水替交替驱在甘谷驿长6油层的应用
目录
前言 (1)
1 概况 (2)
1.1 区域简况 (2)
1.2 开发概况 (2)
2储层特征 (3)
2.1 区域储层地质特征 (3)
2.1.1 构造沉积特征 (3)
2.1.2岩石学特征 (3)
2.1.3 孔隙结构 (3)
2.1.4 储层物性及非均质性 (4)
2.2 储层流体性质 (4)
2.2.1 地层水及注入水性质 (4)
2.2.2 原油性质 (6)
2.2.3 天然气性质 (7)
2.2.4 原油的粘温特性 (7)
2.3 油藏温压系统 (8)
3 区域注水开发存在的问题 (8)
4水气交替区室内外研究结论 (9)
4.1水、气交替实验 (9)
5 认识和建议 ...................................................... - 19 - 参考文献 .......................................................... - 20 - 致谢 ............................................................. - 21 -
前言
甘谷驿油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，属低孔、特低渗、低产量的油田，如何提高油井产量，提高油田的原油采收率，一直是油田面临的主要课题。2002年甘谷驿油田唐80井区注水先导试验，取得了较好的开发效果。但注水开发过程中水源紧缺、注不进等问题较大程度上制约了该区的注水工作开展，为此寻求经济适用的驱替采油技术成为该油田延缓递减率、提高油田采收率，实现高产、稳产的关键。
本文根据甘谷驿油田开展的室内外注气实验，对水气交替驱油技术在甘谷驿油田的应用进行了分析，并与现场实验相结合，提出对本区超低—特低渗透储层水气交替驱的一些初步认识。
1 概况
1.1 区域简况
甘谷驿油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，该斜坡断层与局部构造均不发育，仅局部发育差异压实作用形成的低幅度鼻状构造。
本文实验所取岩心及资料位于唐80井区注水开发区。唐80井区位于甘谷驿油田西南部（图1.1），总面积14.4 km2。本区地形起伏不平，沟壑纵横，地面海拔895～1185m，最大高差近300m。
1.2 开发概况
唐80井区主要含油层位为三叠系延长组长6油层组。细分的亚组中长61含油性最好，其次为长62和长63，长64仅局部含油。储层岩性以细粒长石砂岩为主，孔隙为粒间孔和溶蚀孔，局部微裂缝发育。长6油层平均孔隙度7.9％，渗透率平均0.82×10－3μm2，为特低渗储层。油藏主要受岩性、物性控制。局部构造不发育。油藏驱动类型为弹性、溶解气驱油藏。
唐80井区采用不规则反九点法井网同步注水开发，2001～2003年大规模上产，目前有两个小型注水站丛13、丛65，配水间5个，注水井28口，日平均注水量98m3，平均单井日注水量4.7m3，年累计注水量25433.19m3，平均井口压力7.61MPa。受益油井154口，受益面积5.3km2，年累计生产原油22504.3t，年综合含水24.47%，年综合含水上升率2.02%。累计生产原油132132.84t，采出程度为
5.10%，累计注水量122021.84m3，累计产液量214442.81m3，累计注采比0.57。地层存在一定的亏空。
2储层特征
2.1 区域储层地质特征
2.1.1 构造沉积特征
甘谷驿唐80井区自上而下钻遇地层为第四系和三叠系延长组[1]，长6油层组是该区的主要含油层段，长6各含油层段构造面貌主要为西倾单斜形态，局部发育有由差异压实作用造成的小型低幅度构造起伏。本区长6油层组属三角洲前缘沉积，局部过渡为前三角洲沉积，砂体主要为水下分流河道、河口坝、远砂坝。
2.1.2岩石学特征
甘谷驿油田唐80井区长6油层储层主要为细粒长石砂岩，约为75％左右，次为粉砂岩及中粒长石砂岩，分别为16％和9％。主要粒径范围在0.05mm～0.25mm之间。石英含量平均20.4％，长石49.5％，岩屑12.1％，黑云母约为6％。填隙物主要有粘土杂基（3％～10％）、碳酸盐胶结物（3％～20％）及少量硅质、浊沸石胶结物。
本区长6储层砂岩碎屑颗粒多呈次棱角状，分选性较好，主要粒级细砂的含量一般在75%以上，杂基含量中等。胶结类型为孔隙式和孔隙-接触式，颗粒以线接触为主。
2.1.3 孔隙结构
本区长6储层的主要储集空间有粒间孔、溶蚀孔隙、微裂缝等。其中残余粒间孔占总孔隙的30.0%~50.0%，溶蚀孔隙占20.0%~35.0%，是本区长6储层的主要储集空间。
本区长6砂岩孔喉分布不均。排驱压力分布在0.28~1.80MPa之间，对应的最大连通孔喉半径为2.679~0.107μm。饱和度中值压力分布在1.761~8.399MPa
之间，中值半径为0.426~0.089μm 。平均孔喉半径分布在0.152~1.007μm 之间，孔喉均值分布在0.154~0.853μm 之间。
2.1.4 储层物性及非均质性
本区长6储层渗透率最大值>11.59×10-3μm 2，最小值<0.01×10-3μm 2，平均值为0.87×10-3μm 2。长6储层孔隙度最大值为15.60%，最小值为1.71%，平均值为8.85%。
本区已有的研究成果(1)表明，储层为中强非均质性，局部砂层微裂隙发育，渗透率方向性明显。注示踪剂研究成果表明，主河道方向井渗透率高，丛35井组中丛35-2、丛35-7，注水井与对应油井之间形成的高滲条带平均渗透率达213.5×10-3μ㎡～1199.0×10-3μ㎡，是原始平均渗透率0.12×10-3μ㎡的1780～9992倍；丛54井组中丛54-6、丛54-7、丛54-8井渗透率高，注入水推进快，注水井与对应油井之间形成的高滲条带平均渗透率为967.8×10-3μ㎡，是原始平均渗透率1.16×10-3μ㎡的834
倍。
以上表明，由于非均质性强，尤其是沿主河道方向分布高渗带及压裂裂缝的存在，造成注入流体易沿单一方向突进，从而降低了平面及纵向上的水驱波及体积，影响了注水开发效果。
2.2 储层流体性质
2.2.1 地层水及注入水性质
丛9井长6地层水和丛65井注入水分析结果表明（表2.2），本区长6油层的地层水为弱酸性（pH=6.34），水型为CaCl 2型，总矿化度为29446.4～62858.5mg/L ，平均42896.5mg/L 。其中钙离子含量平均10275.72 mg/L ，这与以往的研究成果基本一致（见表2.3），地层水钙离子含量高是该区块地层水的主要特征。而注入水矿化度为1290.4mg/L ，水型为NaHCO 3型。可以看出，本区块地层水具有较强
图2.5 8095井长61储层微裂缝（深度577.86m ）
的结垢（碳酸钙）趋势。
表 2.2 地层水和注入水的性质（mg/L ）
项目 丛9井长6地层水
丛65井注入水
K + 5970.3 335.3 Na +
Ca 2+ 9468.9 95.2 Mg 2+ 30.4 50.4 Fe 3+ 65.54 ＜0.08 Fe 2+ Cl - 25967.1 361.6 SO 42- 120.1 182.5 HCO 3- 189.2 265.4 CO 32- 0 0 Ba 2+ 15 Sr 2+ 45 矿化度 41811.5 1290.4 PH 6.8 7 水型
CaCl 2
NaHCO 3
表2.3 甘谷驿油田地层水分析数据（1）
井号
阳离子（mg/L ）
阴离子（mg/L ）
总矿化度
（mg/L ）
pH 值 水型
K +
+Na +
Ca 2+
Mg 2+
Cl -
SO 42- HCO 3-
唐89 4741.22 8717.4 546.98 23392.75 0 1602.39 39000.73 6.55 CaCl 2 唐90 6223.57
9118.2
60.77
25383.62 0 887.84 41674.00 6.97 CaCl 2 唐23 6617.47 16138.93 273.29 38822 883.56 123.26 62858.52 7.16 CaCl 2 唐34 4495.86 10957.27 62.11
26379.05
0 197.22 42091.51 7.39 CaCl 2 唐35 716.24 8397.16 1080.75 18913.28 0 338.97
29446.4
6.2
CaCl 2
3059
5278.96
6012
607.75 20406.44 0 236.76 32541.91 6.19 CaCl 2 唐界7 4926.14 12324.6 60.77 29365.36 0 355.14 47032.01 6.78 CaCl 2 唐92 5278.5 7454.88 486.2 22397.31 0 591.89 36208.78 6.72 CaCl 2 唐87 5774.5 13326.6 158.02 32849.39 0 147.97 52256.47 5.79 CaCl 2 丛58 4735.24
9619.2
243.1 24885.9 0 236.76
39720.2
6.78 CaCl 2
唐85 6428.62 10821.6 60.77 28867.64 0 380.81 46559.45 6.52 CaCl 2 丛53 6121.68 10420.8
218.79
28369.93 0 236.76 45367.95 5.63 CaCl 2 平均
5111.5 10275.72 321.61
26669.4
73.6
444.65
42896.5
6.34 CaCl 2
2.2.2.1 地面原油性质
唐82-唐69井区8口井原油常规分析测试结果（表2.4和2.5）表明，本区长6油层原油密度、粘度以及含硫量等变化不大，属低密度、低粘度、低凝固点、微含硫的常规陆相油。原油密度平均0.824g/cm 3
；粘度平均3.37m Pa.s/50℃。凝固点平均为4.5℃；含硫量平均0.15%；初馏点平均78.9℃；含盐量变化较大，在5.0～202mg/L 。本区原油饱和烃为61.24％，芳香烃为9.82％，非烃为2.07％，沥青质为0.26％，含蜡量为3.62％，原油性质好，井筒及近井地层不易形成蜡质和沥青质沉积。
