油田地质特征范文

油田地质特征范文（精选11篇）

油田地质特征 第1篇

在对吴起油田沉积微相的研究过程中, 首先对钻井岩芯剖面进行观察描述、结合录井资料和分析化验资料等进行综合研究, 掌握了沉积学信息, 运用沉积学和测井地质学原理, 建立了可反映沉积体系基本特征和几何形态的沉积微相类型及微相单元。

根据全区沉积环境分析, 钻井剖面和岩芯的观察以及测井曲线、岩石粒度分析等综合资料, 总结长6地层的沉积相标志, 认为长6油层属于河控三角洲沉积体系中, 三角洲前缘河口坝与水下分流河道相互转化的沉积演化序列。发育有水下分流河道、河口坝以及分流间湾、前缘席状砂等众多沉积微相类型。

2 沉积微相的识别

2.1 颜色特征

水体较浅或氧化环境中所形成岩石的颜色为浅色及氧化色, 主要为灰色、紫红色等;吴起油区长6油层中的砂岩的原生色以灰色、深灰色为主, 泥岩的原生色均为灰黑色或黑色, 反映其沉积时为潮湿气候条件, 沉积环境为弱还原一还原环境。表明碎屑物沉积时处于水下环境。

2.2 岩石类型特征

含泥砾砂岩:具有块状层理, 岩石以砂质颗粒为主, 含有大小不等的泥砾与泥质条带成分, 代表高能沉积环境, 主要见于分流河道的底部。

细砂岩:吴起井区常见油层主要为细粒长石砂岩与细粒岩屑质长石砂岩, 分选较好, 磨圆中等, 具有小型交错层理, 平行层理、沙纹层理等, 代表中低能沉积环境, 常见于水下分流河道、河口坝沉积微相中。

粉砂岩:常与泥岩组成韵律互层, 见有水平层理、沙纹层理等, 常见于前缘席状砂、远砂坝、天然堤等沉积。

粉砂质泥岩和泥岩:具有水平层理、平行层理或重力变形层理, 常见植物碎片, 为低能环境产物, 多见于分流间湾、浅湖沉积中。

2.3 层理构造

层理是沉积物沉积时在层内形成的成层构造。由沉积物的成分、结构、颜色以及层的厚度、形状等沿垂向的变化而显示出来。根据钻井岩芯观察, 研究区长6层具有各种类型层理。其中在砂体较发育的水下分流河道、三角洲前缘河口坝沉积中普遍见到的是各种交错层理、块状层理、粒序递变层理、变形层理和透镜状层理。

3 储层填隙物特征

研究长6储层填隙物主要有绿泥石、伊利石、铁方解石等, 总量一般在10.0%以绿泥石为主均以薄膜状, 一般较均匀分布于储层中, 是在早成岩阶段形成的成岩自生矿物, 对阻止压实作用及硅质加大的发生, 保护孔隙起到了极其重要的作用, 这是早期绿泥石膜对储层的积极意义, 随着成岩作用的进行, 二世代、三世代的绿泥石膜在第一世代的基础上继续生长, 在孔隙表面形成极厚的绿泥石膜, 使孔隙极度缩小, 形成较致密的储层。

铁方解石和伊利石具有相同的产状, 属于晚成岩形成的产物, 除钙质夹层外, 大部分呈斑状分布, 除钙质夹层外, 最高含量可达12.7%, 在油田开发中用盐酸酸化效果良好。铁白云石含量较少, 一般呈白云岩岩屑的加大边产出。硅质在储层中一般有两种产状:硅质加大及自形粒状充填孔隙。

4 吴起油田地质研究结论

4.1 吴起油田的储层特征

延10油层组为三叠系末期, 印支运动使盆地上升, 形成以个宽广的河谷系统, 富县组时期大量的碎屑沉积物堆积于河谷中, 随盆地一度弱抬升, 在延安组时期逐渐稳定。延10砂体多呈条带状, 砂体走向北东-南西向;叠合宽度1.5m, 单砂体厚度1.2~11.8m, 延103+4期由于河谷摆动, 冲刷, 顶部的细粒沉积物很难保存, 因此层内夹层少, 砂体连同好。

长2油组为三角洲平原分流河道沉积, 长2河流走向总体东北-西南向, 河道砂体沉积宽度一般在2k m左右, 主河道砂体厚度一般为15~25m, 最厚处可达30m以上, 在分流河道间渗砂层尖灭, 以泥岩夹薄层粉砂岩及薄煤层沉积为主。长6油层组为三角洲沉积相前缘, 长6层以水下分流河道交汇为主要特征, 本区主要发育三条比较大的水下分流河道, 河道之间为宽广的堤泛沉积所隔离, 其走向均近于北东-西南向, 由于水下分流河道朵状体相对发育, 主体带上砂体平均厚度达10m以上。

4.2 岩石特征

延10储层为浅灰, 灰白色的细-中粒硬质长石石英砂岩, 平均粒径0.17~4.1m m, 分选较好;胶结物含量7.1%, 以粘土为主3.6%, 其次为碳酸盐2.4%和少量次生矿物, 石英次生加大普遍, 成岩后生作用较强。

长2储层岩性主要为细粒岩屑质长石砂岩, 长石含量45.15%, 石英含量28.13%, 岩屑含量11.19%, 填隙物含量8.63%。岩石颗粒表面绿泥石膜发育, 粒间孔喉中自生石英充填普遍, 原生粒间孔喉较发育, 从分析看出, 对注水开发有利, 由于率你是含量较大, 易溶于酸, 释放处的铁离子容易沉淀而损害油层, 因此油层应避免无机酸化等。

长6储层岩石为褐灰-浅灰色硬质长石石英细砂岩, 长石平均含量37.03%, 石英含量为45.82%, 岩屑含量7.19%, 云母含量4.58%。填隙物以方解石, 绿泥石, 水云母为主, 含量8.44%。胶结类型以孔隙-薄膜为主。

4.3 孔隙结构特征及非均质性

吴起油田的油层特征为其为多油藏类型组成的油田, 油层之间物性变化复杂, 开发难度大。延安组为底水油藏, 水体范围大, 天然能量强。长2油藏属于构造-岩性控制的低渗油藏。长61油藏物性差, 有效厚度7.9m, 孔隙度11.58%, 渗透率0.97×10-3μm2, 属特低渗油藏, 渗透级差115, 渗透率变异系数为0.605。

4.4 驱油效率及渗流特征

延10油层油水相渗曲线表明, 束缚水饱和度31.98%, 残余水饱和度36.36%, 油水相渗曲线交点处含水饱和度52.2%, 对应水相渗透率0.045, 残余油时水相渗透率0.051。水驱油实验时无水采收率34.4%, 含水95%时驱油效率为42.6%, 最终驱油效率46.1%。

长2油水相渗透率实验, 束缚水饱和度33.8%, 残余油饱和度36.4%, 孔隙利用系数0.3;无水期驱油效率36.4%, 含水95%时驱油效率42.3%, 最终驱油效率44.9%。资料表明油层孔喉分选相对较好, 见水后含水上升速度快, 无水采油期结束后达到开采经济极限周期短。

参考文献

[1]杨学峰, 陈守民.鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系长2油层压裂改造措施研究[J].石油化工应用.2007, 26 (1) :30-31.[1]杨学峰, 陈守民.鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系长2油层压裂改造措施研究[J].石油化工应用.2007, 26 (1) :30-31.

油田地质特征 第2篇

蔡鹏捷

7月5日至7月12日，中国地质大学（武汉）资源学院联合江汉油田开展了优秀团干赴油田挂职锻炼的活动。该活动是华中地区，首次高校学生团干到企业挂职锻炼。

活动响应胡锦涛总书记向青年学生发出的“向实践学习、向人民群众学习”的号召，积极引导广大青年大学生走进基层，充分发挥暑期社会实践的作用，进而加强和坚定大学生跟党走中国特色社会主义道路的理想信念，为“十二五”开好局、起好步做出积极的贡献。中国地质大学（武汉）资源学院在学校、学院等领导的关怀下，学院党委、团委积极同江汉油田管理局党委、团委协商，最终拟定开展为期一周的大学生优秀团干赴油田挂职锻炼，希望通过此次活动增进双方了解，让学生走进企业，让企业了解学生。

高举共青团旗，走进油田基层

从上个世纪八十年代初开始，共青团中央首次号召全国大学生在暑期开展“三下乡”社会实践活动。到1996年12月,中央宣传部、国家科委、农业部、文化部等十部委联合下发《关于开展文化、科技、卫生“三下乡”活动的通知》。1997年，“三下乡”活动开始在全国正式开展。随着“三下乡”活动的进一步发展，现今的“三下乡”已由传统的到农村转变为到基层，但普遍意义上仍为通过学生自己到基层用双眼去认识和发掘这个社会基层的本质现象，从而更好地为将来学生步入社会建功立业做准备。为使在校大学生能够更好地体会基层工作，中国地质大学（武汉）探索式地联合江汉油田开展了大学生优秀团干赴油田挂职锻炼的活动。将传统社会实践活动模式由“看”转变为“做”，让学生置身于基层团委的工作，从而得到锻炼。特别是到生产一线以及油田的社区，从前线到后方的多重角度立足，进而走进基层感受社会现实。遴选出学校优秀的学生团干，与油田的基层团委挂钩，这样不仅仅是让学生得到了实际的磨砺，更是将高校中共青团特有的青春和活力融入企业，让共青团的旗帜在企业的基层飘扬，从而也使基层感受到当代大学生特有的精神风貌。

