塔中1—6井区东河砂岩尖灭线识别

针对塔中1—6井区东河砂岩钻井结果与地震解释结果不一致的问题,开展了多种方法识别东河砂岩尖灭线的研究。筛选保留25～45Hz附近的频率,将东河砂岩顶面标定在波峰上,可对比追踪解释,剖面视分辨率有较大提高。通过自然伽马拟声波反演得到具有自然伽马、声波两种特性的拟声波曲线,有效区分砂泥岩,从而对东河砂岩进行再次识别。同时提取50ms时窗的均方根属性对尖灭线进行识别。结果显示,3种结果平面上趋势一致,局部存在差异。根据钻井揭示的东河砂岩厚度及变化趋势,认为属性分析结果控制了东河砂岩尖灭线总体范围,反演尖灭线应为物性变化线,分频解释的尖灭线最接近真实的尖灭线。     

塔中4油田组合油藏三维地质建模方法

组合油藏由于其油藏内各单砂体空间展布和空间接触关系各异,“一砂一藏”,综合开发评价难度大,进行地质建模十分必要。国内外针对单个油藏进行随机性或确定性地质建模技术已十分成熟,但针对复杂组合油藏进行地质建模尚无成熟方法。以塔中4油田422井区CI油组为例,常规建模通过N/G(净毛比)控制砂岩尖灭,无法直观体现单砂体向边部变薄、尖灭的地质现象,本次研究通过精细小层对比、岩心分析建立单砂体地层格架模型,真实展现了单砂体尖灭及构造形态;结合断点数据、地震解释数据、油气充注模式对工区内每条断层断开层位进行分析;为每个单砂体油藏建立虚拟相模型,使每个单砂体油藏独立出来,实现灵活操作;根据井控程度高低,分别采用随机建模、确定性建模方法建立单砂体油藏物性模型及流体分布模型,使建模更加合理。通过该方法建立的地质模型已成功应用于塔中4油田开发方案的编制。     

塔里木盆地克拉托地区中新统帕卡布拉克组储层物性及影响因素

克拉托地区帕卡布拉克组水下分流河道、河口沙坝沉积微相中砂体较为发育,形成岩性圈闭可能性较大。根据克拉托地区3条野外露头剖面岩性特征及样品实验数据,结合钻井资料,对其帕卡布拉克组砂岩储集物性及影响因素进行全面分析,为该地区寻找岩性圈闭提供储层依据。研究表明,克拉托地区帕卡布拉克组砂岩孔渗组合以中孔中高渗为主。砂岩储层物性主要受沉积环境和成岩作用控制,辫状河三角洲前缘沉积环境中砂体物性较好。胶结作用和自生黏土矿物使砂岩的原生孔隙大大减少,使其储集性能大大降低,而溶蚀作用使砂岩的储集性能得到较大改善。     

塔西南坳陷固满构造带中新统凝析气成藏条件探讨

通过油源、储盖组合及圈闭特征分析,认为固满构造带主力烃源岩为上二叠统湖相泥岩,油气源充足,储层为中新统细砂岩、粉砂岩,中低孔、中低渗透率,盖层为与储层互层的泥岩、砂质泥岩。圈闭类型为构造上倾背景下的岩性圈闭。当沟通油源的断裂与上倾砂体组成立体输导体系时,便会形成岩性凝析气藏。该凝析气藏具有可观的勘探潜力,是目前塔西南以中新统为目的层的较现实的勘探领域。     

东河塘油田东河砂岩组产量递减规律和影响因素分析

针对将进入高含水期的东河塘油田东河砂岩组油藏,应用油藏工程、数值模拟和矿场统计等方法研究了影响产量递减的主要因素及产量递减的变化规律。研究发现:东河塘油田东河油层组产量呈指数型递减;影响递减率的主要因素是含水上升率,其次是采液速度;影响初始递减率的主要因素是稳产期末的相关指标。该研究对油田动态分析和开发调整具有一定的指导意义。     

