延安组油层井网部署
浅水三角洲沉积特征及布井方法——以铁边城地区延8储层为例
系 组
以上 ， 砂体 垂 向上 未见 吉尔 伯特 ＝层 结构 ． ｉ 为典型 的
浅水 三 角洲 沉积体 系 ，可识 别 出上 三角 洲平 原分 流
三 角 洲沉 积特 征ＢＡ。研 究 表 明 ， 水三 角洲 是三 角 ｏ１ 】 浅
数 条 河 流入 湖 ， 水 成湖 ， 洪 水 期 汪 洋一 片 ， 枯 集 在 在
水 期河 流纵 横 ， 湖泊 星罗 棋布 。 进入 延 ８ 层沉 积期 ， 盆
地 持续 下沉 ， 流 向湖盆 推进 ． 河 形成 大 面积 的浅水 三 角 洲砂 体并 构成 有利 的储 集体 。又 由于盆地 沉 积后 期 的差 异 压 实 作用 口 ， 区发 育 大 致 由东 向西 倾 没 ２该 １ 的低 幅鼻状 隆起 。有 利 的储层 和构 造在 区域 上 的 良 好 配置 区为最终 形成 侏 罗系 油藏创 造 了条件 。
第 １ ３卷 第 ４期
重 庆科 技学 院学 报 （ 自然 科学 版 ）
２ １ 年 ８月 ０１
浅水 三角洲沉积特征及布 井方 法
— —
以铁 边 城 地 区延 ８ 层 为例 储
张晓明 殷 国瑞 胡 瑞 骆 高峻 李章元 苟恒兴
（ 庆 油田公 司第八采 油 厂 ， 长 西安 ７ ０ ２ ） １ ０ １
区 的主体 。 角洲在 向湖进积 过程 中 ， 三 随着 分 流河道
的快 速推进 ，在分 流河 道间 的洼地 不 断发 生着决 Ｅ ｌ 沉 积 和越岸 沉 积作用 ， 的分 流 间湾形 成 ． 口扇发 新 决 育， 间湾逐 渐被 充填 ， 三角洲 平 原进 一步 扩大 。在 上
西峰油田延长组地层划分方法
姬塬油田延长组地层划分方法三大队沈书锋一、区域地质背景鄂尔多斯盆地也称陕甘宁盆地，是华北地台解体后独立发展起来的一个中新生代大型内陆沉积盆地，是一个多构造体系、多旋回坳陷、多沉积类型的大型克拉通沉积盆地。
经历了中晚元古代拗拉谷、早古生代陆表海、晚古生代海陆过渡、中生代内陆湖泊及新生代边缘断陷湖泊五大构造发展阶段。
盆地边缘断裂褶皱较发育，而盆地内构造相对简单，地层平缓，平均倾角不足1°，依据基底性质、地质演化历史及构造特征，将盆地本部分为六大构造单元，分别为：伊盟隆起、伊陕斜坡、天环坳陷、晋西挠褶带、西缘褶曲带和渭北隆起。
鄂尔多斯盆地具有与华北地台相同的前震旦亚界基底，吕梁运动后进入地台发育期，震旦亚代至中奥陶世存在一中央隆起，其两侧为沉积中心，沉积物厚1300m左右，晚三叠纪大型盆地的轮廓已经形成，整个中生界表现为全面下降。
接受了近5000m的陆相沉积，含有丰富的油气资源（表1）。
鄂尔多斯盆地从晚三叠纪开始进入内陆坳陷盆地沉积，形成一个面积大、水域广、深度浅，基底平的大型湖泊，延长组是第一个沉积旋回，延长期构造稳定，气候温暖潮湿，发育了一套以河流、湖泊、湖泊三角洲为主的沉积，整个延长期湖盆经历了发生－发展－消亡阶段。
使延长组形成了一套完整的生、储、盖组合。
即以底部泥岩及油页岩为主要生油层，以长8以上三角洲砂体为主要储集层，以浅湖和沼泽相泥岩为主要盖层。
燕山运动及以后的沉积改造了全区地质构造，继承发展为现今单斜背景下的一系列鼻状构造。
表1姬塬油田中生界地层层序及岩性组合特征二、延长组以上地层的划分和对比随着勘探开发的不断深入，在井网不断加密，资料不断丰富的情况下，对层系的划分也提出了更高的要求。
受区域沉积环境的影响，不同地区的层系特征不同，地层的层序组合与演化也存在很大差异。
经过对近年来所录取各项资料的对比分析，总结出一些可供参考的地层划分和对比方法。
由于姬塬地区主要产油层为三叠系上统延长组，因此我们把地层对比的重点放在了延长组。
YB油区长6地层划分对比
YB油区长6地层划分对比摘要：地层精细划分对比是油田地质的基础，通过地层精细划分对比，可以解决油田开发过程中的许多地质问题，为了解决YB油区含水率较高、自然递减率较快、后期注水等问题，充分利用各阶段的分析资料，对目的层进行地层划分对比，为下一步油田开发方案调整和综合治理奠定必要的基础。
关键字：YB油区地层划分对比标志层YB油区地处陕西省延安市子长县东部，位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部中段。
研究区属陕北黄土塬区，地表被第四纪黄土层所覆盖，地形起伏不平，为沟、梁、峁地貌，地面海拔1050～1300m。
YB油区最早勘探始于上世纪八十年代，经过三十多年的勘探开发，研究区探井均钻达长6底部，主要含油层位为长61、长62、长63。
75%探井试油达到工业油流，初周月平均单井日产油0.8t，含水率85%。
区域上延长组厚度一般为1000-1400m，是一套以河-湖相为主的陆源碎屑岩系。
在延长组地层划分对比工作中，从张家滩页岩（包括张家滩页岩）及其之上的延长组中识别出了9个标志层，自下而上一次为K1-K9，本次研究以高分辨率层序地层学为理论依据，遵循“先寻找区域标志层，再寻找辅助标志层，先对大段，再对小段，沉积旋回控制，参考厚度，多井对比，全区闭合”的原则。
延长组自下而上依次为T3y1- T3y5五段，同时根据油层纵向分布规律自上而下依次划分为10个油层组，依据K1、K2、K3、K9等标志层划分大层并结合地层岩性、电性组合及沉积旋回特征，将目的层长6地层进行亚层、小层不同级别的划分。
根据上述原则逐井进行地层的划分和对比，在反复的对比中达到全区圈闭，为了精细研究区的油层发育特点，选择大致顺物源方向和垂直物源方向，根据标志层、结合沉积旋回、地层厚度、岩电特征等对研究区分别做纵、横向油层对比剖面各3条。