服务基层岗位，感受社区文化

今年是“十二五”开局之年，也正逢建党90周年、辛亥革命100周年这些影响中国历史进程的重大事件的关键时间节点，如何把握时机，发挥优势，使广大青年学生更加坚定不移跟党走，成为了当下各高校的重大课题。此次挂职锻炼，学校共派出青年学生干部六名，分别在江汉油田管理局下属的二级单位：江汉石油钻头股份有限公司、采油厂、钻井一公司以及油田区域内的广华、五

七、向阳三个社区管理服务中心的团委，任团委书记助理。通过协助团委书记的日常工作，学习企业基层团组织的工作经验，正是一种把握时机锻炼青年的举措。

对于工作的前线，在三个二级单位，学生不仅仅是协助团委组织和开展日常的团委工作，同时还肩负着生产一线的青年团员的思想政治教育工作。众所周知，油田的工作历来属于艰苦事业，因而对于基层的工作群体，特别是刚刚步入工作岗位的学生青年群体，如何把握好自身心态，从学生角色转变为合格的职工角色，从而肩负起生产建设任务，这一直以来都是油田党委、团委的工作中心。而对于工作的后方，即油田的社区管理，因为油田的特殊性，决定了油田管理局承担起了一定的政府职责，对于油田区域内的职工家属，社区中心团委在兼顾承担到前线举办慰问活动等的同时，主要的工作重心就是围绕着留守职工家属。通过定期的调查走访了解职工家属思想动态，从而制定切实有效的工作内容，开展了例如志愿者服务社区、暑期少儿夏令营等活动。在与社区的留守家庭接触中，学生们深刻感受到了由于家庭成员长期在外，留守的老人和小孩在日常生活中碰到的诸多问题而带来的不便，自愿者服务在一定程度上缓解了这类问题，但根本上还有他们精神的空虚，而社区团委要解决的问题中心就是如何更加地丰富他们的精神文化生活，这不仅仅是基层团委更是所有社会人士要关注的问题，也是我们大学生要肩负的责任。

体会校企差别，构建交流渠道

党中央书记处在对共青团工作的重要指示中，专门强调共青团要主动配合有关部门开辟高校毕业生就业、创业新渠道。此次优秀团干挂职锻炼最重要的意义就是，在学生就业之前，通过参与活动更好地积累工作经验，从而确保成功就业。在挂职期间，通过学生团干的自主工作学习，在与不同的工作人员交流学习中，体会企业和学校的具体差异，从而发现自身的不足以及工作单位的用人标准，将信息反馈给学校并传达给周边的同学，成为下一阶段自身学习的目标。通过此举，极大的方便了学校有针对性地培养适合企业的人才，切切实实增进了学校和企业的交流，从而提升学生就业成功率。

油田地质特征 第3篇

【关键词】塔河油田;奥陶系;稠油油藏;地质特征;开发技术

包含塔河油田在内，奥陶系盐酸盐岩稠油油藏大多分布于含有油气的盆地中，是一种非常特殊的油气藏资源，也是我国埋藏深最大的稠油油藏，约为5000-5700米，储集体基本可分为溶洞型、裂缝型、缝洞型三类，非均质性特点是其最主要的特点。该油藏在开发的过程中，会表现出油井的建产率低，缺乏对单井储量的有效控制，出水后油井的产量会迅速降低等问题。为了能够有效解决这些问题，实现对稠油油藏的有效开采，我们需要加深对该油藏地质特性的认识，并加强对开发技术的研究，这也是今后塔河油田奥陶系稠油油藏开采的重点。

一、塔河油藏的地质特征分析

塔河油田地区奥陶系稠油油藏的地质特点和其他稠油油田相比，在共性特点之外，还具有其特殊的特点，具体可以从以下3个方面进行概括：第一，稠油油藏的储集空间比較复杂，储集的类型和有效储集体的形态以及具体的分布范围很难确定。这是因为，塔河油田处于长期发育古隆起的侧部，其油藏是在长期的构造运动和岩溶作用的共同影响下在缝洞型碳酸盐岩中形成的。这种储层空间主要包括溶蚀孔、溶蚀洞、微裂缝等，具有双重或多重孔隙介质的储集类型。第二，油藏的埋藏较深，无法有效确定油层厚度。其埋深约为5000-5700米，再加上油田中的原油以含硫量和粘度很高的重质流体为主，油藏类型属具底水、低饱和的岩溶缝洞型油气藏，所以难以判断其油层厚度。第三，流体的性质复杂，边界不清，且其密度和粘度高。由奥陶系稠油的地面密度及动力粘度平面分布来看，稠油性质差异较大，存在着普通稠油、特稠油甚至超稠油。

二、塔河稠油油藏的开发技术分析

塔河油田奥陶系稠油油藏的开发正处于起步阶段，由于其储层位于岩溶缝洞，再加上稠油本身就属于重质流体，所以大大增加了开发的难度。从上文的分析可知，本地的稠油油藏的原油密度较大，而且黏度和凝固点都较高，所以导致其流动性较差，很难完成井筒的升举操作，影响了施工和生产活动的正常进行。在这种背景下，如何采用科学合理的开发技术，提高本地区的稠油油藏开发效果已经成为当前生产工作的重点。笔者结合稠油油藏的地质特点，从如下三个方面进行了具体分析。

（一）加强对稠油油藏储层非均质性的研究

要想对本地区的稠油油藏资源进行有效开发，对其储层空间的地质特点进行深入研究是非常有必要，尤其是对岩溶缝洞的分布规律要有全面的认知。在此基础上，通过原油本身的特点及其流体性质和渗流特点，就可以对开发的方式进行评价，有选择性地选择开发的方式。

（二）加大对稠油油藏开发方式和开发技术研究的力度

该油藏属于缝洞型碳酸盐岩的底水油藏，其高角度裂缝的发育比较广泛，所以为水体的推进提供了有利条件。与此同时，原油的黏度要远远高于水体，而且两者的流度比值较大，所以油井一旦见水，其含水量就会迅速上升，很容易暴性水淹的发生。另外，在长时间的水洗作用之下，下部分原油的粘度会进一步加大，所以需要加大对油层条件下原油黏度和温度的关系，并加强对稠油和超稠油的驱油效率的研究，除此之外，原油的流变特点和高温相渗试验也是研究的重要内容之一。通过这些开发理论的研究来实现开发方式和技术的优化。比如说，有研究发现原油黏度的临界值对于开发方式的选择具有重要影响，大量的实践也证明，通水驱与热采的地下原油粘度的界限值在100-200mPa·s之间。

（三）稠油油藏的开采技术亟待突破和创新

从塔河油田已经查明的稠油和超稠油的储量来看，约占60%。它们的储层非均质的程度比较严重，同时受到稠油本身特点的影响，所以单个油井无法实现对储量的有效控制。从目前本油田采取的相关措施来看，提高产油量的最佳途径就是参稀采油。因为酸化技术的使用对提高稠油油井的生产能力具有非常重要的作用。但是以目前油田稠油开采的实际情况来看，这一技术的开发还需要进一步加强。同时，稠油油藏本身性质的复杂性极大地限制了传统开采技术的应用，所以进行开采技术的创新和突破是目前研究的重点。

结束语

综上所述，塔河油田奥陶系稠油油藏具有巨大的开采价值，但是在实际的开采过程中却面临着一些问题。为了有效解决这些问题，本地稠油油藏的开采率，笔者首先从3个方面对塔河油田奥陶系稠油油藏的地质特点进行了总结和概括，然后从实际出发，对开采技术未来的研究方向和亟待解决的问题进行了比较全面的分析。但是本文并未对稠油油藏的自身特点和具体的开采技术进行深入分析，这是本文研究的不足之处，也是今后笔者研究的重要方向。

参考文献

[1]刘嘉庆，李忠，韩银学等.塔河油田上奥陶统良里塔格组碳酸盐岩沉积地球化学特征与台地演化[A].中国科学院地质与地球物理研究所.中国科学院地质与地球物理研究所第十届（2010年度）学术年会论文集（上）[C].中国科学院地质与地球物理研究所，2011：14.

[2]苏江玉，俞仁连.对塔河油田油气成藏地质研究若干问题的思考[J].石油实验地质，2011，02（11）：105-112.

[3]侯加根，马晓强，刘钰铭等.缝洞型碳酸盐岩储层多类多尺度建模方法研究：以塔河油田四区奥陶系油藏为例[J].地学前缘，2012，02（18）：59-66.

[4]刘中春.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径[J].油气地质与采收率，2012，06（15）：66-68+86+115.

[5]李新华.塔河12区超深、超稠油油藏评价及开发技术研究[D].西南石油大学，2009.

