储层岩石学特征[J].?特种油气藏，2015（6）：70-74；144. [2]高潮，孙兵华，孙建博，等.?鄂尔多斯盆地西仁沟地区长2低渗储层特征研究[J].?岩性油气藏，2014（1）：80-85. [3]李彩云，李忠兴，周荣安，等.?安塞油田长6特低渗储层特征[J].?西安石油学院学报：自然科学版，2001（6）：30-32；3. 低渗储层物性特征分析 苗贝1，2? ? 鲁晋瑜1，2 1.西安石油大学 陕西 西安 710065 2.延长油田井下作业工程公司 陕西 延安 716000 摘要：目前低渗储层已成为我国开发的重点，对低渗储层物性特征进行研究对低渗储层的开发具有重要指导意义，本文对M区低渗储层物性特征进行了分析。 关键词：低渗储层?物性特征?成岩作用 Analysis?of?physical?properties?of?low?permeability?reservoirs Miao?Bei?1，2，Lu?Jinyu?1，2 1.Xi ’an Shiyou University ，Xi ’an 710065，China Abstract：The?low?permeability?reservoirs?have?become?the?focus?of?oilfield?development?in?China.?The?research?on?the?physical?properties?of?low?permeability?reservoirs?is?of?great?significance?to?the?development?of?low?permeability?reservoirs.?This?article?describes?the?characteristics?of?low?permeability?reservoirs?in?M?Block. Keywords：low?permeability?reservoir；physical?property；diagenesis
渤海油田
渤海油田不是单指冀东油田，渤海油田和冀东油田是两个系统，所以那205亿吨不是指冀东油田。胜利油田也不算渤海油田。它们分别属于中海油、中石油、中石化。下面用资料分别介绍。 渤海油田 记者从17日召开的天津海事“海上油田安全管理大会”获悉，我国最大的海上油田——渤海油田已进入开发高潮期，预计到2010年产量将达3000万吨，占全国海上石油总产量50%以上，进而超越胜利油田，成为我国第二大油田。 据介绍，目前，渤海中海石油所属海上油田为15个、海上平台69个、作业船舶(包括移动式平台)达100余艘。2006年，渤海石油已成为我国海上最大、全国第三的油田区。 新闻链接 渤海油田 按照海洋石油勘探界线划分，5米以上浅海为中石油所管辖，5米水深以下为中海油所管。渤海油田即中海油天津分公司所属的自营
油田及对外合作油田，不含中石油所属的浅海油田。 稿源：北方网编辑：马欣 冀东油田 中国石油冀东油田公司情况简介 一、企业基本概况 中国石油冀东油田公司是隶属于中国石油天然气股份有限公司的地区油气田公司，是集油气勘探、开发、科研、集输、销售为一体的大型石油公司。公司现有员工4500多人，资产总额138亿元，2006年利润总额34.4亿元。 冀东油田公司机关及研究机构位于河北省唐山市区繁华地段，勘探区域横跨唐山、秦皇岛两市，勘探面积5797平方千米。 公司坚持以科学发展观为统领，积极实施“科技兴油、低成本、人才开发”三大战略，大力弘扬“爱国、创业、求实、奉献”的企业精神，油气勘探连续取得重大发现，近四年油田原油产量每年以30%以上的速度攀升，综合实力显著增强，职工生活条件持续改善，油田的发展目标为：“到2012年把冀东油田建设为科技、绿色、和谐的千万吨级现代化大油田”。 二、优越的地理位置和优美的生活环境 冀东油田地处京、津、唐三角地带，西邻北京，南邻天津，北邻秦皇