完成研究区地层层序格架的建立，并建立了研究区主要目的层段的分层数据库。
YB油区ZB1208-1井-L203井长6-长4+5地层对比横剖面图根据研究区内58口井探井的测井、录井和分析测试资料的基础上，以岩石地层学、层序地层学的基本原理及技术方法为指导，完成了研究区内58口探井小层精细地层划分与对比，建立了小层分层数据库。
胡尖山油田精细注水技术研究
胡尖山油田精细注水技术研究【摘要】近年来，特低渗透油藏的开发已逐步成为胡尖山油田原油生产稳定发展的主要潜力，但其物性差、产量低、多属岩性油藏、天然能量匮乏，故提高此类油藏的注水开发水平和相关经济效益，已成为胡尖山油田持续发展的关键技术，胡尖山油田的注水开发经历了注水开发试验、大规模注水开发、注水调整、精细注水四个阶段，注水开发后，随着动态的变化，采取了多种注水调整方式，取得了一定的效果，但后期又有新的矛盾不断出现，经过系统总结发现，不同的注采区块也具有一定的共性，即可以用驱动类型、开发阶段、渗流特征进行划分归类，分成不同的注水单元，这就逐步形成了精细注水技术。
【关键词】特低渗透油气藏胡尖山油田精细注水发展方向1 前言胡尖山油田位于定边县境内，地处陕西省西北角、榆林市最西端，是黄土高原与内蒙古鄂尔多斯荒漠草原过渡地带，东至东南与本省靖边县、吴旗县相连；南至西南与甘肃省华池县、环县相接；西与宁夏回族自治区盐池县毗邻，北至东北与内蒙古鄂托克前期、乌审旗相邻，系陕、甘、宁、蒙四省区交界地。
地面海拔1400～1800米，相对高差50～100m左右。
该区气候变化幅度大，属典型的内陆半干旱型季风气候，四季分明，年平均气温7～120℃，平均降水量400～600mm，大部分集中在7～9月，冬春干旱，且有风沙、寒潮侵袭，自然环境比较恶劣。
2 胡尖山油田地质特征胡尖山地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带的中部，构造背景为一平缓的西倾单斜，倾角仅半度左右，平均坡降6～8m/km。
是一个经多期构造运动叠合形成的残余内克拉通盆地。
盆地内沉积有自古生代以来的多套沉积体系，其内蕴藏着丰富的油气资源。
其中上三叠统延长组是一套在内陆湖泊三角洲沉积体系上发育的重要油气储集层，也是胡尖山地区主要的含油层系。
胡尖山油田含油层系为三叠系延长组长7、长6、长4+5、长3、长2油层，主力油层长6埋深1000～1400m，油层厚度10～15m，储层平均有效孔隙度11.0%～15.0%，空气渗透率1～2md，原始地层压力8.3mpa～10.0mpa，饱和压力4.65mpa～6.79mpa，压力系数0.7～0.8，为典型的低孔、低渗、低压油藏，其注水开发技术的好坏对合理开发此类油藏具有重要意义。
二元复合驱提高石油采收率技术研究
56三元复合驱能大幅度提高老油田的采收程度，但是也带来了诸多问题：伤害储层、井筒结垢、油水乳化严重等。
为了克服这些问题聚/表二元复合驱被人们广泛应用。
但是单一的二元驱后，剩余油量依旧很高且对于大部分老油田一旦二元复合驱结束，剩余油如何继续开采，到目前为止还没有成熟的技术。
1 油田提高采收率技术现状XZ油田油藏类型复杂、储层物性差、非均质性强，部分油藏裂缝发育，注水开发效果差，标定采收率低，因此，亟需开展提高采收率技术攻关研究。
1.1 储层物性差，驱替阻力大，不利于提高波及体积和驱油效率XZ油田主要开发对象为侏罗系油藏和三叠系特低渗透、超低渗透油藏，其中侏罗系油藏边低水丰富，极易造成边低水及注入水突进引起的高含水现象，而三叠系特低渗透、超低渗透油藏储层渗透率低，启动压力梯度大，水驱和其它驱替介质驱油阻力大，难以建立有效的驱替压力系统，不利于提高波及体积和驱油效率，见图1。
图1 主力开发油田渗透率分布1.2 地层压力低，补充地层能量与扩大波及体积矛盾突出一方面油藏原始地层压力低（9~20MPa），压力系数低（0.6~0.7），需要注水（注气）补充地层能量；另一方面，储层非均质性强，裂缝发育，注入水（气）沿裂缝和高渗条带窜流和突进，导致波及体积低。
2 XZ 油田油藏提高采收率面临挑战2.1 侏罗系油藏XZ油田侏罗系油藏主要为延安组油层，储层特征为河流相沉积为主，储层物性好（孔隙度：14~19%，渗透率15~50mD），以构造或岩性-构造油藏为主，水驱油效率较高，开发特征及矛盾为整体处于高含水开发阶段，目前该油区已进入二元复合驱提高石油采收率技术研究江伟 张钰 张小荣 郭启峰 付国超延长油田股份有限公司定边采油厂 陕西 榆林 718699摘要：二元复合驱是控制注水井区含水上升速度，进一步提高采收率的方法，并能有效提高驱油效果，它与三元复合驱相比，具有施工简单、成本低、地层伤害小等优势。
二元复合驱技术在油田中的应用逐渐普及，如何通过二元复合驱实现稳油控水，提高油田采出程度成为亟待探究的内容。
吴旗油沟油田(地质)
10 5
1.2 0.2
3.7 0.5 0.6
3.6
0 旗胜38-127 旗胜38-129 旗胜38-131 旗胜38-148 旗胜38-48 旗胜38-50
延10开发现状
侏罗系延安组延10油藏总 面积1.66km2的含油面积，控制 地质储量57.28×104t。目前平 均单井日产油6.0t，液量高， 部分井含水高。
延8开发现状
延安组延８油藏分 布非常局限，１控制了 ０.３９km2的含油面积， 控制地质储量8.３１ ×104t。目前试采的口 井平均单井日产油4.97t。
旗胜38-78开采曲线
22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0
日产液、油、水
三、油田地质基础研究
地层对比与小层划分
制作用。
构造特征