作者简介

浅析油田地质特征与开发对策 第4篇

随着经济社会的不断发展和社会需求的不断增加, 油田开发工作如火如荼。但由于受到不同因素的影响, 比如油田开发技术措施、油田开发管理团队专业化程度以及油田开发相关设备的更新程度等影响, 油田开发活动受到不同程度的影响, 既延长了油田开发的实践, 同时又增加了油田开发的成本, 此外, 油田地质特征也是油田开发方式选择的基础和条件之一, 为了切实做好油田开发工作, 我们需要从油田地质特征分析入手, 有针对性的采取油田开发策略, 为我国经济社会的发展提供良好的技术支持。

2 油田地质特征和开发对策分析

2.1 油层综合评价

为合理划分开发层系, 选择注水方式, 有必要将不同特性的油层 (或油砂体) , 根据油层性质及油层分布综合分析, 评价分类;评价单元为小层 (或油砂体) 和油组。在对油层的综合评价中, 评价指标的选择相当重要, 主要应该包括油层的延伸长度、油层的分布形态和特点、油层的平均有效渗透率、油层的有效厚度、油面积和油层的储量百分比。

2.2 油层物性和油气水性质分析

在油层物性分析中, 主要针对碳酸盐含量和有效孔隙空气渗透的百分比含量进行统计, 只统计油层的平均参数, 在油田地质研究工作中, 为从沉积成因上搞清砂岩的岩性、物性的变化规律, 一般都以小层 (或油组) 位单元统计渗透性砂岩的孔、渗、碳平均值。通过对原油进行分析, 我们通过气分析、水分析和高压物性分析等分析方法来进行油气水的性质分析, 加强对资料的审查, 确保误差的最小号, 在对气的性质进行分析时, 我们只采用直烃和甲烷的比值来进行统计;在对水的性质进行分析时, 我们只对总矿化度水型和氯离子进行统计, 计算精度一般取整数数值。

2.3 油层分布状况分析

对油藏分布状况的分析也是我们选择油田开发策略的重要因素之一。在油层分布状况分析中, 我们需要借助油砂体平面图、油层连通图、油层对比剖面图和有效厚度等值图来实现。在油层研究过程中, 逐步认识到含油砂岩是以油砂体和连通体的形式存在于地层中, 四周被低渗透层或泥岩隔开的连通砂岩体的含油部分即为油砂体, 它是油田开发的基本单元。在油砂体平面图的绘制中, 以小层为单元, 根据油砂体数据表将油砂体的数据加以标准, 并将油层的有效厚度作为油砂体边界线, 绘制油砂体平面体。油层连通图在油田地质特征分析和油田开发对策的选择中发挥着基础性的作用, 在油层连通图的制定中, 首先应该准备好封堵资料和射孔数据, 然后进行绘图, 坚持标准化的原则来进行绘制。油层对比剖面图是研究油层、砂层纵、横向变化规律的基础图件, 对比剖面图的绘制要求项目齐全, 井深剖面要垂直, 剖面深度与电测成果图深度误差不超过0.2米, 油层部位深度应一致。有效厚度等值图的绘制要以砂组构造图和小层数据表为依据。

2.4 构造和油藏分析法

油田构造和油藏分析时油田开发对策选择的一项重要工作, 作为一项局部性的构造分析, 油田构造和油藏分析需要建立在大量的数据收集和分析的基础上。在进行分析之前, 必须的资料内容包括油田所在地断层数据情况、油田所在地地层分层变化情况、油田各井的水文和地质勘测数据、油田及其周边的油井数据等信息, 在此信息的基础上, 我们需要计算绘制地下井位, 并编制合理科学的构造剖面图, 并根据平面组合和纵向组合两种组合方式入手, 分析断层组合情况。在同一圈闭内, 具有同一压力系统的油气聚集指的是油气藏, 而在油气藏的分析中, 我们需要关注油水分界过渡带、含油面积和油藏高度数据, 并根据各个油藏的构造情况分析油水的分布规律, 在确定了内油水边界和外油水边界的基础上, 绘制油藏剖面图, 以直观的观察和分析油藏状况, 确定油藏的类型, 根据不同油藏的特点采用切实有效的开发方案, 达到油田开发合理性和科学性的目标。

2.5 地层对比分析

地层划分既是地质工作的技术性工作, 通过掌握地层信息, 如地层的断裂情况、底层的厚度变化情况、地层岩相岩性变化以及地层层序分析, 能够为油田开发提供信息, 为油田开发策略的合理性选择奠定良好的基础。地层对比分析应该首先做好地层信息资料准备工作, 如岩石的粒度、岩性、物性、电性、岩心等分析地层韵律、接触关系、结构关系等, 以建立合理的标准化的剖面图, 选定标准层之后对地层的岩电关系加以分析, 进一步明确应该选定的标志层, 标志层的选择一般应该遵循稳定性、特征明显性强的原则来进行选择。之后对单层、砂层组、油层组进行分析, 在对单层的对比中, 我们需要利用岩层的厚度变化和岩性组合关系来实现;在对砂层组的对比中, 我们需要利用次一级沉积旋回和辅助性的局部标志来实现;在对油层组的对比中, 我们需要利用沉积旋回和标志层来实现。通过对比和数据整理分析, 我们需要得出单井小层数据图、地层分层数据表、层次划分曲线数据图和油层对比剖面图, 之后拿的出的数据与质量标准进行对照, 达到地层对比分析的效果, 为油田开发提供相关的数据。

3 小结

油田地质特征分析是油田开发工作的基础和核心, 加强油田地质特征分析有利于油田开发对策的确定和选择, 从而促进油田开发策略的针对性和科学化, 为我国油田开发行业创造更多的利润空间。为此, 我们需要立足于油田地质特征和油田开发的实际, 从现实可能性入手, 针对不同的油田地质环境采取合理有效的开发对策, 提高油田开发的效率, 增加油田开发的产出量, 为我国油田开发事业的发展创造新的动力, 全面推进经济社会的可持续性发展, 实现资源、环境和社会的协调发展。

摘要：加强油田地质特征分析是油田开发的基础和核心, 只有充分做好油田地质特征的分析才能有针对性的展开油田的开发, 确保油田开发工作的高效性和安全性, 为石油开发创造更大的利润空间, 促进石油开发行业工作的有序化开展。为了切实做好油田开发, 针对不同地质特征的油田采用合理有效的开发策略, 本文将从油田地质特征的分析入手, 针对油田地质提出了合理有效的油田开发策略, 希望对我国油田开发工作的顺利进行以及油田开发事业的利润最大化提供可借鉴的现实性意义, 为我国经济社会的发展创造更多的活力。

关键词：油田地质特征,开发对策,针对性

参考文献

[1]贾显英.浅谈油田实物地质资料管理的现状与对策[J].兰台世界, 2008年, 第19期:22-24

[2]张磊.关于油藏地质特征及发对策研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, (05)

[3]袁立甲, 眭金扩, 张亚琴, 王绍平.浅谈低渗透油田的发难点及其主要对策[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, (07)

矿井水文地质特征分析 第5篇

关键词：矿井；水文地质；特征

引言

对于水文地质特征的分析我们大体上可以从矿井的含水层组，矿区的地质类型和矿井岩层充水性等方面入手。在贺兰山煤田的众多的煤矿中，石炭井焦煤分公司水文地质特征具有一定代表性，无论是它所处的位置，还是它的服务时间、矿井的深度上，对于研究贺兰山煤田的矿井水文地质特征具有重要的参考价值。但是近年来，矿井的生产中出现了一些问题，对煤矿的安全生产造成了一定的影响。这些问题已经引起了公司的高度重视，今年对石炭井焦煤分公司的水文地质资料进行了重新整理，对水文地质类型进行了重新划分。

一、矿井的水文地质情况

（一）石炭井焦煤分公司矿井的水文地质情况。石炭井焦煤分公司处在我国西北地区，贺兰山腹地，为典型山地类型。地下水位较深，地下水普遍缺乏，这是不可抗因素，西北大部分地区属于半干旱地区，少数地区属于干旱地区，降水量稀少，而年蒸发量1784mm远远大于年降水量200mm。该地区的降水受到空气对流的影响，降雨大都集中在七月份到九月份这3个月之间。浅部地下水大都是靠大气降水补给，没有冰山融水的参与。该地区的地下水补给量受到多种因素的影响，比如降水量，地面渗透强度，还有地区的地表特点，石炭井焦煤公司为典型山地地貌，地表起伏较大，降水入渗系数相对较小；而在石炭井焦煤公司附近的海拔在1100米以下的丘陵和海拔在900米以下的平原地区，受到地形的影响，坡度较小，降水入渗系数相对较大，有较多地下水渗入地下，但大部分雨季降水还是沿沟谷流失，这样就在丘陵低山低洼的地段形成积水。

（二）石炭井焦煤分公司的水文地质特征分析。石炭井焦煤公司水文地质类型此前一直被划分为简单，矿井水源不足，岩层富水性能差，导致该地区的地下水无法保障生产生活需要，矿井的最高点海拔较高，最低点比最高点低500m。为了更好地研究对矿区的含水层岩组做了以下划分。

第一岩组：是孔隙潜水含水层组，该含水层组主要存在于第四系松散堆积层中，在白垩系砾岩地层中少量存在。孔隙潜水含水组的岩性有三部分组成，最主要的就是风成沙，砂砾石含量次之，还有少量的卵砾石。该岩组的地下水主要是孔隙潜水，含水量较小，单位涌水量小，在该岩组中至今还未发现地下水露头。

第二岩组：岩性总体以砂岩为主，中粒岩石最多，粗粒砂岩次之，每个旋回底部常含有煤，在富水性方面比第一岩组相对较高，是主要含水组之一。水位埋深57.54米到58.95米之间，地层累计厚度203.57米到580米之间。该含水层的上部分里面的含水层的富水性和第二岩组沉淀时的孔隙深度之间有着紧密的联系。下端部分的主要是砂岩，该含水层与矿井开采的无直接水力关系。

第三岩组：该岩组层位相对于第一、二岩组较为稳定，含水层由多种级别的砂砾组成，第三岩层的厚度基本上在129米到230米之间，平均厚度在168米左右，该岩组的含水性很弱，基本上可以不予考虑。

第四岩组：该岩组由三角洲体系和浅湖体系组成，三角洲体系主要为前缘相。岩层厚度达104米到174米之间，总体上来说砂岩占大多数。该岩组富水性也不强，因为该组的煤岩含量相对较多，对煤层的进一步发展有消极影响。

