检索结果-南通市图书馆

Energy Geoscience 2024年第2期5卷 62-69页

作者： Wenbiao Huang Yibing Guo Jun Qin zhongchen ba Zongbin Zhang Luning bai Heng Li School of Geosciences China University of Petroleum(East China)QingdaoShandong266580China PetroChina Xinjiang Oilfield Company KaramayXinjiang834000China

The intricate distribution of oil and water in tight rocks makes pinpointing oil layers *** conventional identification methods offer potential solutions,their limited accuracy precludes them from being effective in their applications to unconventional *** study employed nuclear magnetic resonance(NMR)spectrum decomposition to dissect the NMR T_(2)spectrum into multiple ***,it employed laboratory NMR experiments to ascertain the fluid properties of these sub-spectra,aiming to enhance identification *** findings indicate that fluids of distinct properties overlap in the T_(2)spectra,with bound water,movable water,bound oil,and movable oil appearing sequentially from the low-value zone to the high-value ***,an oil layer classification scheme was proposed,which considers the physical properties of reservoirs,oil-bearing capacity,and the characteristics of both mobility and the oil-water two-phase *** applied to tight oil layer identification,the scheme's outcomes align closely with actual test results.A horizontal well,deployed based on these findings,has produced high-yield industrial oil flow,underscoring the precision and dependability of this new approach.

关键词： Nuclear magnetic resonance Fluid identification Oil layer identification NMR T_(2)spectrum decomposition Normal distribution simulation

Genesis and microscopic characteristics of tight reservoirs in the Fengcheng Formation, at the southern margin of the Mahu Sag

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能源地球科学(英文) 2023年第3期4卷 127-138页

作者： Luning bai Wenbiao Huang Jun Qin Zongbin Zhang zhongchen ba Zhenhua bai Yibing Guo Heng Li School of Geosciences China University of Petroleum(East China)QingdaoShandong266580China Research Institute of Exploration and Development PetroChina Xinjiang Oilfield CompanyKaramayXinjiang834000China Research Institute of Exploration and Development PetroChina Daqing Oilfield CompanyDaqingHeilongjiang163712China

The tight reservoirs of the Fengcheng Formation at the southern margin of the Mahu Sag have strong heterogeneity due to the diversity in their pore types, sizes, and structures. The microscopic characteristics of tight reservoirs and the mechanisms that generate them are of significance in identifying the distribution of high-quality reservoirs and in improving the prediction accuracy of sweet spots in tight oil reservoirs. In this paper, high-pressure mercury intrusion (HPMI) and nuclear magnetic resonance (NMR) experiments were carried out on samples from the tight reservoirs in the study area. These experimental results were combined with cluster analysis, fractal theory, and microscopic observations to qualitatively and quantitatively evaluate pore types, sizes, and structures. A classification scheme was established that divides the reservoir into four types, based on the microstructure characteristics of samples, and the genetic mechanisms that aided the development of reservoir microstructure were analyzed. The results show that the lower limit for the tight reservoir in the Fengcheng Formation is Φ of 3.5% and K of 0.03 mD. The pore throat size and distribution span gradually decrease from Type I, through Type II and Type III reservoirs to non-reservoirs, and the pore type also evolves from dominantly intergranular pores to intercrystalline pores. The structural trend shows a decrease in the ball-stick pore-throat system and an increase in the branch-like pore-throat system. The dual effects of sedimentation and diagenesis shape the microscopic characteristics of pores and throats. The sorting, roundness, and particle size of the original sediments determine the original physical properties of the reservoir. The diagenetic environment of ‘two alkalinity stages and one acidity stage’ influenced the evolution of pore type and size. Although the cementation of authigenic minerals in the early alkaline environment adversely affected reservoir properties, it also

关键词： Tight reservoir Pore-thr 0at structure Reservoir classification Diagenesis Fengcheng Formation Mahu Sag

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超稠油油藏蒸汽驱动态预测模型

石油与天然气地质 2018年第1期39卷 192-197页

作者：付金刚杜殿发郑洋巴忠臣李冬冬山东科瑞油田服务集团股份有限公司山东东营257000 中国石油大学(华东)石油工程学院山东青岛266580 中国石油新疆油田分公司新疆克拉玛依834000

