回注污水中的固相悬浮颗粒粒径过大会堵塞储层孔喉通道,造成储层伤害,影响注水开发效果,因此悬浮固相颗粒粒径是油田回注水质评价体系中最重要的指标之一.针对南堡油田中低渗透油藏回注污水中悬浮颗粒对储层伤害规律认识不清的问题,开展了污水回注岩心的流动实验,并运用CT扫描数字岩心分析技术,对A1(悬浮物颗粒直径≤1 μm)、C1(悬浮物颗粒直径≤3 μm)两种水质中悬浮颗粒对储层伤害程度及其在储层中的伤害深度进行了定量评价.结果表明:注入水中悬浮颗粒的粒径大小是影响注入性能、储层伤害及驱油效果的重要因素,污水中颗粒直径与储层孔喉直径的匹配关系是悬浮颗粒对储层造成不同伤害的最直接原因,注A1水质污水时,整体体现为贯穿性堵塞伤害,注入井近处为过渡性堵塞;注C1水质污水时,注入井近处为严重堵塞,远处体现为贯穿性堵塞形式;根据实验研究结果,推荐A1水质为南堡油田中低渗透油藏注水水质标准.研究成果可为该类油藏注水开发制定合理的水质指标提供更科学的决策依据及技术支持.

煤层气井产能预测中仅考虑应力敏感效应而忽略基质孔隙收缩效应导致产能评价误差较大.在分析非达西作用、煤基质收缩作用的基础上,建立了考虑孔隙压缩及煤基质收缩效应的煤层气产能预测模型.结果表明:考虑非达西效应的煤层气井产量明显低于不考虑非达西效应的产量,并且随着生产压差的增大,二者之间的产量差异逐渐扩大;煤层气井井底流压的减小会导致生产压差增加,相应煤层气井的产量增大幅度下降;无论考虑非达西效应与否,随着生产压差的增大,产量差值逐渐增大;随着孔隙压缩系数的增大,煤层相对渗透率逐渐降低,并且相对渗透率与生产压差呈线性关系.实例验证表明,新的产能预测模型比Eclipse模型更接近实际产气量.研究成果可为煤层气井产能预测影响因素分析提供理论指导与技术参考.

在精细油藏描述过程中,处理复杂构造油藏复杂的断层交切关系一直是高精度三维构造建模的难点.针对复杂构造油藏中削截断层和大位移、弯曲断层,探讨建立断层模型的几种处理方法.针对不同地质特征油藏,选用合适的建模方法,建立南堡凹陷高尚堡油田Es2+33油藏高精度的断层模型和构造模型.不仅保证断层模型的准确性,为后期精细的属性建模、数值模拟和剩余油的分布和开发方案的调整奠定坚实的地质基础,同时也为中国东部断陷盆地相同类型油藏断层模型的建立提供技术支持和方法借鉴.

针对注水油藏改建储层库微观渗流机理问题,本次研究首先进行注气速度及储层性质对库容的影响研究,了解多次注气采气循环作业后的渗流特征,最后进行多次注采作业后对库容及渗流能力的影响分析,为推动我国注水油藏改建储气库的进一步发展奠定基础.研究表明:在改建储气库的初期阶段,需要选择一个合理的注气速度,同时还需要考虑形成次气顶以后的强注问题,以此防止气井将油藏内的水资源封隔,增大水锁气的量;对储气库进行多次注采作业以后,其库容和注采能力都会得到一定程度的提升,这十分有利于注水油藏改建储气库.

通过开展高压物性实验、族组分分析实验与气相色谱实验,深入研究超临界CO2对稠油物理化学性质的影响.研究表明,稠油的饱和压力、气油比、体积膨胀系数与注入超临界CO2含量呈二次多项式关系(增函数),稠油黏度与注入超临界CO2含量呈二次多项式关系(减函数),从而有效改善原油物性;随着注入超临界CO2含量的增加,稠油总烃含量相对增大,胶质+沥青质含量相对减小,且超临界CO2在对稠油总烃组分的萃取过程中,对正构烷烃或与正构烷烃化学性质相似的组分具有高度选择性.整体而言,注入超临界CO2可有效改变原油的物理化学性质,进而达到提高采收率的目的.

镜质体反射率Ro作为烃源岩成熟度的判断标准,是因为镜质体反射率Ro值变化的不可逆决定的.Ro是从煤岩学中借鉴的指标,意在表示煤阶的演化程度.在石油地质中,Ro表示烃源岩的热演化程度,但镜质体是由高等植物的木质纤维素形成的,在海相烃源岩(Ⅰ型干酪根)中是不存在的,因此运用Ro判断烃源岩的热成熟度有其局限性.应用烃源岩热解技术中参数S2的最高热解峰温Tmax为主要指标判断烃源岩的热成熟度,不受地质条件限制,且可以更快的达到目的.本文就南堡凹陷中深层烃源岩Ro和Tmax的关系,进行初步探讨,从中找出规律性.

