姬塬地区

姬塬地区（通用8篇）

姬塬地区 篇1

一、沉积相研究

1. 沉积相标志

(1) 颜色特征:研究区长4+5油层的砂岩颜色主要为浅灰色、灰黄色、灰色和灰褐色。泥岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩以深灰色和黑色为主, 反映河道间及分流间湾沉积的产物。

(2) 岩性特征:长4+5油层组以细砂岩为主, 颗粒磨圆度较好, 多为次棱角状, 以线状接触为主, 分选中等—好。

(3) 沉积构造:长4+5主要为层理构造, 其次为滞留沉积和扰动构造, 层理构造主要有:块状层理、水平层理、平行层理、交错层理和斜层理。

(4) 古生物:研究区长4+5油层组岩心中, 在砂岩段常可见到植物的枝干, 在粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩中常见到较多的由河流带来的植物茎叶与碎片。

2. 沉积微相划分及其特征

(1) 沉积微相的划分方案

通过对长4+5油层岩心的观察, 结合区域沉积背景、砂体展布的特点、沉积特征和电测曲线的特点, 将本区的沉积相划分为三角洲平原和三角洲前缘, 沉积微相主要有分流河道、分流间湾、天然堤、决口扇、河口坝、前缘席状砂等。

(2) 沉积微相展布特征

1) 单井沉积相

(1) 铁8单井沉积相分析:

整个长4+52发育5个沉积旋回。沉积微相空间相互叠置, 水下分流河道、分流间湾和河口坝是主要的沉积微相。长4+521主要发育分流间湾微相, 底部发育水下分流河道, 砂体较薄, 约为3m;长4+522主要发育水下分流河道微相, 砂厚12m左右, 反映较强的水动力特征。

(2) 铁96-85井单井沉积相分析:

该井位于研究区南部, 从铁96-85单井沉积相图可以看出, 整个研究层位长4+52发育3个沉积旋回, 主要发育水下分流河道、分流间湾和河口坝微相。长4+521发育分流间湾微相, 砂体不发育;长4+522主要发育河口坝, 砂厚12m左右。

(3) 铁101-92井单井沉积相分析

该井位于研究区东南南部, 从铁101-92单井沉积相图可以看出, 整个研究层位长4+52发育4个沉积旋回, 主要发育水下分流河道、河口坝和分流间湾微相。长4+521主要发育河口坝分流间湾微相, 中部发育河口坝微相, 砂厚约10m;长4+522发育分流间湾微相, 砂体较为发育, 砂厚12m左右, 反映较强的水动力特征。

(4) 铁90-99井单井沉积相分析

该井位于研究区东北部, 从铁90-99单井沉积相图可以看出, 整个研究层位长4+52发育3个大的沉积旋回。水下分流河道不发育, 沉积微相主要是河口坝、远砂坝和分流间湾。长4+521主要发育分流间湾微相, 以粉砂质泥岩为主要成份, 中部夹有薄层细砂岩;长4+522底部发育发育水下分流河道微相, 砂体较为发育, 为中细砂岩, 砂厚13m左右;

2) 连井剖面分析

(1) 铁91-101井―铁95-89井长4+52砂体连通剖面:是顺物源方向的剖面, 包括区内的5口井, 可以较好反映该区东南部地区地层信息。从沉积相剖面上可以看出, 长4+52油层砂体发育相对较差。从整体上看, 该剖面主要发育水下分流河道、河道侧翼和分流间湾, 河道主要由砂岩、砾岩组成。

(3) 沉积微相平面展布特征

从沉积微相平面展布图上看, 物源方向为北东方向, 河道走向为北东-南西方向, 到长4+522油层时期, 主要发育三条河道, 河道宽度较窄, 在研究区呈网状和树枝状分布, 砂体连片性一般, 中部零星发育分流间湾微相, 东部分流间湾呈片状分布。到长4+521油层时期, 主要发育三条水下分流河道, 河道宽度较窄, 呈条带状和树枝状由北东向西南延伸, 分流间湾在研究区中部和顶底部零星分布。

2 储层的孔隙结构特征

储层的孔隙类型的分类主要有两种, 一是按孔隙大小, 另一是按成因。研究区按成因类型对长4+5、长6油层组进行孔隙类型划分。原生孔隙主要是岩石原始沉积下来是就已经形成并保存至今的孔隙。这类孔隙又可细分为压实剩余的原生粒间孔隙和胶结剩余粒间孔隙, 两者统称为残余粒间孔。另外在杂基中的微孔隙也属于此类, 但该类孔隙喉道太小, 对储存石油意义不大。

通过铸体薄片观察、扫描电镜分析发现, 研究区长4+5、长6储层的原生孔以残余原生粒间孔为主, 溶蚀孔次之, 微裂缝很少。尽管在铸体薄片分析中给出了晶间孔的比例, 但自生高岭石中的晶间孔实际上是胶结剩余的粒间孔或溶蚀孔, 并不是一个独立的成因类型。

(1) 残余粒间孔:研究区长4+5、长6段内残余粒间孔占总孔隙的比例为74.58%。

(2) 溶蚀孔:在扫描电镜下沿长石解理面发生强烈溶蚀, 如元69井2148.4m, 溶孔直径可达5μm。统计表明, 本区次生孔以长石溶孔为主, 岩屑溶孔次之, 长4+5、长6为22.72%。

根据本区储层孔隙、喉道分级标准, 结合本区延长组储层孔隙结构资料分析认为, 本区目的层共有五种孔隙结构类型, 长4+5油层组以细小孔微细喉道型为主。研究区砂岩孔隙结构特征参数能较好地表征和反映延长组长6油层组的孔隙结构和储集性能。

小结

元214油藏长4+52储层砂体展布方向总体呈北东-南西方向, 与区域沉积相带的展布一致, 研究区主要发育水下分流河道与分流间湾微相, 偶尔有河口坝微相发育, 水下分流河道在平面上呈片状和条带状分布。原生孔以残余原生粒间孔为主, 溶蚀孔次之;以细砂为主, 平均占90.20%, 粉砂次之, 占5.31%, 少量的中砂, 分选较好;

摘要：本文通过对姬塬地区长4+5油层组沉积相的研究分析, 对长6油层的沉积相标志进行了分析, 确定了研究层位沉积微相的展布特征, 并对为井区的勘探开发工作奠定了良好的基础。

关键词：沉积相,孔隙结构

参考文献

[1]朱筱敏等。沉积岩石学[M]。石油工业出版社。2001.

[1]肖玲等, 鄂尔多斯盆地胡尖山-耿湾地区延长组长4+5油层组沉积特征及有利相带预测[J].新疆地质.2007.

姬塬地区 篇2

简

报

（第二期）

定边县姬塬学校机关

干部作风整顿领导小组 2012年3月31日

在机关干部作风整顿学习宣传阶段结束后，我校及时向定边县教育局机关干部作风整顿领导小组递交了转段申请并被批准转入查找问题阶段。2012年3月28日，我校召开了全体教职工机关作风整顿转段专题会议，安排部署第二阶段的工作，要求每位教师通过学习认真查摆存在的问题，并要求结合自身实际把存在的问题找准，切入要害，要切实把“要我整顿”转变为“我要整顿”，把个人工作和生活中问题找实找细，面对现实，正视不足，认真反思，严于剖析，虚心吸取意见，正确对待整顿、对待组织、对待群众提出的意见和建议，扎扎实实抓好查找问题环节，并写出深刻地个人自查报告。

在个人查摆问题、自我剖析的同时，学校干部作风领导小组就学校管理、领导班子、政教处、总务处、教务处（初中部、小学部）及幼儿园工作等七个方面给广大教师发放了调查表，在广泛征求意见，梳理反馈意见，对照检查的基础上，我校于2012年3月30日召开了

民主生活会。会上，6位校级领导从自身宗旨观念、思想作风、工作作风、生活作风、政治纪律等方面深入剖析，查找主观根源。与会者都一致认为：6位领导的剖析材料，问题查找的全面、准确，剖析的深刻。接着，副校长李文儒就调查汇总情况进行了通报。广大教职工积极发言，分别就教育发展、学校管理、队伍建设等方面提出了许多建设性的意见和建议。最后，校长赵世彬做了表态发言：一是要加强各督查组的作用，不断加强教师队伍建设，充分发挥好现有教师队伍的作用；二是要进一步加强骨干教师队伍建设；三是要加强现代化教育教学设施的使用，不断提高使用率；四是要关注教师专业成长；五是要加强制度建设，完善学校管理制度；六是要领导带头，党员做表率。并强调指出：我校教师职工要不断提高水平，做争优创新的表率；要结合实际，务求实效；要形成合力，谋求发展。