地震储层厚度预测精度分析及在塔里木地区的应用

为了分析储层厚度预测精度,首先根据实际数据建立正演模型并进行正演模拟,然后采用地震剖面识别、宽带约束反演、矢量属性3种方法对正演模拟数据进行分析,最终得到3种方法下的储层厚度预测精度。同时,在理论正演数据中加入噪声,研究这3种方法对噪声的敏感度,研究结果表明地震剖面识别和宽带约束反演方法在预测储层厚度时抗噪性较好,而矢量属性方法则对地震资料的信噪比要求较高。将理论研究成果应用于塔里木哈得地区,得到基于宽带约束反演和矢量属性方法预测的研究区内储层厚度平面图,并给出了储层段尖灭线,效果明显。     

哈得逊油田东河砂岩油藏油气运移特征

通过断裂特征、构造演化和油气地球化学指标对哈得逊油田东河砂岩油藏油气运移特征展开研究。结果表 明油气总体运移特征为“先垂向后侧向, 多期运移, 晚期成藏”, 先由下古生界古油藏垂向运移至石炭系, 再在石炭系 内进行侧向运移。哈得逊油田古生界发育5 条断至基底的油源断裂, 在晚加里东期—喜马拉雅期继承性幕式活动, 是油 气垂向运移的通道。哈得逊油田地球化学指标表明油气存在沿油源断裂的垂向运移及自北向南的侧向运移。结合分析测 试及构造断裂研究, 建立了哈得逊油田的油气运移模式。哈得逊油田东河砂岩油气主要来自于晚喜马拉雅期下古生界古 油藏的大规模调整, 同时不排除乡3 井区油气远距离侧向调整的贡献。根据运移模式指出了未来两个有利勘探方向。     

轮南2油田JⅣ油组多方法流体性质综合划分原理及应用

塔中T油田石炭系均质砂岩段油藏为块状底水油藏, 历经15a开发, 进入特高含水阶段, 油藏水淹严重,为了搞清剩余油分布规律, 开展了夹层分布特征研究。均质砂岩段为前滨亚相, 夹层以物性夹层为主, 常规方法难以识别。基于岩心观察, 通过测井、岩心分析化验及动态资料对比分析, 明确密度曲线与岩心孔隙度、渗透率的线性关系,将该区夹层分为3类, 建立了定量识别东河砂岩均质段油藏夹层的标准, 实现均质段夹层的精细刻画。在此基础上, 应用数值模拟方法, 开展了夹层位置、夹层分布面积及夹层性质对剩余油分布影响的机理研究。研究结果表明, 均质段油藏构造边部及井间构造顶部剩余油富集, 据此完成塔中T 油田开发调整方案的编制, 夯实了该油田稳产基础。     

多信息融合低频建模技术在东河塘速度反演中应用

特殊岩性体(火成岩、膏盐岩)空间变化剧烈。常规解决方法是通过波阻抗速度速度反演(即SEISLOG、G-LOG、VELOG)求取特殊岩性体速度,波阻抗速度反演首先将地震数据转化为相对声波阻抗,相对阻抗中缺失的低频成分通过低频模型得到补偿进而计算出绝对阻抗,消除密度影响后得到特殊岩性体层速度。多数学者都将波阻抗反演的重点放在优化求解反演方法上,主要针低频模型对速度反演结果的影响,提出通过井、地质层位、地震速度多信息联合构建低频模型,从而提高反演精度。     

哈得逊油田东河砂岩油藏水驱采收率预测

哈得逊东河砂岩油藏目前采出程度低,含水上升较快,需要明确水驱剩余可采储量,指导该区块后期合理开发。采用室内实验、水驱曲线法及油藏数值模拟法3种方法对哈得逊油田东河砂岩油藏水驱采收率进行了预测。室内水驱实验表明,在注入2倍孔隙体积水体时驱油效率为50.14%,利用谢尔卡乔夫公式计算目前井网水驱采收率为33.56%；水驱曲线法分析认为丁型水驱曲线与该区块实际生产数据符合程度最好,预测水驱开发采收率为31.47%；数值模拟法预测目前井网水驱采收率为33.76%。推荐丁型水驱曲线预测该区块采收率。目前哈得逊东河砂岩油藏的采出程度为27.15%,水驱剩余可采储量相对较小,建议对于剩余油富集区域完善注采井网,提高储量控制程度和动用程度,进一步提高水驱采收率。     

