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准噶尔盆地陆梁油田超薄层低阻油藏水平井开发技术吴丛文;石国新;路建国;张洪;王维【摘要】针对准噶尔盆地陆梁油田陆9井区呼图壁河组多层系单砂体刻画难度大、低阻超薄油层识别难度大、水平井实施风险大等诸多开发难点,综合应用地质学、测井、油藏工程、地质建模、录井、水平井地质导向等多学科理论和技术,以砂层组为单元建立了低阻油层电性识别标准,刻画并落实了多层系超薄油层展布形态,结合数值模拟研究成果,确定了水平井开发部署参数,按照"新老直井分注+水平井采油"的方式进行了整体开发部署.通过超薄层水平井精细设计及实施优化,实现了水平井轨迹精确控制.在29个超薄层低阻油藏成功实施57口水平井,平均油层钻遇率达到90.4％,平均单井初期日产油为13.0 t/d,建成产能12.4×104 t/a,取得了显著效果.该技术的成功实施可为同类油藏的开发提供技术参考.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2018(025)004【总页数】6页(P164-169)【关键词】超薄层;低阻;单砂体;水平井;地质导向;准噶尔盆地【作者】吴丛文;石国新;路建国;张洪;王维【作者单位】中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000【正文语种】中文【中图分类】TE355.60 引言准噶尔盆地陆梁油田陆9井区呼图壁河组主要为三角洲前缘沉积，储层以中细岩屑砂岩为主，平均孔隙度为27.2%，平均渗透率为133.3×10-3μm2，原油性质属常规轻质原油[1]。
该油藏属正常压力、温度系统的未饱和油藏，具有构造幅度低(3～13 m)、含油层系多(86套)、纵向跨度大、砂体结构复杂、单油层厚度薄(一般小于5 m)、“一砂一藏”、油水关系复杂、边底水发育的特点[2]。
3311 油藏地质特征K井区头屯河组自下而上可划分为两个砂层组J 2t 1、J 2t 2，目的层为J 2t 1。
从投产井电测曲线分析，J 2t 1地层在全区发育较稳定，厚度在30.0~40.0m之间，平均32.0m。
砂体全区发育稳定，连续性较好，厚度24.0~35.0m之间，平均28.0m。
油藏为一受断裂封挡的断背斜，并被2条断裂横向内部切割，断裂北部发育两个构造高点，且井控程度高，油藏整体表现为受构造控制的底水油藏，油水界面-1545m。
井区头屯河组J 2t 1为三角洲前缘亚相沉积，主要沉积微相为水下分流河道与分流河道间。
该区头屯河组J 2t 1储层砂岩类型主要以中细粒、细粒岩屑砂岩为主，为中等孔隙、低渗透率，小喉道和孔隙连通性一般的储层。
油藏地面原油密度0.849g/cm 3，粘度（50℃）4.46~5.79mPa·s，凝固点11℃，含蜡量3.54%~4.77%。
原始压力19.10Mpa，压力系数0.974，油层中部深度1956m，地层温度为59.3 o C。
2 近几年投产井生产效果分析K井区J 2t 1油藏已实施的10口油井井，9口达单井设计产能7t/d，1口油井A井未达标，生产效果较差，分析认为沉积环境及储层物性是影响生产效果的主要原因。
K井区J 2t 1油藏主要为三角洲前缘亚相沉积，主要沉积微相为水下分流河道与分流河道间，目前实施的大部分井位于水下分流河道的沉积有利相带，储层物性较好，平均孔隙度20.62%，渗透率182.9mD，投产初期生产情况也较好，平均单井日产油11.7t/d，综合含水18.8%。
但A井位于河道间沉积微相，储层物性相对较差，孔隙度16.99%，渗透率23.8mD，投产初期含水为80.0%，与该井处于同一沉积微相的B井，储层物性相似，投产初期含水72.0%，与A井生产情况也类似。
因此，认为A井含水偏高主要是物性偏差导致的含油性偏低。
截至目前，方案中已实施10口采油井，累计建产能1.89×104t，累计产油4.57×104t，累计产水3.99×104t。
里151区侏罗系油藏稳产技术对策摘要：里151区侏罗系油藏属边底水油藏，初期开发动用层位多，油层包括延4+5、延6、延8、延9及延10层5套小层。
从里151区初期开发特征出发，利于油藏工程及注采调整的方法，总结该油藏合理的开发技术政策及注采调整技术，有效提高该油藏开发效果，为同类油藏稳产提供可借鉴的依据。