定边县姬塬学校

姬塬地区 篇3

姬塬地区北起红井子、南到洪德、西自麻黄山、东抵王盘山，主体位于陕北斜坡带上。前人对研究区沉积相类型主要存在以下几种观点:(1)李凤杰(2007)、罗顺社(2007)提出研究区长81油层组为曲流河三角洲沉积，西南部为扇三角洲沉积[4];(2)邓秀琴等(2008)认为研究区长8油层为辫状河三角洲沉积[5]。(3)韩永林(2009)、李元昊(2009)等认为研究区三叠统延长组长8油层组沉积特征明显有别于该区长4+5、长6、长7等延长组其它油层组，为典型的浅水三角洲沉积体系[2,3]。

罗1井区是鄂尔多斯盆地姬塬油田的一个重要产油区块，三叠系延长组长81油层为其主要含油层系，可进一步细分为长811和长812两个小层。通过对罗1井区长81油层组沉积构造的变化，砂体粒度、形态和展布特征以及煤线、植物化石等沉积特征的研究，认为罗1井区长81油层组既非辫状河三角洲沉积，也不具备扇三角洲的沉积特征，应属浅水三角洲沉积体系。

1 沉积相标志特征

1.1 岩石类型级颜色

研究区长81油层组以细砂岩及粉砂岩为主，往往呈现出砂泥互层的沉积序列。

岩心观察表明，本区主要为灰色、浅灰色细砂及中-细砂岩，粒径集中分布在(0.13—0.22)mm，平均粒径0.13 mm。未见辫状河三角洲和扇三角洲的砾石级沉积(图1)。砂岩多为岩屑长石砂岩，长石岩屑砂岩。组分含量中:石英含量在19%—45%之间;长石含量为13%—45%之间;岩屑含量为9%—32%之间。泥岩颜色较复杂，包括灰色、浅灰色、深灰色以及黑色。

1.2 古生物标志

煤线和植物的根系是划分三角洲平原和三角洲前缘很有价值的指向化石。煤线多反映陆上沼泽环境，而植物根系多形成于水体较浅的湖岸线附近。

研究区长81地层中古生物化石分布广泛，可见大量煤线、虫孔等浅水环境指向标志，砂岩和泥岩中含有较多的炭化植物碎屑、茎杆及叶片化石，反映沉积时水体较浅，为典型的沼泽化浅水洼地沉积环境(图2)。

1.3 沉积构造

经统计长81层厚度在(40—46)m之间，长811和长812小层厚度相近，厚度在(19—25)m之间。不具备扇三角洲地层厚度由冲击扇、过渡区到水下沉积部分地层厚度减薄的特点。

研究区内大量发育平行层理、槽状交错层理、板状交错层理及变形层理，砂体底部常见强烈的冲刷侵蚀面及大量的泥砾，砂泥岩中普遍存在一些生物扰动构造和钻孔构造。另外，研究区还可见砂纹交错层理等小型双向交错层理，反映了研究区当时大部分区域受波浪和流水共同作用的事实，说明沉积时水体较浅(图3)。

2 单井与联井相分析

2.1 单井相分析

在各种相标志研究的基础上，结合岩心观察、电测曲线分析，对重点解剖和布控区沉积相纵向演化和平面上的分布规律进行研究。如耿278井位于研究区西南部，长812油层组为灰绿色、灰褐色细砂岩，灰色泥质粉砂岩，灰色粉砂质泥岩及深灰色泥岩，属三角洲前缘沉积，其微相有水下分流河道、分流间湾、席状砂及河口砂坝四种，沉积相柱状图如图4所示。

大量测井曲线剖面显示，本区三角洲前缘水下分流河道往往直接覆盖于分流间湾之上，即主体缺失三角洲前缘亚相的河口坝沉积或仅见残留河口坝，垂向上相序的连续性较差，这也是浅水三角洲重要特点之一。

2.2 联井相分析

从顺水流方向上的联井剖面砂体形态和分布上来看(图5)，姬塬地区长81砂体在纵向上经常单独发育或少数相邻，纵剖面上呈较大的透镜体，向湖中心延伸较远，这也是浅水三角洲所具有的典型特征。

3 沉积相及其展布特征

通过对研究区沉积特征、沉积微相的研究，得出以下几点结论:(1)姬塬地区长81地层沉积厚度稳定，坡度较小，形成对坡度要求较高的扇三角洲和辫状河三角洲沉积体系的可能性较小，也不具备扇三角洲地层厚度由冲击扇、过渡区到水下沉积部分地层厚度变化大的特点。(2)罗1井区长8地层砂体沉积以细砂为主，未见辫状河三角洲和扇三角洲的砾石级沉积。(3)大量的小型双向交错层理表明研究区当时大部分区域受到波浪和流水共同作用，说明沉积时水体较浅。(4)广泛分布的煤线、植物根系、虫孔等浅水环境标志，指出了研究区沉积时水体较浅，为典型的沼泽化浅水洼地沉积环境。(5)垂向上相序的连续性较差，砂体经常单独发育或少数相邻，纵剖面上呈较大的透镜体，向湖中心延伸较远，也是浅水三角洲所具有的典型特征。结合前人学者(韩永林(2009)、李元昊(2009)等)的观点，判断研究区长81期沉积体系为浅水三角洲沉积体系。

罗1井区长81沉积相的展布特征:

长812沉积时期，研究区主体为浅水三角洲平原亚相，研究区南部为西部物源供给，分流河道呈北西-南东向展布，以发育鸟足状水上分流河道砂体为主，砂体平均厚度约为5.4 m，最大厚度为17.2 m。

由于湖底地形十分平缓，湖水的快速扩张和收缩可以造成大面积、大范围的湖岸线推移。长811沉积时期，研究区为浅水三角洲前缘亚相，以鸟足状水下分流河道砂体为主，砂体平均厚度约为6.2 m，最大厚度为21.2 m。砂体厚度的高值区与长812相比，分布面积大，中部河道砂体厚度的高值区分布范围广(图6)。

4 结论

姬塬地区罗1井区上三叠统长81油层组为一套包含三角洲平原亚相、三角洲前缘亚相的浅水三角洲沉积体系，其沉积特征主要有以下6个特点:

(1)地层厚度稳定，沉积坡度小;(2)碎屑岩颗粒较小，主要以细砂岩为主;(3)区内大量发育平行层理，槽状交错层理，板状交错层理，变形层理，砂体底部常见强烈的冲刷侵蚀面及大量的泥砾;(4)煤线、植物根系、虫孔等生物标志在全区广泛出现;(5)砂体较薄，连续性较差，沿古水流方向的纵剖面上砂体延伸较远;(6)与长812相比，长811沉积时期河道继承性较好。砂体厚度的高值区分布面积比较大，主河道整体为面积较大的砂体厚度高值区。

摘要：姬塬地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部。与研究区其他层位相比,目的层长81油层属于新层系。虽经多年资料累积和研究,前人仍对其沉积相类型存在较大分歧,研究基础相对薄弱。通过岩心观察、薄片鉴定、测井曲线等资料的综合分析,结合前人研究成果,总结研究区目的层的沉积特征,从而判定姬塬地区罗1井区上三叠统长81油层组为浅水三角洲沉积体系,沉积相类型包括三角洲前缘亚相和三角洲平原亚相;并对其沉积特征和剖面结构进行讨论,进而预测其沉积相的平面展布特征。

关键词：鄂尔多斯盆地,姬塬,罗1井区,浅水三角洲沉积相,长81

参考文献

[1]姜在兴.沉积岩石学.石油工业出版社,2003:394—399

[2]韩永林,王成玉,王海红,等.姬塬地区长8油层组浅水三角洲沉积特征.沉积学报,2009;27(6):174—181

[3]李元昊,刘池洋,独育国,等.鄂尔多斯盆地西北部上三叠统延长组长8油层组浅水三角洲沉积特征及湖岸线控砂.古地理学报,2009;11(3):117—126

[4]李凤杰,王多云,陈明应.西峰油田延长组长8油组砂体高分辨率层序等时对比分析.成都理工大学学报:自然科学版,2007;34(2):121—127

[5]邓秀芹,蔺晓,刘显阳,等.鄂尔多斯盆地三叠系延长组沉积演化及其与早印支运动关系的探讨.古地理学报,2008;5(4):159—160

[6]陈全红,李文厚,郭艳琴,等.鄂尔多斯盆地南部延长组浊积岩体系及油气勘探意义.地质学报,2006;80(5):656—663

[7]郑荣才,王昌勇,李虹,等.鄂尔多斯盆地白豹—华池地区长6油层组物源区分析.岩性油气藏,2007;1(1):20—25

姬塬地区 篇4

姬塬地区位于陕西省定边县、吴起县、宁夏回族自治区盐池县及甘肃省环县境内, 面积约1. 25 ×104km2, 区域构造横跨伊陕斜坡与天环坳陷两个构造单元。近年来, 通过盆地综合地质研究, 应用多层系复合成藏模式, 以延长组中下部油层为主要勘探目标, 坚持甩开勘探与落实储量规模相结合, 石油勘探取得重大进展［1］。在姬塬地区长82油层勘探获得重要发现, 目前研究区内共有工业油流井近50口, 已经发现了多个长82油层局部高渗油气富集区, 显示出较好的勘探前景。但是, 随着勘探的深入进行, 发现储层物性平面变化快, 优质储层发育机制不清及油富集“甜点”预测难, 导致油气勘探进展缓慢。因此, 笔者基于储层岩性特征、孔隙类型和物性特征等因素, 开展储层特征及控制因素分析, 为研究区下一步油气勘探提供指导。

