油气藏数值模拟技术在保山气田开发方案中的应用

保山气田属于上第三系小型砂岩气田,天然气为生物成因气。储层埋藏浅,砂岩胶结疏松,成岩性差,气藏均为砂岩透镜体。储层泥质含量高,渗透率低,具有较强的非均质性。具有纵向上含气储层多、厚度薄,横向上连通性差的特点。大部分气藏储量小、气井产能低。通过利用油气藏数值模拟方法研究该气田的开发方案,并进行现场实施,取得了较好的效果,不仅较大幅度提高了气田的储量动用程度和产量,而且提高了气藏的采收率,明显改善了气田的开发效果。实践证明,开发方案可以科学、有效地指导气田的开发生产,对于提高气田采气速度,加快开发进程,缩短投资回收期,实现小型气田立体、高效开发具有重要的意义。

油气藏流线模拟方法与工程应用研究进展

重点概述了近年来流线模拟计算在流线轨迹追踪、流体运移计算和油气藏工程应用3个方面的突出进展。第一,指出流线追踪的根本在于速度场的逼近,从速度场逼近多项式、网格细化、特殊区域处理3个方面出发,评述在地质构造复杂的油气藏中提高流线追踪精确性和计算效率的方法;第二,指出传统流线模拟方法在传质方程计算中的局限,评述其在可压缩流体、非牛顿流体等运移问题中的进展;第三,指出流线模拟的特色在于高效计算和流场识别,并介绍了其在油藏经营管理中的典型应用。

四川盆地二叠纪玄武岩喷发事件的油气地质意义

基于四川盆地二叠纪玄武岩喷发事件,在众多前人研究成果的基础上,详细研究玄武岩的时空分布特征,分析玄武岩喷发事件的油气地质意义。结果表明,峨眉山玄武岩垂向上具有多旋回的特征,最多可识别出10~11个旋回;平面上不仅在川西、川南大面积分布,在川东北也有分布。玄武岩油气地质意义表现在:玄武岩经过后期改造发育有效储集空间,可以构成油气储层;玄武岩喷发前玄武岩浆呈柱状上侵过程中形成的隆升系统,对后期的生物礁和颗粒滩沉积体系的发育创造了有利条件,并为下二叠统茅口组古岩溶储层发育创造了条件;隆升同时发育拉张系统,为下伏茅口组灰岩白云岩化深部Mg^(2+)来源提供了运移通道;二叠系含油气系统的形成亦受控于此。

内蒙古东北部林西组碳酸盐岩结核的成因及油气地质意义

内蒙古西乌珠穆沁旗哈日根台苏木地区上二叠统林西组深水外陆棚灰黑色泥页岩沉积中发育大量的碳酸盐岩结核。这些结核呈透镜状、结核状及丘状,在产状上与现代海底发育的及古代的冷泉碳酸盐岩极为相似。通过对碳酸盐岩结核的微观组构、物质成分和碳同位素特征的研究,发现碳酸盐岩结核中发育较多的气孔构造、生物化石及草莓状黄铁矿;碳、氧同位素结果显示碳酸盐岩结核的碳同位素存在明显的负偏,表明其中有有机来源的碳。这些特征与现代海底由于天然气渗漏形成的冷泉碳酸盐岩特征一致,因而推测研究区发育的碳酸盐岩结核为古代海底天然气渗漏形成的冷泉碳酸盐岩。这表明在林西组沉积时期,海底存在天然气水合物,可能与海底早期沉积的灰黑色泥页岩中甲烷的释放有关。烃源岩潜力分析也表明,研究区大量发育的灰黑色泥页岩具有一定的生烃潜力,林西组具有较好的油气勘探前景;但是由于地层时代较老,成岩作用及构造运动的影响,现今的勘探难度较大。