第五岩组：该岩组的底部是由河流冲积而成的三角洲平原相组成，向上渐变，逐渐成为了堤泛沉积。该岩组的含水层的含水量相对于第一，二，三，四岩组较小，岩层含水性极弱。

（三）地下水的补给条件来源分析。上面我们已经提到，石炭井焦煤分公司矿井附近的浅层地下水补给主要是靠大气降水，一小部分地表降水沿破碎岩层裂隙，然后入渗到地下，成为地下水。剩下的大部分降水沿着基岩面，排泄到了附近的河流。在低洼的地段，容易形成集水区，该部分地区浅部地下水含水性较强。

基岩层整体位于底部，水的循环性相对较差，勘探地段的水大都是各个含水层渗流补给的。总体上来说，基岩层中含有的地下水影响煤矿的开采，需要在井下引流、排干，这部分地下水受到该矿井周围煤矿井开采的一定影响。

二、矿井充水的探究和分析

（一）受到正在开采的煤矿井的影响。一个是受到焦煤公司南侧另一开采矿井的影响。该矿井主采煤层和石炭井焦煤公司所采煤层一致。共有7个主采煤层。各个煤层的顶部采用的是垮落式样的顶板设计模式。矿井水文地质类型为中等 ，老空积水较多，主要发生在煤层开采过的地方，矿井的涌水量相对较大，最高涌水量达到了每小时250立方米，平均涌水量每小时170立方米。该集水区的积水量和该地区的降水量没有直接关系，地下水大都来自二叠系、石炭系砂岩含水层。

第二个是受到石炭井焦煤公司自身开采的影响。石炭井焦煤公司涌水量最高每小时350立方米，平均涌水量每小时219立方米，主要出水点的最高涌水量在每小时36立方米到每小时56立方米之间，平均涌水量在每小时45立方米左右。面对这么高的涌水量，需要采取相关的措施来改善这一现状，具体操作就是在老空区附近多打一些排水孔，加大老空區积水的排放。

（二）石炭井焦煤分公司的充水影响。第一方面，第四系含水层的主要来源是大气降水，开采煤层的水源大都是二叠系和石炭系砂岩含水层，地下含水组充水性较强，各个含水组在垂直方向上联系不大，这样就导致了矿井涌水量和大气降水量没有直接的联系。在众多的充水水源中，地下含水层组起到了关键的作用，是矿井充水水源的主要组成部分。

一方面：在外界风化作用的影响下，露在地面或者埋藏较浅的基岩裂隙得到了很好地发育，然后历经再次沉积作用，这些缝隙逐渐的被沉积层所覆盖，由于沉积层和缝隙之间接触不完全，角度不搭配，导致了沉积层含水组和风化壳含水组联系密切，整合到了一起，共同存储着一定数量的地下水。然后这部分水经过裂隙汇流到地下，为深层含水组提供水源，影响矿井生产。

另一方面，层状裂隙间的充水多出现在深部含水层，浅部含水层不会存在，岩石在短时间内成型，造成了岩石表面裂隙众多，层状岩石主要存在岩组岩性变化的过程中，提高了岩组的富水性，为地下水的富集和存储做好了准备条件。由于层状裂隙含水层中泥岩和粉砂岩含量较多，这样只要环境适宜就能够转换为很好的存储水的结构。再加上在裂隙发育的过程中，存在不均匀性，导致了各个岩层的透水性不同，这样各个矿井主要煤层的涌水量也就不同，在巷道最初发现的涌水层中，涌水量较大，能在很长一段时间内提供补给，但是时间一长，涌水量减小，甚至是被排干，就不能很好地供给了。

三、结语

经过上面的水文地质的分析和对矿区的水文地质勘探分析，我们依据含煤组岩组的富水性和成分组成将矿区分为了五个含水层组，然后我们又总结出了含水层的补给条件弱，稳定性强的特点，这些结论对公司的安全生产具有积极意义。

参考文献：

[1]李白薇.为矿井安全保驾护航——记中国煤炭科工集团西安研究院矿山水文地质产业[J]. 中国科技奖励. 2011（12）

[2]米万隆，李学军，李娟，路学忠. 宁夏羊场湾煤矿复杂地层大口径电缆孔施工技术[J].探矿工程（岩土钻掘工程）. 2010（04）

[3]严永胜，陈艾，刘小明. 羊场湾煤矿大断面巷道支护参数分析与选择[J]. 西安科技大学学报. 2010（01）

[4]郭天辉.宁夏冯记沟煤矿水文地质特征及矿井水利用分析[J]. 中国煤炭地质. 2009（02）

油田地质特征 第6篇

1 地质特征再认识

1.1 构造特征

辽河油田千31块是千12块东部的一个次级小断块, 是由千31断层和千41断层所夹持的断层遮挡的边底水油藏, 开发主力层为莲花油层。构造高点在69~469和69~471井附近。油藏埋深950m~1130m, 油水界面1100m~1130m。

1.2 储层特征

该块储层岩性为棕褐色富含油砂砾岩, 砾占6 0%, 砾径一般在2 mm~3 mm, 最大5mm, 成份以石英为主, 长石次之, 火山岩块少量, 次棱角-次圆状, 泥质胶结疏松, 含油较饱满, 油味浓, 滴水呈珠状。油层发育受构造和沉积控制, 平面上油藏在高部位厚度较大, 向低部位逐渐变薄。最大解释厚度50m, 最小为11.5m, 平均解释厚度28.55米。平均渗透率1.023μm2, 平均孔隙度0.203。

1.3 流体性质

辽河油田千31块莲花油层原油为普通稠油, 20℃原油密度0.9600g/cm3, 50℃脱气油粘度847.77mpa·s。凝固点-17℃~-9℃, 含蜡量4.77%, 胶质+沥青质含量29.27%。

据5口井水分析结果, 水型为N a H C O3型, 其总矿化度为2412.01mg/l。

1.4 复算地质储量

该块莲花油层共有8口油井, 油层平均有效厚度15.68米, 圈定含油面积0.211平方千米, 选取Soi=60%, Boi=1.031, Po=0.9600g/cm3, φ=0.203根据容积法计算储量公式

式中:Np为地质储量 (×104万吨) ;Swi为原始含水饱和度;

A为含油面积 (Km) ;

h为油层有效厚度 (m) ;

φ为有效孔隙度;

Swi为原始含水饱和度;

Soi为 (1-Swi) 原始含油饱和度;

Boi为地层原油体积系数;

Po为地面原油粘度。

计算后得出辽河油田千31块莲花油层地质储量为70万吨。

2 油层水淹状况及潜力分析

经过对该块进行深入分析研究, 发现该块8口油井高含水后只有69~469井在本层系采取过堵水措施, 但效果不明显, 当时认为该层系已全部水淹, 其它井见水后即判断为油层水淹再未采取封堵措施。在这种情况下, 有4口井上返到兴隆台油层生产, 而兴隆台油层没有产能导致油井停产。该块油井投产时均为全井段射开, 见水后在未认清出水层位的情况下就上返, 造成对原层系出水状况认识不清, 地下残留大量死油。根据对该块的统计研究, 认为该块具有复产潜力, 主要依据如下。

2.1 断块采出程度低, 剩余可采储量高

辽河油田千31块油藏特点及原油物性与千22块莲花油层相近, 目前采出程度为12.52%, 与之类比还有15.48%即10.8万吨的可采储量可供开采。

2.2 单井控制储量高, 井距大, 井间剩余油潜力大

该块地质储量70万吨, 单井控制储量高达8.7万吨, 井距118m, 单井平均累产油1万吨, 据《锦45块合理井网密度研究》成果稠油加热半径为35m~50m, 井间剩余油潜力大。

2.3 纵向上动用程度低, 未水淹层潜力大

辽河油田千31块属边底水油藏。受边底水影响大。据96年2口井C/O比测试资料分析, 该块纵向动用程度仅52%, 有28%的层动用差, 20%的层未动用。另外, 正常生产的7口井中油井高含水后只有2口井采取过堵水措施, 而剩余井均未堵水即上返。可以说在这些层中还有一定的潜力。

3 针对地质情况采取的措施

根据以上对该块潜力分析, 从提高采出程度的目的出发, 设计该块的采取的措施。

(1) 69~469井常规注汽复产, 观察长停井复产效果; (2) 对69~471和67~471井实施侧钻; (3) 在上述两项工作取得效果的基础上, 对71~471、70~68及67~473、65~471井实施侧钻, 根据以上方案, 于2002年12月开始组织实施, 至2004年12月底实施常规注汽1口井、侧钻5口井, 共钻遇油层48层142.3m, 水淹层12层35m。平均单井产油3200吨, 产水10815方, 油汽比0.60, 效果显著。

4 效果及评价

4.1 侧钻井产能高, 增产明显

根据以上地质分析基础上, 采用的5口侧钻井投产后, 初期单井最高日产达20吨, 增油效果明显。

4.2 油汽比高, 经济效益好

目前5口井, 单井平均累积油汽比0.6。从效益上看, 不仅已收回投入的成本, 并创效1027.7693万元。

4.3 弥补了区块递减, 保证了区块稳产

根据以上地质分析研究情况, 2003年以来辽河油田千31块年均增产原油在5000吨以上, 并且承担了2006年以后的重要产量接替任务。则若无辽河油田千31块水淹区挖潜这部分井的产量, 区块完成全年生产任务是十分困难的, 说明该块的复产对区块的稳产及完成全年原油生产任务起了相当大的作用。

5 结论及建议

5.1 结论

(1) 5口侧钻井复产后的效果说明对该块的地质潜力研究分析是正确的, 增产效益明显。

(2) 针对高含水井区的侧钻应尽量采用大位移。

5.2 下步建议

(1) 对方案中遗留的2口井继续实施侧钻。

(2) 在该块恢复长停井取得成功经验的基础上, 准备将此种应用到千41块和千15块长停井的复产上。

摘要：针对辽河油田千31块莲花油层油井高含水长期停产的实际, 通过精细地质研究, 找到了断块剩余油潜力, 提出了复产方案。实施后见到了明显的效果, 经济效益显著。对同类断块长停井复产具有指导作用。

关键词：辽河油田千31块,莲花油层,剩余油,地质研究,实施效果

参考文献

[1]廖兴明, 张占文.辽河盆地构造演化与油气[M].北京:石油工业出版社, 1996:56～58.