2 储层特征

2. 1 岩石学特征

通过对姬塬地区长82油层51 口井146 块样品的薄片资料统计分析, 储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩, 其次为少量的岩屑砂岩 ( 图1) 。长82油层砂岩中石英、长石、岩屑含量基本近等, 砂岩成分成熟度较低; 石英含量在15% ~ 40%之间, 平均为28. 5% ; 长石含量在9% ~ 44% 之间, 平均为29. 2% ; 岩屑总量在9% ~ 45% 之间, 平均为29. 6% ; 填隙物含量为12. 7% ; 岩屑以变质岩屑和火成岩屑为主, 沉积岩屑含量很少, 反映了研究区物源来自于西北阿拉善古陆的晚太古界-下元古界石英片岩、变粒岩及东北阴山古陆的太古界花岗片麻岩［2、3］, 且各碎屑组分在盆地内变化较稳定。姬塬地区长82油层砂岩填隙物含量在7% ~ 22% 之间, 平均含量为12. 7% ; 其中杂基含量较少, 胶结物主要有黏土矿物 ( 绿泥石、高岭石、水云母) , 碳酸盐矿物 ( 方解石、铁方解石) , 硅质以及沸石类矿物 ( 以浊沸石为主) 。姬塬地区长82油层以细砂岩、细-中砂岩为主, 但中砂岩也占较大比例 ( 24% ) 。长82油层砂岩分选中等-好, 磨圆度以次棱角状为主。

2. 2 孔隙类型和物性特征

姬塬地区长82油层砂岩孔隙类型主要是粒间孔, 平均为3. 85% , 其次为长石溶孔、沸石溶孔、岩屑溶孔、晶间孔及少量微裂隙; 砂岩平均面孔率为4. 85% 。通过145 个砂岩薄片统计分析, 该区孔隙主要发育小孔隙, 其次为大孔隙、中孔隙、细孔隙 ( 图2) , 孔隙形态多呈三角形、四边形及不规则状。同时对研究区57 个砂岩样本的压汞资料统计得出, 长82油层喉道主要是微喉道, 其次是微细喉道、中喉道占 ( 图3) 。研究区84 口取心井的孔隙度、渗透率数据统计得出: 孔隙度主要分布在9% ~ 15% , 平均为11. 5% ( 图4) ; 渗透率在0. 1 m D ~ 1. 0 m D之间的占52. 44% , 但大于1. 0 m D达40. 24% , 可见存在局部高渗储层, 平均渗透率3. 43 m D ( 图5) , 属于低孔低渗储层。通过对长82油层孔隙度和渗透率的相关性分析, 随着孔隙度的增加, 渗透率也相应地增加, 二者正相关性, 相关性较好, 反映了孔隙结构较简单, 成岩改造弱, 如局部高孔高渗储层主要分布在油坊庄-小涧子一带及麻黄山地区, 平均孔隙度12. 9% , 平均渗透率3. 79 m D ( 图6) , 南部罗庞塬一带物性较差, 平均孔隙度8. 1% , 平均渗透率0. 36m D ( 图7) 。

3 储层特征控制因素研究

储层特征一般受沉积作用和成岩作用双重控制, 局部高渗优质储层的存在是优势沉积相及建设性成岩作用的共同影响的结果。

3.1沉积作用对储层特征的影响

姬塬地区长8 油层沉积期, 湖盆底型开阔平缓, 倾角小, 处于基底整体下降的坳陷时期［4］, 在河流入湖处, 形成了大规模的建设性浅水三角洲沉积［5］, 砂体规模大, 主要有浅水三角洲平原和浅水三角洲前缘两种亚相, 有效储层主要是陆上及水下分流河道。不同的沉积微相形成的沉积物粒级、分选性、骨架成分、厚度、泥质含量不同, 进而影响储层特征。由于姬塬地区长82 油层砂岩分选性为中等-好, 导致骨架成分及含量相差不大; 砂岩中一方面由于泥质含量少, 另一方面由于泥质多以杂基的形式出现, 经后期成岩作用, 与胶结物难以区分, 成为现今的填隙物不好判别。因此, 本次研究重点考虑沉积作用形成的粒度和厚度对储层特征的影响, 32 块砂岩样品的压汞资料统计得出, 中砂岩、中-细砂岩、细砂岩的平均孔隙度分别是13. 1% 、13. 6% 、12. 8% ( 图8) , 相差不大, 而平均渗透率分别是11. 8m D、3. 12 m D、0. 87 m D ( 图9) , 相差悬殊, 可见粒度大小对现今孔隙度的影响小, 而对渗透率的影响较大［6］。粒径对储层特征的影响主要是由于粒径不同的岩石的抗压性和抗热性不同［7］, 即岩石颗粒粒度越大, 颗粒间孔隙的截面积也越大, 渗透率也相应地较大［8］。对研究区74 口取心井的砂岩厚度与物性数据统计分析得出, 随着砂岩厚度的增大, 储层的孔隙度和渗透率有增大的趋势 ( 图10、图11) , 砂岩厚度影响储层物性的机理与成岩作用有很大关系, 砂岩中物性的差异性是由于沉积微相不同所致, 归根到底是因水动力条件不同而形成砂岩的粒度和厚度不同, 陆上及水下分流河道主体微相, 沉积水动力强且稳定, 沉积的砂岩粒度粗, 厚度大, 物性好; 河道侧翼、天然堤、决口河道、决口扇等微相则反之。

3. 2 成岩作用对储层特征的影响

成岩作用对储层特征的影响表现为不同沉积微相发育不同相对优势的成岩作用。河道主体砂岩沉积水动力强且稳定, 沉积碎屑颗粒粗, 泥质含量少, 沉积厚度大, 压实的过程中骨架颗粒承受了大部分压力, 孔隙压力减小, 压实程度低; 在砂岩的顶底与泥岩接触处, 压实作用严重, 钙质及硅质胶结程度高物性差; 在厚层砂岩的中部多发育绿泥石膜, 绿泥石多以环衬边的形式出现, 一方面, 从空间上将自生石英的结晶基底 ( 颗粒表面) 与孔隙流体隔离, 从而抑制石英次生加大, 另一方面, 绿泥石膜可以适当地提高岩石的机械强度和抗压实能力［9，10］。因此, 绿泥石膜对储层有一定的保护作用, 但是, 当绿泥石含量增多到6% 时, 就会堵塞孔隙, 使粒间孔数量减少 ( 图12) 。此外, 厚层砂岩中, 还存在部分长石、岩屑被溶蚀后产生的次生孔隙。因此, 位于河道主体的厚砂岩既有沉积上的先天优势, 又有后天建设性的成岩作用, 既有较多的粒间孔, 也有部分溶蚀孔隙物性好。如马坊地区的池97 井长82油层位于河道主体上 ( 21. 8 m厚) , 在砂岩的顶部及底部压实及胶结作用严重, 渗透率仅为0. 32 m D, 而在砂岩中部发育绿泥石膜, 含量为3. 2% , 平均孔隙度14. 2% 、渗透率8. 16 m D, 物性好 ( 图16, 表6) 。河道侧翼、天然堤、决口河道、决口扇等微相沉积水动力弱且不稳定, 沉积颗粒细, 厚度小, 沉积的软岩屑多、泥岩夹层多。压实与胶结作用强烈, 导致储层物性差。如位于堡子湾地区的耿182 井长82油层位于河道侧翼, 虽然沉积砂岩厚度16. 2 m, 但是属于三套砂岩, 单层砂体薄, 说明沉积水动力不稳定, 在成岩过程中, 铁方解石胶结严重, 含量为7. 0% , 导致储层致密, 平均孔隙度8% , 平均渗透率0. 12 m D, 物性差。因此姬塬地区长82油层优质储层是在优势沉积相及建设性成岩作用的双重因素影响下形成的。

