川西北地区下二叠统茅口组储层特征

对川西北地区下二叠统茅口组野外露头和钻井岩心等资料的分析表明,储层段主要为茅口组三段,孔隙度平均为0.895%,渗透率平均为1.696×10-3μm2,总体属于低孔低渗储层。储集岩的类型可分为白云岩、生物碎屑灰岩及泥—粉晶灰岩三类,储集空间主要为晶间孔、晶间溶孔、粒内溶孔、粒间溶孔和裂缝(主要为构造缝)。将储集空间划分为孔隙(直径小于2 mm)、孔洞(直径大于或等于2 mm)及裂缝三大类,其中溶蚀孔洞为茅口组最主要的储集空间,裂缝是重要的渗滤通道。沉积相带和成岩作用是控制储层发育的主要因素,台地高能生物滩最有利于储层发育,白云石化作用和溶解作用是主要的建设性成岩作用。

油田开发后期井间砂体识别

大庆长垣油田历经五十多年的勘探与开发,目前处于高密井网、细分单层开采阶段。为了确定砂体的连通关系和井间窄小河道的边界位置,在高密度三维地震资料和开发井信息基础上,综合钻井的纵向信息和地震横向高密度信息的优势,采用井震结合反演技术建立砂体预测模型。通过地质统计学反演,识别了复合砂体单一河道边界及井间窄小河道砂体。该方法适用于类似油田开发后期井间砂体的识别。

惠民凹陷煤岩生烃动力学及勘探有利区预测

在分析烃源岩平面发育、丰度、类型及成熟度基础上,采用高压釜模拟实验与动力学模型融合的方法,结合构造演化史研究,定量模拟惠民凹陷石炭-二叠系煤岩生气过程,预测有利勘探区。惠民地区石炭-二叠系煤岩地层中有机质以Ⅲ型为主,属于高丰度、生气为主的烃源岩,并进入成熟-高成熟阶段,具有良好的生气基础;该煤岩具有2次生气特征:分别发生于260～200 Ma B.P.和80～55 Ma B.P.,累计生气率达75%,并与包裹体测温结果显示的成藏期一致。济阳地堑带东侧的白桥断层附近、曲堤潜山构造带的东北部构造高点和局部高点部位、西南缓坡带靠近气源区的小型气藏及王判镇潜山带的规模小、丰度高的"甜点"型气藏应该是勘探的重点目标。

DC构造动态储量计算方法对比与评价

为合理地开采DC构造下二叠统气藏,选取该构造生产史较长的DS1井、DS001–X1井,采用物质平衡法、现代产量递减分析法、生产史拟合法、产量累计法计算两井的动态储量。结果表明,两口井动态储量大,具有较大的开采潜力。所采用的计算方法计算过程相对简便,但产量累计法需在气藏开发到一定程度、气井产量发生连续递减后才可使用,目前物质平衡法、现代产量递减分析法及生产史拟合法计算的结果较为准确。

开江-梁平海槽南段飞仙关组三段储层研究

运用矿物岩石学、沉积岩石学、储层地质学等多学科理论,结合岩心、薄片、物性分析以及测试分析等多种资料,对开江-梁平海槽南段飞仙关组三段储层岩石学特征、空间类型、孔隙结构特征、物性特征等进行了研究,认为研究区飞仙关组三段储层为鲕滩相沉积,岩性主要为鲕粒灰岩、鲕粒云岩,储集岩大部分表现出渗透率低的特征,鲕粒云岩的孔隙度相对较高;并分析了储层发育的主控因素,认为白云石化作用和溶解破裂作用是影响储层发育的重要因素。

基于叠前弹性参数的剩余油描述方法及应用

中后期老油田开发如何精准描述剩余油在井间的分布成为亟待解决的难题。文章基于长垣油田典型区块,利用其高密度地震资料,开展基于叠前弹性参数反演的剩余油预测应用技术研究。建立了密度、体积模量和剪切模量等弹性参数与含油饱和度的关系,采用Zeoppritz公式为核心的弹性参数反演算法,得到了密度、体积模量和剪切模量等弹性参数,实现了L1井区含油饱和度分布预测。经由后验井验证,含油饱和度描述准确率达75%以上。剩余油整体分布相对零散,呈“甜豆”状分布,在河道相砂体边部含油饱和度较高,指导措施调整后取得了较好的挖潜效果。

开江—梁平海槽南段飞仙关组二段沉积相特征研究

通过野外露头和岩芯的精细观察描述,分析开江—梁平海槽南段飞仙关组二段的沉积微相类型及特征。认为该区飞仙关组二段处于海退时期,以开阔台地、局限台地和台地边缘为主,且鲕粒灰岩与泥晶灰岩互层出现,鲕滩在海槽的西南部开阔台地和台地边缘相带发育充分,向台地内部鲕滩的数量与规模缩减,其中台缘滩分布较广且厚度较大,局部可见台内滩。

鲕状云岩“碳”定量测试技术研究及应用

以普光PG-T、PG-S井鲕状云岩为研究对象,检测其"碳"质量分数,从而定量描述焦质烃质量分数,判断储层类型;同时基于稳定碳元素守恒机理,以储层"碳"数据为桥梁,计算古构造烷烃气总量,分析古构造石油及油热解生气潜力。结果表明:储层鲕状云岩"碳"质量分数0.43%、0.36%、0.22%分别对应Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型储层;普光构造鲕状云岩储层原油总量达到5.22亿t,古原油热解生成的烷烃气总量为3722.5亿m3,截至目前,普光气田已探明的天然气地质储量为3600亿m3,与目前的开采实际情况一致,实现了储层类型及烷烃气潜力定量化、动态化的评价。分析认为,单独依靠古石油热解产生的天然气量不能导致普光气藏的出现,下二叠龙潭组烃源岩对普光气田有着一定的贡献。