油沟油田富县组砂顶起伏与油藏关系图
延长组地层进行了小层划分， 具体划分方案如下： 延安组小层的划分按照盆地传统的划分方案，即从下到上划分为
延10—延1十个油层组。富县期河道的下切与充填使得油田区内长1地层
基本剥蚀殆尽，有些地区长2甚至长3地层也遭受了不同程度的剥蚀，将 延长组从“张家滩”页岩底界向上划分为长7、长6、长4+51、长4+52、
则的开发井网，控制了
14.8km2的含油面积，探明 地质储量563.13×104t，
溶解气储量7.04×108m3。
所有油井都进行了压裂改 造，采用自然能量开采。
长4+51开发现状
初期平均单井日产油5.1t，
油沟油田长4+51开采现状图
目前平均单井日产油2.75t，综合 含水18.2%。截至2006年7月底， 长4+51总计产液7.2 万m3，其中油 6.23万m3，水0.97万m3，采出程度 为0.94%，地下亏空体积约为9.3 万 m 3。
中国石化煤层气资源发展前景
中国石化煤层气资源发展前景龙胜祥; 陈纯芳; 李辛子; 叶欣; 梁宇【期刊名称】《《石油与天然气地质》》【年(卷),期】2011(032)003【总页数】8页(P481-488)【关键词】勘探开发; 发展前景; 资源潜力; 煤层气; 中国石化【作者】龙胜祥; 陈纯芳; 李辛子; 叶欣; 梁宇【作者单位】中国石化石油勘探开发研究院北京100083; 怀俄明大学美国怀俄明州拉勒米市82071【正文语种】中文【中图分类】TE122.2煤层气(俗称瓦斯)是由煤生成、成分以甲烷为主,主要以吸附状态存在于煤层中的一种非常规天然气,因而其勘探开发技术也不同于常规油气资源[1-2]。
随着人类对油气资源需求的不断加大和常规油气资源剩余量的不断减少,一些国家和大石油公司大力开展了煤层气勘探开发和利用。
近年来,我国政府十分重视煤层气资源的开发与利用,众多企业纷纷介入,现煤层气产业化发展势头良好,已进入快速发展轨道[3-6]。
中国石化拥有较丰富煤层气资源。
在我国油气资源供不应求、煤矿开采中瓦斯突出频繁、环境污染日益严重之情况下,作为我国最大企业,中国石化有责任也有能力开发煤层气资源,支持国家经济发展。
本文分析了国内外发展过程、中国石化资源潜力、面临的外部条件,认为中国石化煤层气资源发展前景广阔,但不能盲目发展,同时提出了相关建议。
1 国内外勘探开发概况与启示国外已形成煤层气产业化的国家有美国、加拿大、澳大利亚。
美国是世界上开采煤层气最早和最成功的国家,但其煤层气产业化发展经历了长期探索的过程,大致分 3个阶段。
第一阶段是1953—1980年,主要开展煤层气理论与技术探索,初步认识到煤层气的排水降压开采过程,1980年煤层气产量仅1×108 m3。
第二阶段是1981—1989年,在美国政府一系列优惠政策推动下,一些公司开展了煤层气理论深化和新技术开发应用,形成了“排水-降压-采气”的开发理论,常规直井水力加砂压裂技术、直井裸眼洞穴完井技术等得到广泛应用,产量稳步提高。
延长油田X区块注水开发效果评价
延长油田X区块注水开发效果评价发布时间：2021-09-30T02:22:52.116Z 来源：《建筑实践》2021年19期作者：代刚盖思明[导读] 本次研究主要通过建立综合评价特征模型的方式建立延长油田X区块低渗透油藏注水开发效果评价分级方法。
代刚盖思明延长油田股份有限公司质量监督中心陕西延安 716000摘要：本次研究主要通过建立综合评价特征模型的方式建立延长油田X区块低渗透油藏注水开发效果评价分级方法。
首先，通过从30项参考评价指标中筛选确定5注水评价指标，利用现场数据结合经济评价指标、地质静态数据的方法，确定各项指标权重，最终利用专家评价法建立综合评价分级标准。
该方法现场应用效果较佳，耦合性较好可较好解决高含水区注水效率较低问题，从而提高油田综合开发效益。
关键词：定量综合评价；注水开发效果；效果评价；开发效果评价0.问题提出X区块属于延长油田，位于我国黄土高原，资源匮乏，地面开发条件及环境恶劣[1]。
该油田主要开发层系为侏罗系延安组的延9低渗透油气藏[2]，油井产量低，投产后稳产期短[3]，目前油藏开发主要以注水开发为主[4]，经过长时间的开采，油藏天然能量严重不足。
2015年后，X区块通过整体补救性注水开发，取得一定增油效果，但区块内不同井组开发动用情况差异性较大，地下有效动用情况以及如何利用生产资料快速有效评价注水开发层系开发效果亟待进一步落实。
1.参考评价指标虽然单项指标的评价实用、可靠[5]，但是多指标综合评价更能反映油藏注水开发系统性的特征，是注水开发效果评价技术的发展趋势[6]。
本次研究首先综合筛选30项注水开发相关评价指标[7]。
1.1表征注水质与量的特征指标本次研究选取可表征注入水质与量特征标志包括；水质达标率、腐蚀速率、资料保全率、洗井周期、注水压损、检管周期、压力保持率、注采比、开井率、注水时率、措施有效率、注配率、重补等增注措施。
1.2表征“有效及精细注水”指标本次研究选取可表征注入水质与量特征标志包括：分注合格率、水驱采收率、分注率、自然递减率、水驱控制程度、单井日产稳率、注水系统效率、水驱指数、剩余可采储量采油速度、综合递减率、耗水率、存水率、监测完成率、油层利用率、含水上升率、油层动用程度、多向受益率、注采对应率。
鄂尔多斯盆地西南部Z区低阻油水层识别方法