4 结论

( 1) 姬塬地区长82油层砂岩类型为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩, 砂岩粒度以细砂岩、细-中砂岩为主; 孔隙类型以粒间孔为主, 其次为溶孔, 属于小孔微喉型低孔低渗储层。

( 2) 沉积作用对砂岩物性的影响因素主要是粒度及砂岩厚度, 中砂岩与细砂岩的孔隙度相差不大, 而渗透率相差悬殊, 厚层砂岩的物性好于薄层砂岩的物性; 成岩作用造成河道主体微相中部发育绿泥石膜, 保存了大量的粒间孔物性好。因此姬塬地区长82油层局部高渗优质储层是在优势沉积相及建设性成岩作用的共同影响下形成的。

摘要：鄂尔多斯盆地姬塬地区长82油层为低孔低渗储层, 利用岩心、测井和砂岩薄片等资料对储层岩石学类型、孔隙类型和物性特征分析表明:长82油层储层类型为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩;砂岩粒度以细砂岩、细-中砂岩为主;孔隙类型以粒间孔为主, 其次为溶孔, 属于小孔微喉型储层。进一步研究表明储层特征及优质储层发育受沉积和成岩双重作用控制:沉积作用形成的中砂岩与细砂岩孔隙度相差不大;而渗透率相差悬殊, 厚层砂岩的物性好于薄层砂岩的物性;成岩作用造成河道主体微相中部发育绿泥石膜, 保存了大量的粒间孔物性好, 薄层非河道主体微相压实与胶结作用强烈, 储层物性差。

关键词：鄂尔多斯盆地,姬塬地区,长82油层,物性特征,控制因素

参考文献

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姬塬地区 篇5

鄂尔多斯盆地是一个古生代地台及台缘坳陷与中新生代台内坳陷叠合的克拉通盆地[1]。盆地构造简单,整体升降、坳陷迁移,具有大型多旋回。姬塬地区位于鄂尔多斯盆地西部,北起红井子,南抵黄米庄科,西自山城,东到安边,区域构造横跨伊陕斜坡和天环坳陷[2]。该地区长4+5油层组是长庆油田近年来发现的超低渗油藏发育区,具有良好的油气开发潜力。沉积学研究表明,姬塬地区长4+5组为淡水湖泊建设型三角洲沉积体系,砂体呈指状进积特征。本次研究通过采用铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X-衍射等分析手段,对长4+5油层组储层物性及成岩作用进行分析和对比,得出了成岩作用的演化规律以及对储层的影响。

1 储层岩石学特征

1.1 岩石结构特征

根据粒度分析结果,姬塬地区长4+5组岩石颗粒分选性较好,粒度大小大多在(0.08～0.2)mm,以细粒砂为主,其次为粉砂岩或中砂。根据薄片观察,颗粒磨圆以次棱-次圆为主,接触关系以点接触为主,局部出现线接触:胶结类型主要为加大-孔隙式、孔隙式其次为联晶式和薄膜-孔隙式,这些结构特点控制了孔隙的分布局。

1.2 颗粒组分

根据镜下岩石薄片统计结果,姬塬地区长4+5组砂岩碎屑成分中,长石颗粒含量在18%～64%,平均为44%;石英颗粒含量在22%～57%,平均为38%;岩屑粒含量在6%～41%,平均为18%。砂岩成分类型主要为岩屑长石砂岩或长石砂岩。其中岩屑成分中,火山喷发岩、石英岩、千枚岩、白云岩、云母等碎屑颗粒含量较高,占岩屑总量的80%以上。

1.3 砂岩类型

根据中国石油天然气行业标准《岩石薄片鉴定》(SY/T 5368—2000)[3],砂岩类型的划分依据包括碎屑颗粒粒度、碎屑颗粒成分和填隙物类型及含量。按照这一标准,本区砂岩类型主要为细粒长石砂岩、细粒岩屑长石砂岩、含钙/钙质细粒长石砂岩、含钙/钙质细粒岩屑长石砂岩,个别出现含泥细粒长石砂岩、含泥细粒岩屑长石砂岩(图1)。

1—石英砂岩,2—长石石英砂岩,3—岩屑石英砂岩,4—长石砂岩,5—岩屑长石砂岩,6—长石岩屑砂岩,7—岩屑长石砂岩

2 储层成岩作用特征

研究区砂岩的成岩作用类型较多,有湖底水解作用、压实-压溶作用、胶结作用、交代作用、重结晶作用、蚀变作用、黏土矿物转变、溶蚀作用、破裂和充填作用,但对储层的孔隙演化起主要作用的有机械压实作用、胶结作用和溶蚀作用。现论述如下

2.1 主要成岩作用与成岩现象

2.1.1 机械压实作用

压实作用的压实强度与深度之间呈指数关系,浅埋以机械压实作用为主,深埋以化学压实作用为主,压实作用对原生孔隙起着主要的破坏作用[4]。机械压实作用在镜下表现为塑性颗粒的弯曲或颗粒形态变化,如本区砂岩中黑云母颗粒的的弯曲变形、长石双晶错段、灰泥团块和火山碎屑的塑性变形等,有的塑性碎屑形成假杂基状(图2)。另外,机械压实作用有时也可以导致刚性碎屑颗粒的破裂,形成颗粒裂缝。压实作用是造成延长组砂岩原生孔隙丧失的主要原因[5]。依据压实强度分级标准[6],本区储层属中等压实强度。

2.1.2 胶结作用

在储层演化中,砂岩中很多胶结作用都是重要的保持性成岩作用,是深埋藏条件下砂岩孔隙得以保持的重要机制[7]。本区胶结作用类型包括:碳酸盐胶结、硅质胶结、长石次生加大、自生黏土矿物胶结和石盐胶结。

(1)碳酸盐胶结

实际勘探开发表明在盆地延长组砂岩中碳酸盐胶结物相当普遍,其含量、分布方式和形成时代等直接影响储集层的储集性能和石油聚集成藏[8]。碳酸盐胶结是本区最发育的一种胶结作用,胶结物主要是铁方解石和铁白云石,其中,铁方解石发育普遍,多呈联晶状,用茜素红染色成紫红色,阴极发光下显橙红色(图3)。一般形成于早成岩A期,其含量变化较大,一般在1%～30%,最高可达50%。铁白云石含量较少,单晶菱面体,形成于中成岩A期。

(2)硅质胶结

硅质胶结也是本区普遍发育的一种胶结类型(图4),含量在2%～6%,最高可达8%。镜下表现为两种形式,一种为石英次生加大型,石英次生加大边一般厚约为(20～40)μm。一般发生在早期成岩阶段。另一种为孔隙充填式胶结,石英是以自形石英晶体充填于剩余粒间孔隙中,自形程度高,晶体颗粒小,一般小于50μm。一般发生在中等成岩阶段。

(3)长石次生加大胶结

镜下常见长石发生次生加大,但加大程度明显较低,含量一般在1%以下,个别可达2%,一般发生在中等成岩阶段以后。

(4)自生黏土矿物胶结

镜下常见高岭石、绿泥石和伊利石等自生黏土矿物。全岩分析表明,姬塬地区砂岩中黏土矿物决对含量平均值为6.1%。

高岭石是本区普遍发育的一种黏土矿物,单晶假六方片状,集合体呈书册状。一般以充填粒间孔的形式产出(图5),薄片观察高岭石含量(1-4)%,平均1.7%。X-衍射分析表明高岭石相对含量平均26.7%。

绿泥石在本区普遍发育,单晶针叶片状,集合体呈花朵状。以薄膜状分布于碎屑颗粒表面,或以呈集合体状充填粒间孔隙中(图6)。薄片观察绿泥石含量(0.5-8)%,平均含量1.1%。X-衍射分析绿泥石相对含量平均37.1%。

伊利石在本区普遍发育,单晶针状或片状,集合体呈丝缕状(图7)。一般以薄膜状分布于碎屑颗粒表面,也可以呈集合体状充填粒间孔隙中,薄片观察伊利石含量(1-3.7)%,平均0.8%。X-衍射分析伊利石相对含量平均17.5%;

(5)石盐胶结物

电镜观察发现,本区首次砂岩中发现石盐胶结物,普遍发育,单晶呈立方体状,大小在(3～20)μm,集合体呈嵌晶状或团块状,溶蚀现象明显,多呈晶骸状,有些因溶蚀作用,使晶体形态不清,从微观分布上看,本区砂岩储层中石盐矿物有早、晚两期,早期发生在准同生作用期间,呈嵌晶状集合体形式产出,常充填粒间孔隙或形成颗粒包壳,该期石盐溶蚀现象明显,多呈骸晶状;晚期岩盐形成于自生高岭石和长石溶蚀作用之后,多呈独立的晶粒状或单晶形态较差的团块状(图8)。