[2]曾允孚, 夏文杰.沉积岩石学[M].北京:地质出版社, 1989:106～125.

油田地质特征 第7篇

伊拉克M油田钻遇的地层自上而下分别是第三系的Upper Fars组地层, 以砂泥岩为主, 厚2000多米;Lower Fars组地层, 以石膏、盐岩沉积为主, 厚约800m, 是区域性盖层;第三系的Jeribe组到白垩系Nahr Umer组地层, 以碳酸盐岩为主, 厚约800m。在该油田钻井过程中关键的两次卡层都是在膏盐岩地层, 这是由于膏盐具有蠕动的特性, 这一独特的物理性质改变了地层的压力系统, 形成了膏盐层地层异常高压系统 (地层压力系数:2.04) 。然而, 由于目前录井人员对膏盐地层的地质特征认识不足, 这无疑给录井工作带来了极大的困难。因此, 本文将着重探讨膏盐地层地质特征及其相应的录井技术, 以便指导现场录井人员做好膏盐地层录井工作。

一、膏盐岩地层中的主要岩石类型

膏盐岩类属化学盐岩系或者蒸发岩系, 多产于气候干旱的内陆湖泊和死海中。简单地说, 是盆地内的水体在干燥无雨水补存的环境中不断的蒸发, 化学元素逐渐富集, 水体密度随水分蒸发而增加, 直至浓缩到开始有矿物结晶后沉淀形成的。随化学浓度的不断增加分别结晶析出碳酸钙、碳酸钙镁、硫酸钙、氯化钠等矿物, 这些结晶矿物在水体中沉积形成了灰岩、白云岩、石膏、盐岩等, 同时伴随飓风搬用来的沙尘沉积形成的泥岩。在膏盐岩地层剖面上, 自下而上为灰岩、白云岩、膏岩和盐岩;在平面上, 从边缘往盆地中心, 依次由灰岩、白云岩、石膏以及盐岩等岩相带组成[1]。

M油田Lower Fars组发育膏盐层, 沉积厚约800-900m左右, 其中Lower Fars (MB5-MB1) 是泥岩、膏岩、盐岩互层组合, 三种岩性均为良好的盖层岩性, 再加上石膏和盐岩的蠕动特性, 是油气储层绝好封盖层, 即使后期的地质活动形成断裂, 造成破坏, 膏盐层也会利用自身的蠕动性自动封堵, 使得油藏不遭受破坏。储层方面, 主要发育四套, 都位于膏盐岩地层之下, 分别是:第三系的Asmari, 岩性以灰岩、白云岩为主, 部分地区发育砂岩储层;中白垩的Mishrif、Mauddud, 岩性以灰岩为主;中白垩的Nahr Umr, 岩性以碎屑岩为主。

二、膏盐岩地层录井技术

为做好膏盐岩地层的地质录井工作, 充分的钻前准备工作是必需的。必须收集并掌握相关的资料和数据 (钻井、地质和录井方面的资料) , 特别是膏盐岩地层的相关资料。同时需要了解现场地质录井工作的重点和难点, 并有相应的知识、经验和预防措施。在钻进过程中, 需要及时判断膏盐岩地层的相关情况, 并把结果及时与钻井工程人员沟通。另一个录井工作的重点就是对钻井复杂情况的监测与判断, 注意防卡、防涌、防漏[2]。

1. 钻前准备

钻前准备工作的主要内容有:熟悉并掌握井位分布图和地质设计书的内容, 熟悉工程设计与录井有关的内容;收集并掌握邻井资料, 特别是膏盐岩地层的相关钻井、录井资料;预测的膏盐岩地层层位, 顶、底界深度和岩性特征;熟悉钻井工程的监测重点 (卡钻等) 和钻遇膏盐岩地层的录井参数特征, 掌握膏盐岩地层的录井方法;与研究人员和钻井工程人员沟通交流, 明确可能的风险, 制定应对的监测措施和预案;尽可能准确地预测膏盐岩地层的顶、底界深度, 为钻井提供科学合理的下套管深度。

2. 钻井期间

(1) 膏盐岩地层的判断

准确判断钻遇膏盐岩地层是一个看似简单而实际上相当复杂的工作, 除常规通过岩屑判断之外, 我们还可以根据钻井参数的变化来较为准确的预测当前钻进地层的岩性。在M油田区块, 当钻遇Lower Fars (MB5) 膏盐岩地层时, 钻井参数上会有较明显的变化, 特别钻入膏岩层时, 钻时上会明显的变慢, 所以在日常钻进作业时, 对比邻井资料, 当接近MB5的时候, 就应该注意观察钻井参数, 当钻时变慢的时候, 就要格外注意, 当岩屑返出的时候, 要加密取样, 确认是否钻入了膏岩层。在M油田, MB5属于压力过渡带, 压力在MB5由1.04升高到2.04, 所以当确认钻入Lower Fars (MB5) 后, 我们通常在进入MB5地层80-100米的位置, 选择一套厚的膏岩中完作业, 因为在这个位置, 既满足当前作业安全, 又能承托住下一开高比重钻井液。

接下来下一井段的作业, 换成高比重钻井液, 对钻井参数有明显的影响, 但依然有可以参考的地方。此时膏岩钻时相对较快, 扭矩高, 泥岩钻时慢, 扭矩低 (图1a) 。而通过电测图也很好的认证了这一结论, 如图1b所示, 电测声波与扭矩完全吻合。所以在钻压相对稳定的情况下, 通过扭矩, 可以极大的帮助确认好地层剖面。

当钻到盐层的时候, 盐层钻井参数的主要特点是:钻速非常快, 扭矩高, 而司钻会相应控制速度, 所以钻压又会相对较低。在使用非饱和盐水钻井液钻进时, 据Cl-的变化就可以判定是否钻遇盐岩地层。在使用饱和盐水钻井液时, 如果钻遇盐岩, 盐岩会以岩屑形式返出。可以帮助我们落实好地层剖面。

而这一井段作业卡层是一个至关重要的工作, 由于M油田Lower Fars (MB1) 同样是一个压力过渡带, 压力由2.04降到了1.10, 顶部第一层膏岩厚度基本在1-3米, 下面可能有一薄层孔隙度非常好的粉砂质白云岩 (在A1井出现过) , 所以一旦卡层失败, 打穿MB1第一层膏岩, 在高比重泥浆 (2.30) 的作用下, 极易发生井漏, 后果不堪设想。所以这开对卡层工作提出了一个很高的要求。我们通常选择在钻穿MB2这套盐层后, 按设计要求进入MB1地层0.80m中完。所以此时必须要通过钻井参数来判断是否进入MB1膏岩。由于MB2是一套厚盐层, 在钻入MB2后, 控制好钻压, 观察瞬时钻时, 当钻时突然变慢的时候, 表示已经钻穿MB2盐层, 钻入MB1顶部膏岩, 继续稳定住钻压, 钻入MB1地层0.80m中完。

以上所述为这一区块普遍特点, 所以通过钻井参数, 可以很好的帮助我们落实好地层剖面。

(2) 钻井工程监测技术要点

在钻进膏盐岩层时, 录井人员需要密切注意潜在的井下复杂情况:钻井液性能变差, 易发生粘卡、卡钻、井塌、井涌、井漏等。

(1防止卡钻

通过分析总结许多钻膏盐岩地层恶性卡钻事故, 卡钻前后井下情况主要表现有:钻时加快, 有蹩跳现象;泵压大部分时间正常, 有时忽高忽低, 甚至憋泵;岩屑增多 (泥岩夹层) 或几乎没有返出 (盐岩层) ;转盘负荷加大, 停转盘时打倒车严重;在使用非饱和盐水钻井液钻进时, 钻井液粘度、切力增高, 滤失量增大, Cl-含量升高;接立柱放不到底。

(2防止井漏

在钻膏盐岩地层时, 往往采用较高密度的饱和盐水钻井液, 因此要尽量卡准膏盐岩地层的底界, 如果在钻穿MB1顶部膏岩后, 下面有一个渗透性较好的砂层, 就会造成井漏。例如, A1井, 钻入MB1顶部石膏0.8米后, 循环过程中, 发生了严重的井漏、卡钻事故。上述这口井的例子表明, 做好地层对比, 及时修正预测的相应地层底界, 如果邻井资料缺乏, 井比较深, 迟到时间长, 必要的时候加强地质循环, 以便观察各项显示。MB1顶部石膏有厚有薄, 按照要求中完之后, 也要密切监测好活动池变化。

(3防止井涌

由于膏盐岩地层是高压层, 在整个钻井作业过程中, 要密切监测好活动池变化, 例如, FQCN-26井, 在中完测井期间, 计量罐液面开始增加, 发生了溢流事件。所以在任何时候, 都不可以麻痹大意。每次起下钻、测井作业过程中, 灌浆记录一定要认真地填写, 做好标注。一旦有异常, 按井控要求及时通报。

结论

1.在膏盐岩地层剖面上, 自下而上为灰岩、白云岩、膏岩和盐岩;在平面上, 从边缘往盆地中心, 依次由灰岩、白云岩、石膏以及盐岩等岩相带组成。

2.油气主要聚集膏盐岩地层的下部或上部, 膏盐岩地层是油气聚集的绝好盖层。

3. 根据钻井参数特征判断所钻地层岩性。钻入膏岩层时, 钻时上会明显的变慢, 为异常高压地层。钻入盐层时, 钻井钻速非常快, 扭矩高, 在使用非饱和盐水钻井液钻进时, 据Cl-的变化就可以判定是否钻遇盐岩地层。在使用饱和盐水钻井液时, 如果钻遇盐岩, 盐岩会以岩屑形式返出。

4. 在钻进膏盐岩地层时, 防卡、防漏是录井人员监测和预报的重点。明确或判断膏盐岩地层的岩性特性、钻井参数变化、岩性组合、层位、顶底界和厚度等。

参考文献

[1]朱筱敏.沉积岩石学 (第四版) [M].北京:石油工业出版社, 2008.