鄂尔多斯盆地西南部Z区低阻油水层识别方法黄东安;白晓路;杨琦;贾昱昕;董李红;彭丽娜【摘要】随着近年来鄂尔多斯盆地西南部侏罗系油藏的规模开发,侏罗系油藏优质储量得到不断动用,而侏罗系低阻油藏成藏隐蔽,勘探开发经验少,油水层识别难度大等问题日趋突出.鄂尔多斯盆地西南部Z区延9油藏为典型的低阻油藏,分析表明,孔隙结构复杂、微孔率高、微孔隙中存在束缚水是导致油层低阻的主要原因,地层水矿化度高也降低了油层电阻率;对比分析了测井曲线形态法、砂层顶构造对比法、侵入因子与声波时差交会图版法、快速色谱录井识别等识别低阻油层方法,并提出了该区有利建产目标.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2017(031)005【总页数】3页(P98-100)【关键词】鄂尔多斯盆地;低阻油藏;Z区;油水层识别【作者】黄东安;白晓路;杨琦;贾昱昕;董李红;彭丽娜【作者单位】中国石油长庆油田分公司第十一采油厂,甘肃庆阳745000;中国石油长庆油田分公司第十一采油厂,甘肃庆阳745000;中国石油长庆油田分公司第十一采油厂,甘肃庆阳745000;中国石油长庆油田分公司第十一采油厂,甘肃庆阳745000;中国石油长庆油田分公司第十一采油厂,甘肃庆阳745000;中国石化河南油田分公司第一采油厂【正文语种】中文【中图分类】P618.13研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡带西南部，主要含油层为延9油层，油区以低幅度的东倾鼻隆为主，油藏主要分布在鼻隆构造与主砂带的有利叠合部位。
Z区延9期为三角洲平原亚相沉积，砂体为西南-北东向，砂体变化快，厚度4～20 m；河道宽度为1.9～2.3 km，油藏在河道东西两侧受岩性控制，沿河道方向受构造控制。
该区取心孔隙度为15.0%，渗透率为8.10×l0-3 μm2；受高地层水矿化度、高束缚水饱和度以及复杂孔隙结构的影响，油层电阻率较低，出油层电阻率平均6.0 Ω·m，为典型的侏罗系低阻油藏。
长庆志丹地区延长组地层划分方法
长庆志丹地区延长组地层划分研究2016年1月目录一、区域地质背景二、准确划分延长组小层的基础工作1、准确落实井深和岩屑迟到时间2、准确建立延长组以上地层的岩性剖面三、延长组以上地层的划分和对比四、延长组地层划分及标志层1、标志层2、区域性标志层—长7油页岩五、延长组各层厚度及岩性组合特征六、延长组地层划分的方法摘要志丹油田是近年来长庆油田分公司增储上产的新区块，地质录井工作任重道远，能否准确卡取油气层是地质录井工作的核心任务，而准确划分目的层—延长组小层，对卡取油气层具有较强的指导意义。
本课题正是基于这一目的开展工作的。
关键词：标志层K1～K9地层划分油页岩凝灰质泥岩碳质泥岩一、区域地质背景鄂尔多斯盆地也称陕甘宁盆地，是华北地台解体后独立发展起来的一个中新生代大型内陆沉积盆地，是一个多构造体系、多旋回坳陷、多沉积类型的大型克拉通沉积盆地。
经历了中晚元古代拗拉谷、早古生代陆表海、晚古生代海陆过渡、中生代内陆湖泊及新生代边缘断陷湖泊五大构造发展阶段。
盆地边缘断裂褶皱较发育，而盆地内构造相对简单，地层平缓，平均倾角不足1°，依据基底性质、地质演化历史及构造特征，将盆地本部分为六大构造单元，分别为：伊盟隆起、伊陕斜坡、天环坳陷、晋西挠褶带、西缘褶曲带和渭北隆起。
鄂尔多斯盆地具有与华北地台相同的前震旦亚界基底，吕梁运动后进入地台发育期，震旦亚代至中奥陶世存在一中央隆起，其两侧为沉积中心，沉积物厚1300m左右，晚三叠纪大型盆地的轮廓已经形成，整个中生界表现为全面下降。
接受了近5000m的陆相沉积，含有丰富的油气资源（表1）。
鄂尔多斯盆地从晚三叠纪开始进入内陆坳陷盆地沉积，形成一个面积大、水域广、深度浅，基底平的大型湖泊，延长组是第一个沉积旋回，延长期构造稳定，气候温暖潮湿，发育了一套以河流、湖泊、湖泊三角洲为主的沉积，整个延长期湖盆经历了发生－发展－消亡阶段。
使延长组形成了一套完整的生、储、盖组合。
浅析多油水系统边底水油藏开发方式研究
浅析多油水系统边底水油藏开发方式研究边底水油藏具备自然能量，在实践开发边底水油藏低自然能量的流程中，含水上升高的速度加快，油井的产量偏低，所以深入研究边底水油藏意义重大。
本文将延安组延6、延9井区两套系统为例，对该地区边底水油藏中的具体开发方法进行研究，只在为我国油藏的有效开发提供借鉴。
标签：多油水系统;边底水油藏;开发方式国内外的油气盆地中边底水油藏普遍存在着，我国塔里木盆地、渤海湾盆地、华北等地的边底水油藏较多。
储备着丰富的油量，并依托于自然可对能量进行很长时期的开采，正因如此，在我国边底水油藏的战略地位较高，所以对这方面的研究略显尤为重要。
1.多油水系统边底水油藏的研究内容研究当前延安组油田延长的实际情况自己生产中遇到的问题，在传统的研究基础上，将边底水油藏的特征相结合，本次主要的研究内容为以下几点。
1.1研究产能的合理性将本次研究的两组油藏近几年生产所得的数据为基础，研究该井组的产能，以此为据将油藏工程的相关方法结合起来，对多油水系统边底水油藏的科学性开发方式进行研究。
1.2研究多油水系统边底水油藏的开采方法进行不同开采方法的设计，例如，层间接替开采、合采开采、分层开采等。
对不同的开采方法产出的油量、含水的升高状况、保压水平等进行分析比较。
1.3合理的研究井距、井网对于本次研究油井的具体情况，使用反九点菱形井网，进行三类井距的设计，并对不同井距采出的程度、含水的上升状况、保压水平等相关指标进行分析比较，进行最佳方案的选择。
1.4研究水平井通过了解影响水平井的因素，对延安组中水平井的可行性进行了验证，并对水平井产能的替换比例与水平井的长度关系加以研究，最后使用数值的模拟方式对比水平井与直井的压力、开采程度、含水率等相关指标。
1.5优选数值的模拟方案基于地质模型的条件下，构建延安组任意井组数值的模型，择优选取与研发的指标进行预测。