表2.4 丛9井原油性质分析
密度 /g/cm 3
（20℃） 运动粘度
/mm 2
／s （50℃） 凝固点 /℃
含蜡 /％ 饱和烃 /％ 芳烃 /％ 非烃 /％ 沥青质 /％ 0.8271
4.00
-3
3.62
61.24
9.82
2.07
0.26
表2.5 唐82-唐69井区长6油层原油物性常规分析结果
井号 密度 g/cm 3
粘度 /mPa.s （50℃）
凝固点 /℃ 含硫 /％ 含盐量 /mg/L 初馏点 /℃ 丛13-1 0.823 3.63 6 0.187 95 85.5 丛51-8 0.827 2.70 9 0.200 169 83.5 丛57-6 0.821 3.45 8 0.122 5.0 79.7 丛58-1 0.828 3.82 0 0.114 16 86.1 唐81 0.827 3.95 0 — 11 83.1 8261 0.823 3.87 3 0.21 202 70.9 6441 0.825 2.7 10 0.147 33 80.2 唐82 0.821
2.88
0.056
34
62.4
平均值
0.824 3.37 4.5 0.15 70.6 78.9
2.2.2.2 地下原油的性质
邻区原油高压物性分析资料显示长6油层原油体积系数1.036，原始气油比11.9m 3/t ，地层原油粘度4.29mPa.s ，溶解系数为8.75m 3/MPa 。
本区长6伴生气属湿气（表2.7），甲烷含量平均为66.48%，重烃含量28.86%。N2含量0.605%。天然气相对密度0.897，视临界压力45.18 KPa，视临界温度240.29℃。
表2.7 唐82-唐69井区长6油藏伴生气组分数据表（1）
井号
CH4
（%）
C2H6
（%）
C3H8
（%）
iC4H10
（%）
nC4H10
（%）
iC5H12
（%）
nC5H12
（%）
iC6H14
（%）
nC6H14
（%）
N2
（%）
相对
密度
视临界
压力
（KPa）
视临界
温度(℃)
唐5762.0329.99616.12 2.4448.989 1.193 1.4220.3910.3020.0280.9645.036250.904唐81-672.4488.641 11.34 1.469 3.534 0.858 0.994 0.341 0.272 0.07 0.84 45.773 232.479 丛35-4 66.79 8.77 13.44 1.871 4.444 1.164 1.549 0.424 0.327 —0.9045.037 240.206 丛48-468.1378.44812.58 1.847 4.611 1.033 1.159 0.358 0.302 0.988 0.88 45.163 236.481 丛56-562.18611.8314.442 1.874 4.69 1.049 1.357 0.4 0.283 1.059 0.91 45.015 243.972 丛34-367.2748.944 12.636 1.824 4.599 1.194 1.45 0.371 0.359 0.879 0.89 45.069 237.69 平均66.489.43813.43 1.888 5.145 1.082 1.3220.3810.3080.6050.9045.182240.289 2.2.4 原油的粘温特性
实验结果表明（图2.6）：当温度小于15℃时原油的粘度随温度的降低急剧增加；同时可以看出温度升和温度降曲线在温度小于30℃时明显不重合，表明甘谷驿长6储层一旦温度降低后再恢复至原来储层温度时，储层原油粘度很难恢复至原来的原油粘度。
y = 3770.1x -1.7836
R 2 = 0.9877
y = 682.22x -1.3653
R 2 = 0.942
050
100
150
200
250
5
10
15
20
25
30
35
40
45
温度/℃
粘度/m P a .s
温度升
温度降
图2.6 丛9井原油粘温曲线特征
2.3 油藏温压系统
参考邻区高压物性资料，油藏饱和压力为1.12MPa 。本区实测资料显示地层温度约24.6～27.5℃，平均24.8℃，地温梯度2.61～3.10℃/100m ，地层压力4.016～5.812MPa ，压力系数0.92～0.94，压力梯度9.70～9.86 kPa/m ，属常温低压系统。
3 区域注水开发存在的问题
唐80井区目前的注水工作主要存在以下几个方面的问题：
3.1.水源紧张问题
注入水水源单一。目前注水区域水源由张皮沟延河取水点供给，因延河流量有限，且受季节影响较大，同时需保障厂部生产单位用水，水源十分紧张。面对注水规模扩大的形势，水源不足已影响和制约了注水工程的进展。
3.2.含油污水处理存在一定难度。本区域油井单井产量低,原油以车载方式运输,至选油站进行脱水,因选油站与本区域距离较远,含油污水处理成本和运输均存在较大问题。
3.3.注入水水质还需进一步提高,特低渗储层对注入水水质提出了较高的要求,目前,本区域注水水质还存在不达标的现象,加之管道防腐不完善,水质二次污染问题突出。致使部分注水井注入压力上升,注水量下降。
3.4.受水质及储层物性影响,同时区域尚无有效的增注手段,存在注水困难
和注不进的问题。
3.5.区域综合含水高。沿东北－西南主裂缝方向，在注水20～80天后就出现暴性水淹现象，水线推进速度快。进行井网调整、调剖、堵水后，效果不乐观。采用周期注水工艺，虽有缓解，但地层能量补充缓慢，供液能力持续下降，降低了区域水驱效果。
因此，研究气驱及水气交替驱油技术对缓解目前存在的问题，提高注水开发效果具有重要的意义。
4水气交替区室内实验
4.1水、气交替实验
已有8099井长61储层和8095井长62储层岩心水氮气交替、氮气水交替岩心驱油室内实验结果反映出以下特点：
（应该先交代一下实验流程，包括简单的实验设备图等，实验过程是怎么
样的，符合什么国家规范了）
4.1.1水、气交替注入驱油效率
水气交替注入驱油，即先注水后注气这种驱替方式。其实验为先注水，含水率大于95％时改注气，水气段塞体积比根据以往研究成果，选择1：1（气体的体积按标准状态计算）。本文参考资料中，实验以含水率达到90％及气液比大于50以上时进行水气转注。8099井长61储层和8095井长62储层岩心实验结果表明（见表4.1和图4.1）：
（1）8099井长61储层水气交替注入驱油效率平均在65.8％；8095井长62储层平均在44.6％；
（2）水气交替第一周期水段塞的大小在0.42～0.67PV范围，气段塞的大小在0.68～0.89PV（标准状态下）；水气段塞比为0.6～0.8, 8099井长61储层岩心驱油效率平均在58.7％，8095井长62储层岩心驱油效率平均在41.2％；
（3）水气交替第二周期水段塞的大小在0.56～1.04PV范围，气段塞的大小在0.68～0.89PV（标准状态下），水气段塞比为0.7～1.5，较第一周期8099井长61储层岩心驱油效率提高幅度在5.0％～8.6％，8095井长62储层岩心驱油效率提高2.0％～4.7％。
（4）在每个注入周期中，注水时驱油效率提高幅度明显高于注气时的驱油
效率提高幅度。
图4.1 8099井长61
储层和8095井长62
储层岩心水气交替驱油效率与注入倍数关系
8099井 1-37/54-1
010203040506070800
1
2
3
4
注入倍数/P V 驱油效率/%
注水注气注水注气注水
8099井 1-39/54-1
102030405060
7001
2
34
注入倍数/PV
驱油效率/％
注水注气注水注气
8099井 1-12/54-2
0102030405060
700
2
4
6
注入倍数/P V
驱油效率/%
注水注气注水注气注水
8095井1-16/16-2
010********
1
2
3注入倍数/PV
驱油效率/%
注水注气注水注气
8095井 1-15/16-4
010203040
500
1
234
5
注入倍数/P V
驱油效率/％
注水注气注水注气注水
西安石油大学成人高等教育毕业设计（论文）
11
表4.1 8099井长61 储层和8095井长62 储层岩心水气交替驱油效率数据表
井号
样号
井深/m 层位 长度/cm 直径/cm 气测渗透
率/×10-3μm 2 孔隙度/% 第一周期 第二周期
最终驱
油效率
/％ 注水 注气 水气段塞比 注水 注气
水气段塞比
注入倍数/PV 驱油效率/％ 注入倍数/PV
驱油效率/％ 注入倍数/PV 驱油效率/％ 注入倍数/PV 驱油效率/％ 8099 1-37/54-1 576.11 长61 7.322 2.516 3.683 10.73 0.42 46.8 1.10 57.3 0.6 2.14 63.6 2.82 65.9 1.5 67.3
8099 1-39/54-1 575.62 长61
7.916 2.514 0.501 9.88 0.66 53.2 1.45 58.2 0.8 2.32 64.3 3.10 64.6 1.1 64.6 8099 1-12/54-2 579.19 长61 5.930 2.510 0.707 10.30 0.67 48.1 1.56 60.6 0.8 2.85 65.6 3.74 65.6 1.4 65.6 平均
0.58 49.4 1.37 58.7 0.74 2.44 64.5 3.22 65.4 1.36 65.8 8095 1-15/16-4 521.10 长62
8.266
2.520 0.524 9.10 0.64 3
3.3 1.44 42.4 0.8 2.41 46.0 3.21 47.1 1.2
47.1
8095
1-16/16-2
521.55 长62
8.246
2.520
0.819
9.11
0.65 35.6 1.48 40.0 0.8 2.04 40.0 2.79 42.0 0.7 42.0 平均
0.65
34.5
1.46
41.2
0.79
2.23
43.0
3.00
44.6
0.98 44.6
注：注入倍数为水气交替注入过程中的连续累计注入倍数，驱油效率为累计驱油效率。
表4.7 8099井长61 储层和8095井长62 储层岩心气水交替驱油效率数据表
井号
样号
井深/m 层位 长度/cm 直径/cm 气测渗透
率/×10-3μm 2 孔隙度/% 第一周期