大庆油田区域储层特征认识
盆地沉积盖层自侏罗系开始，至中，新生代均有不同程度的发育，但是以白垩系，尤其是下白垩统为主，新生界厚度不大。地表均被第四系所覆盖。盆地内发现三套含油组合，起上部含油组合为黑地庙油层，分布在嫩江祖的三四中；中部含油组合为萨尔图，葡萄花和高台子油层，分布在青山口组二三段及姚家组和嫩江祖一段中；下部含油组合为扶余和扬大城子油层，分布在泉头组三四段中，油田集中在中部含油组合内。盆地沉积盖层被划分为七个一级构造单元，31个二级构造和130多个局部构造，目前所发现的油田大部分都集中在中央坳陷区内。 松辽盆地基底分别由大兴安岭华里西晚期褶皱带和吉黑华里西晚期褶皱带汇合而成。在经历了三叠纪和侏罗纪早期的抬升剥蚀后，在侏罗纪晚期由于以断裂为主的构造运动的作用，在这里产生了众多的断陷、地垒和断阶带。进入早白垩世松辽盆地沉降作用不断增强，使早期出现的分割性的小断陷扩大沟通，形成统一的松辽盆地大型沉积坳陷，至晚白垩世和第三纪，由于淤积充填而使盆地沉降速度明显减缓，坳陷渐趋萎缩。 松辽盆地是我国东北地区的大型中新生代陆相沉积盆地，面积约26×104km2，沉积地层厚度5000～6000m，全盆地分为7 个一级构造单元：中央坳陷区、西部斜坡区、东南隆起区、东北隆起区、北部倾没区、西南隆起区、开鲁坳陷区，大庆长垣是松辽盆地北部的一个二级构造单元，由喇嘛甸、萨尔图、杏树岗、太平屯、高台子、葡萄花、敖包塔7个背斜构造组成 大庆松辽盆地属于我国著名地质学家李四光同志划分的中国东部新华夏系第二沉降带，即呈北北东走向的中新生代沉降带中的一个大型沉积盆地。盆地内部总的轮廓是北部、东北部、东南部和西南部为隆起区，西部是平缓斜坡，中间是大面积的拗陷区 大庆长垣北部，基岩以上沉积了上侏罗统、白垩系、第三系和第四系的巨厚地层。各沉积岩层的层序、岩性及含油状况见图1—3。厚度最大、分布最广的是白垩系地层。根据岩性、沉积环境和生、储、盖的组合关系可划分四个沉积旋回：即登娄库组、泉头组—青山口组、姚家组—嫩江组、四方台组—明水组。各个沉积旋回之间是以不整合或沉积间断的方式相互接触的，每一个沉积旋回从下至上岩性为粗→细→粗的演变，岩石颜色（尤其是泥质岩颜色）呈浅色→暗色→浅色的变化，反映了从湖退到湖进再到湖退的完整过程。 一萨尔图油田
史家畔油田储层地质分析
史家畔油田储层地质分析 史家畔油田位于鄂尔多斯盆地东部属于致密砂岩油藏，开发有很大的难度。本文对史家畔油田的储层地质概况进行了叙述与分析，并通过分析史家畔油田岩石学特征，对史家畔油田储层地质情况进行了全面的叙述，以求在油田地质研究方面起到抛砖引玉之效果。 标签：低渗透裂缝鄂尔多斯史家畔 0前言 史家畔油区位于子长县城北东15Km，属史家畔乡境内。勘探范围北到子洲县边界，南达昌家沟—何家石畔，西起散家坪—郝家沟，东至吴家崖—沙井沟，面积54Km2。研究其油田储层地质情况及岩石学特征将会对储层压裂改造及注水开发具有积极的指导意义。 1史家畔油田区域地质概况 瓦窑堡史家畔油区属黄土塬地貌，沟谷纵横、塬峁林立，地面海拔1050～1300m，属大陆季风性气候，气候干燥缺水，植被不发育，年降水量300～600mm，主要集中在6～9 月份。年平均气温8～12℃，无霜期170 天。沿沟顺梁有树枝状沙石路相通，其南有子（长）—清（涧）二级公路穿越，交通较为方便，石油工业是该区的龙头产业。 1.1油田地质特征 瓦窑堡油田史家畔油区构造位置处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的东部，主要含油层系为上三叠统延长组长4+5、长 6 油层组，其中长4+5 油层组划分为长4+51和长4+52两个油层亚组，长6 油层组划分为长61、长62、长63、长64四个油层亚组（以下简称亚组），本区大多数井的长64油层亚组未被打穿，油层厚度小于2m，研究意义不大。