KK油田精细地质建模研究 第8篇

三维随机建模以地质统计学为基础, 综合岩心分析、测井解释、地震勘探成果、生产动态资料及野外露头等多种资料, 按地质特征和统计规律对沉积相单元、流动单元以及储层参数的空间分布等进行模拟, 最终建立一套随机模型。[3]三维储层建模是从三维的角度对储层进行定量的研究, 其核心是对储层进行多学科综合一体化、三维定量化及可视化的预测。[4]三维储层模型克服了用二维图件描述三维储层的局限性, 可从三维空间上定量地表征储层的非均质性。[5]另外, 三维地质模型的模拟结果可以直接与三维油藏数值模拟软件接轨, 有利于开展地质-油藏数模的一体化研究。[6]本文以KK油田为例, 开展针对复杂断块油藏精细地质建模研究。

1 工区概况

KK油田断层多、断块小、构造复杂、且钻井资料少, 落实断层、落实圈闭难度大, 急需开展储层建模研究。

K K油田以三角洲前缘亚相的水下分流河道、河口坝、障壁坝沉积为主, 部分发育泻湖、前三角洲亚相。整体上属于高孔高渗储层。鉴于该区地震资料品质较差, 又缺少V S P地震测井资料, 给断层识别、落实构造、落实圈闭带来难度, 给该区断层精细描述带来困难, 影响着构造和圈闭的落实程度。需要开展储层三维地质建模, 落实各种圈闭与断层的同时, 为油藏数字模拟提供准确的静态数据。

2 KK油田精细地质建模

2.1 数据加载

在地质建模中, 数据准备及质量控制是一项基础的但十分重要的工作。本次建模数据主要包括两大类, 其一为井数据, 主要为分层数据和井参数 (孔隙度、渗透率) ;其二为图形数据, 主要为前期解释的各小层平面相图及含油面积图;其三为地震数据, 主要包括地震解释的断层及层面数据。

2.2 构造建模

2.2.1 三维断层模型

为了满足K K油田断层关系的复杂性, 真实的再现地下断层的分布状态, 最终将模型分为两部分进行处理, B-D砂组与D-G砂组分开进行建模研究。KK油田平面上网格划分为50×50米, 通过将东西走向的大断层及削截断层设置不同的I, J来趋势控制网格的质量。

2.2.2 三维层面模型

通过地震解释的7个构造层面作为约束, 利用20口井的分层数据进行层面插值, 得到时间域的构造层面。层面模型建立完毕后, 需要对网格质量进行检查。层面模型建立后还应该检查建立的网格是否合理, 是否存在负体积。网格质量得到很好的控制后, 通过Make Zone得到地层模型, 包含了所有的小层。B-D砂组通过B1, B10, C1, C6及D1五个层面隔开, 分为四个Zone。

2.2.3 垂向网格细分

KK油田油藏类型以边底水为主, 为了精细刻画出这种特征, 垂向上含油小层以4英尺一个网格为划分标准, 泥质隔层及不含油的砂体不进行细分。

从网格划分的结果看, 该模型已经超过了一千五百万个网格, 垂向上已经达到了非常精细的程度。

2.3 沉积相模型

KK油田有利的含油微相主要有水下分流河道、障壁坝与河口坝。建模时沉积相类型分为7种, 其中沉积相图中的相有:泻湖、水下分流河道、障壁坝、河口坝, 除了这四种相外, 还加入了砂、泥两种岩相, 砂为没有油气显示的砂层, 隔层赋值为泥岩相。相应的相代码赋值为:泥—0、砂—1、泻湖—2、障壁坝—3、水下分流河道—4、河口坝—5、背景泥岩相—6。

由于没有单井沉积相数据, 采用确定性的沉积相建模方法。用沉积相图建立相模型, 对有沉积相解释的小层赋予相应数字化的相图, 对没有相应沉积相图的不含油砂层统一赋值为砂岩相代码-1, 对所有的泥层及隔层的沉积相值都统一赋值为泥岩相代码-0。模拟时加入了7种相并赋予每个相不同的颜色模拟出每个小层的沉积相模型, 最后得到整个沉积相模型。

2.4 储层物性参数建模

对于物性参数, 在沉积微相模拟基础上采用顺序高斯模拟方法进行插值更为合理, 在插值过程中需要按不同的沉积微相分别进行处理。顺序高斯模拟被认为是模拟连续型变量的首选方法。高斯随机域是最经典的随机函数。该模型的最大特征是随机变量符合高斯分布 (正态分布) 。该方法主要用于连续变量 (如孔隙度、厚度) 的随机模拟。顺序高斯模拟是一种应用高斯概率理论和顺序模拟算法产生连续变量空间分布的随机模拟方法。模拟过程是从一个象元到另一个象元顺序进行的, 用于计算某象元LCPD的条件数据除包括在给定有效范围内的原始数据和已被模拟的网格数据。

2.4.1 孔隙度建模

KK油田共20口井, 有孔隙度解释的有11口井, 且11口井中有4口井孔隙度全井段都有解释, 其余7口井只有部分井段有解释。孔隙度25-30%的占74%, 20-25%的占15%, 30-35%的占11%。K K油田储层孔隙度总体为24.5-31.2%, 平均28%。B-D砂组主方向为45度方向, 主方向变程为2051.9米, 次方向的变程为1123.1米, 垂直方向的变程为80.3英尺 (图3) 。

总体上主方向为北东方向, 变差函数中的主方向一般可以作为物源方向, 通过分析结果可以可以看出物源方向大约是北东方向。通过相控, 模拟结果和相的相关性比较好, 最终模拟结果较好地再现了孔隙度在三维空间上的展布, 总体上非均质性不是太强, 属于高孔, 如图4。

2.4.2 渗透率建模

渗透率与孔隙度一样, 只有4井全井段有解释, 7口井只有部分井段有解释, 渗透率的模拟与孔隙度采取同样的方式模拟:KK油田渗透率为253-8066mD, 三个含油微相的最小渗透率输出为253m D。由于孔隙度与渗透率有很强的相关性, 渗透率模拟时采取孔隙度进行协同模拟。孔隙度与渗透率的关系为:

log (K-毫达西φ-小数)

该区由于渗透率较大, 极差也较大, 在进行模拟时首先得进行对数转换, 然后进行模拟。变差函数显示B-D砂组主方向为40度, 主变程为1587.7米, 次方向变程为1253.5米, 垂直方向变程为81.1英尺;物源方向主要也是北东方向, 渗透率的变差函数参数和孔隙度的变差函数存在一致性, 表明分析的结果可靠性比较高, 为模拟提供了保证。

3 结论

(1) 应用Petrel软件精细地建立了KK油田复杂断块的构造模型, 特别是断层的各种复杂接触关系也在模型中得到了很好地体现。

(2) 建立了研究区三维沉积相模型和三维储层参数模型 (包括孔隙度、渗透率) , 所建模型客观地反映了储层的三维展布情况, 为油藏数值模拟提供了可靠的静态数据体。

摘要：KK油田断层多、断块小、构造复杂、且钻井资料少, 落实断层、落实圈闭难度大, 急需开展储层建模研究。通过三维地质建模研究, 落实构造和圈闭、沉积微相展布特征及储层分布特征, 提出下步勘探有利目标区, 同时为油藏数模准备油藏静态场数据文件, 为KK油田的开发提供地质依据。

关键词：地质建模,油藏描述,断块油藏

参考文献

[1]徐守余.超稠油水平井区三维地质随机建模研究[J].石油大学学报, 2000, 24 (1) :57-59

[2]汪宝华, 贾东.相控稠油储层物性随机建模实例[J].大庆石油学院学报, 2006, 30 (1) :12-15

[3]李少华, 张昌民, 张尚峰, 等.沉积微相控制下的储层物性参数建模[J].江汉石油学院学报, 2003, 25 (1) :24-26.

[4]吴胜和, 张一伟, 李恕军, 等.提高储层随机建模精度的地质约束原则[J].石油大学学报:自然科学版, 2001, 25 (1) :55-58.

[5]田冷, 何顺利, 顾岱鸿.苏里格气田储层三维地质建模技术研究[J].天然气地球科学, 2004, 15 (6) :593-596.