第二周期
最终驱
油效率/％ 注气 注水 水气段塞比 注气 注水
水气段塞比
注入倍数/PV 驱油效率/％ 注入倍数/PV 驱油效率/％ 注入倍数/PV 驱油效率/％ 注入倍数/PV 驱油效率/％ 8095 1-14/16-1 520.66 长62 8.590 2.520 0.504 9.96 0.70 10.9 1.92 43.3 1.7 2.67 45.5 3.59 48.0 1.2 48.0 8095 1-16/16-6 521.28 长62 7.468 2.518 0.940 9.37 0.96 17.4 1.79 41.3 0.9 2.42 45.7 3.06 47.0 1.0 47.0 平均 0.83 14.2 1.86 42.3 1.30 2.55 45.6 3.33 47.5 1.12 47.5
8099 1-47/54-2 574.53 长61 8.000 2.520 0.792 8.84 0.85 3.7 1.08 11.7 0.3 2.18 23.4 2.55 26.2 0.3 26.2 8099 1-39/54-5 575.67 长61 7.246 2.520 0.460 9.86 1.28 18.8 3.16 49.1 1.5 4.08 53.2 5.04 54.4 1.0 54.4 8099 1-44/54-1 574.83 长61 6.864 2.520 0.774 10.07 0.57 4.8 1.32 35.7 1.3 1.90 42.9 2.67 42.9 1.3 45.2 8099
1-43/54-2
575.10
长61
7.670
2.510
3.667
11.07
0.57 9.8 1.13 47.1 1.0 2.69 52.9 3.73 52.9 0.7
52.9
平均 0.82
9.3
1.67
35.9
1.01
2.71
43.1
3.50
44.1
0.84 44.7
注：注入倍数为气水交替注入过程中的连续累计注入倍数，驱油效率为累计驱油效率。
4.1.2气、水交替注入驱油效率
气水交替注入驱油，即先注气后注水这种驱替方式。实验方法及段塞选择同水气交替注入。6块岩心的实验结果表明（见表4.2和图4.2）：
（1）8099井长61储层岩心气水交替最终驱油效率平均在44.7％；8095井长62储层岩心气水交替最终驱油率平均在47.5％；
（2）气水交替第一周期气段塞的大小在0.57～1.28PV范围，水段塞的大小在0.23～1.88PV之间，水气段塞比为0.3～1.7， 8099井长61储层岩心驱油效率平均在35.9％，8095井长62储层岩心驱油效率平均在42.3％；
（3）气水交替第二周期气段塞的大小在0.58～1.10PV范围，水段塞的大小在0.37～0.96PV之间，水气段塞比为0.3～1.20，较第一周期8099井长61储层岩心驱油效率提高 5.3％～14.5％，8095井长62储层岩心驱油效率提高4.7％～5.7％。
（4）气水交替第一周期中注水阶段提高驱油效率幅度明显大于注气阶段；而第二周期中注气阶段提高驱油效率幅度明显大于注水阶段。
图4.2 8099井长61
储层和8095井长62
储层岩心气水交替驱油效率与注入倍数关系
4.1.3 水、气交替提高波及效率实验结果
本文参考资料中，室内实验，首先水驱，然后气和水交替注入，实验中水气交替转注的时机为单层含水率为95％以上，单层气液比大于50时进行转注。实验结果表明（见表4.3）：
8099井 1-43/54-2
010********
600
1
2
34注入倍数/PV
驱油效率/％
注气注水注气注水系列5
8099井 1-44/54-1
010********
1
2
3
注入倍数/PV
驱油效率/％
注气注水注气注水注气系列6
8099井 1-47/54-2
0510152025
300
1
2
3
注入倍数/PV
驱油效率/％
注气注水注气注水系列5
8099井 1-39/54-5
1020304050
600246
注入倍数/PV
驱油效率/％
注气注水注气注水系列5
8095井 1-14/16-1
01020304050600
12
34注入倍数/PV
驱油效率/%
注气注水注气注水系列5
8095井 1-16/16-6
010********
1
2
34
注入倍数/PV
驱油效率/％
注气注水注气注水系列5
表4.3 组合岩心各单层水气交替提高驱油效率结果组合岩
心实验编号井号样号级差
井深
/m
层位
气测渗
透率/×
10-3μm2
转注气
前水驱
油效率
/％
第一周期
驱油效率/%
第二周期
驱油效率/%最终水
气交替
驱替效
率/％
注气注水注气注水
A 8099 1-11/54-1 2.5 579.29 长610.717
34.5 46.0 47.0 51.5 52.5 52.5
8099 1-41/54-2 575.38 长61 1.759
52.5 59.6 61.3 62.5 64.6 64.6
B 8099 1-39/54-4
1.5
575.77 长610.639 40.7 51.1 51.1 53.7 53.7 53.7 8099 1-40/54-2 575.56 长610.427 57.3 62.8 63.9 65.6 65.6 65.6
C 8095 1-13/16-1
3.4
520.18 长620.644 45.2 47.6 48.4 49.6 49.6 49.6 8095 1-15/16-2 520.96 长62 2.160 47.6 58.1 63.8 64.7 69.0 69.0
D
8095 1-15/16-3
1.6
521.02 长620.798 36.1 43.2 47.5 47.5 49.8 49.8 8095 1-14/16-2 520.71 长620.488 45.1 48.0 51.2 51.2 53.3 53.3 1）在注入水突破之前，初始阶段高渗层、低渗层均出油，但随着注入的进
行高渗层产液速度加快，而低渗层产液速度有所降低；
2）水首先在高渗层突破，突破以后，高渗层含水急剧上升，而低渗层产液速度明显下降，渗透率差异越大，低渗层产液速度降低幅度越大；
3）高渗层不出油,几乎只产水时，低渗层几乎不产液；此时高渗层和低渗层驱替效率相差大，同时级差越大，高渗层和低渗层驱油效率相差越大；
4）第一水气交替周期8099井长61储层组合岩心水气交替提高采收率幅度在11.9％～13.8％之间，平均提高采收率9.7％，而8095井长62储层组合岩心提高采收率幅度在8.7%～9.8％，平均9.3％；第二水气交替周期8099井长61储层组合岩心水气交替提高采收率幅度在2.2％～4.4％之间，平均提高采收率3.3％，而8095井长62储层组合岩心提高采收率幅度在2.2%～3.2％，平均2.7％（见表4.4）。
以上实验结果表明，非均质储层水易在相对高储层形成水窜，形成水窜后低渗层的油难以产出，当注气后大量的从低渗层产出，同时高渗层的残余油继续产出，水气交替注入方式对于抑制本区储层水窜，提高水驱波及效率也具有重要的意义；同时水气交替注入不但明显的提高了低渗层的采收率，同时也明显提高了高渗层的采收率。
西安石油大学成人高等教育毕业设计（论文）
15
表4.4 组合岩心水气交替提高采收率结果数据表
组合岩心实验编号 井号
样号
级差 井深/m
层位 气测渗透率/×10-3μm 2 转水气交替前
第一周期
水气段塞比 第二周期
水气段塞比 最终水气
交替提高
采收率幅度/％ 水驱采收率/％ 注入倍数/PV 注气
注水 注气 注水
采收率/％ 注入倍数/PV 采收率
/％ 注入倍数/PV
采收率/％ 注入倍数/PV 采收率/％ 注入倍数/PV
A 8099 1-11/54-1 2.5 579.29 长61 0.717
43.9 0.57 53.2 3.45 54.6 5.03 0.55 57.4 6.09 58.9 7.36 1.20 15.0
8099 1-41/54-2 575.38 长61 1.759
B
8099 1-39/54-4 1.5 575.77 长61 0.639 48.4 0.82
56.5
3.24
57.0
3.57
0.14
59.2
8.54
59.2 10.24 0.34 10.8 8099 1-40/54-2 575.56
长61 0.427 平均
46.2
0.70 54.85 3.35 55.80 4.30 0.35 58.30 7.32 59.1 8.80 0.77 12.9 C 8095 1-13/16-1 3.4 520.18 长62 0.644 46.4 0.79 52.9 8.03 56.2 8.86 0.11 57.3 10.37 59.5 11.36 0.66 13.1 8095 1-15/16-2 520.96 长62 2.16 D
8095 1-15/16-3 1.6 521.02 长62 0.798 40.6 0.99 45.6 3.87 49.4 4.63
0.26
49.4 7.72 51.6 8.15 0.14 11.0 8095
1-14/16-2
520.71
长62
0.488
平均
43.5
0.89
49.25
5.95
52.8
6.75 0.19
53.4
9.05
55.6
9.8
0.4
12.1
注：注入倍数为实验过程中的连续累计注入倍数，采收率为累计采收率。
4．2注气现场实施情况
氮气驱室内实验的成功，为注气该工艺在现场实现提供了依据。2007年9月现场引入空气泡沫注入设施，开展相关试验。采用地面分段塞交替注入空气和泡沫液，在地下产生泡沫的注入方式。采用注一天泡沫液、注三天空气的小段塞注入方式。试验开展43天，丛54井和丛55井空气泡沫注入动态曲线如图4.3和图4.4所示。
图4.3 丛54井注空气泡沫施工曲线
图4.4 丛55井注空气泡沫施工曲线
从丛54井注入曲线上看，注气压力在11-14MPa之间，正常注入压力在12MPa 左右，注入压力均低于该区破裂压力。在交替注入几个段塞后注气及注泡沫液压力并没有出现上升现象。在注完泡沫液后转为注气时，初期注入压力相对高一些，这是由于在井筒附近形成泡沫导致的注入阻力增大的缘故。
从丛55井注入曲线上看，注气压力一般在11-14MPa之间，正常注入压力在13MPa 左右。该井在交替注入几个段塞后注气及注泡沫液压力并没有出现上升现象。