应用Fisher判别分析方法提高海相砂岩储层隔夹层识别精度——以东河1CⅢ油藏为例

储层中隔夹层引起的渗流屏障和渗流差异是影响剩余油分布的重要因素,尤其是海相砂岩储层,纵向非均质性较强,常规测井方法识别隔夹层精度不足。利用地质统计学方法,通过采集经典储层与隔夹层的测井数据样本库,应用Fisher判别分析的方法进行隔夹层识别。经验证明该方法在东河地区应用效果好,显著提高了该地区海相砂岩油藏储层隔夹层的识别精度,隔夹层的识别精度可达0.25m,与岩心描述隔夹层符合率达85%。     

旋转地质导向技术在钻探哈得油田薄砂层油藏中的应用

塔里木哈得油田多采用双台阶水平井钻井,主要难题为常规钻井技术井眼轨迹控制难,储层钻遇率低,钻井周期长。1m厚薄砂层油藏未能实现有效开发,东河砂岩水窜严重,油水分布混乱,影响后期开发效果。针对以上难题,在哈得油田钻井中引进旋转地质导向技术,与常规技术相比应用效果良好,平均储层钻遇率由55.43%提高至87.84%,平均单井日产量提高1倍,单井水平段节约钻井工期15d,成功地解决了薄油层钻井储层钻遇率低、钻井施工进度慢等难题。     

The influence mechanism of nanoparticles on the dielectric properties of epoxy resin

In order to study the influence mechanism of nanoparticles on the dielectric properties of epoxy resin materials for composite insulators under different nanoparticle filling amounts, the free volume, dielectric relaxation, breakdown strength and trap distribution of the samples were tested by positron annihilation lifetime spectroscopy, breakdown strength, broadband dielectric spectroscopy (BDS) and thermally stimulated current (TSC). The results show that the limiting effect of nanoparticles rapidly reduced the number of traps in the amorphous zone of materials at a low filling amount. As a result, the free path of carriers was increased and the concentration of free volume was decreased, which can limit the injection and transportation of carriers, resulting in the increase of material breakdown strength. At a high filling amount, a large number of interfacial deep traps were introduced into the nanoparticles, and the carrier free volume concentration and size were reduced. The traps inside the material were mainly interfacial deep traps. Under the action of an external electric field, a hetero polar charge was formed on the other end to cause electric field distortion, thus the breakdown field strength of the material was weakened.

The free volume theory and trap model of nano-modified composite materials were combined to explain the breakdown voltage mechanism.     

大北高陡构造地应力测井解释及致密砂岩储层有效性评价

塔里木油田库车前陆盆地地层高陡、地层异常高温高压、地应力分布复杂,储层具有基质孔隙度低、孔隙结构复杂、裂缝发育等典型非常规致密砂岩特征。现有研究资料表明,该区地应力大小和方向与储层有效性关系密切。利用常规测井和声电成像测井资料,基于岩石力学实验,结合压裂、地层测试等实测数据,建立了适合于大北地区致密砂岩储层的地应力计算模型,并提取储层有效性评价指标,为工区从地应力角度评价低孔低渗裂缝性致密砂岩储层有效性提供了重要的判据。     

An FBG magnetic sensor for oil flow monitoring in sandstone core

Monitoring the oil movement using a non-contact optical fiber probe during enhanced oil recovery is a novel technique to increase the efficiency of the process by distinguishing the oil position in the reservoir. A partially unclad fiber Bragg grating (FBG) coated with Fe₃O₄ nanoparticles as a magnetic field sensor is experimentally demonstrated. A series of six FBGs reflecting different wavelengths are fixed on the surface of sandstone. Nanofluids containing magnetite nanoparticles and alkaline-surfactant-polymer are injected continuously in two separate steps into the sandstone, which is saturated with 20% oil and 80% brine. The chamber is equipped with a solenoid that acts as a magnetic field generator. The changes in the magnetic field strength depended on the FBG-solenoid distance and the density of localized injected nanoparticles near the FBGs leads to a shift of the reflected wavelength of each single FBG accordingly. The shift is caused by the interference of different propagating modes reflected from the core-cladding and cladding-magnetite layer interfaces. The intensity of the FBG spectra decreases by injecting the nanofluid and vice versa for surfactant injection. The sensor response time of ∼21 s confirms the high reliability and repeatability of the sensing scheme. Movement of oil along the sandstone alters the wavelength shift in the FBG spectra.

Monitoring the oil movement using a non-contact optical fiber probe during enhanced oil recovery is a novel technique to increase the efficiency of the process by distinguishing the oil position in the reservoir.