并对不同注水时间、开发效果的好坏进行对比;比较层间开采、合采、分采不同接替开采方法的开采效果;优选三套井网的设计，按照诸多技术合理地井网距离与经济型计算井网距离方法，选择相应地井网距离范围。
采油厂历史
延长油矿管理局杏子川钻采公司（1987.10—2005.10）经理：周理南（1987.10—1999.01）思玉琥（1999.02—2005.10）副经理：艾永峰（1992.10—2005.10）李永善（1989.08—1995.09）曹元军（1997.07—2004.07）李玉强（1996.10—2005.10）窦志诚（1996.10—2000.05）李锋（2004.08—2005.10）马志元（2004.08—2005.10）2005年重组入延长石油集团延长油田股份有限公司，更名为延长油田股份有限公司杏子川采油厂。
延长油田股份有限公司杏子川采油厂厂长：思玉琥（2005.11—2008.06）艾永峰（2008.07—2009.06）陕油干发【2008】20号马海红（2009.07—）陕油干发【2009】27号副厂长：艾永峰（2005.11—2008.06）（2009.07—2010.03）延油发…2009‟130号马海红（2008.07—2009.06）延油发…2008‟80号曹元军（2010.3—）（延油发…2010‟22号）张群桥（2009.05—）（延油发…2009‟103号）李锋（2005.11—）延油党发…2006‟52号高文耀（2009.05—）（延油发…2009‟103号）鲍金瓶（2006.04—）延油党发…2006‟52号李忠锋（2008.10—）延油发…2008‟161号主任会计师：马志元（2005.11—2009.02）延油发…2007‟127号总会计师：李先忠（2009.02—）中共延长油田股份有限公司杏子川采油厂委员会2005年10月成立中共延长油田股份有限公司党委，截止2010年6月底，有党员246人，党群单位3个。
中共延长油矿管理局杏子川钻采公司总支委员会书记：周理南（1987.10—1999.01）思玉琥（1999.02—2005.10）副书记：艾永峰（1987.10—2005.10）曹元军（2004.07—2005.10）中共延长油田股份有限公司杏子川采油厂委员会书记：思玉琥（2005.11—2008.06）马海红（2008.07—2009.06）陕油党发…2008‟45号艾永峰（2009.06—2010.03）曹元军（2010.03—）副书记：艾永峰（2005.11—2009.06）曹元军（2005.11—2008.06）马海红（2009.07—）延油党发…2009‟55号张群桥（2009.05—）延油党发…2009‟44号纪委书记：李玉强（2006.04—2009.11）延油党发…2006‟52号张强（2009.11—）延油党发…2009‟68号纪委副书记：李小军（2009.12—）延油杏采党发…2009‟24号正科监察室主任：李小军（2009.12—）延油杏采发…2009‟141号正科杏子川油田初探于1950年，1987年开始开发。
陕北地区地质条件建井工艺
陕北地区地质条件建井工艺【摘要】本文主要结合作者多年工作经验对陕北地区的建井工艺问题进行了详细的阐述，仅供同行参考。
【关键词】设计工程地质施工工艺1 工程概况陕西富源煤业有限责任公司党家河煤矿位于陕西富县距县城30km，属富县张村驿镇及黄陵县双龙乡管辖，井口位于党家河村西侧党家河沟河岸阶地上。
采用斜井开拓方式，初期布置三个斜井，即主斜井、副斜井和回风斜井，主、副、风斜井位于同一工业场地。
井口标高+1115.0m，落底标高+820.0m。
井筒落底向西南方向布置，井筒落底后沿东向西布置三条大巷开拓全井田。
为满足矿井后期通风需要，后期在井田中部布置一组进、回风立井。
主斜井长度1143m（躲避硐28m），倾角15°，井口坐标x=3967132.0， y=36591710.0，z=+1115，井筒方位角α=20°。
主斜井表土段40m，净断面20.1m2，掘进断面28.2m2，净宽5600mm，净高4200mm，壁厚450mm，基础深度500mm，钢筋混凝土支护，砼等级c30。
基岩段1075m，净断面20.1m2，掘进断面23.0m2，净宽5600mm，净高4200mm，壁厚150mm，基础深度200mm，锚网喷+锚索联合支护，喷砼等级c25。
锚索间距：2根/排、1排/5m，台阶420×500×120mm。
井筒装备一条1200mm宽钢丝绳芯胶带输送机用于全矿井的煤炭提升，同时装备架空乘人装置用于胶带输送机检修及人员提升。
井筒内设有台阶、扶手，作为矿井的一个安全出口，兼辅助进风井。
2 工程地质由于本井田山高谷深，沟壑纵横，造成第四系分布的极不均匀性。
其中第四系全新统冲洪积层主要分布于党家河沟谷两侧，岩性下部为砂砾石层，上部岩性以灰褐色亚沙土、沙土为主，厚度0～17.43m，一般3.55m；第四系中上更新统主要出露于山梁、山坡地带，岩性以灰黄色亚粘土、亚砂土为主，中夹多层类层状之钙质结核薄层。
黄陇煤田延安组沉积环境及演化特征的探讨
黄陇煤田延安组沉积环境及演化特征的探讨本文重点选择了煤田几个含煤剖面的演化进行了推理，并重点分析了探区的成煤条件。
标签：黄陇煤田;延安组;沉积环境;演化特征黄陇煤田位于陕西省中部。
东北起于富县葫芦河，往西南经黄陵县店头、铜川市焦坪、耀县衣食村、照金、旬邑县、彬县，麟游、千阳，陇县，直至甘肃省华亭县策底公社。
呈一向东南突出的弧形。
走向长约270公里，宽约30—35公里，面积约9000平方公里。
黄陇煤田地处陇东、陕北高原之南部。
河流切割形成原峁沟壑为特征的丘陵中低山区。