值得注意的是，2008年5月在现场注入过程中，由于进行了空气和泡沫液交替注入的情况，导致该井注入压力由正常注入的12MPa上升到17MPa。说明气液同时注入易导致注入压力快速上升。
4.2.1现场实验增产效果分析
4.2.1.1 丛54井组增产情况
丛54井于2007年9月开始注入空气泡沫液,累计注入地下泡沫体积752.35m3后,对应油井开始见效，丛54井组空气泡沫驱试验效果如表4.5所示。
表4.5 丛54井组空气泡沫驱试验效果统计表
井号
注泡沫前6个月见效后6个月增产效果对比
产液
(m3)
产油
(m3)
含水
(%)
产液
(m3)
产油
(m3)
含水
(%)
液(m3) 油(m3)
含水
(%)
丛54-1 86.01 82.88 3.64 110.56 102.56 7.24 24.55 19.68 3.6 丛54-2 86.57 60.32 30.32 80.83 70.17 13.19 -5.74 9.85 -17.13 丛54-3 94.1 67.97 27.77 119.35 92.38 22.6 25.25 24.41 -5.17 丛54-4 90.65 80.23 11.49 103.74 97.86 5.67 13.09 17.63 -5.83 丛54-5 79.88 49.36 38.21 85.45 78.36 8.3 5.57 29 -29.9 丛54-7 170 76.86 54.79 235.9 144.8 38.61 65.89 67.69 -16.18 丛54-8 77.02 47.49 38.34 114.3 102.16 10.62 37.28 54.67 -27.72 合计684.23 465.11 32.02 850.13 688.29 19.03 165.89 222.93 -12.99 表4.5中丛54井组注空气泡沫见效增油普遍表现为产液量上升,含水下降。其中因水淹关井的丛54-6井开井生产后，含水下降到1.67%。丛54井组各油井均见到一定的增产效果，井组生产曲线见图4.5所示。
图4.5 丛54井组空气驱井组生产曲线
4.2.1.2 丛55井组增油效果分析
2007年9月丛55井组进行注空气泡沫试验，通过井组生产动态资料分析表明，井组在累计注入地下泡沫体积为550m3后开始见效，见井组空气泡沫驱效果统计如表4.6、图表4.6所示。
表4 .6 丛55井组空气泡沫驱试验效果统计表
井号
见效前见效后产液含水变化
累计
增油
(m3 )
备注产液
(m3/m)
产油
(m3/m)
含水
(%)
产液
(m3/m)
产油
(m3/m)
含水
(%)
产液
(m3/m)
产油
(m3/m)
含水
(%)
丛55-1 72.5 41 43.5 53.0 48.2 8.9 -19.5 7.2 -34.5 29.0 12-1月生产不正常,3月开始计算增油
丛55-2 关井丛55-3 18.6 15.7 15.7 17.7 14.7 16.7 -0.88 -0.9 1.0 无效丛55-4 61.4 51.7 15.8 61.9 46.1 25.6 0.5 -5.7 9.7 无效
丛55-5 38.1 14.2 62.7 28.1 25.1 10.7 -10 10.9 -52.1 54.5 2月开始计算增油
丛55-6 63.6 47.4 25.4 79.6 71.9 9.7 16 24.4 -15.7 130.6 1月见效,2-3月
生产不正常
丛55-7 50.4 33.5 33.5 51.2 43.8 14.5 0.8 10.36 -19.0 61.6 1月见效,
丛55-8 35.6 31 12.9 52.6 49.7 5.4 16.98 18.7 -7.5 74.9 从3月开始计算,2月-3月上旬生产不正常
合计340.2 234.5 31.1 344 299.5 12.9 3.82 64.97 -18.1350.5 丛55井组有增产效果的井表现出含水下降、部分井液量上升的现象。
图4.6 丛55井组空气驱井组生产曲线
5 认识和建议
通过对唐80区块储层地质特征的认识及水气驱油室内外试验，得到以下认识：
5.1.氮气是本区储层注气相对适用的气体，相对于其他气体安全、可靠，技术上、经济上更为可行。但其投入高，注空气在本区易于实现,同时现场实验表明,注空气泡沫也能达到较好的效果。
5.2. 室内实验研究成果表明，水气交替注入驱油效率较高，是本区储层提高原油采收率的一项有效措施。
5.3. 本区长6储层最好先注水开发，当开发至含水率较高时转气水交替注入开发，对于提高该区块的最终采收率将具有较好的效果。
5.4. 水气交替注入过程中，受流体物性影响，在交替时，易出现压力异常上升，对注入设备等影响较大，应在注入过程中，予以预防。
《河南油田低阻油层成因分析》
中国石油大学（华东）现代远程教育 毕业设计（论文） 题目: 河南油田低阻油层成因分析 年级专业层次：09秋中原油田石油工程（采油）学生姓名：学号： 指导教师：职称： 导师单位：中国石油大学(华东)石油工程学院 中国石油大学应用技术学院 论文完成时间：年月日
中国石油大学（华东）现代远程教育 毕业设计（论文）任务书 发给学员1．设计(论文)题目：河南油田低阻油层成因分析 2．学生完成设计(论文)期限：年月日3．设计(论文)课题要求： 4．实验（上机、调研）部分要求内容：
5．文献查阅要求： 6．发出日期：年月日 7．学员完成日期：年月日 指导教师签名： 学生签名： 注： 1、任务书应附于完成的设计（论文）中，并与设计（论文）一并提交答辩委员会； 2、除任务书外，学生应从指导教师处领取整个设计（论文）期间的工作进度日程安排 表（包括各阶段的工作量及完成日期）； 3、任务书须由指导教师填写。
摘要 注气是提高低渗透油藏采收率的一种非常有效方法方法。本文针对低渗油藏开发特点，通过调研，总结分析了注气提高采收率机理，分析了混相驱的应用条件、注气提高采收率的使用条件以及影响注气效果的因素，总结了注气开发中存在的问题及相应的对策，分析了注气对原油物性的影响，并总结分析注气提高采收率效果的评价方法。 关键词：注气；低渗透；提高采收率；机理
目录 第一章前言 (1) 第二章河南油田杨坡区块地质概况 (4) 第三章杨坡地区储层特征分析 (7) 3.1 岩石学特征 (7) 3.1.1 岩性组成特征 (7) 3.1.2 岩石结构特征 (9) 3.1.3 粒度特征 (9) 3.2 物性特征 (10) 3.3 渗流特征 (11) 3.4 孔隙结构特征 (12) 第四章“四性”关系研究 (14) 4.1 岩性与物性特征 (14) 4.2 岩性与电性特征 (14) 4.3 物性特征 (15) 4.4 电性与含油性特征 (17) 第五章低电阻率油层的类型及影响因素分析 (18) 5.1 低电阻率油层的类型 (18) 5.1.1 高束缚水含量引起的低电阻率油层 (18) 5.1.2 粘土附加导电作用形成的低电阻率油层 (20) 5.1.3 泥浆侵入造成的低电阻率油层 (20) 5.1.4 地层水层矿化度不同造成的低电阻率油层 (21) 5.1.5 砂泥岩薄互层导致的低电阻率油层 (21) 5.2 成因机理 (22) 5. 2.1 泥浆侵入对电阻率的影响 (22) 5.2.2 低幅度构造对电阻率的影响 (22) 5.2.3 产层高束缚水含量对电阻率的影响 (22) 5.2.4 地层水矿化度对电阻率的影响 (24) 5.2.5 油层层薄，油层内泥质夹层的存在对电阻率的影响 (24)
长庆油田各个采油采气厂简介
安塞油田位于陕西省延安市境内，横跨志丹县、吴起县、安塞县、子长县和延安市宝塔区（安塞县的坪桥乡、谭家营乡、王窑乡、槐树庄乡、子长县的李家岔乡、宝塔区的河庄坪乡和志丹县的候市乡、杏河乡、保安乡、靖边县的大路沟乡）。榆林气田分布在陕西北部榆林市与横山县境内。 靖安油田位于陕西省靖边和志丹县境内， 吴旗油田位于延安市吴起县境内，主要分布在吴起县洛源、五谷城和薛岔乡。 采油二厂开采范围涉及庆城、华池、环县、镇原、合水、宁县、正宁、西峰七县一区。管理着马岭、华池、城壕、樊家川、南梁、西峰等14个油田、66个开发区块 1。七里村采油厂，是中国石油工业的发祥地，文明遐迩的中国陆上第一口油井就诞生在这里。该厂位于延长县城西3.5公里处，其前身是创建于1905年的延长石油厂。经过几代石油人的艰苦创业，历经百年的曲折发展，目前已形成集勘探、开发为一体的综合型石油生产单位。 全厂现有职工1428名，下设9个生产单位、7个后勤服务单位、19个职能部门。目前已累计探明储量面积245平方公里，地质储量1.25亿吨。截止2005年底，拥有固定资产14.43亿元。现有生产井3600余口，各类生产设备3778台（套）。至2006年，累计生产原油333.6万吨，年原油生产能力30万吨。 2.甘谷驿采油厂位于延安市宝塔区甘谷驿镇以东1.5公里处，210国道横穿矿区。油区横跨宝塔、延长、一县一区五个乡镇。油田始探于1970年，1974年试采，1975年投入开发，属特低渗油田，主力油层为长6油层。 多年来，甘谷驿采油厂始终坚持科技兴油的发展思路，先后推广应用了冻胶压裂技术、浅油层丛式井钻井技术、反九点注水开发等新技术、新工艺，大大提高了单井采收率。1991年率先在全局突破10万吨大关；2004年，原油产量突破26万吨，年增产幅度达到5万吨。 采油厂2002年档案管理通过国家二级认定，2004年荣获陕西省卫生先进单位，同时还涌现出了“全国新长征突击手”王景芳，全国“五一”劳动奖获得者王海荣，感动陕西2005年度十大杰出人物李炳建等一大批先进个人。
甘谷驿历史文化遗址简介
甘谷驿历史文化遗址简介 甘谷驿镇位于延安市区以东35千米处，东、北部与延川县接壤，南与延长县接壤，西与姚店镇相接，辖30个行政村，总人口15420人。210国道穿境而过，交通地位优越，是宝塔区的东大门，也是中省市领导赴延川、延长的必经之路，历史悠久，传统文化底蕴深厚，因古驿站而得名，如今残存古城墙、烽火台等历史文化遗址仍然依稀可见。 一、古驿站 据史料记载，从南北朝时即设置了广武县；北魏大统三年置文安县；北魏延昌二年就设东夏州，领多处郡县；西魏废帝三年，改东夏州为延州。随后甘谷驿在许多的年代为交通枢纽和兵马驿站，为兵家所必争。特别是宋代，由于边塞烽火，连年征战，这里就成了闻名遐迩的“三关门户”。至清朝末该驿站尚编有驿马9匹、马夫5名、碎支银250两。民国3年（1914）至民国23年（1934），属肤施县所辖的六个区公所的第六区。民国25年（1936）12月18日，红军解放延安，翌年1月中共中央进驻延安，甘谷驿遂成为解放区。1937年9月，陕甘宁边区成立后，甘谷驿镇为延安县所辖镇。新中国成立后，其为延安县城关区所辖乡。1978年延安县并入延安市，其为延安市所辖乡级镇政府。1989年，延安市政府报批甘谷驿为建制镇。1996年12月25日，国务院批准延安市改称为宝塔