其中长 6 油层组中长61、长62油层组为主要含油层位。 1.2区域地层特征 根据三叠系上统延长组油气层纵向分布规律，将延长组自上而下将其划分为10 个油层组，即长1～长10。延长组的沉积格局和沉积体系的分布，毫无例外受着长期继承性整体升降运动下形成的广阔斜坡构造背景的控制。 1.3地层划分整体思路 地层的划分与对比是研究储层特征、沉积相识别等一系列工作的基础。本次在研究区地质沉积背景分析的基础上，根据生产需要及前人的研究成果，选定本
储层物性参数解释方法研究
储层物性参数解释方法研究 宋岩竹 （大庆油田有限责任公司第十采油厂黑龙江大庆 166405） 摘要：首先以测井曲线的分辨率、探测原理为基础，优选出与孔隙度、渗透率相关性较高的声波时差曲线和自然伽玛曲线来建立孔隙度和渗透率的解释方程，并且用非建立关系的密闭取心井和评价井进行验证，解释结果比较合理，为多学科油藏研究奠定良好的基础。 主题词：孔隙度渗透率多元回归 Study on reservoir physical property interpretation method Song Yanzhu (No.10 Oil Production Plant of Daqing Oilfield Co.,Ltd.,Heilongjiang Daqing 166405) 「Abstract」It is a difficult problem in the Oilfield.First，we choose the well log of AC and GR to establish the reservoir physical property interpretation equation,in the base of the differentiated rate and exploration principle of well log.Then it is verified that the result is reasonable based on datas of sealing core drill well and assessment well,and it lays a favorable foundation for the study on multidisciplinary reservoir. 「Keywords」porosity;permeability;multiple regression 1 前言 统计某油田扶余油层探明区内86口探井、几千个样品分析结果表明，油层砂岩平均孔隙度15.3%，平均渗透率10.8×10-3μm2。 作者简介：宋岩竹，工程师，1994年毕业于大庆石油学院采油工程专业，主要从事精细地质描述工作。E-mail:songyanz@https://www.360docs.net/doc/df17604636.html,
大庆油田开发过程中储层变化研究
大庆油田开发过程中储层变化研究 石工10-2班宋倩兰 2010021205 一，大庆油田勘探资源简介 大庆油田是世界上为数不多的特大砂岩型油田。南北长138公里，东西长73公里，面积约为6000平方公里，由萨尔图、杏树岗、喇嘛甸、朝阳沟等48个规模不等的油田组成。主要包括东北和西北两大探区，共计14个盆地，登记探矿权面积23万平方公里。油层分布（从上至下）： 1、黑帝庙 2、萨尔图 3、葡萄花4、高台子 5、扶余 6、杨大城子。 二，大庆油田储层特点简介 1，构造特征：据葡萄花油层一组顶面构造图可知，大庆长垣是有七个背斜构造组成的背斜构造带，各局部构造之间有鞍部分隔。自北而南七个构造是喇嘛甸、萨尔图、杏树岗、太平屯、高台子、葡萄花、敖包塔。