蒸汽驱是超稠油开发中最为有效且成熟的方法之一,目前对于蒸汽驱的驱替机理以及技术工艺等研究已相对完善。但对数学模型的研究还不够,对于蒸汽驱动态预测模型的研究还相对滞后。在蒸汽腔演化理论和地层热损率计算研究的基础上,将汽驱... 详细信息

蒸汽驱是超稠油开发中最为有效且成熟的方法之一,目前对于蒸汽驱的驱替机理以及技术工艺等研究已相对完善。但对数学模型的研究还不够,对于蒸汽驱动态预测模型的研究还相对滞后。在蒸汽腔演化理论和地层热损率计算研究的基础上,将汽驱过程中的整个油藏分为蒸汽区、过渡区和原油区,运用能量转换和守恒原理,推导蒸汽驱过程中各区域内物理参数表达式,建立汽驱注采模型。同时,针对井网形式和转驱前蒸汽吞吐的影响,推导得到五点井网汽驱动态预测模型。对建立的数学模型进行编程求解,并应用新疆重32井区实际数据进行预测。结果表明:应用该模型可以对蒸汽腔前缘和油水过渡前缘位置进行准确预测,同时可以对产油产水情况进行预测。

关键词：动态预测能量守恒动态调控蒸汽驱超稠油油藏开发

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超稠油直井水平井组合蒸汽驱参数优化

特种油气藏 2017年第1期24卷 133-137页

作者：巴忠臣张元赵长虹熊伟李凌铎中国石油新疆油田分公司新疆克拉玛依834000

针对风城油田重32井区蒸汽吞吐轮次高、周期产油量低、油汽比低等突出问题,建立直井水平井组合蒸汽驱典型井组的数值模拟模型,通过设置不同的参数组合方案,运用单因素法和正交实验法研究井网井距、转驱时机、注采参数等对生产效果的影... 详细信息

针对风城油田重32井区蒸汽吞吐轮次高、周期产油量低、油汽比低等突出问题,建立直井水平井组合蒸汽驱典型井组的数值模拟模型,通过设置不同的参数组合方案,运用单因素法和正交实验法研究井网井距、转驱时机、注采参数等对生产效果的影响。分析结果表明,直井水平井组合蒸汽驱合理的开发技术参数为:直井与水平井井距为35 m;水平段位于直井井排中间;直井蒸汽吞吐8周期、水平井蒸汽吞吐2周期后转蒸汽驱;注汽速度为70 t/d;采注比为1.2;井底蒸汽干度大于0.7;井口Sub-cool(井口压力对应的饱和蒸汽温度与流体实际温度的差值)为10~20℃;直井连续注汽200 d后可转轮换注汽,注3个月停1个月。试验区转蒸汽驱后,日产油由63 t/d升至117 t/d,阶段油汽比由0.08升至0.19。研究成果可有效指导超稠油蒸汽驱现场动态调控,为后续技术推广提供理论支持与经验借鉴。

关键词：风城油田重32井区超稠油直井水平井组合蒸汽驱参数优化

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火山岩油藏压裂水平井应力敏感产能模型

岩性油气藏 2021年第4期33卷 166-175页

作者：孔垂显巴忠臣崔志松华美瑞刘月田马晶中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院新疆克拉玛依834000 中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室北京102249

火山岩油藏属于双重介质油藏,油藏内部天然裂缝发育,由于储层具有应力敏感性,火山岩油藏产量受地层压力变化影响明显,且储层流体流动具有启动压力梯度现象,故目前没有适合火山岩油藏特性的产能模型。基于双重介质模型,分区(基质-裂缝区... 详细信息

火山岩油藏属于双重介质油藏,油藏内部天然裂缝发育,由于储层具有应力敏感性,火山岩油藏产量受地层压力变化影响明显,且储层流体流动具有启动压力梯度现象,故目前没有适合火山岩油藏特性的产能模型。基于双重介质模型,分区(基质-裂缝区、缝网改造区、部分缝网改造区、人工裂缝区)建立了火山岩油藏压裂水平井渗流模型,通过Laplace变换、Duhamel原理和叠加原理得到了拉氏空间压裂水平井复合流动模型,利用stehfest数值反演得到了相应的压力动态响应曲线和无量纲产量曲线,并对影响产能的部分因素进行了敏感性分析。结果表明:压裂改造区的宽度和长度等主要影响中间流动阶段,未压裂改造区的宽度、长度、非达西流动和应力敏感性主要影响后期流动阶段。利用建立的复合流动模型准确地预测了无底水火山岩油藏产能,此项研究对于火山岩油藏产能计算具有一定的指导意义。