关键词：侏罗系油藏初期开发含水上升稳产技术1 油藏地质概况1.1构造特征里151区侏罗系油藏在区域构造上属于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡上，里151井位于甘陕古河与庆西古河交汇的斜坡上，由于差异压实作用，形成了轴向呈近东西向的鼻隆，里151区侏罗系油藏就分布在鼻隆构造较高部位。
1.2沉积特征及砂体展布里151区侏罗系油藏为水下分流河道沉积，纵向发育多套小油藏，包括延4+5、延6、延8、延9和延10等5个油砂体共8套小油层，砂体呈北东西南向及南北向展布，各砂体均有油气显示，砂体厚度不一，砂体较发育的为延8、延10层。
其中，延8层物性较好，油层砂厚较为稳定、连片性，砂体展布北东西南向，宽度约为1.5至2.0km，为底水油藏，底水能量充足，且油气显示井位于构造高部位，为该区主力油藏。
延10砂体砂层较厚，连片性好，砂体展布成南北向。
由于砂体物性好，含油砂体与底水沟通，底水较厚；但圈闭条件差，油气沿着构造上倾方向运移，导致延10油层含油性差。
延4+5、延6油藏油藏为构造油气藏，局部发育，砂体呈南北向，以单点或者小型规模出现，有显示井较少,但含油性较好,试油高产；延91油藏砂层厚度薄,油气显示井较少，水油比为1.6:1，油层零星分布。
延92油藏砂体呈北东西南向，平均砂层厚度15.6m,为构造岩性油气藏，位于区块的中部，存在一定边底水，平均水油比7:1，自然能量充足。
1.3油藏开发历史及现状里151井于2008年11月2日完钻，钻遇侏罗系延安组延4+5、延6、延8、延9、延10油层和三叠系延长组长6、长7、长8油层。
中国石油新疆油田 LUHW503井钻井技术服务项目告报 告结 报总 结斯伦贝谢中国公司斯伦贝谢中国公司二○一二年六月中国石油新疆油田 LUHW503井钻井技术服务项目总 结 报 告施工单位施工单位：： 斯伦贝谢中国公司斯伦贝谢中国公司 编写单位编写单位：： 斯伦贝谢中国公司斯伦贝谢中国公司 编写人员编写人员：： 蔡 亮 刘刘 军军 审核人员审核人员：： 柯 宁工 程 师：蔡 亮亮 冯凯凯冯凯凯冯凯凯刘 军军 Glenn Stevenson Glenn Stevenson 王大海王大海王大海 林林 昕昕 项目经理项目经理项目经理：： 柯宁柯宁提交单位提交单位：： 斯伦贝谢中国公司斯伦贝谢中国公司 提交时间提交时间：： 二○一二年六月摘 要LUHW503井口位于LU1555井东偏南190m，LU1502井西偏北230m，LU1566井北西255m处。
构造位于准噶尔盆地陆梁隆起三个泉凸起陆151井区。
陆151井区位于准噶尔盆地陆梁2砂体顶面构造形态为断背斜，其受北西—南东向隆起三个泉凸起西端。
头屯河组J2t2的陆2井北1号断裂和陆15井西断裂切割，构造高点位于LU1564井附近 设计水平段靶前位移253.44m，水平段位移为290.01m，设计水平井钻井方向由北西向南东钻进，井口至A点方位角为163.23°，A点至B点方位角为163.25°水平段海拔深度：水平段设计为沿油层顶部穿行，预测水平段入靶点A海拔深度为-1506.00m，距油层顶部以下0.50m，距油层底部以上2.30m；预测终靶点B海拔深度为-1506.50m，距油层顶部以下0.50m，距油层底部以上1.50m。
水平段靶窗：入靶点靶窗为以水平段设计起点A为中心，高0.6m、宽10m的矩形窗；终靶点靶窗为以水平段设计终点B为中心，高0.6m、宽20m的矩形窗。
本井设计造斜率8.3°／30m，造斜段钻进对工具优化选择和轨迹控制技术有较高要求，斯伦贝谢公司为保证施工质量，精心组织，认真作业。
地层对比方法张纪易（2007-7-9）1、意义地层研究是一切地质工作最基础、最根本的研究工作。
其任务是查明地质剖面上各类岩石的先后层序关系并确定它们的相对时代或绝对年代，从而进行地域间的对比。
对油气勘探而言，地层研究以野外露头、井下和地面的古生物资料、地震勘探成果以及测井曲线为主要资料，有条件时辅以绝对年龄测定资料。
以界、系、统、组、段为研究对象。
油气开发区的地层研究以勘探阶段地层研究成果为基础，以测井曲线和少量取心资料为主要工具，结合地震、古生物等资料进行研究。
目的是把开发层段中的砂体统一划分到实际可分的最小单元。
这种单元各油田叫法不同，有称为“单元”、“小层”、“细层”者。
每个最小单元的砂体在平面上形成一个或几个（当平面上被泥质岩分隔时）含油砂体，它是油田开发的最基本单元，称为“油砂体”。
当上下相邻油砂体之间缺乏明显隔层的范围占其中任一油砂体面积的70%时，理论上就认为两者不能细分，应属统一的油水运动系统，需合并为一个油砂体。