整个长垣构造带成近北北东方向延伸，南北长约145km，东西宽6~30km，具有北窄南宽的特点。 2，油气水性质：原油：相对密度中等，粘度较高，凝固点较高，含蜡量较高，含硫量低，含胶量中等。天然气：相对密度较高，乙烷以上的重烃组分含量较高，丙烷含量较高，氮气含量较低，二氧化碳、硫化氢气体含量低，甲烷含量较低，此外还有微量氦气。地层水：属于中—低矿化度的碳酸氢钠型水，pH在7~9之间。 三，大庆油田注水开发过程中储层岩石表面性质的变化及影响因素 在油田注水开发过程中，储层岩石表面性质的变化与原油中极性物质的含量及储层岩石中粘土矿物含量、组成有着密切的关系。油层岩石表面性质是控制油水微观分布的主要因素。国内外有关方面研究结果表明，造成岩石表面性质变化因素除与含水饱和度变化、岩石中粘土矿物、组成有关外，还取决于原油中极性物质含量变化。国内有关学者认为在原始水饱和度小于35% 时, 储层岩石表面性质偏亲油，水饱和度大于35% 时，表现为亲水。 随着含水饱和度增加，亲水程度也增加。润湿性变化的原因是注入水长期的冲刷和浸泡。大庆油田是采取早期内部切割注水方式开采的，由于注入水中含有微量的生物元素、细菌和溶解氧，储层中原油难于逃脱介质的氧化，而使原油烃类中环烷酸、碳基、胶质和沥青质含量发生变化。因此研究油田不同含水期岩石表面性质变化，对于探讨油和水在岩石中分布状况、含量，揭示油藏在注水开发过程中变化特征，指导油田不同阶段开发，提高油田采收率有着十分重要的意义。 储层胶结物中拈土矿物含量、组成对储层岩石、表面性质、润湿性有一定的影响。据文献报道，储层岩石颗拉间胶结物中的枯土矿物，易于吸附原油中带有极性的有机物质，而使油层具有亲油的性质。 粘土矿物由于颗粒很细而有很大的比表面, 一般高岭石的比表面积为15米2/克, 伊利石为90米2/克, 蒙脱石为800米2/克。因粘土矿物表面存在很多的断键，极性有机分子及交换性阳离子可以与粘土表面断键上的离子呈配位结合，所以粘土矿物吸附能力随着比表面积增大而增大，这种被吸附的有机分子或离子，它们可以多种形式与粘土矿物结构旧连接。
智能滑套在渤海油田的现场应用及评价
智能滑套在渤海油田的现场应用及评价 谢玉宝 郭鑫（中海油服油田生产事业部天津３００４５０） 摘要：随着渤海油田的不断开发，油井的含水逐步升高，如不及时进行找水堵水措施，油井将面临水淹的风险。对于水平井，利用常规滑套可进行井下的卡层作业但无法用钢丝工具进行开关，连续油管开关作业风险较大，费用较高；因此水平井的卡堵水问题迫在眉睫。本文通过下入智能滑套，成功解决了水平井找水堵水难的问题，为后期水平井开采提供了保障。 关键词：智能滑套；找水；堵水； 智能滑套是一种新型的井下智能开关装置，它只需通过地面泥浆泵的打压配合就可实现井下产层的分层开采，并按照事先设定的程序进行油井的找水卡水操作，以此达到控水增油的目的。在油井正常生产过程中，安装在工具里的压力计可对地层压力实施连续监测，并能直接录取油井所需的相关资料，如各层压力、渗透率等。它主要用于直井、斜井、大斜度井、定向井和水平井的分层找水、堵水，分层开采、分层测试等措施。一、智能滑套主要特点 １．一趟多举：一趟管柱下入多个智能滑套，生产过程中自动完成找水、堵水及压力测试等措施，适用于各类井，如斜井、定向井及水平井等。 ２．找堵水过程自动完成：地面对开关装置进行程序设置，井下智能滑套自动完成所需生产层位的开启和关闭动作； ３．换层随意，操作简单：油井正常生产时主要通过井口计量了解产层的状况，如需换层生产，只需通过地面打压即可，并且可多次换层，无需利用专用工具进行开关或进行起下管柱作业。 ４．分层压力监测：内置压力计可长期对生产层位的压力、温度变化进行测试，便于地质油藏人员进行系统专业的分析。二、主要技术参数 注：扣型根据现场需要加工，材质有Ｉｎｃｏｎｅｌ７１８，３５ＣｒＭｏ， １７－４等可选。