雪峰山西侧盆山过渡带油气成藏地质特征和破坏类型

对雪峰山西侧盆山过渡带油气成藏的基本特征进行了总结,划分出该区在燕山—喜马拉雅期强烈构造改造作用下可能残存的5套含油气组合。总结了区内典型的成藏特征,提出该区下古生界地层中油气具有多源供烃、多期成藏特征,并经历了"古油藏"阶段,构造隆升剥蚀作用是造成油气保存条件不好的重要因素。提出在晚期构造强烈改造区中也存在油气保存条件相对较好的地区,这类地区主要位于"隔槽式"褶皱主背斜的断层下盘、两翼潜伏构造及复向斜等下寒武统、下志留统区域性泥岩盖层分布地区。研究区地层中存在原生、次生、再生型油气藏,无论哪类油气藏,"构造型油气藏"在构造强烈改造后保存下来的几率变小,"非构造型油气藏"(主要是岩性油气藏)保存下来的几率较高。通过分析研究区古油气藏的破坏条件,提出了五大类10亚类油气藏破坏类型划分方案,指出研究区存在多种破坏类型的古油藏。

迫使碳酸盐岩油气藏裂缝向下延伸的酸压技术

碳酸盐岩油气藏非均质性强,受钻井工艺和地质条件的限制,井眼距下部储集体较远时,常规酸压工艺难以沟通下方的储集体。从人工隔层控制裂缝延伸方向机理出发,提出上浮转向剂形成人工高阻隔层迫使酸压裂缝在纵向上向下延伸的思路,研发了一种超低密度耐高温高承压的特殊上浮转向剂TBA,其密度为0.37 g/cm3,承压140 MPa,260℃高温下稳定,并对上浮转向剂TBA进行了上浮规律研究,使用数模的方法对上浮转向剂TBA的上浮时间、用量进行优化,获取了有效迫使裂缝向下定向酸压控制参数,使裂缝尽可能向下延伸沟通储集体。该技术已在塔里木盆地碳酸盐岩油气藏进行了4口井酸压试验,取得了很好的效果。

龙门山南段前陆冲断带内的古油气藏

通过对龙门山南段地表沥青发育特征及分布规律的研究,对比不同层位中流体充注特征,结合该地区构造演化史,证实了龙门山南段冲断带内曾经存在过古油(气)藏,重塑了古油(气)藏形成和破坏的过程。研究表明,沥青主要分布于观雾山组和灯影组次生溶孔、溶洞和裂缝中;以灯影组中沥青最为发育,侧向延伸稳定,垂向充填较厚,说明研究区曾存在过古油(气)藏。晚三叠世以前,来源于松潘-甘孜海盆的油藏流体,由西向东运移充注于现今前陆冲断带内的震旦系灯影组、泥盆系和二叠系储集空间中形成古油藏;晚三叠世盆山转换时期,古油藏随着前陆盆地的快速沉降而被深埋,油裂解成气而形成古气藏;随着冲断带向前陆盆地扩展,赋存于前陆盆地内的古气藏被破坏。

储层建模在复杂断块油气藏中的应用——以留西油田为例

复杂断块油藏是我国油气田开发中重要的油藏类型之一,其构造复杂,隐蔽性强,描述比较困难。对留西油田属于复杂断块油田,根据其断层发育,构造复杂,非均质性强等特点,采用Petrel软件,以三维地震解释为基础,充分利用钻井、测井、地层对比等数据,分析断层在空间的相互切割关系,建立了三维构造模型,并利用断点数据对模型进行质量校正,更加精确地反应了研究区的构造特征。同时,应用"相控克里金储层参数建模软件",建立在沉积相和流体相约束下的储层参数模型。由于采用相控～克里金建模技术,通过合理添加虚拟井点,弥补了因实际井点不足,造成的预测井间储层参数时出现的误差,提高了储层模型的精度和准确性,反映了油藏非均质性特点和油水分布规律,为精细油藏数值模拟等后续油藏研究奠定了基础。

川东北地区高含硫气井地质工程一体化技术及其应用

四川盆地开江梁平海槽东侧飞仙关组碳酸盐岩气藏的勘探开发目前面临着高含硫、高压、高温、钻井效率低等挑战,迫切需要解决安全钻井、高效提速等难题,使用常规钻探方法具有一定风险且效率较低。以川东北高含硫地区气田为研究对象,从储层品质、钻井品质、完井品质三方面着手,运用地质工程一体化思路与技术对气藏开发进行研究。开展综合地质研究和模型建立,优化钻前地质设计和井位部署;从钻井过程中遇到的复杂情况进行分析,解决强研磨地层、多弱面地层、高压盐水层的钻井安全提速问题;针对含气目的层,优化酸化、压裂提产方案,实现高含硫气藏的安全高效开采。研究结果表明:地质工程一体化技术的成功应用,为特殊地质条件引起的井涌、井塌、井漏、高抗钻及难压裂等工程问题提供了有效预测,保障了高含硫气藏方案设计及实施的科学决策依据,缩短了钻井和建产周期,初步实现了气藏开发初期的效益突破。