从宏观上讲，当开发工作做到了以油砂体为单元来研究注采关系、开发效果时，开发工作就算做到了相当细致的程度了。
目前，还很少油田能这样做。
近年来油藏研究中出现了“流动单元”一词，它是根据油砂体内部客观存在的非均质性按物性和含油性的差异作进一步的细分，这种细分和油砂体内沉积微相的差异密切相关。
油藏评价研究是介于油气勘探和油田开发两个阶段之间的过度环节，它的地层研究往往要涵盖勘探和开发两个阶段的任务。
既要了解勘探地层研究的方法和成果，又要遵从开发地层研究的方法和精度，在两者之间建立起的准确合理的过度关系。
因此油藏评价阶段的地层研究直接牵涉到评价目标的选择、储量计算的质量以及今后开发方针的制定。
由此可见地层的详细划分和对比对于整个石油工业来说确实是至关重要的基础研究工作。
2. 方法无论在教科书上或是在研究报告中，没有或者极少见到关于地层划分对比的方法介绍。
而且不同的地质工种、不同的地区其地层划分对比的内容和侧重点也不相同。
准噶尔盆地石南油气田头屯河组成藏模式徐常胜;杨梦云;江祖强;王斌;李霞【摘要】位于准噶尔盆地腹部的石南油气田头屯河组为辫状河沉积,岩性主要为灰褐色岩屑砂岩和褐红色、灰黄色泥岩,砂岩沉积厚度7～26m,属中-低孔隙度、低渗透率储集层.油藏侧向为泥岩遮挡,构造低部位受油水界面控制.研究表明,断裂、不整合对侏罗系上部及白垩系油气运聚具有重要意义,白垩系与侏罗系及侏罗系头屯河组与西山窑组之间的两期不整合面为主要的油气运移通道,局部的正断层起着沟通油源与储集层的作用.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2004(025)006【总页数】2页(P639-640)【关键词】准噶尔盆地;侏罗系;岩性圈闭;勘探【作者】徐常胜;杨梦云;江祖强;王斌;李霞【作者单位】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,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,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,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,新疆油田分公司,勘探开发研究院,新疆,克拉玛依,834000【正文语种】中文【中图分类】TE112.3石南油气田位于准噶尔盆地腹地，构造区划属陆梁隆起基东鼻凸。
至2002年6月，已发现石南4井区侏罗系头屯河组油藏等5个岩性油气藏［1］。
该区中侏罗统头屯河组属辨状河流相沉积，易形成岩性圈闭（图1）。
石南地区头屯河组残余地层中侏罗统厚度50～85 m，与上覆白垩系、下伏西山窑组均为不整合接触。
构造形态总体上为一南倾的单斜，地层倾角2～3°，区内发育一组南西－北东向断裂，为燕山运动早中期该区抬升时形成，由三叠系断至白垩系底部，属正断层，头屯河组断距较小（10～15 m），对油藏不起封隔作用，但起到沟通深部油气的作用。
头屯河组岩性主要为灰黄色、灰褐色岩屑砂岩和褐红色、灰黄色泥岩，近水平层理，冲刷面较发育，地层倾角显示水流方向杂乱，为辩状河沉积，有北西和北东两种方向的物源。
陆梁油田陆151井区头屯河组物源分析摘要:物源方向研究是沉积相研究的重要内容,物源方向代表了地质历史时期古水流的方向,控制了砂体的展布范围和延伸趋势。
因此,物源方向的分析和研究对沉积相展布、储层评价以及油气成藏等综合分析起着重要作用。
结合盆地区域地质背景、岩石类型及特征、砂体粒度变化及厚度以及重矿物分析,对陆梁油田陆151井区头屯河组进行了物源分析。
结果表明:研究区头屯河组岩石类型以砂岩为主,夹有薄层泥岩;砂岩厚度及百分含量自北西向南东方向递减,重矿物的含量则相对升高,表明物源来自西北方向,河道砂体走向呈北西—南东向。
关键词:重矿物物源分析头屯河组陆梁油田陆梁油田是准噶尔盆地继石西之后的第二个亿吨级整装沙漠油田,为彩南、石西之后的第三个产量达百万吨级的沙漠油田。
经过数年的努力,陆梁油田不断获得重大突破,先后发现12井区、陆15井区等小型油藏。
目前为止,陆梁油田侏罗系头屯河组的地质研究工作都是在以三个泉突起或陆梁隆起等大区块上进行的,而陆151井区等小区块的精细研究程度较低。
为了更好的配合陆151井区侏罗系头屯河组油藏的开发工作,本文结合盆地区域地质背景、岩石类型及特征、砂体粒度变化及厚度以及重矿物分析,对陆梁油田陆151井区头屯河组物源及河道砂体展布特征进行了精细研究,为开发井位的部署提供有利区域。