区，甘谷驿镇属宝塔区辖镇。 二、明城墙和烽火台 南北朝时期的太和元年（477），即在甘谷驿城设广武县，辖延长一部。同年设扁城郡、定阳郡、朔方郡、上郡。西魏大统三年（537），分广武县置文安县，隶文安郡。西魏废帝三年（554），改东夏州为延州，任治光武，领扁城郡、神水郡、文安郡、上郡。定阳郡在今宜川境、朔方郡在今子州境、上郡在今甘泉境、沃野县在今延安境。随后在许多年代交通枢纽和兵马驿站，是兵家所必争之地。特别是宋代，由于边塞烽火，连年征战，这里就成了文明遐迩的“三关门户”。明时属于延安府延长县。洪武中置，天顺中筑城。矗立在两边的南北寨子山，似两只猛虎高据，照看着爪下的美好家园；环围一周的古城墙犹如一条蛟龙盘卧，把门封锁的严严实实。镇的东门外有块土坪，人们叫它“杨家坪”，相传是杨六郎当年的演兵场。据说当年的杨家将就在这了与辽兵交战，杨六郎镇守的“三关口”就是这里。目前，甘谷驿的古城残留有多处，城墙高约3-5米，烽火台残存有4座，其古古城的基本格局尚能清晰可辨。 三、甘谷驿天主教堂 延安甘谷驿天主教堂辉映在绿树之中，是镇上的标志性建筑。现为县级文物保护单位清宣统元年（1909），西班牙人易兴华任天主教陕北教区主教，始将天主教传入延长。民
延长组地层划分方法
一、延长组地层划分及标志层 在准确划分直罗组、延安组地层的基础上；利用现场随钻录井资料与邻井资料对比，依靠岩性组合初步确定延长组的顶部层位；然后在下一步钻探过程中，加强地质观察，争取找准延长组的各个标志层；并不断对初步确认的上部地层进行校对，同时预测油层位置，为准确卡取油层做准备。 1.标志层 延长组地层对比划分中标志层主要有K1、K2、K3、K9标志层及辅助标志层K4、K5、K6、K7、K8。是小层对比划分的重要依据，在有些地区，进入延长组，顶部地层一般为长4+5，局部地区仅存长3部分地层，K7、K8、K9标志层在本地区也不存在，所以本章对K7、K8、K9标志层不再赘述。现将其它标志层岩性、电性特征及所处位置叙述如下： ①K6标志层：位于长4+5顶部，是长3与长4+5地层的分界线，为控制长3底界划分的主要标志。 电性特征：尖刀状低电阻、低感应、高声波时差、高伽玛值、大井径等特点。其下声波时差和自然伽玛曲线形态呈似锯齿状，锯齿段厚6～7米。 岩性特征：为薄层黑色泥岩（或凝灰质泥岩），其下也有薄层泥岩间断出现。
1790 ② K 5标志层：位于长4+5地层中部，是准确控制长4+5中部及长6顶部之重要标志，其顶为长4+51、长4+52的分界。虽然在现场录井中，没有必要对于长4+5这样过细的划分，但该标志层对其它层段的划分可以起到一定的控制作用。 电性特征：尖刀状低电阻、低感应、高声波时差、高伽玛值、大井径等特点。与K 6标志层很类似，其下泥岩段声波时差和自然伽玛曲线形态组成锯齿状，特征显著，分布稳定。 岩性特征：为薄层黑色泥岩，常会连续出现数层薄层泥岩，但只有最上面一层表现为大井径，其余井径不明显。
陇东地区延长组长6-长7段浊积岩分布规律
第３ｌ卷第１期２０１０年２月 新疆石油地质 ＸＩＮＪＩＡＮＧＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＬＯＧＹ Ｖ０１．３１．Ｎｏ．１ Ｆｅｂ．２０１０ 文章编号：１００１—３８７３（２０１０）０１—０３３—０４ 陇东地区延长组长６一长７段浊积岩分布规律 马德波－，李明－，崔文娟１，吴东旭ｚ，金银楠－，孙甲庆， （１．中国石油勘探开发研究院，北京１０００８３；２．中国石油杭州地质研究院，杭州３１００２３； ３．中国石油勘探开发研究院西北分院，兰州７３００２０） 摘要：采用井一震结合的方法将鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长６一长７段划分为１个长期基准面旋回和５个中期基准面旋回。研究区延长组长６一长７段浊积岩主要发育在中期基准面旋回下降半旋回的中晚期和上升半旋回的早期，分布于辫状河三角洲前缘前端斜坡及平原区古地形低洼处，其展布范围随长期基准面的下降逐渐向湖盆中部迁移，这种分布特征主要受控于４个因素：盆地及周缘大地构造背景在宏观上控制着浊积岩的发育；区域构造活动为浊积岩的发育提供了一定的触发机制；基准面旋回的变化控制着浊积岩的发育及分布范围；前三角洲地区古地貌决定三角洲前缘浊积体运移方向和沉积位置。咙东地区浊流沉积具有优越的成藏条件，是长庆油田增储上产的重要接替领域。 关键词：鄂尔多斯盆地；陇东；延长组；浊积岩；高分辨率；层序地层学；分布规律 中图分类号：ＴＥｌ１２．２２１文献标识码：Ａ 陇东地区位于甘肃省两峰、环县、庆阳、合水、宁县、镇原及华池等区县，区域构造上属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部，与天环凹陷相连（图１），为一倾角仅半度左右的近南北向展布的西倾单斜，局部发育 图１研究区位置鼻状隆起１１１。 研究区长６和长７油组中的深湖亚相发育浊积岩，为洪泛河水直接注入和三角洲前缘大规模滑塌的产物｜２Ｉ。随着携带有大量沉积物的三角洲的不断推进，由于外界的触发或自身重力的作用，三角洲前缘还未固结的松散碎屑物质继续向盆地内部滑动，进人湖盆底部，在地势低洼处首先沉积下来，形成滑塌浊积岩，还有一部分碎屑颗粒继续向湖盆中部流动，随着斜坡坡度变缓，流速逐渐减小，沉积物开始卸载，形成浊流沉积。这样，在乏角洲前缘外侧的斜坡与盆地平原带形成了连续发育的浊积岩系１３１。 １高分辨率层序地层分析 综合该区岩心、测井和地震资料，采用井一震结合的方法对该区长７一长６段进行高分辨率层序地层研究。以沉积作用转换面为界，识别出一个长期基准面旋回，记为ＳＱ３（相当于Ｖａｉｌ的三级层序）。该长期基准面旋回位于湖盆由鼎盛向衰退的转化时期，基准面上升期持续时间相对较短，主要为粉砂岩与泥岩互层；基准面上升到下降的转换位置为长７段最大湖泛面，在地震剖面上为一强反射同相轴。进人基准面旋回下降期，研究区西南体系充填作用逐渐加强，沉积物堆积速率逐渐增大，沉积相类型主要以辫状河三角洲与浊积扇为主。 收稿日期：２００９－－０８—１３ 基金项目：中国石油天然气股份有限公司重大预探项目（２００８Ｄ一０７０３—０２） 作者简介：马德波（１９８３一），男，山东泰安人，在读硕士研究生，地震地质综合解释。（Ｅ—ｍａｉｎ）ｍｄｂ３８９１＠１６３．ｔｏｍ．万方数据
低阻油层成因机理及测井评价方法综述
低阻油层成因机理及测井评价方法综述 李彬 （中国地质大学（武汉）资源学院石油与天然气工程，湖北，武汉430074） 摘要：随着油气田开发工作的不断深入，寻找油气田难度日益增加，低阻油层目前已成为我国石油勘探开发领域中最具潜力的研究对象之一。本文主要从低阻油层的特征、成因分析入手，开展了低阻油层测井识别方法定性和定量方面的研究，主要介绍了常规的低阻油气层识别方法，并且对低阻油层饱和度的定量计算模型进行了详细的介绍。对该类储层的研究以及勘探和开发具有重大的意义。 关键词低阻油层，成因机理，识别方法，饱和度定量评价模型 0 引言 随着油田勘探和开发的不断深入，泥质砂岩储层中勘探开发目标已经由原来简单的高幅度构造油气藏逐渐转向低孔低渗、低电阻率、复杂岩性和复杂储集空间等复杂油气藏，而低阻油气藏是其中最具潜力的主要研究对象之一。所谓的低阻油层可以认为是油气层的电阻率低于邻近水层或者泥岩层的电阻率，或者虽然高于两者，但是油气层的电阻率比通常所说的油气层的电阻率的范围要低，属于低阻油层[2]。由于低电阻率油层形成原因多种多样，测井响应关系也很复杂，故测井识别方法较常规油层来说，存在很大的区别。低电阻率储层在常规测井资料上表现为其电阻率值低，或与水层差别不大，造成应用测井曲线区分油水层困难。目前，国内外关于低阻油层的成因机理和评价技术方面取得了可喜的成果，将低阻油层成因机理和测井评价技术进行系统化、综合化的分析研究具有重要意义。 1.低阻油层的成因机理[1] 做好低阻油层评价工作的基础就是正确认识其形成机理。国内外关于低阻油层形成机理成果丰富，这里对其进行归纳和梳理，见表1。 除了表1中所列的常见低阻成因以外，原油性质(密度、粘度及流动性等)、油水系统、含有饱和度和测井仪器(电极距大小)等也会使油层电阻率降低，产生低阻油层。 另外，低阻油层的形成不仅有其微观的岩石物理机理，岩石物理成因揭示了低阻油气层的本质，地质条件的特殊性是低阻油气层岩石物理成因的基础。因此研究岩石物理成因与地质背景之间的关系，将会有助于低阻油气层的识别评价与预测。地质因素主要通过地质构造作用、沉积环境与沉积相带作用和成岩作用对低阻油层的形成产生影响，见表2。 由于低阻油层往往是多种因素共同作用所致，因此开展低阻油层评价时，应从上述一般机理出发，结合研究区实际开展低阻具体成因机理和测井评价技术的针对性研究。
甘谷驿学校蛋奶工程日查制度
甘谷驿学校蛋奶工程日查制度 根据延区教发[2011]42号《延安市宝塔区教育局关于做好2011年“蛋奶工程”工作的通知》的精神，结合实际，特制定实施蛋奶工程日查制度 一、组织机构。 “蛋奶工程”领导小组 组长：严莉英﹙总体指导安排此项工作﹚ 副组长：常小燕﹙蛋奶工程具体安排实施及检查﹚ 组员：张西强﹙负责蛋奶工程具体实施﹚ 张引民﹙负责资料收集整理及宣传﹚ 二、检查培训 蛋奶工程主管领导对从业人员按要求进行相关知识培训，定期检查蛋奶工程实施情况，若发现实施过程或从业人员操作中的问题，要及时予以处理、指导，确保无不安全事故的发生。 三、蛋奶工程实施要求 1、蛋奶查验接收。学校制定明确的查验接收制度，指定专人负责蛋奶的查验接收。要求从业人员按查验接收制度接收蛋奶，并做好查验接收记录，以备上级的检查和审计。 2、蛋奶安全存储。学校要配备存储设备，保证存储环境达标，为蛋奶的安全存储提供保障。制定明确的安全存储