三、工作原理 井下智能开关装置是一种可自动控制的找堵水工具，在每个目的层位对应安装一套该工具，随管柱下入，封隔器卡封各个层位。下入前对开关装置进行开关动作及时间设置，下入后智能开关装置即可依设置参数自动运行，达到找水目的，堵水时由地面施以一组压力编码信号控制层位的开或关。工作流程如下： １．管柱设计入井：根据油藏地质要求及井况设计找堵水管柱，利用合适的堵水封隔器将井下产层进行分层，每层用一个智能滑套进行控制，随管柱一起入井。 ２．工具座封，启泵投产：封隔器坐封后油井恢复生产，井下各智能滑套按照预先设定的程序运行，在预定的时间进行开关层操作。 ３．自动找水：因油藏及地质等各方面的需求，井下每个智能滑套设定的程序是不同的，找水过程中，基本都是按照单层轮流开采，每层单独生产一段时间，地面操作人员通过井口计量及化验结果获取各层的产量、含水等数据，以此决定后期的堵水操作。 ４．压力测试：智能滑套内有压力测试电路，下部也留有压力测试仪器接口，可根据各方需求连接分层测试仪。当开关装置处在关闭状态时，测试仪器可录取地层的压恢曲线，当开关装置处在打开状态进行生产时，测试仪器可录取地层的压降曲线。 ５．堵水过程：当井下各层的产液、含水等参数确定后，地面专业人员通过综合分析将确定一个最佳的开采方式。在不动管柱的情况下，从井口通过压力波指令进行井下智能滑套的开关，实现地面遥控井下、任意换层生产的目的。 ６．换层开采：当需要换层开采时，将根据各层对应的压力波 指令进行地面打压操作，该过程可重复操作，直至确认井下智能 开关完成相关指令操作。 图2智能滑套开关指令示意图 四、应用实例 渤海油田某井下智能卡水管柱，连接下入丢手分采管柱时，每下一个智能滑套均通过泥浆泵进行地面打压开关试验，结果证实： 智能滑套能严格按照压力波指令进行开关动作。 图3某井智能滑套地面打压开关试验图 五、作业效果评价 图4某井正常生产曲线图 该井于２０１２年６月２日－１９日换智能分采管柱，通过数据显示：投产初期，一、二、三层合采，含水４０％左右；７月３日关闭第三层滑套，合采一、二层，含水控制在１０－２０％；产油量一直较为稳定，达到了稳油控水的目的。结论 实践与分析表明，智能滑套在水平井运用的优越性远远大于常规滑套和液控滑套，仅通过地面打压操作就能实现井下的分层开采，大大降低了动管柱作业和连续油管等大型作业的风险，同时智能滑套特有的智能找水堵水功能将在后期的作业中发挥更大的潜能。本文将对后期水平井找水堵水作业提供重要的指导意义。参考文献： [1]齐亚民,樊亚宁,陈磊.智能压控开关找堵水技术研究与应用[J].内蒙古石油化工.2010(08). [2]王小勇,黎明志,王磊,王新志,李洲,焦明远.水平井智能分段开采工艺管柱的研制与应用[J].石油机械.2013(06). [3]陈维余,孟科全,朱立国.水平井堵水技术研究进展[J].石油化工应用.2014(02). 作者简介：谢玉宝，1984年出生，男，汉族，籍贯：湖北荆门，毕业于重庆科技学院，助理工程师
镇北油田长81储层特征及控制因素
镇北油田长81储层特征及控制因素 综合利用岩心、薄片、扫描电镜、压汞测试等资料，对镇北地区长81储层特征及控制因素进行研究。储层岩性主要为细粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，沉积相和成岩作用对储层物性有较好的控制作用。 标签：储层特征；控制因素；成岩作用；沉积相；镇北油田 镇北油田位于鄂尔多斯盆地西南部，镇原以北、木钵以南、东到驿马、西至殷家城。构造位置属位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部，西接西缘冲断带，东邻陕北斜坡边缘。该区中生界延安组、延长组均具丰富的油气资源，尤其是三叠系延长组长81储层因砂体厚度大、近邻长7湖相生油岩，而为该区主力产油层，开展储层特征及控制因素研究，对该区油气的勘探开发具有重大作用。 