储集层是控制油层分布的重要因素,储集层特征研究是进行油气勘探开发的重要环节。通过对南堡凹陷高尚堡油田GB区块沙三~3亚段Ⅴ油层组的储集层特征分析以及G 32-19井岩心实验孔隙度与渗透率分析数据的剖析可以看出,沙三~3亚段Ⅴ油层组的储集层沉积成因类型为扇三角洲前缘亚相的砂坝与席状砂微相,以粉砂岩、细砂岩、中砂岩为主。碎屑分选、磨圆程度差,搬运距离短,岩石结构、成分成熟度低,呈现近物源、快速沉积的特点。此外,储集层物性研究不仅是孔隙度和渗透率等的单一因素分析,而是搬运沉积作用、沉积环境和成岩作用等一系列因素的综合评价。综合分析储集层物性影响因素认为,该储集层埋深大（＞4 000 m）,泥质含量偏高,压实、胺结等成岩作用发育,是导致原生孔隙减少、物性变差的主要原因;但溶蚀作用又使粒间溶孔发育,是使该储集层物性相对变好的因素,导致孔隙类型以粒间溶孔为主。因此,对单一储集层,评价其物性的优劣,必须从地质构造、沉积相带、岩石类型、成岩阶段、黏土矿物的绝对含量和相对含量、长百和碳酸盐岩颗粒的溶蚀等多方面进行,才能得出正确的结论。

高柳斜坡带沙三段是南堡凹陷岩性油气藏勘探的重点区之一.通过沉积特征分析及储层物性统计,研究了高柳斜坡带优势储层发育的控制因素.结果表明,南堡凹陷高柳斜坡带沙三段储层物性受地层埋深、岩性粒度及微相类型综合控制.根据地层埋深与储层物性关系,垂向上优选出SQ31、SQ3 2、SQ41、SQ4 2四个有利层段,再结合岩性粒度及微相类型明确了研究区三角洲前缘水下分流河道的中粗砂岩为优势储层发育有利岩相带,进而预测了高柳斜坡带三类有利的储集相带的平面展布,为研究区岩性油气藏勘探提供了重要的地质理论指导.

南堡油田深部储层水体较深、湖盆面积广、埋藏深，导致深部储层泥质含量较高、压实作用较强，储层较差，寻找优质储层是勘探开发的重点。运用岩心、薄片、扫描电镜和其他分析化验资料系统分析了P1、P2断块的沉积相、储层物性、储层孔隙喉道特征和成岩作用特征，研究了南堡油田深层优质储层特征及其控制因素。结果表明，P1断块发育三角洲相，储集砂体较薄、连通性差，储集空间以次生溶蚀孔隙为主，胶结物和泥质杂基含量高，储层综合评价为中孔、特低渗、细喉道型储层。P2断块发育砂质碎屑流沉积，储集砂体较厚、连通性好，储集空间以次生溶蚀孔隙为主，胶结物和泥质杂基含量少，储层综合评价为中孔、中低渗、中喉道型储层。沉积相和成岩作用对储层影响显著，三角洲相储层较差，砂质碎屑流储层较为优质，且优质储层均发育在强溶蚀相中。

南堡凹陷深层Ed2—Es3期总体上处于较深水的沉积环境，加之埋深大，压实作用强，导致储层厚度薄，油井产量低。运用岩心、薄片等资料对G2区块沙一段储集岩进行研究，发现了一种优质储层，其砂体展布稳定，单层厚度大，泥质含量低，连通性及储层物性较好，同时，其供液能力强，单井产量高。经分析认为，该类储层是重力流中的砂质碎屑流沉积，南堡凹陷具备发育该类储层的有利条件。

Provided that sedimentary facies modeling based on two-point geostatistics is unable to present complex space relationship of multiple microfacies, in this paper multiple-points geostatistics is introduced to the 3D braided river sedimentary facies model of Block SU49-01 of Sulige gas field. The geologic element and space contact relationships of different microfacies of braided river is established through comprehensive analysis of all kinds of materials including seismic attributes, outcrop observation, geological understanding of similar sedimentary environment in dense well net block and related literature material, and then the 3D braided channel microfacies training image of 8th lower member of Shihezi Formation is made. With the hard data of well point microfacies interpretation and soft data of P-sonic impedance, three-dimensional microfacies model is created with the method of multiple-point geostatistics constrained with seismic data. Integrating geological model and seismic data, the sedimentary facies model built with multiple-point geostatistics reflects the sedimentary microfacies space distribution in braided river more accurately, which provides a new measurement to predict the distribution of effective sand-body and has a guiding significance for gas development at Sulige gas field.

Gaoyou Sag is the area with the highest degree exploration and the greatest oil potential in Subei Basin.In order to reveal the key role of fault acting as vertical migration pathway or lateral sealing in hydrocarbon accumulation and distribution,the characteristics of fault sealing were comprehensively analyzed with the methods of lithology juxtaposition and shale smear in this paper.Result shows that lithology juxtaposition is the critical factor of fault sealing in the case of thick regional cap rock and large fault throw available.But when lithology juxtaposition does not match excellently,shale smear directly decides the fault lateral sealing.The quantitative estimation shows that the lower limit of shale gouge ratio(SGR) is more than 0.65 and fault has sealing capability which is in proportion to SGR.