1 地质概况陆梁油田位于准噶尔盆地古尔班通古特沙漠腹部,行政隶属和布克赛尔县管辖,距克拉玛依市东北约120km,距石南油田北约30km。
区域构造隶属准噶尔盆地陆梁隆起上二级构造单元三个泉凸起。
三个泉凸起形成于晚海西期,至三叠纪早期高部位一直处于剥蚀夷平阶段。
到三叠纪中晚期该区开始再次接受沉积,在早期区域性隆起的背景下沉积了三叠系和侏罗系中、下统,可形成具有披覆性质的低幅度宽缓背斜。
中侏罗世西山窑期的早燕山运动使该区再次隆升遭受削蚀,形成西山窑组与上覆地层之间的区域性角度不整合,并形成侏罗系背斜圈闭,在凸起的高部位削蚀状态一直持续到白垩纪早期,白垩系呈角度不整合覆盖其上。
Journal of Oil and Gas Technology 石油天然气学报, 2019, 41(3), 1-6Published Online June 2019 in Hans. /journal/jogthttps:///10.12677/jogt.2019.413028The Reservoir Characteristics of J2x1 ofWellblock 9 in Luliang Uplift ofJunggar BasinMiao Li, Zhuguo Fan*, Haimo ZhuFaculty of Land Resource Engineering of KUST, Kunming YunnanReceived: Jan. 28th, 2019; accepted: Apr. 27th, 2019; published: Jun. 15th, 2019AbstractJ2x1 from the Jurassic formation, where a set of delta facies clastic rocks are widely developed, is one of the main oil production zones for dense reservoir exploration. Through the analysis of core and thin section observation, combined with rock physical analysis, the characteristics of rock development in J2x1 of Wellblock 9 in Luliang Uplift are discussed; a reservoir classification evalu-ation standard is established; favorable distribution of exploration areas are clarified. The results show that the reservoir porosity in J2x1 is 13.8% in average, permeability is 2.1 mD in general; it belongs to a reservoir with middle porosity and low permeability. There exists great difference between reservoir and porosity in different rock structures, where reservoir heterogeneity is strong with characteristics of multiple porous media; the favorable reservoirs are controlled by sedimentary microfacies and diagenesis, in which the subangular mid-fine sandstone in the un-derwater distributary channel and river-mouth bars is the beneficial target of exploration for li-thologic reservoirs in the area.KeywordsFirst Member of Xishanyao Formation, Luliang Area, Reservoir Characteristics, Favorable AreaDistribution*通信作者。