制度，指定专人负责蛋奶的安全存储。要求从业人员按安全存储制度存储蛋奶，如实填写入库记录，并按要求做好蛋奶的留样及保管。每次出库如实填写出库记录。 3、蛋奶的加工。学校要提供卫生达标的加工间用于蛋奶的加工，制定操作性强的加工制度。指定专人负责蛋奶的加工加热，按要求做好加工记录。鸡蛋要当天食用，坚决不能让学生吃隔餐饭。另外，学校要提供消毒设施设备，要求从业人员按要求在每次加工前、后对使用的工具进行消毒，未经消毒的工具不得使用。 4、蛋奶的发放。学校提供合适的蛋奶发放用具，制定发放制度。指定专人做好发放工作，按时填写发放登记册，领取蛋奶后要让学生本人签字，以备上级的检查和审计。 5、检查和反馈。学校主管领导要经常检查蛋奶工程实施情况，每天要对加工间的卫生进行检查，并做好检查记录，要天天询问学生食用后的情况，做好记录。 6、资料的收集整理。学校要有专人负责收集整理蛋奶工程实施的过程性资料，以备上级检查审计。
油田提高采收率技术试题1
油田提高采收率技术培训 单选题（共30题，每题2分） 1 ．延长油田由于地层水_____，易于碱生成沉淀，因此不适合碱驱。 ?A．二价阳离子含量高B．阴离子含量高C．矿化度高 我的答案： C 参考答案：A 2 ．下列表面活性剂体系中表面活性剂浓度最低的 ?A．活性水B．微乳C．胶束溶液 我的答案： A参考答案：A 3 ．碱驱用碱的最佳pH值为_____。 ?A． 8～9B． 11～13C． 9～14我的答案： B参考答案：B 4 ．下面关于预测采收率的方法不属于油藏工程经验法的是 ?A．油藏数值模拟法B．水驱曲线法C．产量递减法D．相关经验公式法 我的答案： C参考答案：A 5 ． CCUS中的字母U代表的是CO2__ ____。 ?A．捕集B．运输C．利用D．封存我的答案： B参考答案：C 答案解析：指利用，油田利用通常包括驱油或压裂。 6 ． _______作为表征孔隙结构的特征参数之一，直接影响着泡沫的封堵能力。 ?A．孔隙度B．渗透率C．孔喉比D．孔喉半径 ?我的答案： A参考答案：B 7 ．泡沫驱提高采收率技术中的发泡剂一般为_______。 ?A．盐类B．表面活性剂C．醇类D．聚合物 我的答案： D参考答案：B 8 ． _______过大可能引起气窜，过小可能引起发泡不充分，所以室内要对该参 数进行优化。 ?A．注入压力B．注入速度C．注入周期D．气液比 我的答案：未做答参考答案：D 9 ．利用油藏天然能量开发的采油方式叫_______。 ?A．衰竭式采油B．水驱C．聚合物驱D．气驱 我的答案： A参考答案：A 10 ．泡沫体系性能改善的方法_______。 ?A．表面活性剂复配协同B．聚合物提高基液粘度 ?C．纳米颗粒改善泡沫气/液界面性质D．以上均可 我的答案： D参考答案：D 11 ．微生物采油技术是指_____。
甘谷驿油田元龙寺区长61油层组主要控油因素
龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/b210691497.html, 甘谷驿油田元龙寺区长61油层组主要控油因素 作者：赵凯强 来源：《科教导刊·电子版》2016年第04期 摘要鄂尔多斯盆地横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区，盆地本部面积25万平方公里，是我国陆上第二大沉积盆地和重要能源基地，具有丰富的石油、天然气和煤炭资源。本文的研究区域位于东部二级构造单元—陕北斜坡上，属于其中的很小部分，作者通过对构造特征、沉积相和砂体分布、封盖程度、物性分析等因素综合考虑，确定影响油田储层的主要影响因素，进而为油田进一步勘探提供一些参考依据。 关键词长61 有利区控油因素 中图分类号：TE321 文献标识码：A 甘谷驿油田为延长油田股份有限公司所辖22个油田之一，地处陕西省延安市宝塔区和延长县境内，东与王家川油田相邻，南与七里村油田毗邻，西与青化砭油田接壤，北与青平川油田相望。总面积455.50km2，平均地面海拔1100～1580m，相对高差150～250m左右。地表为第四系黄土覆盖，厚100～200m。地形复杂，沟壑纵横，梁峁交错，属于典型的黄土高原地貌。气温变化大，四季分明，常年少雨，属于内陆干旱型气候。研究范围包括甘谷驿油田主体区域，顾屯以北，面积约110.75km2。 1顶构造 长61油层亚组构造面貌，与陕北斜坡的区域构造面貌基本一致，主要为西倾单斜形态，在西倾单斜背景上局部发育有小型低幅度构造起伏，研究区自北向南依次发育一个隆起、凹陷、隆起，呈现“两隆一凹”的构造特征。 长61油层亚组构造主要在长64油层亚组构造的基础上发育而成，长64顶构造显示区内呈西倾单斜的构造背景，高差最大为148m，最高点位于T110井处，最低点位于T144井，平均坡度0.5€啊R嘞允境觥傲铰∫话肌钡墓乖煨翁赥136井-T145井-T152井-T165井处发育小型 鼻状隆起，构造幅度10m左右，T142井-T104井一线发育近东西向的凹陷，构造幅度20m左右，T110井-T207井-T201井出发育北西-南东向的鼻状隆起，构造幅度15m-20m左右。长61主要含油面积的井位于T199和T123一线，T198附近，T107和T142一线，T104、T110和201一线，与鼻状隆起的范围并不完全一致，故构造弱控油。 2砂体展布和沉积相
鄂尔多斯盆地长6油层组古盐度研究
收稿日期:19981030 鄂尔多斯盆地长6油层组古盐度研究 郑荣才 (成都理工学院“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室,四川成都610059) 柳梅青 (中国新星石油公司西南石油局研究院,四川成都610081) 以硼、“相当硼”、K +Na 含量、K /Na 比值、吸附K ′+Na ′、锶含量以及Sr /Ba 比值等地化指标作为古盐度的判识标志,运用亚当斯和科奇古盐度计算公式,对鄂尔多斯盆地长6油层组沉积环境的古盐度进行分析和计算,结果表明长6油层组沉积时湖泊水体的古盐度为0.9400⒈～1.0160⒈,属富钠的微咸半咸水环境。经分析比较,上述古盐度判识标志中,K +Na 含量及K /Na 比值与长6油层组的古盐度无明显对应关系,不能作为判识标志;而硼、“相当硼”、吸附K ′+Na ′、锶含量及Sr /Ba 比值等地化指标较为灵敏,对古盐度的判识较为可靠。将多种指标判识的结果作回归分析后,认为科奇公式计算的结果最为可靠。古盐度的确定不仅可以判断湖泊水体类型,而且对了解生油岩系的发育情况和分析浊沸石化作用的钠组分来源都大有帮助。 关键词 鄂尔多斯盆地 长6油层组 古盐度 “相当硼” 吸附K ′+Na ′ Sr /Ba 比值第一作者简介 郑荣才 男 48岁 教授 沉积地质学和石油地质学 鄂尔多斯盆地晚三叠世为一持续沉降的大型 坳陷湖盆,堆积有厚达1000～1500m 的延长统陆源碎屑岩。延长统自上而下可划分为10个油层组(长1至长10),其中长6油层组可细分为长623,长61 3,长62 2,长61 2,长62 1和长61 1等6个小层。在延长统的沉积演化史中,以长7至长623期为最大湖泛期和生油岩系发育期,长62 2至长61 1期为三角洲沉积体系开始向湖盆强烈推进和储集砂体广泛发育期[1],生、储层的发育状况和成因特征与沉积环境水体盐度之间关系密切,但始终未被人们所重视。本文以志丹三角洲中的长6油层组为例,探讨晚三叠世鄂尔多斯湖盆的古盐度特征及其在石油地质研究中的意义。 1 古盐度特征 1.1 古盐度计算 古盐度判别和测定方法众多,如应用古生物、岩矿和古地理资料定性描述水体盐度;应用常量和 微量元素地球化学方法半定量划分水体盐度;应用间隙流体或液相包裹体直接测量盐度;应用沉积磷酸盐或硼和粘土矿物资料定量计算古盐度[2～4] 等方法。其中应用硼和粘土矿物资料定量计算古盐 度的方法以亚当斯和科奇两公式应用最为广泛。1.1.1 计算原理 粘土矿物可从溶液中吸收硼并将其固定已被众多的实验所证实,其数量与溶液中硼浓度有关。由于自然界水体中硼的浓度是盐度的线性函数,因而粘土矿物从水体中吸收的硼含量与水体的盐度呈双对数关系式,即所谓的佛伦德奇吸收方程[3]:lg B =C 1lg S +C 2,式中B 为吸收硼含量(单位为10-6),S 为盐度(0⒈),C 1和C 2为常数,此方程式即为利用硼和粘土矿物定量计算古盐度的理论基础。溶液中的硼一旦被粘土矿物吸收固定后,无论其呈吸附状态存在或是进入粘土矿物晶格,都不因后期水体硼浓度下降而被解吸,因而样品的分析结果可作为其最初沉积时的水体盐度标志[5] 。沉积物吸收硼还受到沉积物类型影响,一般以泥岩对硼的吸收作用最强(蒸发岩除外)。泥岩中又以伊利石为最强,次为蒙脱石和高岭石等。因此,建立粘土矿物与硼含量的对比关系,对样品的硼含量进行能适用于古盐度计算的校正已成为定量计算古盐度的关键,由此沃克和科奇分别提出了硼含量校正公式[4,6] 。沃克校正公式[6] 为:“B ”=8.5×B 样品/K 2O 样品,式中“B ”指“相当硼”含量,8.5为纯伊利石中的理论K 2O 浓度,B 样品和K 2O 样品指样品的实测结果。在此公式中所谓“相当硼”含量为利用纯伊利石泥岩的理论K 2O 浓度与样品的实测K 2O 含量 石油与天然气地质 第20卷 第20卷 第1期 石油与天然气地质 OIL &GAS GE OLOGY 1999年3月
(工作总结)唐注水站某年工作总结
提升工段品质形象建设和谐团队—注水队唐114注水站2010年工作总结 2010年12月31日
提升工段品质形象建设和谐团队 —注水队唐114注水站2010年工作总结唐114注水站以“安全运行、精益求精、忠诚敬业、和谐共建”服务理念开展工段活动，充分发挥激励作用，争创先进团队。在建设工作中不断探索新思路、新方法提升生产能力，确保生产任务的达成；同时强化员工专业技能、提高工段工作品质，积极开展员工的专业技能培训、岗位练兵工作。通过建设活动的开展，唐114注水站班员工把工作热情切实转化为工作动力;他们无比忠诚奋力拼搏、自强不息、甘于奉献；我们以全面达成油田公司、采油厂生产任务为目标，用实际行动：“出色的工作、一流的技术、优秀的业绩、高效的团队。”诠释了“工人先锋号”的深刻内涵、为打造“唐114”形象、推进“精品屋”管理理念付出了卓越的贡献。 一.2011年概况 唐114注水站于2008年12月组建。现有员工32名，其中正式职工30名，聘用工占工段人员比例6.25%，工段管理人员3名，党员3人，主要负责油田采出水处理和注水的