2.1.3 溶蚀作用

研究区溶蚀作用以长石和岩屑的溶蚀为主,薄片观察表明,砂岩溶蚀作用贯穿于整个成岩演化过程中,准同生期表现为碎屑颗粒边缘的弱溶蚀作用,呈港湾状;浅埋藏期是由于地层中孔隙流体对碎屑颗粒的溶蚀,形成扩大的粒间孔;深埋藏期是溶蚀作用发生的最主要时期,主要表现为有机酸溶液对硅酸盐碎屑颗粒的溶蚀作用,特别是对长石和岩屑颗粒的溶蚀作用,其次,见少量方解石溶蚀现象。

2.2 储层成岩阶段与成岩次序

根据中国石油天然气行业标准《碎屑岩成岩阶段划分规范》,结合姬塬地区长4+5组砂岩压实程度、自生矿物成岩演化序列、黏土矿物演化特征,镜质体反射率资料,认为该区成岩作用已经历了早成岩A、B期,目前处于中成岩A期。

同生成岩阶段发生在碎屑岩沉积时期,该期处于湖底古常温,机械压实作用和胶结作用处于刚刚开始的最早时期,主要岩盐矿物析出。

早成岩阶段A期发生在碎屑岩埋藏成岩作用的最早时期,该期的主要成岩作用是机械压实作用,胶结作用相对较弱,成岩矿物主要是粒表绿泥石。溶蚀作用相对较弱。早成岩阶段B期是碎屑岩埋藏成岩作用的第二个时期,该期机械压实作用逐渐减弱,胶结作用逐渐变强,成岩矿物中开始出现自生石英、自生高岭石和早期碳酸盐矿物。

中成岩阶段A期是主要成岩作用期,各种成岩现象丰富,该期成岩作用以胶结和溶解作用为主,自生石英、自生长石、自生高岭石、自生绿泥石、自生伊利石和碳酸盐矿物等成岩矿物都有发育。长石、岩屑等颗粒次生溶孔发育。

3 成岩作用与储层孔隙演化

3.1 孔隙类型

孔隙类型制约着储层的储集性能,是预测有利储集体的关键因素,根据铸体薄片和电镜观察。姬塬地区长4+5组储层主要发育残余粒间孔、溶孔和微孔缝三种孔隙类型。粒间孔和溶孔占孔隙类型的主体。溶孔又进一步分为粒间溶孔、长石溶孔和岩屑溶孔(图8)。在各种溶孔中,长石溶孔含量相对较高,占孔隙总量的40%～50%(图10)。

1—粒间孔,2—粒间溶孔,3—长石溶孔,4—岩屑溶孔,5—晶间孔,6—微裂隙

3.2 孔隙组合

砂岩储层中孔隙的存在不是单一的,而是由两种或多种孔隙类型组成的孔隙组合。姬塬地区储层砂岩有残余粒间孔+微孔组合、残余粒间孔+溶孔+微孔组合、溶孔+微孔组合和微孔组合四种。其中,残余粒间孔+微孔组合、残余粒间孔+溶孔+微孔组合、溶孔+微孔组合是有利的孔隙组合类型。这些孔隙组合主要分布在水下分流河道或河口坝相砂岩中,并受控于一定的成岩相。

3.3 成岩作用与孔隙演化

3.3.1 机械压实作用导致原生孔隙减小

压实作用是造成延长组砂岩原生孔隙丧失的主要原因。压实作用易导致塑性岩屑变形,减小孔隙空间。孔隙发育程度与刚性颗粒含量成正比,与塑性颗粒含量成反比[9]。在姬塬地区,长4+5段早成岩阶段A期机械压实作用强,向早成岩阶段B期过渡的过程中,压实作用逐渐减弱。计算表明机械压实作用减少了砂岩孔隙孔隙度,为2%～19%,平均为13.6%。

3.3.2 胶结作用堵塞孔隙,导致储层孔隙减小

胶结物的形成过程是缩小原生粒间孔隙的过程,对原生粒间孔隙主要起破坏作用,但早期形成的环边绿泥石胶结物将松散沉积物胶结成岩的同时有抗机械压实作用能力对粒间孔有保护作用[10]。有的早成岩阶段A期胶结作用相对较弱,成岩矿物主要是粒表绿泥石;早成岩阶段B期,胶结作用逐渐变强,成岩矿物中开始出现自生石英、自生高岭石和早期碳酸盐矿物及自生黏土等矿物。胶结作用损失的孔隙度为5.0%～20.0%,平均减少孔隙9%。

3.3.3 溶蚀作用改造储层,增加储层孔隙度

溶蚀作用是相对高渗透储层形成的建设性成岩作用,主要表现石盐溶解、长石溶解和岩屑溶解,有效促进了次生孔隙的形成。溶蚀型次生孔隙是由碳酸或有机酸引起矿物溶解所形成的,对改善砂岩储层的储集性能起到积极作用[11]。研究区溶解作用增加的孔隙度为0.5%～5.0%。平均增加孔隙度2.9%。

根据研究区长4+5储层砂岩粒度计算的原始孔隙度大致为34%,目前岩心实测孔隙度为2.1%～14.4%,这说明砂岩成岩作用减少的孔隙度达19.6%～31.9%。各种成岩作用对砂岩孔隙度的改造作用变化较大,其中,机械压实损失的孔隙度为2%～29%,胶结作用损失的孔隙度为5%～30%,而溶蚀作用增加的孔隙度为0.5%～5%。可以说,长4+5砂岩为典型的低孔隙度、低渗透率的储集岩,储层物性比较差,总体属于低孔低渗储层。

4 成岩作用与有利储集成岩相

根据储层成岩作用及孔隙发育特征,姬塬地区长4+5组储层可划分出五种成岩相:

(A)中等压实-自生绿泥石+石英增生-粒间孔成岩相(Z-LS-L):特点是砂岩处于中等压实强度,机械压实损失的孔隙在10%～20%,成岩矿物以自生绿泥石较发育为特点,绿泥分布在碎屑颗粒表面,呈薄膜状(孔隙衬垫状),而使粒间孔隙得以保存,偶见石英增生,常发育与较纯净的细粒或中粒砂岩中,储层物性较高,孔隙度一般8%—12%,渗透率一般(1—1.5)毫达西,多处于水下分流河道和河口坝砂体中部层段,是最有利的储集成岩相。

(B)中等压实-自生石英+自生高岭石-长石溶孔成岩相(Z-SG-R):特点是砂岩处于中等压实强度,成岩自矿物以自生石英和自生高岭石为主,以长石和岩屑溶孔发育为主,一般也发育与较纯净的砂岩中,储层物性相对较高,孔隙度一般5%—10%,渗透率一般(0.5—0.8)毫达西,一般位于河口坝砂体和水下分流河道上部层段,是较有利的储集成岩相。

(C)弱压实-铁方解石嵌晶胶结-微孔成岩相(R-F-W):特点是砂岩处于弱压实强度,因机械压实损失的孔隙在10%以下,成岩自生矿物以自生铁方解石为主,联晶胶结,铁方解石的联晶胶结占据大量粒间孔隙,抑制了其它自生矿物的生成。发育晶间微孔,偶见胶结物溶孔,储层物性较差,孔隙度一般小于(2-5)%,渗透率一般小于0.1毫达西,一般位于水下分流河道顶部或底部层段,形成顶盖或底盖是较差的储集成岩相。

(D)中等压实-自生石英+自生伊利石-微孔成岩相(Z-SY-W):特点是砂岩处于中等压实强度,压实损失孔隙在10%～20%,剩余粒间孔隙全部被成岩自生矿物充填。该成岩相带成岩作用较强,成岩作用经历了早期绿泥石、菱铁矿→自生石英、自生高岭石→自生石英、伊利石→晚期碳酸盐等演化过程,目前以自生石英、自生伊利石、晚期碳酸盐发育为特点,早期成岩矿物呈交代残余状分布,粒间孔隙和溶蚀孔隙全部被充填,目前以微孔为主,有少量残余溶蚀孔,常发育于粉砂岩中,储层物性较差,孔隙度一般小于5%—8%,渗透率一般小于(0.1—0.3)毫达西,一般位于水下决口扇、前缘席状砂、河道砂体侧缘是具有一定储集能力的成岩相。

(E)强压实-塑性颗粒变形-微孔成岩相(Q-B-W):特点是砂岩碎屑颗粒组成中灰泥团块、喷发岩屑,云母等塑性颗粒含量较高,因此,在相同的上覆地层压力下,这类砂岩的压实强度较富含刚性颗粒的砂岩岩石强度大,机械压实几乎损失全部原生粒间孔隙。因此,后期胶结作用相对较弱,目前孔隙空间以微孔为主。常发育于粉砂岩或含泥粉砂岩中,储层物性很差,孔隙度一般小于5%,渗透率一般小于0.1毫达西,一般位于分流间薄层砂或河口坝底部层段,是几乎无储集能力的成岩相。