油田地质开发技术特点研究 第9篇

关键词：油田地质,地质开发,技术特点

油田开发不同于其他的各类物质开发, 无论是从勘测以及具体的开发方面来讲, 油田的开发都富有难度。油田在开发过程中还要注意到油田所在地的地质状况, 明确油田所在地的油田特征, 由此在进行选择实际有效的开发方式, 那么对于油田开采的具体技术以及特点等方面也就需要更加认真的研究, 从而确保油田开采的准确性和效率。

1 油田的开发以及油田地质开发技术特点的概念简述

对于油田的开发, 第一步是油田的勘测, 油田的分布相对来说比较分散, 勘测过程也相对有难度。油田开发带来的是经济效益的增加, 也就是要求在矿藏开发的同时, 能够以最小的投入, 换来最大的经济效益, 那么这就实现了矿藏的价值。所以油田的开发就要在开发初期确定一个有效的经济效益目标, 也就是有计划的延长油田的高产和稳产期, 只有油田的产量高, 质量好, 促进了经济的发展, 才算是实现了油田的有效开发。

一个油田的具体开发是有过程的, 也就是整个油田开发的流程:发现油田→油藏不同阶段的具体评价→油田的开发方案→油田开发的具体实施阶段→调整以及如何提高油田的产量→有效提高油田的产量和质量。由于每个油田的所在地不同, 其开发的具体地质特征也就不同, 以及所采用的开发策略和技术措施不同, 每个阶段所要工作和决策的内容自然就有所不同。油田的开发技术特点也就需要不断的更新, 根据油田地质的实际状况进行改变和技术提高。

2 油田地质开发技术的特点以及综合分析

在进行油田地质的开发过程中, 最重要的是对油田的上层地质状况进行分析和检测, 只有明确地表的物质才能够更加准确的进行油田的开发。油层物质的分析可以通过检测碳酸盐的含量以及有效空隙空气渗透的百分比含量进行检测, 通过此类方法进行检测油层的地质及物性是否稳定, 有效确保开发过程中的安全性和效率。

3 如何有效提高油田地质开发技术和特点研究

3.1 注水开发

经过长期注水开发后驱油效率确实可以增大, 但增长的幅度很小, 并需要历经很长的时问和较高的耗水量。高含水开发后期, 基本上是井井见水、层层见水, 宏观体积波及系数已经很高, 再提高的余地较小。因此, 进一步提高水驱采收率主要依靠完善注采井网并进行水动力学调整, 将弱水洗储层变成强水洗储层, 提高波及范围内的整体驱替程度。

目前, 大部分油田采用注水开发方式, 当进入注水开发后期, 油井产的水大部分来自注水井的注入水, 因此在注水井上治水也很关键。由于注水井各层流体通道的差异, 水向油井推进的速度不同, 推进快的就会使油井过早水淹。为解决这一问题, 在注水井上, 通过井下工具可将各层分开, 人为地控制各层水推进速度尽量接近一致。另一种方法是向水推进快的地层挤注可调整水推进速度的物质, 这种物质在地层条件下变稠, 摩擦系数增大, 将水的推进速度降下来;还可向地层挤注可缩小或堵死地层流水通道的物质, 使注入水改变方向。这两种方法专业术语叫注水井调驱。总之, 治水可分为在油井上治水和注水井治水, 方法多种多样, 目的只有一个, 即提高注入水的使用效率, 减少油井产水。

3.2 利用三维建模技术

在油田开发中开发生产与相关科技工作开展的基础需要依托于三维地质建模技术, 三维地质建模技术在油藏描述方面属于终极成果。三维地质建模技术能够将油藏、测井以及物探和地质等各种手段有效联系起来, 油藏地质分析的原有物性、油藏地质特性等各种资料和数据则是三维地质建模技术需要利用的基础。油藏各项开发的预测、制定的开发方式以及开发方案都是以三维地质建模技术所建议的地质模型作为重要指向标。

三维地质建模的优点是可以利用有限已知的信息对一些未知信息进行模拟和描述, 鉴于该块深湖的相浊沉积特征, 利用三维地质建模技术能够对各种模拟算法进行比较, 使各项参数的经验值得到优化。

4 结语

综上所述我们得知, 随着近几年我国社会经济的不断发展和进步, 对于油气的需求也就逐步加大, 因而近年来在油田开发中, 普遍更加重视油田地质特征分析, 以此为基础制定完善的油田开发方案。在油田的具体实际开发中。应当结合当地的实际地质状况, 进行完善的地质特征分析, 对油田开发的实际效益以及对当地的具体影响进行科学合理的评估和预测, 重视油田地质特征的分析和应用, 以真实有效的地质特征分析结果为基础进行油田开发具体方案的制定和后期开发。

参考文献

[1]邹拓, 左毅, 孟立新, 刘云利, 邢向荣, 冯金义.地质建模技术在复杂断块老油田二次开发中的应用[J].石油与天然气地质, 2014, 01:143~147.

[2]邹晓萍, 陈恭洋.边际油田薄油层开发中的地质导向技术[J].西南石油大学学报 (自然科学版) , 2013, 05:65~72.

油田地质特征 第10篇

[摘 要]新北油田位于胜利浅海探区黄河入海口以北，构造上位于垦东凸起东北部，是一个在前第三系潜山背景上发育起来的新近系披覆、古近系超覆的高潜山披覆构造带。勘探始于1975年，2006年上报探明储量688.3×104t；探明天然气储量4.82×108m3；控制石油地质储量1550×104t。通过论述油田的发现和勘探开发历程及油藏的基本地质特征，总结了取得勘探突破的认识与启示

[关键词]新北油田；勘探历程；油藏特征；勘探启示

[中图分类号]：F407.9

[文献标识码]A

[文章编号]1672-5158（2013）05-0092-01

近几年来，在胜利油田勘探目标日益复杂化的情况下，在垦东北坡开展精细地质研究，部署钻探的17VI探井有15口获得了工业油气流，有多口探井获得了高产油气流。2005年以来，垦东34、垦东341区块陆续投入开发，上报探明储量688.3×104t；探明天然气储量4.82×108m3；新增垦东481块控制石油地质储量1550×104t。随着新增探明储量被最终审查确认，新北油田正式诞生，标志着胜利油田经过40多年的勘探，新发现了第74个油气田。正确认识新油田的勘探与发现对今后的勘探开发具有重大的实际意义。

1 勘探历程

胜利滩海地区的石油勘探开发历程大致经历了四个阶段：早期侦察勘探阶段（1985年前）：该阶段以背斜油气成藏理论为指导，以区带侦察为目的，应用地质类比法及地质综合评价技术，借助二维地震及非地震物探资料，在垦东凸起等二级构造带展开区域侦察钻探，钻探发现了垦东1等含油气构造。区带预探阶段（1985～1992年）：在垦东凸起主体部署的垦东12井在馆上段1090.4～1104.5m井段，泵抽日产油20.9t，发现了新滩油田，初步揭示了垦东凸起不同于陆上的孤岛、孤东油田，是以新近系为主力含油层系，主体、斜坡带具有不同油气分布规律的特点。整体评价阶段（1993-2000年）：以地质建模和油气藏描述为主要技术手段，借助常规三维地震资料和地震资料目标处理及特殊处理，以垦东地区为主要勘探目标区，进一步分析新近系油气成藏条件及其富集高产的控制因素。深化勘探阶段：以隐蔽油气藏为勘探重点，加强新技术、新理论的应用，探索新类型，开展精细地质研究，部署钻探的17V]探井有15口获得了工业油气流，有多口探井获得了高产油气流。2006年随着新增探明储量被最终审查确认，新北油田正式诞生，标志着胜利油田经40多年的勘探，新发现了第74个油气田。胜利油田浅海勘探开发进入了一个新的时代。

2 油田基本特征

2.1良好的油源及运移条件是新北油田形成的基础

垦东凸起四面被生油凹（洼）陷所包围，是各生油凹（洼）陷所生成油气的一个重要指向。根据垦东凸起原油与周边凹（洼）陷烃源岩地化特征对比结果，结合构造特征，桩东油气运聚系统是最主要的、也是最有利的油气运聚系统。来自桩东凹陷的油气，以馆陶组特别是馆下段砂体为主要通路，辅以馆陶组与其下地层间不整合面，由北东东和北西西向油源断层进行纵向沟通，自北向南形成垦东地区整体上以缓坡侧向运聚为主的成藏体系。

2.2走滑构造影响了新北油田油气的成藏

在垦东断裂带油气沿断层的运移是最常见的形式，断层是油气长距离运移的一种重要输导系统。垦东北坡油气集中分布于垦东4、垦东34等断鼻根部构造高带。断层落差大、活动期长、闭合幅度大的圈闭含油井段长、油气丰度高，近邻桩东凹陷油源区、断层活动强度大的垦东34断鼻为多层系含油。

2.3储、盖层组合条件控制了新北油田油气的富集

垦东北部新近系的馆陶组和明化镇组为河流相沉积，主要含油层段为馆上段的Ⅳ、V砂组，砂岩含量为14%-28%，油层厚度4-10m，岩性为细砂岩、粉砂岩，具有很好的物性；同时涫上段储盖组合配置有利，砂泥互层，Ⅳ、V砂组上下泥岩沉积较稳定，区域广泛分布，厚度较大，可以作为良好的盖层。北部斜坡带垦东4断鼻油层集中分布于馆上Ⅳ砂组顶部薄层砂体中，横向分布非常稳定，其上是非常稳定分布的Ⅲ砂组泥岩盖层。

3 勘探认识及启示

十几年来，胜利滩海地区之所以能年均新增探明2000×104t，得益于“勘探理论为指导、先进技术为支持、经济高效为原则、综合研究是基础”的指导思想和工作理念，并且以新近系为重点，发展和形成了针对性的描述系列，取得了较好的经济效益，并促成了新北油田的发现。

3.1勘探理论为指导

胜利油区陆上几十年及海上勘探实践证实以及陆相断陷盆地油气勘探应自始至终以复式油气成藏理论和隐蔽油气藏理论为指导下，遵循科学的勘探程序，突破了原来以构造油藏为主的勘探思路，形成了构造背景上岩性变化控制成藏的新认识。从其地质条件特殊性出发，在不断深化、探索中总结经验，去开拓油气勘探新领域。实践证明，遵循这个规律可以取得良好的勘探效果，加快油气勘探进程。