主要任务。2011年注水站严格按照技术要求进行精细注水，圆满完成全年各项生产任务指标。 二.主要开展工作： （一）思想政治方面 1.勤学习，用“廉洁奉公”的思想武装头脑 一是认真学习邓小平理论、“三个代表”重要思想和中央、省、市、区的有关文件，在领会精神实质上下功夫，学会运用马克思主义的立场、观点、方法观察、分析和解决问题。二是认真学习各级有关文件精神，以及《党政干部廉政建设条例》。同时，结合思想作风整建活动，及时纠正行为的偏差和思想上不好的苗头，较好地规范了行为。三是增强学习的自觉性，不仅按时参加采油厂组织的各项学习，而且逐步养成自学的习惯，坚持做读书笔记，写心得体会。四是坚持理论联系实际的学风，紧密联系当前党风廉政建设和反腐败斗争的实际，着眼于对实际问题的理论思考，着眼于在党风廉政建设和反腐败斗争中的具体运用。 2.突出思想政治工作，坚持以人为本。 唐114注水站以情感人的思想政治工作方法，注重营造良好的思想政治工作氛围，把积极的精神追求与合理的利益追求结合起来，努力做到知和行统一，精神文明和物质文明统一。 针对唐114注水站工作强度大、待遇低，职工意见大的状况，一方面积极向大队领导汇报，努力争取支持，尽全力为
低阻油层的识别方法
1、Fisher图解法：原理：将多维数据点（例如有多条测井曲线的采样点）投影到一条直线上，然后按照方差分析的思想选出最佳投影方向，使得投影后样品总体（总数据体）包含的各种类型能尽可能分开。 3、阵列感应测井 阵列深感应与深侧向电阻率的差别可以很好地指示流体性质。水层的深感应电阻率明显低于深侧向电阻率，且阵列感应负差异特征明显。气层表现为深感应与深侧向数值基本相等，而且阵列感应可能表现为正差异特征。 4、阵列声波测井 阵列声波得到的纵波、声波速度比值（或横波、纵波时差比值）可以很好地指示天然气层。在天然气层，纵波速度会降低，而横波速度基本不受影响。在含水或含油纯砂岩层段，横波、纵波时差比值是一个常数；当储层含泥质时，该比值随泥质含量的增加而增加。 5、核磁共振测井 利用核磁共振测井识别气层主要是利用天然气的极化时间及扩散系数与水的明显差别，采取不同的极化时间(等待时间TW)或回波间隔．用差谱方法或移谱方法识别气层。理论上，差谱法可以将水信号完全抵消掉，而气的信号则保留在差谱中，由此就可以识别天然气，但实际上由于受噪声的影响．这种差谱定性识别方法是不可靠的，在应用中往往需要通过复杂的时间域分析方法(TDA)，实现对双等待时间测井资料的处理和解释，完成对轻烃的识别与定量评价。 7、储层参数解释模型 根据实际地质情况，建立适合于本区的储层参数解释模型。（大港板桥低阻油层的定量解释方法研究、低孔低渗储层参数解释模型的建立、低阻储层参数的测井解释、冷家油田低阻储层测井二次解释模型研究） 8、利用测井相识别低阻油气层 通过完善双孔隙度模型，提出了低阻油层的定量识别方法。（低阻油气层评价方法） 9、灰色相关分析聚类法，BP人工神经网络模式识别法 （低阻油气层识别方法研究） 11、可动水分析法 根据束缚水与可动水饱和度的相对关系识别低阻油层。 提出了基于核磁共振测井得到束缚水饱和度检验方法。（高束缚水饱和度低阻油层测井解释技术）。 12、根据低电阻率曲线的形态
甘谷驿地区三叠系延长组长7-长10油层组沉积相研究
甘谷驿地区三叠系延长组长 7- 长 10油 层组沉积相研究 X 许 ,马芳侠 (陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710075) 摘 要:通过对岩性、测井特征、沉积相标志的综合分析,深入研究了甘谷驿地区长7—长10的沉积相及其分布特征,明确了各层沉积相的变化规律。该区长7-长10期主要发育三角洲平原、三角洲前缘、浅湖亚相沉积,三角洲前缘在长7-长10期均有大面积沉积,三角洲平原仅在长10期于近物源的东南部发育,浅湖在长7,长8期发育,分布于远离物源的西北部。 关键词:甘谷驿地区;长7—长10油层组;沉积相; 中图分类号:P 618.130.1 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)14—0143—03 研究区位于陕西省延安市东部的甘谷驿镇,横跨延安市宝塔区与延长县两地。从构造上来划分,处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带东部,区域构造为一平缓的西倾单斜,局部发育有因差异压实作用形成的鼻状隆起。鄂尔多斯盆地晚三叠世延长组长7—长10 期坳陷湖盆中构造不发育[1] ,因此沉积相的类型及展布控制了生、储、盖的分布,尤其控制了有利储层带和生油层带的发育[2];并且在该区域,之前大多对长6及以上的油层组进行研究,而对长7-长10油层组的研究很少,因此在该区域对长7—长10油层组开展沉积相研究具有重要的意义。1 沉积背景 区域地质研究表明,鄂尔多斯盆地从晚三叠世开始进入内陆坳陷盆地发展阶段,发育了大型内陆湖泊。上三叠统延长组沉积时期,湖盆四周发育有伊盟隆起、晋西挠褶带、渭北隆起和西缘冲断带等古陆[3],因此物源供应充沛,沉积厚度大。盆地长轴方向呈北西—南东向,相带分布略呈环带状,因而围绕 湖盆边缘发育多个内陆湖泊三角洲[4] 。本次研究区位于向湖盆东南部边缘推进的延安—延长三角洲内。 延长组是湖盆形成、发展和萎缩全过程的沉积记录[5]。从长10期内陆湖盆开始形成,盆地基本形态已经显现,湖岸线范围北窄南宽,东西两岸两大三 结合油田水淹情况,进行了水淹层的四级划分(见表1)。 表1 水淹层定量分级评价标准 水淹等级油层弱水淹中水淹强水淹备注产水率<10%10-40% 40-80% >80% 主要指标$RT/RT $RT <0.67.5-17.5%7.5-17.5%>17.5%主要参考指标$SP /SP ≤7%7-20%7-20%>20%主要参考指标R MT 测井饱和度 ≥45% 30-45% 30-45% <30% 主要参考指标 3.3 应用效果 对新打的开发井7口,20层,进行了水淹层精细解释,符合的17层,不符合的3层,新井解释符合率达到85%。 水淹层测井解释了17口井,发现潜力层9口井,26层,累计厚度58.8米。4 结论 利用常规测井技术建立的水淹层四级评价标准,适合于台兴油田水淹层测井解释。 利用RMT 测井技术可以定性、定量识别水淹 层。 [参考文献] [1] 赵培华,谭廷栋.利用生产测井资料确定水驱 油藏产层剩余油饱和度方法[J].石油学报,1997,18(2):54～60. [2] 吴文祥,刘洋.聚合物驱后岩心孔隙结构变化 特性研究[J ].油田化学,2002,19(3):253～256. [3] 曾流芳,李林祥,卢云之.聚合物驱水淹层测井 响应特征[J ].测井技术,2004,28(1):7l ～74.[4] 刘兵开,穆津杰.聚合物驱岩石电阻率变化特 征的实验研究[J].测井技术,2003,27(增刊):44～46. [5] 吴世旗,钟兴水,李少泉.套管井储层剩余油饱 和度测井评价技术[M].北京:石油工业出版社,1999. 143 2012年第14期 内蒙古石油化工 X 收稿日期5作者简介许 (),女,硕士研究生,助理工程师,主要从事沉积学,储层预测研究。 :2012-0-22:1984-
鄂尔多斯盆地大路沟地区长6油层组沉积相特征研究
第２１卷第３期岩性油气藏Ｖ０１．２１Ｎｏ．３圣ＱＱ２±２旦 些！旦Ｑ垦Ｑ鱼！ｇ垦垦璺垦垦∑Ｑ！垦坠——兰皇巳！：呈塑皇 文章编号：１６７３—８９２６（２００９）０３—００３５—０５鄂尔多斯盆地大路沟地区长６油层组沉积相特征研究 武春英１，韩会平２，蒋继辉３，王宝清４，季海锟２，赵小会２，陈娟萍２ （１．中国石油长庆油田分公司第六采油厂；２．中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院； ３．中国石油川庆钻探长庆录井公司：４．西安石油大学油气资源学ｒｚ） 摘要：上三叠统延长组长６油层组是鄂尔多斯盆地大路沟地区重要的勘探开发目的层。文章依据野外露头、岩心、测井及相关测试资料，对大路沟地区三叠纪长６期的沉积类型、沉积微相特征及时空演化进行了系统分析。结果表明：大路沟地区三叠纪长６油层组发育三角洲沉积体系．主要包括三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相，缺前三角洲亚相；分流河道和水下分流河道砂为储集层骨架砂体：长６油层组各微相经历了从三角洲前缘、三角洲平原到混合载荷高弯度河的沉积演化过程。同时对长６油层组各小层沉积微相的时空展布特征进行了分析，认为油气聚集受沉积微相的控制．三角洲前缘亚相的水下分流河道微相和三角洲平原亚相的分流河道微相是砂岩储层分布和发育的最有利相带，也是今后勘探开发的方向。关键词：长６油层组；沉积相；沉积演化；大路沟地区；鄂尔多斯盆地 中图分类号：ＴＥｌ２１．３文献标识码：Ａ １地质背景 鄂尔多斯盆地为一大型多旋回克拉通盆地．在太古代一早 元古代基底之上，经历了中晚元 古代坳拉谷、早古生代浅海台 地、晚古生代近海平原、中生代 内陆湖盆和新生代周边断陷五 大沉积演化阶段。根据现今构造发育特征，可将其 划分为伊盟隆起、西缘逆冲带、天环坳陷、伊陕斜 坡、晋西挠褶带、渭北隆起等６个构造单元（图１）。 盆内为一地层倾角不足１０的西倾大单斜。大路沟地 区处在伊陕斜坡的中段，面积４００ｋｍ２，平均坡降为 ２～４ｍ／ｋｍ。 研究区延长组发育一套厚８００１２００ｍ的深 灰色、灰黑色泥岩和灰绿色、灰色粉砂岩、中细粒砂 岩互层的旋回性沉积，与下伏中三叠统的纸坊组、上 覆下侏罗统的富县组或延安组分别呈假整合接触。 前人根据延长组普遍夹有的中酸性凝灰岩或斑脱 岩层［１１，将其自下而上划分为５个岩性段（Ｔ３ｙ，一 Ｔ３＂）和１０个油层组（长１０一长１）。其中第３岩性段Ｔ３ｙ３的长６油层组是大路沟地区主要勘探目的层之一。根据长６油层组岩性、电性、厚度及沉积旋 图ｌ研究区位置图Ｆｉｇ．１Ｌｏｃａｔｉｏｎｍａｐｏｆｔｈｅｓｔｕｄｙａｒｅａ 收稿日期：２００９—０２—２６；修回日期：２００９—０５—２９ 作者简介：武春英，１９８０年生．女，工程师．主要从事油气地质学方面的研究工作。地址：（７１００００）ｉ西安市未央区凤城三路７号第六采油厂地 质研究所６１０号。Ｆ，ｍａｌｌ：ｈｈｐｌｌｌ７９２＠ｓｉｎａ．ｃｏｒｎ 万方数据
鄂尔多斯盆地直罗油田延长组长6储层沉积相...
