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川口油田长6段油层组储集层特征与油气富集规律 总被引：24，自引：0，他引：24
在分析陕西川口油田长６油层组沉积相特征的基础上,对储集层的岩石学特征和成岩作用以及孔隙结构进行了研究。认为长６油层组的环境演化代表了浅水台地型三角洲逐渐转变为陆上平原的历史,曲流河道砂体是区内油气富集的有利相带。浊沸石、方解石、绿泥石的胶结、化学压实作用和浊佛石、长石的溶解作用是影响砂岩储集性能的主要因素。孔隙的演化与盆地的演化密切相关。长６油层组及其上下层位构成了一套良好的生储盖组合,长６１和６２段是川口油田的主力油层。 相似文献
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双龙地区为延长油田长6致密油勘探的重要区域,目前对区块致密油富集主控因素的认识仍存不足。基于此依据19口井的岩心资料、128口井的测井资料及26口井的试油试采资料,结合19口井的实验测试结果在成藏地质条件和致密油聚集特征进行精细分析的基础上对致密油成藏主控因素进行研究。结果表明:研究区致密油成藏地质条件良好,油水分布复杂。沉积微相及储层物性为控制致密油成藏的首要条件,单层为4 m以上的浊积水道砂体,储层孔隙度大于5.4%,渗透率大于0.16×10-3μm2,致密油易富集;过剩压力影响油藏的平面分布,致密油多聚集在过剩压力系数相对低值区(过剩压力系数约为0.24~0.32);泥岩盖层能够形成良好的遮挡,有利于致密油就近聚集,也是造成油水关系复杂的重要原因。因此在满足砂体发育、储层物性条件的前提下,遵循过剩压力系数局部低值、泥岩盖层有效遮挡的原则,划定长6段有利勘探区域11个,以指导双龙地区致密油勘探开发工作。 相似文献
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南襄盆地泌阳凹陷赵凹安棚油田深盆油(气)藏 总被引：1，自引：0，他引：1
泌阳凹陷赵凹安棚油田深层系部分油(气)藏属于深盆油(气)藏,即深盆致密砂岩油(气)藏。利用深盆气藏理论和分析方法,通过对其成藏要素分析,发现其深层系油(气)藏具有深盆油气藏的典型特征。构造呈现单斜背景上的鼻状,自西北向东南生油中心倾没;赵凹安棚油田深层系内油水分布较为复杂,在横向连续储层内,出现了油水关系倒置的深盆油(气);储层属非均质低渗透储层;从深盆油(气)观点看,属一种动态致密砂岩油(气)藏;地层压力异常低,甚至负异常压力。在泌阳凹陷勘探程度极高油区,如果进行思想变革,就能实现资源的突破。 相似文献
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陕甘宁盆地川口油田低渗透油藏长6油层裂缝特征 总被引：7，自引：4，他引：7
通过对野外野头观测，岩心观察，薄片鉴定、地层倾角测井解释等方法，对川口油田长6油层裂缝进行了研究，川口油田长6油层主层裂缝方向为近EW向，天然显裂缝规模小且不发育，裂缝在原始地层条件下多为闭合状态，只有在人工激发后才会表现出明显的裂缝特征，川口油田储层类型为孔隙型储集层，该区油层埋深500－700m，垂向应力为最小主应力，压裂后理论上应产生水平缝，但受到天然垂直（闭合）缝的影响，在裂缝发育区可能会形成垂直压裂缝，在目前注水条件下，注水实验区储层裂缝的作用还未表现出来。 相似文献
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对川口油田长 6油层岩心显裂缝作了统计、分析 ,并制作薄片进行了微裂缝观察。在延河剖面长 6油层作了野外裂缝测量。结果表明 :川口油田长 6油层存在天然显裂缝与微裂缝。裂缝方向以近 EW向为主 ,同时发育近 SN向裂缝。显裂缝频率平均为 0 .4条 / m,切深变化范围不大 ,以高角度缝为主 ,只有 11.1%的裂缝被少量钙质充填 ,在地下多为闭合形式 ;微裂缝开度主要区间为 5～ 15μm,孔隙度极低 ,内蕴渗透率相对较低 ,从 0～ 10 0 μm2不等 ,面密度小 ,仅为 0 .0 0 2 6 / mm,延伸长度为 0～ 2 mm,仅 12 %以下被矿物充填 ,与大裂缝夹角主要为 0～ 10°,主要发育在显裂缝周围。同时 ,通过真实砂岩微观模型实验和注水井与生产井之间的注采分析 ,研究了裂缝对注水开发的影响。 相似文献