原区海拔高程一般为1000～1300米。
山区以旬邑石门关和黄陵洪山寺梁最高，海拔高程分别为1855米和1846米。
洪山寺梁以东属洛河水系，主要支流有葫芦河，沮水河。
以西属泾河，千河水系，主要支流有山水河、黑河等。
本煤田为一陆相沉积环境，中部广大地区属于一个气候，温湿植物繁盛、有机质充沛，沼泽发育的由曲流河占统治的冲积平原，后期转向半干旱气候。
煤田东、西二端有所不同，东端店头矿区属湖相环境，湖泊类型为陆源碎屑沉积的永久性湖泊。
西端安口～华亭一带属于山间湖盆环境，由河、湖，沼交替沉积而而成。
现选择这三个剖面进行分析：一、焦坪主剖面1.古河流演化特征对古河流演化的研究，主要根据每个旋回中垂向加积和侧向加积沉积物所占比重，河道相及河床形态等的演变来进行的。
J1-2Y2段（I旋回）的古河流，在河道区的剖面中，垂向加积仅占7，28%，而粗碎屑的河道相占92，72%。
砂体呈带状分布，河道较直，弯度小，支叉少的特点，属低弯度河。
到J1-2y2（Ⅱ旋回）段时，古河流的砂体分叉多，曲率增大，已属高弯度河。
到J1-2y3时，由下向上，河道相厚度减小、比重减小、粒度变细，而垂向加积物厚度增大，比重增加，且大于河道相厚度。
从计算所得河流的曲率由下向上愈来愈大、宽深比值和流量愈来愈小，而河流在平面分布上分叉愈来愈多等得知，古河流发展演化是由低弯度河（稀疏枝状河系）发展为高弯度河（大型枝状河系）再发展为小型高弯度河（网状河系），最后直至河流萎缩。
石油图件地质图件绘图标准
地质图件绘图标准一、砂体厚度图标准1、2018年建产区块砂体厚度图可根据该区最大砂体厚度分为四档类型，小于10m的步长为2m，10-20m的步长为3-4m，20-30m的步长为5m，大于30m的步长为6m；2、根据不同类型不同步长的砂厚图，将区块砂厚图分为6个级别，各个级别要求颜色统一标准规定如下：最小级别：红（R）:255 ,绿（G）:255，蓝（B）:255，如图；第一级别：红（R）:255 ,绿（G）:255，蓝（B）:85，如图；第二级别：红（R）:255 ,绿（G）:225，蓝（B）:0，如图；第三级别：红（R）:255 ,绿（G）:195，蓝（B）:0，如图；第四级别：红（R）:255 ,绿（G）:165，蓝（B）:0，如图；第五级别：红（R）:255 ,绿（G）:135，蓝（B）:0，如图。
3、范例如下：二、油层厚度图标准1、2018年建产区块油层厚度图可根据该区最大油层厚度分为四档类型，小于10m的步长为2m，10-20m的步长为3-4m，20-30m的步长为5m，大于30m的步长为6m。
2、根据不同类型不同步长的油厚图，将区块油厚图分为6个级别，各个级别要求颜色统一标准规定如下：最小级别：红（R）:255 ,绿（G）:255，蓝（B）:255，如图；第一级别：红（R）:255 ,绿（G）:220，蓝（B）:220，如图；第二级别：红（R）:255 ,绿（G）:230，蓝（B）:255，如图；第三级别：红（R）:255 ,绿（G）:200，蓝（B）:255，如图；第四级别：红（R）:255 ,绿（G）:180，蓝（B）:255，如图；第五级别：红（R）:255 ,绿（G）:160，蓝（B）:255，如图；3、范例如下：三、油层顶面构造图标准1、2018年建产区块主力油层为长2或延安组时，要求构造线步长精细至2m；2、要求白底黑线，不填色；3、范例如下：XXX长71砂顶构造等值线图四、主力开发层系沉积微相图标准1、2018年建产区块油层沉积微相图可分为以下五种类型：分流河道：红（R）:255 ,绿（G）:180，蓝（B）:0，如图；河口坝：红（R）:255 ,绿（G）:210，蓝（B）:210，如图；席状砂：红（R）:255 ,绿（G）:255，蓝（B）:130，如图；天然堤：红（R）:255 ,绿（G）:255，蓝（B）:40，如图；分流间湾：红（R）:220 ,绿（G）:250，蓝（B）:250，如图；2、范例如下：五、油藏剖面图标准1、2018年建产主力层系油藏剖面可分油层、油水层、水层三类进行绘制。
延长油田丛式大井组开发技术
延长油田丛式大井组开发技术金永辉【摘要】介绍了延长油田钻并工艺的发展历程和适合延长油田实际的丛式井开发配套技术,总结出了丛式大井组开发技米的优点和在延长油田的应用效果,提出了该技术的应用前景.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2011(037)007【总页数】3页(P149-151)【关键词】大组丛式井;配套技术;优点;应用效果;延长油田【作者】金永辉【作者单位】延长油田股份有限公司开发部,陕西,延安,716001【正文语种】中文【中图分类】TE33+1.2延长油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡构造带,属低渗-特低渗油田,油藏类型多,油层致密,孔隙度小,渗透率低,单井产量低。
区内为沟、梁、峁地形,钻井主要采用丛式井钻井技术,平均每个丛式井组布井3-8口,最多20口(西区采油厂5079井组),钻遇地层自上而下依次为:第四系、白垩系华池组、洛河组、侏罗系安定组、直罗组、延安组、富县组及三叠系延长组。
区内主力油层(延长组)是一套低—超低渗砂岩储层,具有含油面积大、生储盖组合多、含油层段多、储层物性差、富集程度差、油气驱动能力差、压力低、产量低、油饱低、丰度低等特点。
油田开发采用“滚动勘探开发”模式,将丛式井快速投产,加快了新井产能建设步伐。
延长油田钻井工艺最早采用顿钻钻井,这一工艺在浅层、低压油层钻井中有广泛的应用。