关键词：火山岩复合流动模型产能计算敏感性分析

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高探1井出水来源分析及稳产制度

新疆石油地质 2021年第1期42卷 88-93页

作者：巴忠臣邱子刚张宗斌陈新宇孔垂显秦军中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院新疆克拉玛依834000

高探1井位于准噶尔盆地南缘冲断带四棵树凹陷,创下中国陆上碎屑岩油藏单井日产油量超千吨的高产纪录。在进行第二次系统试产求取极限产量期间,含水率由0升至最高18.17%,高探1井区仅高探1井投产,无出油段取心、产液剖面、长期流压监测等... 详细信息

高探1井位于准噶尔盆地南缘冲断带四棵树凹陷,创下中国陆上碎屑岩油藏单井日产油量超千吨的高产纪录。在进行第二次系统试产求取极限产量期间,含水率由0升至最高18.17%,高探1井区仅高探1井投产,无出油段取心、产液剖面、长期流压监测等资料,对出水来源及机理认识不清。通过动、静态资料分析,利用井筒模拟、动态分析、油藏数值模拟等技术,开展测井解释及出水诊断,进一步明确出水特征、出水来源及出水机理,制定长期高产稳产的合理工作制度。通过现场调控,实现了高探1井含水稳定和持续稳产,可有效指导后续投产井的试油、试采及动态资料录取,有力推动准噶尔盆地南缘勘探开发进程。

关键词：准噶尔盆地四棵树凹陷高探1井碎屑岩储集层出水来源出水机理油藏数值模拟工作制度

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车排子油田A井区火山岩油藏产能控制因素

新疆石油地质 2018年第2期39卷 189-196页

作者：孔垂显巴忠臣晏晓龙华美瑞周阳史燕玲中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院新疆克拉玛依834000

车排子油田A井区石炭系火山岩储集层属于孔隙-裂缝型双重介质,其油气成藏和产能受断裂、岩性、岩相、孔隙和裂缝等多重因素的影响,成藏规律复杂,产量差异大。以开发产能为主导,综合利用地质、测井、分析化验、地震等资料,分析了岩性、... 详细信息

车排子油田A井区石炭系火山岩储集层属于孔隙-裂缝型双重介质,其油气成藏和产能受断裂、岩性、岩相、孔隙和裂缝等多重因素的影响,成藏规律复杂,产量差异大。以开发产能为主导,综合利用地质、测井、分析化验、地震等资料,分析了岩性、岩相、基质物性和裂缝等储集层因素和产能的配置关系,明确了石炭系火山岩油藏的油气生产特征,结果认为在靠近火山口爆发通道的爆发相和溢流相等优势岩相内,发育火山角砾岩和气孔状玄武岩等有利岩性,对应的基质物性好、裂缝发育,高产井分布多、产量高,同时在测井曲线上表现为自然电位测井曲线负异常和电阻率—密度测井曲线具一定叠合面积的电性特征。结合产能主控因素和开发动态产量,在平面上划分出3类储集层有利区,Ⅰ类储集层性能最优。由此,结合测井曲线特征,提出对9口老井进行恢复试油建议,并建议针对C3和C4岩体新部署11口开发评价井。

关键词：准噶尔盆地车排子油田火山岩油藏产能孔隙-裂缝双重介质控制因素

温度对昌吉油田吉7井区稠油油藏油水相对渗透率的影响

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中国石油勘探 2018年第6期23卷 107-112页

作者：秦军张宗斌崔志松巴忠臣于岐中国石油新疆油田公司勘探开发研究院克拉玛依华信能源技术服务有限公司

为了研究昌吉油田吉7井区稠油热采过程中温度变化对稠油与水相对渗透率的影响,为制定合理的油藏开发方案、预测油水分布关系提供依据,分别应用渗透率为56.38mD、126.54mD、224.98mD的岩心,开展了不同温度(50～200℃)条件下的稠油/水相... 详细信息