5 结论

综上所述,可以得出以下结论:

(1)根据研究区长4+5储层砂岩粒度计算的原始孔隙度与岩心实测孔隙度对比,得出长4+5砂岩为典型的低孔隙度、低渗透率的储集岩,储层物性比较差,总体属于低孔低渗储层。

(2)研究区机械压实作用总体上处于中等压实阶段,方解石联晶胶结的砂岩处于弱压实阶段,富含塑性颗粒的长石岩屑砂岩可达到强压实阶段,造成了储集层物性变差;化学胶结作用主要有石盐胶结、高岭石胶结、绿泥石胶结、石英加大胶结、方解石联晶胶结等;溶蚀作用主要是长石类矿物的溶蚀,有效改善储集层物性。

(3)储层砂岩孔隙类型主要包括残余粒间孔、颗粒溶孔和微孔。残余粒间孔+微孔组合、残余粒间孔+溶孔+微孔组合、溶孔+微孔组合是有利的孔隙组合类型。

(4)根据储层成岩作用及孔隙发育特征,姬塬地区长4+5组储层可划分出五种成岩相,其中“中压实-自生绿泥石+石英增生-粒间孔成岩相”是最有利的储集成岩相;中压实-自生石英+自生高岭石+长石溶孔成岩相,是较有利的储集成岩相;弱压实-铁方解石嵌晶胶结-微孔成岩相,是较差的储集成岩相;中等压实-自生石英+自生伊利石-微孔成岩相,是具有一定储集能力的成岩相;强压实-塑性颗粒变形-微孔成岩相,是几乎无储集能力的成岩相。

摘要：鄂尔多斯盆地长4+5油组是长庆油田近年来油气勘探发现的新的含油气储层,目前主要勘探重点集中于盆地内姬塬地区。该区长4+5组油气储层孔渗性极差,为超低渗储层。应用铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、X-衍射等分析手段,研究了长4+5组超低透储层的各种成岩现象,确定了储层的成岩阶段,划分了储层成岩相,探讨了储层成岩作用对孔隙演化的控制和影响性,指出了有利的储层成岩相及对含油气性的影响。因此本次研究对长庆油田超低渗透油气藏勘探有积极的指导作用。

关键词：成岩作用,孔隙演化,延长组,长4+5,储层,超低渗,鄂尔多斯盆地

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新技术引领姬塬油田迅速腾飞 篇6

一、新技术为姬塬油田增产提供“法宝”

姬塬油田属多层系开发区域, 地质状况复杂, 为了实现长期稳产上产目标, 第五采油厂将科学技术攻关作为服务原油生产的一项重点工作, 采用项目化管理的模式, 实现科技成果尽快转换为生产力。

以老油田稳产和姬塬油田资源储备为出发点, 从油田地质开发方面, 加大对姬塬油田特低渗油藏注水开发技术对策研究、侏罗系油藏高效开发技术界限研究和老油井油藏高效开发技术研究, 通过开展以上研究, 掌握了解决姬塬油田递减问题的“金钥匙”, 为高效开发、管理姬塬油田提供了“法宝”;同时开展姬塬油田勘探评价目标区优选, 通过区域地质研究、成藏规律和沉积相研究, 为姬塬油田发展寻找新的资源区。

在采油工艺技术方面, 围绕井筒治理开展系列技术攻关, 解决老油田稳产的瓶颈问题。针对姬塬油田油层埋藏深、多为定向井的实际, 狠抓老井井筒综合治理, 不断完善“八防一降”配套工艺技术, 延长油井检泵周期。同时大力开展深井、大位移井配套工艺技术研究, 从源头上狠抓井筒配套工艺工作, 利用定向井优化设计软件, 优化油井投产设计, 完善定向井优化设计软件中超深井和大位移井设计模型, 使大位移井和超深井杆柱组合和扶正防磨技术更加科学、合理。

总结这几年姬塬油田在技术创新方面主要有以下几点:

1、强化油田注水管理, 完善注水工艺配套, 夯实油田稳产基础

随着油田规模不断扩大, 新技术也不断引进和创新, 总结这几年的技术, 在注水方面, 主要采用的新工艺有:水井投注严格按采油工程方案执行;完善注采井网, 夯实油田稳产能量基础;狠抓注水基础管理, 确保注够水, 注好水;实施措施增注, 改善吸水能力, 提高配注合格率;完善注水系统、采出水回注系统。

2、加强群式大井组配套技术应用, 延长油井免修期

主要技术有:完善群式大井组配套工艺技术;规范管串附件的使用;防偏磨技术;整井筒防脱技术;清防蜡技术等。

3、优化措施工艺, 提高单井产量技术

主要有:常规压裂工艺技术;暂堵压裂改造技术;多级充填压裂工艺技术;缝内转向压裂技术;硝酸粉末深部酸化技术;酸性压裂液体系试验技术等。

4、优化布井技术

姬塬油田在开发建设过程中, 依托井组密闭增压技术、集输半径界定技术, 形成了以联合站为中心, 接转站为骨架, 增压点为补充的二级布站模式。实施中井口回压控制在2.0MPa以内, 不加热集输半径控制在2.5Km以内。同时采用插输技术, 实现多站同管输油, 形成了独具特色的树枝状串管流程, 姬二转与姬二加, 姬一增和姬三增使用同一条输油管线。

5、功图法计量技术

推广应用成熟的功图法计量技术, 截止2009年5月底, 姬塬油田共计建设功图法计量系统数据处理点11座, 油井397口, 经现场应用, 油井计量误差可控制在10%以内, 基本上满足油井计量需要。同时对其功能进行扩充, 耿19区块实现了从单井—井区—作业区—厂部四级网络油井实时分析诊断。

6、丛式井单管集输工艺技术

配套功图计量技术, 全面推广应用了丛式井单管不加热密闭流程, 每万吨产能建设投资节省了资金。

7、伴生气综合利用技术

井口套管气回收:在普通从式井组采用定压阀回收套管气, 在大井组采用集气管线回收套管气。

油气混输:部分增压点采用油气密闭混输方式, 目前全厂共有油气混输泵4台。

油气分输:部分增压点和接转站伴生气采用分输方式, 与油管线同沟铺设至联合站集中处理, 目前姬塬油田北区已建姬二转—姬一联、姬4增—马家山脱水站—姬一联、姬三转—马家山脱水站—姬一联等主要集气干线。

8、油气水三相分离技术

截至目前, 姬塬油田共计投运三相分离器6台, 经过3个月的调试和运行, 净化油含水<0.3%, 采出水中含油<150mg/L, 达到了设计要求。

9、树枝状干管稳流阀组智能配注工艺

全面推广了树枝状干管稳流阀组智能配注、活动洗井工艺技术, 到目前共计推广应用稳流阀组66个, 水井153口, 其中2006年建设稳流阀组4 6个, 水井9 5口。

1 0、采出水处理工艺技术

采出水规模较大的系统, 推广应用了成熟的一级除油二级过滤采出水处理工艺。

采出水规模较小的系统, 应用了一级除油处理工艺。

一级除油、二级过滤并配套杀菌、防腐, 确保了采出水水质达标, 有效回注率100%

1 1、清水精细过滤及预处理技术

由于姬塬地区注水站来水多为水源井直供, 清水含沙量较大, 注水站精细过滤器堵塞频繁, 为此在姬一注和姬二注采用了两级过滤, 提高了过滤系统的效率。

1 2、自控技术

姬一联、姬二联和姬塬输油站建成了站内自控系统, 实现了生产数据的自动采集、集中监控。黄9井区实现了从单井—井区—作业区—厂部四级网络监控系统。

总之, 姬塬油田开采过程中, 凡油田公司及其他油田采用的新工艺、新技术都被推广和应用, 同时, 还结合姬塬油田的特点, 独创了许多新技术、新工艺, 所以可以说, 加强管理出“真金”, 强化科技添“重金”。

二、精心研究, 争创一流工作业绩

1、深化地质研究, 促进姬塬油田快速发展

姬塬油田在砂体展布不清、构造不清、无探明储量的情况下, 以滚动建产为主, 发展一个大油田, 一举成为长庆油田公司、乃至股份公司上产的主战场, 这和地质研究所全体人员的努力分不开。

姬塬油田勘探开始于1968年, 期间经历了5次不同规模的勘探, 均未有大的突破, 2001年第五采油厂重上姬塬, 地质研究所在砂体展布不清、构造不清、无探明储量的情况下, 依据出油井点, 以滚动建产为主, 发现了系列高产井区。积极预测有利评价区, 建议评价井, 全面完成了当年的产能建设任务。强化区域地质研究, 预测勘探目标区, 为姬塬地区油藏经济有效开发提供了有力的地质支撑。