1967年开始引进旋转钻井,进入了顿、旋转钻井同时发展阶段.井位分布在三边(沟边、路边、河边),采用不规则三角形井网,储量动用程度低,限制了油田的发展。
80年代以后,走出“三边”,爬坡上山,勘探开发区域不断扩大,开发井网不断完善,储量动用程度逐渐提高。
由于油田地面条件的限制和地下条件的需求,在油田开发科技进步的主导下,从1998年起,引进定向井钻井技术,于2001年全面推广了丛式井钻井开发技术。
通过对丛式井开发技术的不断总结,形成了一系列经济适用的配套技术,满足了区内钻井需要,实现了油田的经济、高效开发。
长庆油田资料汇总
长庆油田长庆油田勘探区域主要在陕甘宁盆地，勘探总面积约37万平方公里。
油气勘探开发建设始于1970年，先后找到油气田22个，其中油田19个，累计探明油气地质储量54188.8万吨（含天然气探明储量2330.08亿立方米，按当量折合原油储量在内）。
成为国内仅次于大庆、胜利油田的第三大油田。
长庆油田是中国石油油气储量快速增长的领跑者，每年给国家新增一个中型油田，我国陆上最大产气区和天然气管网枢纽中心，原油产量占全国的1/10，天然气产量占全国的1/4。
油气产量加速向5000万吨油气当量目标挺进。
长庆油气当量上1000万吨历经33年，从1000万吨到2000万吨用了4年，并在此基础上又用4年实现油气产量翻一番，达到4000万吨。
2013～2014年，长庆油田有望实现油气当量5000万吨，建成中国“西部大庆”。
1. 地理状况长庆油田位于鄂尔多斯盆地（也称陕甘宁盆地），是目前在该盆地内进行石油勘探开发的43哥油气田的总称。
是我国第二大沉积盆地，是我国油气勘探开发最早的地区之一。
鄂尔多斯盆地，北起阴山、大青山，南抵秦岭，西至贺兰山、六盘山，东达吕梁山、太行山。
总面积37万平方公里，是中国第二大沉积盆地。
从盆地构造特征看，西降东升，东高西低，非常平缓，每公里坡降不足1°。
从盆地油气聚集特征讲是半盆油，满盆气，南油北气、上油下气。
具体讲，面积大、分布广、复合连片、多层系。
纵向说含油层系有“四层楼”之说，因此，这个盆地有聚宝盆之誉。
盆地具有地域面积大、资源分布广、能源矿种齐全、资源潜力大、储量规模大等特点。
盆地内石油总资源量约为86亿吨，主要分布于盆地南部10万平方公里的范围内，其中陕西占总储量78.7%，甘肃占总储量19.2%，宁夏占总储量2.1%。
天然气总资源量约11万亿立方米，储量超过千亿立方米的天然气大气田就有5个。
埋深2000米以内的煤炭总资源量约为4万亿吨；埋深1500米以内的煤炭资源量达到2.4万亿吨。
定边油田TS区域长4+512非常规致密砂岩油藏配套开发工艺研究
150TS区域是定边油田主力产区之一，其储层主要特点是纵向多层系叠合发育，横向砂体延展性差，早期区域开发以延安组及浅部延长组油藏为主，近年来，随着下组合长4+5、长8油层试采突破及推行的大型压裂、整体压裂工艺的开展[1-4]，长4+5产量快速增长，已成为采油厂增储上产的重要组成部分，但整体上呈现出初产高、降产快、压敏效应明显的开采特征，因此，如何提高长4+5、长8非常规致密砂岩油藏产量，是当前急需解决的问题[5]。
1 地质特点定边油田TS区域长4+512小层砂岩岩石类型为细、细—中粒灰绿色长石砂岩，砂岩中长石含量平均57.8%，石英碎屑含量平均为28.4%，岩屑含量平均13.8%。
填隙物主要有高岭石、方解石、绿泥石、硅质等[6]。
孔隙度平均值为10.95%，渗透率平均值为0.76mD，属充填程度高、连通性差，低孔超低渗储层。
根据对该区域399口井的测井渗透率解释结果，计算该小层渗透率变异系数为1.49，突进系数为10.72，渗透率级差为2464.7，反映出该小层层内非均质性强。
油藏严格受沉积相带和储层物性控制，属于典型的岩性油藏。
砂体顶面整体表现为东高西低、南高北低的特点。
该区域长4+512小层为三角洲前缘亚相沉积，水下分流河道和河口坝微相是该小层油气聚集的有利场所，也是该区域勘探开发的有利区域。
含油面积19.43km 2，平均有效厚度7.37m，有效孔隙度值12.1%，含油饱和度值48.2%，原油体积系数1.24，原油平均密度为0.854g/cm 3，根据油藏特征，采用容积法计算该区域4+512小层地质储量为537.16×104t。
2 储层改造难点区域储层渗透率低，孔隙度低，必须以压裂改造方能获得工业油流。
以往储层改造基本根据经验：（1）该类油藏基本为岩性控制油藏，因此在射孔段选取上并未进行细化，射开程度在80%以上；（2）压裂参数基本根据经验制定，前置液造缝成功后即泵入携砂液，达至设计量后泵入顶替液，随后放喷、洗井投产。
吴起油田低效井开发技术研究
吴起油田低效井开发技术研究摘要：吴起油田属于中低渗与特低渗的复合油藏，由侏罗系延安组、三叠系延长组构成的多油层复合连片。
吴起油田的油层类型复杂，侏罗系和三叠系油层的物性差异大，各层开采中的技术工艺以及措施规模都不相同。
吴起油田延安组老区块地层压力低，其开发潜力逐年变小，含水高、产量低增产措施难以实施。
本文结合吴起油田的地质特点分别研究了油田低效井的成因和技术现状，提出低效井的防止措施。
关键词：低效井低渗油田精细开发1、低效井成因（1）储层剩余可采储量少：随着开发时间的延长，部分井水驱储量的采出程度已经较高，在现有井网和开采技术条件下，由于注入水波及体积的局限性，挖潜余地较小。
油井的地下产能随着生产时间的增加而降低若不采取保压开采措施很容易造成油井产能下降采油效率降低。
（2）储层非均质性影响：低渗透油田储层物性差、岩性变化大、孔隙结构复杂、非均质严重。
搞清低渗透储层的非均质特征，对低产低效井有针对性地提出治理措施，改善其开发效果，提高其采收率，具有重要意义。