3.2先进技术为支持

垦东新近系河流相沉积，储层横向变化快，砂体不连通，勘探风险大，因此必须强化地质综合研究，充分应用高新技术，把新技术、新方法始终贯彻到勘探过程的始终。在勘探过程中，以河流相储层的时空演化为背景，以岩性等隐蔽油气藏形成的主控因素为基础，研究储层沉积相、微相展布和物性变化的内在规律，构筑油气藏正演模型，建立储层的地震响应模式；探索并形成有效的储层地震识别及定量描述技术系列及方法，推动浅层隐蔽油气藏勘探向前发展。

3.3经济高效为原则

在勘探过程中应不断应用、完善适合于海上试油（测试）新技术，加速油气勘探进程。海上试油作业不同于陆地，既要针对不同储层的地质特征，保证地质资料齐全、准确，又要考虑成本及安全环保要求高和受海况影响大的特点。在海上探井试油中逐步应用、完善了从压井、射孔、地层测试、排液求产、油气计量、封闭油气层到完井配套的试油新工艺、新技术，并全面推广、应用以地层测试技术为核心的海上配套试油工艺技术，海上试油比陆地上缩短了近4倍的时间，达到防止油层受二次污染的影响，取得了显著的经济效益。

3.4综合研究是基础

胜利滩海地区的勘探始终坚持深入扎实的综合地质研究，勘探的不同阶段，针对不同的资料条件，采用不同的综合研究手段，按照选带、控层、逐层深入的原则逐步展开，有效的缩短了勘探开发进程。扎实、深入、可靠的综合地质研究为勘探目标的选择和新技术的开发应用奠定了坚实的基础。新北油田之所以能取得好的勘探效益，是因为其勘探以复式成藏理论为指导，在对油气分布规律深入认识的基础上，在地质规律的指导下采用新技术、新方法精细描述和预测油气藏、指导勘探开发的结果。

参考文献

[1]冉隆辉，陈更生，徐仁芬.中国海相油气田勘探实例之一四川盆地罗家寨大型气田的发现和探明[J1.海相油气地质，2005，（1）：45-47

油田勘探工作中地质录井的应用 第11篇

在油田勘探中, 地质录井是行之有效的勘探技术, 是收集分析在勘探过程中的资料、观察参数、检测的基础上形成的一种检测岩石性质、油气的方法, 地质录井方法诸多, 合理的地质录用技术将有助于油田勘探工作的顺利进展, 提高录井勘探的效率。

2 各种地质录井在油田勘探中的运用

2.1 录井技术运用

(1) 钻井液录井技术的运用。以抽取样品方式进行, 定时从钻井下抽取样品信息资料来进行分析的技术简称钻井液录井[1]。一般的情况下, 在取出的样品中, 最主要是分析样品的密度大小以及样品中有用物质与泥土等含量的变化, 当钻井钻到油气层的后, 可以明显的感觉到钻井液发生了变化, 钻井液在钻到油气田时密度会变小, 液体流动明显加快, 液体中会产生明显的液泡与溅起来的油滴, 根据泥岩层与含油层的关系来判断钻井的下降率。

(2) 岩屑录井技术的运用。在钻井过程中, 会将地质的岩石碎屑带出来, 通过碎屑可以直接的反映出地质岩层中的化学物质以及含油量, 在辨别油层上起到了非常重要的作用, 明确点说就是利用地质岩层的碎片的气味来判断油田的好坏, 与此同时, 钻井人员可以对岩屑的观察来进一步了解岩层中的含油量。

(3) 荧光录井技术的运用。岩屑中存在发光的岩屑, 工作人员可以通过对这些发光岩屑的观察, 当发光岩屑占得百分比越多, 岩屑的含油量就越高, 发光的物体一般呈现黄色状态, 可见其深浅, 这是由于该物体含油量多少造成的, 在众多颜色中金黄色和亮黄色的含油量最高, 从而得出含油量数据, 这方法在油田勘探中经常用到, 将岩屑放在自然的光照下, 岩屑呈现出褐黄或者褐灰的油浸色并且含有特殊的香味, 这是因为原油挥发出特殊香味的结果, 根据岩屑味道的轻重来判断岩屑含油量的多少。

2.2 地质录井技术的分析

录井也就是钻井中所说的地质录井, 在勘探钻井过程中获取信息速度比较快, 而且准确度极高, 从而方便了工作人员对信息进行准确的收集、详细进行记录分析整理, 很好的节省了时间和人力物力, 提高了工作效率[2]。地质录井在使用过程中可以分为直接录井和间接录井, 直接录井方式主要是通过直接观察岩屑的成分来进行分析得出结论;间接的录井主要通过各种间接录井技术来观察钻井的钻井液的密度变化、钻井时的速度、地质岩层的泥浆性质的变化, 从而分析出油田泥浆的各种性质特点, 变化状态, 然后获取所需要的信息, 虽然直接录井技术也存在着弊端, 但是间接录井技术准确率受到环境因数的影响大, 因此在准确度上不比直接录井法高。通过直接录井和间接录井的方式去了解、收集、记录各种信息, 在此基础上对收取的信息进行筛选、整理并进行数据的分析利用。在确定了油气田范围以后, 通过勘探技术精确的确定出油气层的详细位置、油气层的厚度、液体和气体的量等;在完成上述的工作后, 便为钻井试油、确定深度等工序提供有力的的理论依据。在油田勘探中, 地质录井技术占据了重要的地位, 是钻井和油田勘探的左膀右臂。

3 油田勘探工作中地质录井使用意义

3.1 地质录井是发现油田的路径

在油田勘探中地质录井技术所体现出来的重要性不容置疑, 就我国现阶段来说, 有了地质录井技术以后, 石油勘探正在以前所未有的速度发展, 让我国的石油勘探事业再上一层[3]。地质录井技术对石油勘探开发的最后结果有着决定性的作用, 影响着石油勘探的发展和开发。随着科学技术的不断发展, 地质录井技术不断的得到提高, 其普及率也在不断的升高。下面就以几个在油田勘探中的真实例子来简单说明地质录井技术在油田勘探中的重要性以及重要作用。在我国四川东部地区, 图层结构主要以石炭系为主, 要在该地区勘探油田是非常困难的, 但是在使用了地质录井技术以后, 不但解决了难勘探的问题, 而且还大大提高了勘探的成功率, 勘探过程中没有办法确定白云岩层的具体位置是勘测的难点, 后来勘察组引进了地质录井技术, 很快就解决了勘探中出现的疑惑, 并且很快就精确的勘探处白云岩层的位置。大约在1996-1997年间, 在8号井位置, 也是因为在勘探中遇到了约18米厚白云岩层, 而且该白云岩层的硬度很大, 因此高密度钻井无法显示完钻, 自动将该层暂时定为石炭系岩层, 这个又使得勘探陷入了疑问当中, 为勘探人员留下了许多不解的思索。1997年9月, 本来打算完钻的18号井, 经技术人员决定, 对其进行修改设计, 引进地质录井技术, 加深8号钻探井的深度, 最终的结果出乎人们的意料, 在井深达到2300-2350米处, 白云岩的测试结果使每日产生大量的气体, 最后通过地质专家的专门鉴定, 才最终确定为石炭系岩层, 经过十几载的勘探, 才发现了石炭系岩层藏有天然气体, 这一重大的发现是勘探史上的一大成就。

3.2 地质录井提高了油田开采的产量, 推动油田勘探的发展

在70年代初期, 油田勘探人员在河北利用地质录井技术, 钻井深度达到3000米处发现白云岩层, 因为白云岩已经风化, 因此晶洞裂缝中含有丰富的石油[4]。在最终的确定结果中, 油气的储存量惊人, 每日可以产油约60吨。在同一时期, 同样是利用地质录井技术, 经探明在第三系岩层中, 油气的储存量达到5亿吨以上, 从而使得我国油气产量自1960年大庆油田探明后又一次大幅度的提高。三叠系构造是中国的极为罕见的大构造, 三叠系的顶部面积达到了1800平方千米, 对其的勘探开发是一项极其艰难的历程, 经理了无数的艰辛。第一次钻井发生在开国前后, 但是最终以失败告终;第二次在勘探钻井是在三大改造完成以后, 引进苏联的先进技术, 以及勘探经验, 但是最后因为我国技术不足, 设备落后而告终;后来到了70年代初期决定再次勘探钻井, 在这次中, 勘探中使用了地质录井技术, 勘探队成功的钻穿了地层中的震旦系, 虽然在途中经历了不少困难, 最后成功的对该层的油气田进行了开发, 同时极大的推动了当时四川油田勘探开发的热潮, 最终经探明的威远震旦系油气储存量巨大, 使其一举成为了我国80年代前的最大油气生产田。地质录井提高了油田开采的产量, 推动油田勘探的高速的发展, 对油田勘探工作具有重大的意义。

4 结束语

在油气田的勘探技术中, 地质录井技术独占鳌头, 是在油田勘探中必不可少的技术, 其他技术不可代替, 现在在勘探中出现了综合录井技术, 这一技术可以随时提取油气, 但是其也需要以地质录井技术为依托, 在刻度与检验中必须依赖地质录井技术, 因此在我国, 地质录井在油气田的勘探中有着不可动摇的地位。

参考文献

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[3]黄佑德.佘明军.王明祥.李胜利等.红外光气测录井技术及其应用[J].科学咨询 (决策管理) , 2010, 4 (04) :12-34[3]黄佑德.佘明军.王明祥.李胜利等.红外光气测录井技术及其应用[J].科学咨询 (决策管理) , 2010, 4 (04) :12-34