2、加大创新力度, 实现科技增油

地质研究以“抓注水、夯基础、降递减”为主题, 加大创新力度, 实现科技增油。针对注水开发油藏, 坚持“宏观注够水、微观注好水”的原则, 以提高单井产量、降低自然递减为主线, 根据油藏阶段开发特征, 结合油藏描述, 开展精细注采调整与跟踪分析;同时从提高井网控制能力、注够水和注好水入手, 谋求注采平衡。近年来对水井适时转注、补孔, 提高了油藏水驱控制程度, 改善主力区块能量补充状况, 注采关系日趋合理, 较好地稳定了重点井区的注水效果。同时综合研究油井产量等四性特征, 剖析低产量、高压力油井油层堵塞机理, 优选措施井层, 增效显著, 综合递减下降。

3、深化油藏动态分析, 为油田稳产提供物质基础

按照厂部年度工作部署, 地质研究所充分发挥科技人员的作用, 以科技兴油为己任, 深化油藏动态研究, 认真分析每一口油井的生产能力, 为油田稳产提供技术支撑。针对边底水油藏的开发特点, 为实现油藏的平稳开发, 控制含水上升速度, 按照研究制定的开发技术界限, 对边底水油藏实行降速开采, 使区块含水上升速度得到控制;对于高液面低产的油井, 在执行开发政策的前提下, 实施放压生产取得较好效果。

4、注重技术储备, 积极开展技术培训

第五采油厂在技术力量薄弱, 人员少、人员新的情况下, 从加强技术储备入手, 积极开展技术培训与技术交流。一是结合开发技术人员和信息管理人员知识结构, 先后派1 3人次对精细油藏描述、试井、制图、油藏管理、计算机信息等相关专业进行外出培训, 丰富了技术人员专业知识, 并在工作开展的过程中取得了一定的成效;二是加强与科研院校的合作, 提高了技术人员的工作能力以及地质认识;三是强化认识, 加强自身学习, 在工作头绪多、人员少的情况下, 技术人员坚持每周五下午进行工作经验和技术交流或者是组织专业理论学习, 强化内功, 夯实基础;四是技术人员在加强自身技术的同时, 并对作业区地质开发人员和信息技术应用人员进行相关专业知识培训, 多次下基层对作业区人员进行技术培训, 为第五采油厂的大发展逐步储备了技术力量和专业技术人才。

5、加强信息网络建设, 推动信息技术应用

为了进一步加强企业信息化建设, 促进油田大发展, 并为油田开发建设提供有力技术支撑, 构建企业信息化网络平台, 近年来完成了厂部二级局域网络建设, 并对整个网络进行了优化调整, 组建三级单位网络系统, 做到生产指挥真正实现信息化、自动化, 使生产指挥实现预警管理, 为数字油田建设提供了基础保障。

三、科技筑就大油田管理实现大发展

在高效开发姬塬油田过程中, 第五采油厂以“甩下去、打下去”理念为指导, 坚持增储和上产并重, 依靠科技求发展, 探索出一系列具有自身特点的开发模式, 实现了科技成果尽快转换为生产力。根据姬塬油田地质特点, 实行“边勘探、边评价、边开发”的战略思想, 从初步认识到规模开发姬塬油田仅用了短短5年时间。在开发模式上, 第五采油厂把“多层系开发”和分层回注, 定为科学开发姬塬油田的政策, 在井站密度全油田最高的情况下, 实现了三叠系和侏逻系双层开发, 其技术难度和开发难度之大在全国油田也属罕见。在储层改造上, 采油五厂动用了许多现代化的工艺技术, 使过去不出油的井变成了现在的高产井。

从姬塬油田投入规模开发起, 几年来, 采油五厂已把姬塬油田建成了自动化程度高的油田。该厂在姬塬油田大力推广“功图计量法”, 油井生产中十几个主要生产参数全部实现数字化监控, 在西安厂部办公室就能看到千里之外姬塬油田的生产场景。在成功开发中, 处于全油田最高。

姬塬地区 篇7

油田结垢一般是指在油田水中具有很小溶解度的难溶或微溶性的盐类物质在储层、管线及站点设备中形成密实的垢层。油田开发一旦进入注水开发阶段, 结垢就是一个伴随始终的严重问题, 且结垢的类型主要以碳酸盐垢和硫酸盐垢为主。

1.1 水质分析

通过对姬塬油田不同层位地层水样的六项离子分析, 可以看出地层水具有成垢离子种类多、矿化度高、非均质性强的特点, 洛河层和延10层为Na SO4水型, 长3、长4+5、长6、长8为Ca Cl2水型。

1.2 水质配伍性分析

姬塬油田开采三叠系延长组长2、长4+5、长6、长8油层, 水质分析得出地层水为C a C l2水型, 洛河层注入水水型为Na SO4。

1.2.1 地层水与地层水配伍性试验

长8、长4+5与长6在50℃下的配伍性良好。表明地层水之间配伍性较好。

1.2.2 地层水与注入水

注入水与地层水做配伍性试验, 结垢量做多可达到900mg/l, 配伍性差, 是导致地面系统结垢的主要原因。

1.3 垢质分析

从11个垢样的X-衍射分析结果可以看出, 油井因开采的层位不同, 侏罗系油井以碳酸钙镁垢为主, 三叠系油井及集输站点以硫酸钡锶垢为主。

1.4 结垢机理分析

姬塬油田结垢类型以碳酸盐垢及硫酸盐钡锶垢分为主。

1.4.1 碳酸盐垢成垢机理

常温下, 碳酸钙溶度积为4.8×10-9, 溶解度为0.05g/L, 通过试验可以看出碳酸钙溶解度会随着温度的升高和CO2分压的降低而呈下降趋势。

姬塬油田碳酸盐垢主要受生产过程中二氧化碳分压减小、地面集输系统的加热导致二氧化碳的析出;采出液由地层到井筒再到地面压力的渐次降低使碳酸钙溶解度逐渐变小而形成, 主要以Ca CO3、Ca Mg (CO3) 2形式出现, 其成垢的化学反应式如下所示:

1.4.2 硫酸盐垢成垢机理

硫酸盐结垢发生的诱因是不相容注入水与地层水的混合作用, 姬塬油田注入水与地层水配伍性较差, 注入水中具有大量的SO42-结垢性阴离子, 存在较强的结垢趋势, 且地层水中含有丰富的C a2+、B a2+、Sr2+等成垢阳离子, 注入水与地层水混合, 极易生成硫酸盐垢。主要是有C a S O4、Ba SO4和Sr SO4, 以Ba SO4最为多见, 硫酸盐从水中的沉淀反应如下:

Ba SO4的化学溶度积Ksp最小, 首先生成Ba SO4;其次Sr SO4的Ksp远小于Ca SO4的Ksp, 易于生成Sr SO4, 而Ca SO4较难生成沉淀。

2 高效阻垢剂的筛选

2.1 阻垢剂室内评价

应用ICP (等离子发射光谱仪) 通过测试钡离子含量, 按照SY/T5673-1993《油田用防垢剂性能评定方法》, 对8种型号的阻垢剂的稳定性进行了室内评价, 试验表明ZG-558、TH-60、JHYHP (室内药剂) 、YS-201四种药剂在40ppm时对硫酸钡锶垢的阻垢率可达到50%以上。

针对ZG-558、TH-60两种防垢率大于80%的阻垢剂分别开展注入水与长6地层水混合中Ba SO4垢阻垢试验和注入水与长8地层水混合中Ba SO4垢阻垢试验。

试验表明TS-09、TH-60两种阻垢剂对垢都具有一定的阻垢效果, ZG-558的阻垢率明显优于TH-60, 对Ba SO4垢阻垢性更高。

2.2 阻垢剂现场评价

为加深药品评价, 确保使用有效果, 在油田原油集输增压站开展四种阻垢剂的现场投加试验, 试验证实阻垢剂ZG-558防垢效果较好。

3 地面系统清防垢体系的建立

3.1 引进管线清垢技术

针对集输管网结垢严重, 化学助剂清理及人工更换难度大费用高的问题, 引进管线清垢技术对加热炉盘管及井组集油管线开展清垢试验, 效果良好。

3.2 集输站点配套加药装置

在15座站点配套安装了单罐双泵加药装置, 在总机关汇管处投加阻垢剂进行防垢, 加药浓度50ppm, 防治效果较好, 结垢速率由5.5mm/a↘1.0mm/a。

3.3 地面清防垢体系的建立

根据姬塬油田结垢现状及结垢机理, 按照“先清后防、清防结合、以防为主”的思路开展站点及管线清防垢治理, 建立地面系统清防垢体系:已建站点利用管线清垢仪彻底清垢后, 通过油维改造配套加药装置投加阻垢剂防垢;新建站点产建直接配套加药装置投加阻垢剂;集油管线利用管线清垢仪清垢后投加阻垢剂。