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白云岩是碳酸盐岩的重要岩类,对于油、气聚集具有特殊的意义。各碳酸盐岩的含油、气都不同程度与白云岩有关。已查明由于白云岩的成因不同,对油、气的聚集也具有不同的意义。白云岩化作用不仅能引起孔隙度的变化,而且也能控制碳氢化合物的聚集形成油捕。因此在碳酸盐岩含油、气区研究白云岩的成因是认识该区油、气聚集机制的基本问题之一。任邱油田是我国碳酸盐岩含油、气区的一个高产油田,它是白云岩含油。由于油层深埋 相似文献
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基于质量守恒与帕斯卡压力定律,将混合状态下油气水三相产生的压力转换为相同条件下静置油气水分离状态下产生的压力,得到任一深度压力梯度表达式。以气体状态方程为基础,在不考虑溶解气油比、油水压缩系数前提下,得到由井口测量参数表征的压力梯度,模型简化后得到气水两相时的压力梯度计算模型。在此基础上,结合井筒流态与研究区132条不同阶段测试的压力梯度曲线分析,利用实际生产参数,建立研究区不同油水比条件下临界压力梯度数据表。通过临界压力梯度分析研究区不同构造、不同井型、不同见水类型气井压力梯度测试资料,判断气井积液时间,并与动态经验判别井筒积液时间对比,二者判别结果一致。凝析气井临界压力梯度判别结果表明,当井口压力低于气藏露点压力时,压力梯度曲线的波动可能由井筒内反凝析导致。修正油田现场压力梯度曲线判别井筒积液方法,可提高压力梯度曲线判别井筒积液准确度。 相似文献
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Orinoco地层油的开发特征及组分研究 总被引：3，自引：0，他引：3
Orinoco地层油具有较高的气油比和沥青质含量,在模拟油藏开发状况时,使用油罐油和天然气配制的模拟油。利用大直径长岩心模型进行压力衰竭实验,得到Orinoco地层油的流动特点及模拟开发效果。结果显示：(1)高于泡点压力阶段,模拟油显现弹性驱动特征,采收率很低;(2)在泡点和“拟泡点”之间的降压阶段,模拟油表现出缓慢的膨胀性能,采收率近似线性增加,斜率接近1,此时具有最大的开采效益;(3)低于拟泡点压力阶段,产气量增大,采收率增加缓慢。实验测定了Orinoco地层油的详细组分,并以此为依据配制模拟油。对模拟油PVT性质进行分析,结论是：气油比和少量的轻质组分对相对体积的影响很小,沥青等重质组分对气体保持稳定状态起主要作用;脱气状态的地层油在60 ℃时粘度仍高达6 194 mPa·s,而较高的气油比使地层油粘度陡降,特别在压力降低至泡点压力后,仍存在一个粘度缓慢变化的阶段,显示了Orinoco地层油的独特之处。 相似文献
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对于油田勘探和开发,特别是使用地震资料进行流体识别和预测,了解研究区地层孔隙流体性质及其影响因素十分重要.本文在前人研究工作的基础上,对油、气、水及其混合体的速度变化规律进行了讨论,并对影响油、气及水的速度因素进行深入分析.研究表明,不同性质孔隙流体受地层温度与压力的影响较大.其中,流体性质对纵波速度影响较大,而对横波速度影响较小;气-水混合体速度最低,油-水混合体速度最高,油-气或油-气-水混合体速度介于上述两者之间;混合流体含有气体时,含气饱和度对混合流体弹性性质具有很大影响. 相似文献
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1 油、气、水数据整理 油田开发数据的整理是按照其分析研究的数据要求[1],对不规范的油、气、水分析数据进行整理.由于数据库存储的数量非常多,时间跨度长,数据的结构和格式存在着极大的差别.因此,必须提前准备和进行数据整理.油、气、水管理是油气田开发,最基本的管理,应用计算机对油、气、水(ORACLE)管理是实现油田高产、稳产,最优合理开采的基础[2]. 2 油、气、水总体设计 设计思路 寻找一种既简单易学,又高效无错的方法,使油、气、水数据管理系统中所有的具体内容,能够利用先进的计算机技术.研制一套功能齐全、内容丰富,使用灵活… 相似文献