为了研究昌吉油田吉7井区稠油热采过程中温度变化对稠油与水相对渗透率的影响,为制定合理的油藏开发方案、预测油水分布关系提供依据,分别应用渗透率为56.38mD、126.54mD、224.98mD的岩心,开展了不同温度(50～200℃)条件下的稠油/水相对渗透率实验。实验结果表明:(1)在50～200℃之间,束缚水饱和度随温度升高而增大,残余油饱和度随温度升高而减小;(2)在同一含水饱和度条件下,油相相对渗透率随温度升高而明显增大,随着含水饱和度增加,油相相对渗透率增加的幅度逐渐减小;(3)当渗透率在50～200mD之间时,岩心渗透率的改变对温度与束缚水饱和度、温度与残余油饱和度以及温度与稠油/水相对渗透率之间的相对关系没有影响。

关键词：相对渗透率昌吉油田稠油实验热采

特低渗透砂质砾岩储层裂缝识别及预测研究——以准噶尔盆地西北缘红153井区为例

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中国石油勘探 2018年第4期23卷 114-122页

作者：周阳秦军华美瑞周晓舟徐辰李思远巴忠臣中国石油新疆油田公司勘探开发研究院北京斯堪帕维科技有限公司

储层裂缝识别及预测的常用方法有常规测井及成像测井技术,主要应用于碳酸盐岩和砂岩储层,对特低渗透砂质砾岩储层裂缝研究较少,目前缺乏有效的预测手段。以准噶尔盆地红153井区特低渗透砂质砾岩储层为例,建立了一套集地质、地震、测井... 详细信息

储层裂缝识别及预测的常用方法有常规测井及成像测井技术,主要应用于碳酸盐岩和砂岩储层,对特低渗透砂质砾岩储层裂缝研究较少,目前缺乏有效的预测手段。以准噶尔盆地红153井区特低渗透砂质砾岩储层为例,建立了一套集地质、地震、测井等技术手段于一体的砂质砾岩油藏裂缝定量表征方法。首先通过岩心、薄片等资料分析裂缝成因、发育特征及主控因素,开展裂缝特征宏观描述,在此基础上,综合利用岩心资料、成像测井及常规测井资料,建立特低渗透砂质砾岩油藏测井裂缝识别模式和解释模型,进行单井裂缝识别和预测;然后通过提取地震叠前各向异性,并结合地震资料、井资料及该区的沉积特征,开展裂缝密度、裂缝方位等规律预测;最后通过岩心、成像测井以及试油试采等资料对裂缝的识别和预测结果进行验证。应用结果表明,红153井区裂缝识别准确率达71.3%,地震叠前裂缝预测结果和实际生产情况吻合良好。

关键词：特低渗透砂质砾岩储层裂缝识别地震叠前预测模式法

准噶尔盆地红172井区石炭系火山岩储层裂缝特征及定量预测

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大庆石油地质与开发 2021年第2期40卷 30-41页

作者：高宇慧李思远巴忠臣米热尼沙·吐尔逊周红徐辰李大为中国石油新疆油田勘探开发研究院新疆克拉玛依834000 北京阿什卡技术开发有限公司北京100020

准噶尔盆地红172井区石炭系火山岩是典型裂缝—基质型储层,裂缝是制约火山岩油藏高效开发的关键因素。通过岩心观察、成像测井、常规测井和三维地震分析,建立红172井区石炭系火山岩高角度缝、低角度缝的测井识别模式,在三维地震和岩相... 详细信息

准噶尔盆地红172井区石炭系火山岩是典型裂缝—基质型储层,裂缝是制约火山岩油藏高效开发的关键因素。通过岩心观察、成像测井、常规测井和三维地震分析,建立红172井区石炭系火山岩高角度缝、低角度缝的测井识别模式,在三维地震和岩相的约束下进行裂缝密度随机反演,提取相干属性和曲率属性进行裂缝分布预测。研究认为:红172井区石炭系火山岩裂缝以构造缝为主,其次为成岩缝、风化缝;裂缝分布在近东西向、近南北向两组逆掩断层附近,集中于4个发育区;早期近东西向构造裂缝充填程度较高,以低角度缝为主,晚期近南北向高角度构造缝仍处于开启状态,是重要的渗流通道;红172井区北部以近南北向高角度裂缝为主,具有较好的渗流能力,是红172井区有利勘探目标区。裂缝分布预测为172井区石炭系火山岩油藏高效开发提供了地质依据。

关键词：火山岩储层构造裂缝定量预测石炭系准噶尔盆地