邛西气田柱塞气举排水采气工艺优化分析

针对川西南部地区气田产水井增多、气井地层压力下降、老气田低产井数量上升等现状,尝试采用柱塞气举工艺改善气井开发效果。对应用效果进行评价,优选出研究区适宜实施该工艺的气井,控制气井递减率,以实现油田高效开发。

川西北部超深层栖霞组气藏试采特征分析

川西北部深层碳酸盐岩气藏资源丰富,具有一定的产能规模。通过对生产动态、连通关系、储层渗流特征、产能特征及动态储量等分析,找到气藏试采特征:气藏早期均能稳定生产,试采效果不同,储层自我净化,生产情况逐渐变好;气藏③、④条带具有连通的可能性,④条带北部为一个压力系统;储层属于中–低渗裂缝–孔隙型储层,存在非均质性,产能差异较大;初步计算试采井动态储量为170.15×10^(8)~257.43×10^(8) m^(3)。同时,在试采过程中也存在一些问题,如试采井比较集中,动用不均衡,④条带北部采气速度较快;产水风险井初期配产高,动态监测较滞后,水体认识难度大。下步重点对储量动用及水侵开展研究工作,为气藏开发方案编制提供支撑。

超深高压气藏动态监测技术对策研究——以SY构造栖霞组气藏为例

为了尽早提交SY构造二叠系栖霞组气藏探明储量,编制开发方案,以气藏整体的连通关系、气藏类型及气井产能监测方法和监测技术为研究对象,分析气藏动态监测难点,认为存在超深气井井下压力、温度监测难度大;气井产量调节不稳定,产能还需要核实;目前所获取的资料难以明确气藏整体连通性;气藏局部产水,气藏类型不明确等问题。针对问题进行对策研究,结果表明:(1)井筒参数计算模型+井下浅层低风险监测技术有利于后期开展动态监测工作,同时降低了操作成本;(2)井口变流量测试技术井口产量调节稳定,便于明确气井实际产能;(3)在构造高带内及高带间开展干扰试井及同时实施气体同位素示踪剂监测,能尽快明确气藏的整体连通性;(4)运用Stiff图版建立区内的水侵监测模型。结论认为:SY构造二叠系栖霞组气藏地质条件复杂,利用适宜的监测技术有助于认识气藏,科学、合理地开发气藏,推动气藏的开发进程,为提交探明储量奠定基础。

一种新型高压点火棒

1.目的基于天然气净化及输气的目的,需要使用燃气加热炉以满足生产工艺需求。目前燃气加热炉普遍采用高压点火棒点火,即通过点火棒尖端放电点燃天然气与空气的混合气体,使加热炉正常工作。由于高压点火棒安装于炉膛内,工作环境较为恶劣,在使用过程中积碳和电极短路等情况频发,从而影响加热炉的点火效率和天然气生产。现有高压点火棒主要采用整体烧结方式,不能够进行拆解维修。因此,为实现点火棒的快速维修和重复使用,保证天然气安全平稳生产,笔者设计制作了一种新型高压点火棒。

川西南部PLB气田栖霞组气藏开发潜力

为了进一步落实四川盆地西南部地区PLB构造下二叠统栖霞组气藏开发潜力,以PT1井为研究对象,分析了该气藏的地质特征、试采动态特征及稳产能力等。研究结果表明:(1)川西南部地区PLB构造栖霞组白云岩储层发育,孔隙度、渗透率关系显示具有双重渗流的特征,测井解释无水层,产出液分析结果认为PT1井产凝析水;(2)容积法计算结果显示,PLB构造栖霞组气藏天然气地质储量为81.13×10^(8)m^(3),地质储量丰度为3.08×10^(8)m^(3)/km^(2);(3)PT1井试采期间生产稳定,产能缓慢下降,试井结果显示远井储层物性较好,渗透率介于1.69~7.46 mD,近井区域渗流条件未发生明显变化;(4)采用3种方法计算PT1井栖霞组气藏动态储量介于(44.39~59.69)×10^(8)m^(3),预测PT1井在25×10^(4)m^(3)/d、34×10^(4)m^(3)/d、45×10^(4)m^(3)/d不同生产制度下的稳产时间分别为23年、15年、11年,在当前配产条件下,PT1井可以保持较长的稳产时间。结论认为:(1)PLB构造栖霞组气藏地质储量大,渗流条件好,具有较好的天然气勘探开发潜力;(2)PT1井试采期产量稳定,产少量凝析水,试井解释储层物性较好,具有较大的开发潜力;(3)根据不同方法计算得到的PT1井栖霞组气藏动态储量大,预测气藏稳产能力较强,展示了该区PLB构造栖霞组气藏良好的天然气开发潜力。

天然气脱水装置运行效果分析

油气田初期采收到的天然气几乎都为气相水所饱和介质,携带一定量的液态水。天然气含水会形成酸而腐蚀管路和设备,而且在一定条件下形成天然气水合物而堵塞阀门、管道和设备,降低管道输送能力。水分在天然气中的存在是有害的,如果未经脱水处理就向外输送,就不能满足国家对于气质检测的质量标准要求。因此天然气脱水效果是否达标,脱水装置的运行效果尤为重要。针对西南油气田平落总站脱水装置的运行效果,通过对脱水装置运行状况及问题分析,提出解决方法及对策。