1 储层特征 1.1 储层岩石学特征 根据镇57、镇110、镇118等井80块薄片鉴定结果，储层岩性为灰绿色、褐灰色中-细粒岩屑质长石砂岩；主要碎屑成份石英含量29.88%，长石含量29.98%，岩屑含量23.52%；颗粒分选中等，粒径一般0.1-0.5mm，最大0.60mm，颗粒呈次棱状，颗粒间呈线状接触，薄膜-孔隙型胶结为主。粘土矿物主要有绿泥石（61.12%）、伊利石（24.83%）、伊/蒙混层、高岭石等。 1.2 储层孔隙类型及特征 镇北油田长81储集空间由粒间孔、溶孔和少量的微裂隙组成。溶孔主要发育长石溶孔和岩屑溶孔。粒间孔：由于强烈的压实及自生矿物的充填作用使原生孔隙缩小、变形，成为残余粒间孔，是最主要的孔隙类型，平均含量2.56%，占总孔隙的65%。长石溶孔：由于长81储层长石含量较高，长石沿解理缝选择性溶蚀形成，电镜下呈空蜂窝状。部分长石完全溶蚀，形成铸模孔，部分长石的溶孔和粒间孔相连，形成超大孔隙，孔径大小相差悬殊，是该区较主要的储集空间之一。岩屑溶孔：喷出岩岩屑中含有一些容易蚀变的矿物，如角闪石、辉石及部分长石，在成岩过程中会发生溶蚀形成岩屑溶孔。岩屑溶孔在一定程度上改善了岩石的孔隙性，相反却影响了砂岩的连通性，使得渗透率变差。微裂隙：由沉积、成岩或构造作用形成的裂缝。沉积作用形成的裂缝一般平行层面分布，充填有有机质等；构造作用一般形成高角度裂缝，延伸较远，裂缝壁上生长有自生方解石晶体；成岩缝是由于上覆地层的压力使颗粒破碎形成裂缝，此种成岩缝对孔隙的连通性起到了极其重要的作用。 1.3 储层物性特征 研究区储层的孔隙度为0.2%-16.2%，通过对大于6%的孔隙度计算平均值，
煤储层及其基本物理性质
第二章煤储层及其基本物理性质 煤储层是指在地层条件下储集煤层气的煤层。煤储层具有双重孔隙介质、渗透性较低、孔隙比表面积较大、吸附能力极强、储气能力大等特点。 第一节主要内容： 煤储层是由固态、气态、液态三相物质所构成。 固态物质：是煤基质 液态物质：一般是煤层中的水（有时也含有液态烃类物质） 气态物质：即煤层气 一、煤储层固态物质组成： 1、宏观煤岩组成 煤是一种有机岩类，包括三种成因类型： ①主要来源于高等植物的腐植煤 ②主要有低等生物形成的腐泥煤 ③介于前两者之间的腐植腐泥煤 （自然界中以腐植煤为主，也是煤层气赋集的主要煤储层类型） 2、显微煤岩组成 显微煤岩组成包括显微组分和矿物质。 显微组分是在光学显微镜下能够识别的煤的基本有机成分，其鉴别标志包括：颜色，突起，反射力，光学各向异性，结构，形态等。 矿物质是煤及煤储层中含有数量不等的无机成分，主要为黏土类和硫化类矿物，其次为碳酸盐类、氧化硅类矿物以颗粒状。团块状散布于煤中，常见显微条带状产出的黏土矿物。 3、煤的大分子结构 煤中有机质大分子结构基本结构单元（BSU）的骨架结构由缩合芳香体系组成，其基本化学结构为芳香环。 煤中有机质大分子结构基本结构单元的缩聚过程主要起源于三种反应机制：芳构化作用、环缩合作用和拼叠作用。 芳构化作用是指：非芳香化合物经由脱氢生成芳香化合物的作用，可通过碳数不低于六个的链烃的闭环、五圆或六圆脂环和杂环的脱氢等方式实现，是煤中有机质生气的主要机理。 环缩合作用通过单个芳香环间联结、稠环芳香分子间或分子内联结、自由基分子间重新结合等方式得以实现，是中~高级无烟煤阶段芳香体系缩聚的主要机理。 拼叠作用是指基本结构单元之间相互联结而使煤中有机质化学结构短程有序化范围（有序畴）增大的作用，与自由基反应密切相关，是高级无烟煤阶段基本结构单元增大和秩理化程度增高的主要机理。 二、煤储层液态物质组成 煤储层中液态物质包括裂隙、大孔隙中的自由水（油）及煤基质中的束缚水。 在煤化学中，将煤中水划分为三类，即外在水分、内在水分和化合水。外在