中国西部科技
２０１０年０１月（下旬）第０９卷第０３期 总 第２００期
鄂尔多斯盆地直罗油田 延长组长６储层沉积相特征
任东意
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王桂成
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（１．西安石油大学，陕西 西安 ７１００６５；２．延长油田股份有限公司直罗采油厂，陕西 富县 ７２７５００） 摘 要：通过岩心观察、岩矿特征分析和测井资料解释，对直罗地区长６储层沉积相进行了系统分析。研究认为该区主要 发育陆相湖泊三角洲沉积体系，主要储集砂体为三角洲水下分流河道砂体和河口坝砂体，其砂体展布受双重物源控制，呈 东北－西南向展布。主要有利储层分布在长６层下部的长６３和长６２段，对于指导该区下步石油勘探具有重要的意义。 关键词：沉积相；测井相；相类型；延长组长６；直罗油田 Characteristics of Sedimentary Facies of Chang 6 in Zhiluo Oilfield in Ordos Basin 1、2 1 REN Dong-yi ，WANG Gui-cheng (1.College of Oil-gas Resources,Xi’an Shiyou University Shaanxi 710065,China;2.Yanchang Oil field Company Extraction of Zhiluo,Shaanxi 727500,China) Abstract:Through the core observation,the analysis of rock and mineral characteristics and the interpretation of logging data,Chang 6 reservoir sedimentary facies in Zhiluo oilfield were analyzed.The studies suggest that mainly developed delta sedimentary system of lake of land face,the underwater distributary channel and mouth bar sand body of delta are the main reservoir sand body,the spread of sand body is control by double source area,showing the northeast-southwest.The main advantage of reservori is spread in Chang 63and62 of the lower part of the Chang 6 reservoirs.The research has important significance to guide oil exploration in the area in the future. Key words:Sedimentary facies;Log facies;Facies type;Chang 6;Zhiluo oilfield
１
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引言 鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，面积约３７万
［１］
等，砂岩结构成熟度中等。推测长６储层距离物源区不远。 岩石原生颜色是沉积水体物理化学条件的良好反映。 岩心观察研究区长６层主要为灰色－深灰色细砂岩，推测长 ６沉积期沉积环境应为水下还原环境。 室内岩心粒度分析表明，研究区长６沉积岩多发育细砂 岩。其中细砂含量达到８４．１５％，其次为粉砂和中砂，含量 分别为８．２７％、２．９９％（见 表１）。陆源碎屑沉积物的碎屑 结构、分选性等与沉积环境的水动力条件密切相关。沉积 物粒度越粗，分选越差，表明水动力越强；反之，沉积物 粒度较细，则表明沉积环境水动力条件较弱［３］ 。研究区粒度 分布特征表明长６沉积期沉积水体较为平静、能量较弱，应 为水下沉积环境。
ｋｍ ，盆地油气资源丰富，主要含油层系为侏罗系延安组和 三叠系延长组地层 ，其中主力油层三叠系延长组石油储量 占探明储量的７０％以上，以长６和长８油藏为主。直罗油田 位于鄂尔多斯盆地东南部富县境内，主要开发层系为延长 组长１、长２油层。长期以来，大家普遍认为富县地区延长 组长６靠近深水湖盆区，少有碎屑物源供给而缺乏储集砂 体，这种认识严重影响了该区的勘探进程 。近年来，石油 勘探在该区钻遇较厚的长６砂层，且部分井试油获得工业油 流，展示了良好的勘探开发前景，但受该区前期基础研究 薄弱的影响，对长６储层沉积体系、砂体时空展布规律认识 不清，严重制约了下步石油勘探工作。因此，开展长６沉积 相研究，对指导该区石油勘探工作意义重大。 ２ 沉积学特征 ２．１ 岩矿特征 通过研究区储层岩石薄片鉴定结果的统计表明，该区 砂岩主要以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主，含少量长石岩 屑砂岩。长６储层石英平均含量为２８．２％，长石平均含量为 ４０．２％，岩屑平均含量为１１．７％，成分成熟度较低。对砂岩 碎屑颗粒的磨圆度统计反映出碎屑颗粒以次棱角状为主， 占统计的９５％以上，其次为棱角状－次棱角状，磨圆度中
收稿日期：２００９－１２－１６ 修回日期：２０１０－０１－１２
［２］
表１
直罗地区长６储层岩石粒度分级统计表
从砂体的Ｃ－Ｍ图看，集中分布在ＱＲ悬浮沉积段，Ｃ值与 Ｍ值差异不大，说明沉积物粒度细、分选性较好（见图１）。 粒度参数特征表明，研究区长６砂岩平均值Ｍｚ（φ）在 ２．５６～４．６０之间，平均３．２０，属于细粒砂岩，标准偏差在 ０．４９～１．６２之间，平均为０．８１，说明其分选程度为好－较
作者简介：任东意（１９６３－），男，西安石油大学石油地质专业工程硕士，长期从事油田勘探开发技术管理工作。
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碎屑岩低阻油层成因及识别方法
第１６卷第５期断块油气田 ＦＡＵＬＴ—ＢＬＯＣＫ０ＩＬ＆ＧＡＳＦＩＥＬＤ２００９年９月 文章编号：１００５—８９０７（２００９）０５—０３７—０３ 碎屑岩低阻油层成因及识别方法 白薷李继红 （西北大学地质学系，陕西西安７１００６９） 摘要低阻油层由于其复杂的电性特征，致使利用常规测井信息解释难度较大。从低阻油层定义着手，总结了低阻油层沉积相带的分布规律。在此基础上，分别从地质和测井２个方面介绍了低阻油层的形成机理及测井识别方法，进而分析了可动水分析、核磁共振、自然电位差３种测井识别方法，并将它们应用于不同地区低阻油层的测井解释，取得了较好的效果。 关键词低阻油层；常规测井信息；相带分布；形成机理 中图分类号：Ｐ６１８．１３０．１文献标识码：Ａ Ｏｒｉｇｉｎｓａｎｄｉｄｅｎｔｉｆｉｃａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｓｏｆｌｏｗｒｅｓｉｓｔｉｖｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎｃｌａｓｔｉｃｒｏｃｋ ＢａｉＲｕＬｉＪｉｈｏｎｇ （ＤｅｐａｒｔｍｅｎｔｏｆＧｅｏｌｏｇｙ，ＮｏｒｔｈｗｅｓｔＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｘｉ＇ａｎ７１００６９，Ｃｈｉｎａ） Ｔｈｅｃｏｍｐｌｅｘｅｌｅｃｔｒｉｃａｌｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｌｏｗｒｅｓｉｓｔｉｖｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｍａｋｅｔｈｅｗｅｌｌｌｏｇｇｉｎｇｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎｄｉｆｆｉｃｕｌｔｂｙｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｗｅｌｌｌｏｇｇｉｎｇｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎ．Ｔｈｉｓｐａｐｅｒ８ｎｍｓｕｐｔｈｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｒｕｌｅｓｏｆｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙｆａｃｉｅｓｂｅｌｔｉｎｌｏｗｒｅｓｉｓｔｉｖｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｆｒｏｍｔｈｅｄｅｆｉｎｉｔｉｏｎｏｆｌｏｗｒｅｓｉｓｔｉｖｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｔｈｅｎｔｈｅｐａｐｅｒｉｎｔｒｏｄｕｃｅｓｔｈｅｆｏｒｍｉｎｇｍｅｃｈａｎｉｓｍｓａｎｄｉｄｅｎｔｉｆｙｉｎｇｍｅｔｈｏｄｓｏｆｌｏｗｒｅｓｉｓｔｉｖｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｅｐａｒａｔｅｌｙｆｒｏｍｔｈｅｒｅｓｐｅｃｔｓｏｆｇｅｏｌｏｇｙａｎｄｌｏｇｇｉｎｇ．Ｔｈｒｅｅｌｏｇｇｉｎｇｉｄｅｎｔｉｆｙｉｎｇｍｅｔｈｏｄｓｏｆｍｏｖａｂｌｅｗａｔｅｒａｎａｌｙｓｉｓ，ｎｕｃｌｅａｒｍａｇｎｅｔｉｃｒｅｓｏｎａｎｃｅａｎｄｓｅｌｆ－ｐｏｔｅｎｔｉａｌｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅａｒｅｄｉｓｃｕｓｓｅｄ．Ｔｈｅｓｅｍｅｔｈｏｄｓｈａｖｅｂｅｅｎａｐｐｌｉｅｄｔｏｔｈｅｌｏｇｇｉｎｇｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎｏｆｌｏｗｒｅｓｉｓｔｉｖｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎｄｉｆｆｅｒｅｎｔａｒｅａｓａｎｄｇｏｏｄｒｅｓｕｌｔｓｈａｖｅｂｅｅｎａｃｑｕｉｒｅｄ． Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｌｏｗｒｅｓｉｓｔｉｖｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｗｅｌｌｌｏｇｇｉｎｇｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎ，ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｆａｃｉｅｓｂｅｌＬｆｏｒｍｉｎｇｍｅｃｈａｎｉｓｍ． 目前，国内外对低阻油层的研究以碎屑岩居多．如美国墨西哥湾地区、加拿大东部近海，我国的大港［１］、曲堤［２］、新疆塔北等油田［３１均出现了此类油层，成为国内各大油田迫切需要解决的问题之一。关于低阻油层，主要以电阻率指数和含油饱和度的大小来定义。一种观点认为，低阻油层是指含油饱和度小于或接近５０％、电阻率指数小于或等于３的油层州；另一种观点认为。低阻油层是指电阻率接近邻近水层、或与上下围岩电阻率相似的油层［５１；刁刚田等㈣认为，国内大多数油田的油层电阻率在３—１０００Ｑ?ｍ．把电阻率小于３Ｑ?ｍ的油层视为低阻油层；而王宣龙等Ⅲ则认为，电阻率小于４Ｑ?ｍ的油层为低阻油层。 １低阻油层的相带分布 从沉积学角度看，水动力条件是低阻油层发育的决定因素［８１。纵向上分布在正韵律层的顶部和反韵律层的底部位置，岩性较细，具备形成低阻油层的微观地质条件：横向上水动力条件的变化表现为：不同的岩性在不同的沉积相带中分布（见表１）。 表１低阻油层相带分布特征 沉积相带储层特征低阻成因示例 收稿日期：２００８—０７—１４：改回日期：２００９—０７—０３。 作者简介：白薷，女，１９８４年生，在读硕士研究生，从事沉积学方面的研究。Ｅ－ｍａｉｌ：ｂａｉｒｕ８８２＠１６３．ｃｏｍ。 万方数据