（3）油层低压区的影响：低渗透油层注水井吸水能力低，启动压力高，注水井附近地层压力上升很快，甚至井口压力和泵压达到平衡而停止吸水，不少注水井因注不进水而被迫关井停注，或转为间歇注水，大部分能量都消耗在注水井周围，油井见注水效果程度差。
在250～300m井距条件下，一般注水半年至一年后油井才能见到注水效果，见效后油井压力、产量相对保持稳定，上升现象很不明显（4）新投产区块同层、水砂发育形成低产低效井：在我厂新投产井中，一部分井位于微幅度构造变差或构造低部位，为主要注水推进，油井投产后，水淹快，见水早；另外，这些井区同层、水砂发育，个别区块还出现水下油的复杂现象，油水层识别困难，投产后部分井出水，水质为地层水，使油井投成为低效井。
2、低效井治理开发的技术现状通过调剖或堵水治理储层层内非均质性强形成的低产低效井；通过细分或调剖治理储层层间均质性强形成的低产低效井；通过堵水、关井治理储层平面上非均质性强形成的低产低效井；通过加强注水治理低压区中的低产低效井；通过转注或关井治理投产出水井。
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延安组油层井网部署
【摘要】4930油区地质储量为2524.77万吨，主要分4+5、长6、延6、延9共4个主力油层。
其中4+5层为953.9万吨，长6层为370.37万吨，长4+5和长6地质储量合计1324.07万吨。
延安组地质储量为1031.61万吨，其中延6油层为410.49万吨，延9油层为621.12万吨。
从含油面积看，延安组与延长组叠合区域占较大部分，叠合储量约为900万吨。
采用两套层系两套井网开发，即延安组为一套井网，延安组以完善现有的井网系统为主，在有利部位部署新油井，将部分油井转注，同时打新注水井，采用点状注水开发，以保持地层压力，延6层和延9层的叠合部分考虑合采分注。
【关键词】延安组井网部署
1 延安组开采现状分析
延安组总井数133口，其中，延6有24口，延7有2口（产水关井），延8有12口，延9有95口。
延6油井17口，出纯水的井7口；延8油井8口，出纯水的井4口；延9油井82口，出纯水井13口，主力油层为延6层和延9层。
为了分析产能变化规律，对主力层延6和延9油井的生产动态进
行了分析，延6初期平均产量为10.34t/d，稳定期平均产量为
4.09t/d，延9初期平均产量为7.96t/d，稳定期产量4.21t/d。
说明延6初期产量比延9高。
2 延安组油层井网部署
2.1 井网形式
根据鄂尔多斯盆地侏罗系油藏多年来的开发经验，结合延安组油藏的特点，确定延安组依据地层能量情况，采用点状注水的开发方式，井距为280-320m，井网密度11口/ km2左右。
注水井射开阶段尽量选择在隔夹层以上，提高注水利用率。
2.2 方案设计
延安组地质储量为1031.61万吨，其中延6为410.49万吨，延9为621.12万吨。
总动用地质储量为876万吨，其中延6动用地质储量318万吨，延9动用地质储量为558万吨，含油面积18.39km2，动用面积16.06km2，动用率87.34%。
目前延6油层有23口井（11口产油），延9油层有油井80口（64口产油），延安组目前采油速度为2%。
延安组方案设计原则为：优先动用储层物性好，底水能量充足的延9油层和延6油层。
考虑到部分区域延6和延9油层叠合，采用延6和延9油层合采分注开发，注水时机为同步注水，注采比1：1。
总体方案总井数134口，其中，老井83口，老井中油井68口，转注井15口，新井51口，新井中油井33口，注水井18口。
合采的油井42口。
年产量为14.71万吨，按动用储量计算，采油速度为1.68%。
分5各区域，进行了配产设计，有关数据见表1。
3 延6油层和延9油层合采方案
分东南部、东部、东北部、中部、西北部5个井区，分别进行了方案设计。
3.1 中部延安组井网部署
中部延安组地层能量比较充足，目前生产状况较好，单井产量高，生产一年时注水，即2010年上半年开始注水。
方案设计新打油井10口，新打注水井7口，总井数61口，其中油井46口，注水井15口，老井44口，老井中采油井36口，转注井8口。
延6和延9合采的油井30口，井网部署如图5-2，配注量见表5-4，年产油量
7.98万吨。
平均单井产油量为5.78t/d。
3.2 东部延安组井网部署
东部延安组地层能量有一定天然能量，但目前生产井单采延9，井数少，油井产量低。
方案设计延6和延9合采，新打油井7口，新打注水井4口，总井数25口。
其中油井19口，注水井6口，老井中油井15口，转注井2口。
延6和延9油层合采的油井12口。
年产油量1.99万吨，平均单井产油量为3.5t/ d。
实施同步注水开发，延6和延9合采分注。
3.3 东北部延安组井网部署
东北部为延9油层，延安组地层能量比较充足，部分井产量高。
方案设计单采延9，新打油井4口，新打注水井2口，总井数20口，采油井15口，注水井5口。
其中，老井中油井11口，转注水井3口。
年产量2.39万吨。
平均单井产油量为5.37t/d。
生产层位全部为延9层，实施同步注水开发。
3.4 西北部延安组井网部署
西北部延安组为新区，目前没有油井，设计生产层位为延6油层，
共部署15口井，其中油井11口，注水井4口。
年产油量1.32万吨，平均单井产油量为4t/d。
实施同步注水开发。
3.5 东南部延安组
东南部延9油层开发方案设计新打油井3口，新打注水井2口，加上现有井，总井数13口，其中采油井10口，注水井3口，转注井1口。
年产量1万吨，平均单井产油量为3.33t/d。
实施同步注水开发。