4 取得认识

(1) 结垢机理:姬塬油田结垢类型以碳酸盐垢及硫酸盐钡锶垢为主, 碳酸盐垢主要因为压力、温度变化而生成, 硫酸盐钡锶垢主要是因为地层水与注水配伍性差而导致。

(2) 阻垢剂筛选:T H-607B、T S-09、YS201、ZG-558四种药剂相比ZG-558防垢效果较好, 投加三个月后, 结垢厚度仅0.1mm, 防垢率达到98%, 适用于姬塬油田。

(3) 物理法清垢工艺:管线清垢仪清垢彻底、速度快、处理效果理想, 清理长输管线优势明显, 解决了常规药品对钡锶垢清理难度大、结垢管线更换频繁的问题, 但该工艺适用要求高, 受站内管网变径及T型口影响, 不适用于站点管网使用。

(4) 姬塬油田按照“先清后防、清防结合、以防为主”的思路建立了地面清防垢体系, 已建站点利用管线清垢仪彻底清垢后, 通过油维改造配套加药装置, 新建站点直接配套加药装置, 集油管线利用管线清垢仪清垢后投加阻垢剂防垢, 有效解决了姬塬油田地面系统结垢严重的问题。

摘要：姬塬油田多层系开发, 地层水矿化度较高, 且注入水与地层水配伍性差, 随着姬塬油田开发进程加快, 地面集输系统结垢问题日见普遍且逐年突出, 给原油生产及现场管理带来了诸多困难, 为有效解决姬塬油田结垢严重的问题, 积极开展清防垢治理研究, 通过水质、垢型分析得出结垢机理, 针对结垢机理筛选出了适合姬塬油田使用的高效阻垢剂;地面系统通过试验多种物理法除垢工艺, 配套加药装置, 优化加药位置, 建立了地面清防垢体系, 有效解决了姬塬油田结垢地面系统结垢严重的问题。

关键词：碳酸盐垢,硫酸盐垢,阻垢剂,管线清垢仪

参考文献

[1]赵福麟.采油用剂[M].石油大学出版社, 2001.116-143

姬塬地区 篇8

姬塬长8超低渗油藏是长庆目前重点的开发和产建区。已投产的区块均存在不同程度的注水难、注水压力过高、措施效果不明显的现象。而长8砂岩储层本身的特征是造成这一问题的本质原因。

姬塬区域砂岩储层的填隙物主要成分为高岭石、水云母杂基、绿泥石、方解石、硅质、浊沸石和蚀变黏土,偶见重晶石、蚀变凝灰质;砂岩碎屑组合中石英、长石和岩屑含量比较接近,具相对高的喷发岩、浅变质岩等塑性岩屑,在区块上略有差异,长8砂岩的岩屑中以火成岩屑和浅变岩屑为主,火成岩屑中又以中酸性喷发岩屑为主,浅变质岩屑中以千枚岩、片岩为主[1]。

1 孔隙发育结构特征

本次研究采用长庆油田八五攻关项目成果中谢庆帮等人的分级标准为依据进行分级[2],如表1.1所示。

1.1 姬塬地区砂岩孔喉分选性分析

姬塬地区砂岩孔喉分选性分析如表1.2所示,喉道分选系数大部分在1.0—2.0之间,孔喉歪度大于零,变异系数大部分为0.1—0.2。根据毛管压力参数分析,喉道以细喉道和微细喉道为主,歪度主要为正态粗歪度,分选性中等。

1.2 姬塬地区砂岩孔喉连通性和渗流性分析

根据姬源地区长8层位的毛管压力参数统计分析,如表1.2所示,研究区域内砂岩排驱压力(Pd)主要分布范围在0.75—1.0 MPa,见图1.1;

中值压力小于8 MPa有一个峰值,如图1.2所示;中值半径的主要分布范围是0.03—0.12 μm,表明砂岩结构十分致密,孔喉微细,孔渗性不好,如图1.3所示;砂岩退汞效率主要分布在25%—37.5%之间,见图1.4,反映出该区域砂岩超低渗透、连通性差的特点。

2 砂岩储集层的物性特征

储层物性特征研究是油藏描述工作中储层研究的重要内容之一,通常用孔隙度、渗透率等参数来表征[3]。定量研究储层物性参数,研究其平面及垂向的变化规律,对于研究储层的沉积相、储层非均质性及储量计算、储层综合评价等有着重要意义,也是剩余油分布及油水运动规律研究的基础[4]。

从图2.1可明显的看出,长8油层组的孔隙度有一个峰值,它相当于孔隙度在7%—14%的区间,说明该地区油层物性较差,长8层段的渗透率也存在一个峰值,如图2.2所示,相当于渗透率小于0.808×10-3的区间。

孔隙度与渗透率相关性较好,表现为孔隙度大者渗透率也较高,R=0.881 39,SD=1.414 28,如图2.3所示。

3 储层敏感性

3.1 速敏

速敏性是指在钻井、采油(气)、增产和注水等作业或生产过程中,当流体在油气层中流动时,因流体流动速度变化引起油气层中微粒运移,堵塞孔隙喉道,造成油气层渗透率下降的现象[5,6]。速敏评价实验是整个敏感性及工作液损害评价的起始点和基础。姬塬地区长81速敏实验结果见表3.1,储层的速敏指数范围在10%—37%,平均速敏指数为23.87%,属于弱速敏。

3.2 水敏

水敏性是指与储层不配伍的外来流体进入储层后,引起储层黏土矿物膨胀、分散、运移,导致渗透率下降的现象[5.6]。水敏性评价实验的目的是了解黏土矿物水化膨胀、分散、运移过程及水敏引起的储层损害程度,为各类工作液的设计提供依据[7]。姬塬地区长81水敏实验结果见表3.2,储层的水敏指数范围在0~66%,平均水敏指数为24.4%,属于弱水敏。

3.3 盐敏

由于盐度的变化引起黏土矿物水化膨胀或收缩。储层岩芯在不同盐度的系列盐溶液中,出现渗透率下降的现象,称为盐敏性[5,6]。对于存在有水敏性的地层,需进一步进行盐敏性评价实验。盐敏实验结果见表3.3,盐敏程度为弱盐敏。

3.4 酸敏

酸敏性是指酸液与储层矿物或流体接触发生反应,产生沉淀或释放出颗粒,导致岩石渗透率或有效渗透率下降的现象[5,6]。岩芯的酸敏评价实验结果分别见表3.4和表3.5。由表可知,储层岩芯经土酸和氢氟酸处理后,岩芯渗透率均得到一定程度的提高,表现为酸敏指数均为负值,该储层无酸敏性。

姬塬地区长8储层敏感性数据汇总表如3.6所示:姬塬长8储层敏感性以弱伤害程度为主,少量样品呈现出中等偏弱伤害程度。个别样品有中等偏强以上伤害程度。由于长8储层非均质性较强,孔隙细微,敏感性对储层伤害有一定影响,特别是对注水压力快速升高的注水区域和常规酸化无效的区域影响较大。

4 小结及建议

(1)姬塬区长8砂岩储层特征分析结果表明:该区域砂岩结构十分致密,油层物性较差,孔隙细微,连通性差。

(2)姬塬长8储层敏感性以弱伤害程度为主,少量样品呈现出中等偏弱伤害程度,个别样品有中等偏强以上伤害程度。由于长8储层非均质性较强,孔隙细微,敏感性对储层伤害有一定影响,特别是对注水压力快速升高的注水区域和常规酸化无效的区域影响较大。

因此在储层改造时,建议采用小型水力压裂措施,控制压裂规模,以压开近井地带、沟通地层裂缝为目的,扩大渗流面积,从而改善地层孔隙渗透率,提高原油采收率。

参考文献

[1]王小琳.姬塬油藏注水地层伤害机理分析.长庆油田公司勘探开发研究院汇报资料,2011

[2]张蓉.姬塬地区长3、长4+5油层组沉积相及储层特征研究.[硕士学位论文].西安:西北大学,2005

[3]张绍槐,罗平亚.保护储集层技术.北京:石油工业出版社,1993

[4]才汝成,李晓清.低渗透油藏开发新技术.北京:中国石化出版社,2004:113—114

[5]唐洪俊,崔凯华.油层物理.北京:石油工业出版社,2009

[6]王小琳.注水开发中储层保护技术.[工程硕士论文].西安:西安石油学院,2007