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本文从构造作用、热演化及流体压力孕育与油气运聚等成藏动力作用，探讨了温吉桑-丘东地区的成藏演化，并将其划分为两个油气成藏体系。第一成藏体系从早中侏罗世到老第三纪，尤以侏罗纪末至早白垩世为成藏活跃期；第二成藏体系从新第三纪到第四纪，其中上新世末至今为成藏活跃期。油气聚集以第一成藏体系为主。根据流体动力势场分析了该区油气成藏体系与聚集的关系，提出了油气成藏模式，指出温西、温吉桑油田主要形成于以油为主的第一成藏体系，米登油田为一个油、气并重的油气藏，丘东气田主要形成于第二成藏体系. 相似文献
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本文从构造作用、热演化及流体压力孕育与油气运聚等成藏动力作用，探讨了温吉桑—丘东地区的成藏演化，并将其划分为两个油气成藏体系。第一成藏体系从早中侏罗世到老第三纪，尤以侏罗纪末至早白垩世为成藏活跃期；第二成藏体系从新第三纪到第四纪，其中上新世末至今为成藏活跃期。油气聚集以第一成藏体系为主。根据流体动力势场分析了该区油气成藏体系与聚集的关系，提出了油气成藏模式，指出温西、温吉桑油田主要形成于以油为主的第一成藏体系，米登油田为一个油、气并重的油气藏，丘东气田主要形成于第二成藏体系 相似文献
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大庆长垣喇、萨、杏油田天然气动态机制及深部气源 总被引：1，自引：1，他引：0
位于大庆长垣的喇、萨、杏油田气油比持续升高,且气油比、CH4含量（干燥系数）呈现北高南低的分布,油田唯一的气顶并不位于构造的最高部位,天然气中CO2碳同位素值显示为基底碳酸岩热解成因。这些现象表明长垣内部天然气处于非稳定状态,长垣天然气的变化与深部气有关。深部气首先进入长垣北端的喇嘛甸构造,再依次向南部的萨尔图、杏树岗构造推进,形成了长垣天然气北高南低的分布格局。研究结果表明,大庆长垣深部有一个巨大的气田,它不断地向长垣补充着天然气。 相似文献
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为了确保秦皇岛33-1南和33-2明下段油田的安全生产, 在实测围岩抗压强度和区域应力场特征研究的基础上, 采用把断层岩看作倾斜岩层, 再与围岩对比的方法, 建立了一套断层岩发生张性破裂所需压力的预测方法, 并利用该方法对秦皇岛33-1南和33-2油田主要目的层——明下段控藏断裂断层岩发生张性破裂所需压力进行了预测.结果表明: 秦皇岛33-1南和33-2油田明下段控藏断裂断层岩发生张性破裂所需压力为25.6~31.3 MPa, 平均为29.4 MPa.如果油田开发过程中注水压力经过从注水井至断裂带压力损失后仍小于25.6~31.3 MPa时, 秦皇岛33-1南和33-2明下段油田可安全注水生产; 否则将造成该油田中的断裂发生张性破裂, 油沿断裂向上逸散至海底. 相似文献
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应用砂岩微观孔隙模型驱替实验技术,首次研究了张天渠油田长2油层在注水开发过程中的水驱油微观机理、孔隙结构与水驱油效率的关系.通过不同驱替压力、注入水倍数下的水驱油效率驱替实验证明油层孔隙结构的非均质性直接影响水驱油效果.分析了不同渗透率砂岩模型的驱替压力、注入倍数与驱油效率之间的相互关系以及残余水、残余油的分布特征,认为非活塞式驱油、绕流、卡断是残余油形成的主要原因.该实验研究为科学、合理地制定油田注采方案、提高水驱油效率提供了可借鉴的理论依据. 相似文献
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