页岩油气勘探开发现状及关键技术

综述了各国页岩气的勘探开发现状,探讨了页岩油气勘探开发过程中的关键技术,主要有以下几方面的认识:①综合多参数、多信息,建立不同相带的评价标准及有利区带预测方法是页岩气勘探开发的前提。②页岩气的渗流模型呈现多尺度的特点,开采过程涉及到解吸、扩散和渗流3个阶段,建立渗流方程时需考虑解吸吸附模型、扩散模型、压裂裂缝模型等影响因素。③多分支井、丛式井、羽状井等水平钻井技术,体积压裂技术等新技术是提高页岩气产能及收益的关键。④井中地震技术能实时提供施工过程中所产生的裂缝的方位、密度、尺寸、间距等参数,描述裂缝复杂程度,评价增产实施方案的有效性。

层序地层学在秦南凹陷东南斜坡隐蔽油气藏勘探中的应用

探讨隐蔽油气藏在层序格架内的展布规律及预测方法。在层序地层学理论指导下,综合运用钻井、测井以及地震资料,对渤海秦南凹陷东南斜坡区古近系东营组层序地层特征进行了精细研究,把东营组划分为3个Ⅲ级层序:东三、东二和东一层序,并建立东三层序的沉积模型,总结了隐蔽油气藏成藏模式。研究结果表明:在东三层序晚期水体下降,物源供给充足,储层十分发育并且分布范围广,与东二层序稳定分布的泥岩相配合可形成大规模的地层油气藏;早期水体逐渐上升,可形成超覆尖灭岩性油气藏。东二层序厚层泥岩之下,受湖平面变化控制的砂体展布特征和油气输导条件是隐蔽油气藏的成藏主控因素。秦南凹陷隐蔽油气藏勘探潜力巨大。

致密砂岩气藏油气轻烃特征及其地质意义——以四川盆地西北部须家河组气藏为例

四川盆地西北部上三叠统须家河组天然气、凝析油样品的C_7及C_5-C_7轻烃分布显示出油气主要来源于富含腐殖型干酪根的煤系泥岩与煤岩,该区油气样品的K_1值平均为1.04,整体相关性较好;K_2值差异较大,相关系数也较低,母体—子体比值梓潼凹陷须家河组呈现出较强的离散型。利用庚烷值、异庚烷值及MANGO稳态催化动力学等方法计算表明,天然气处于成熟—高成熟演化阶段,明显低于该区烃源岩实测成熟度及天然气δ^(13)C_1值计算的成熟度。梓潼凹陷须家河组凝析油及天然气轻烃星状指纹图分析显示,同一构造不同层位、同一层位不同构造油气可对比性较差,表明该区油气藏内部砂体之间的连通性较差,油气成藏以近源短距离运聚为主。由于该区储层早期已达致密演化阶段,从而导致在封闭—半封闭的地质环境中,天然气受不同热演化阶段天然气的累积效应影响,而凝析油受到同源不同期的天然气多次气侵而产生"蒸发分馏"效应影响,导致部分轻烃参数在应用过程中出现偏差。

水平井开发储层地质建模

水平井的开发技术关键之一是建立油气藏的精细三维地质模型,据此可以确定明确的地质目标。常规的储层地质建模忽视了水平井与地层在空间上的独特配置关系,无法体现和充分利用其在表征储层属性空间展布特征上的优势。这里着重讲述了针对水平井开发的储层地质建模,引入了水平井储层概念模型,探讨了平面单元网格划分模式,并以塔河1区三叠系下油组为例建立了储层地质模型。经过对比检验,表明在该划分模式下建立起的模型更接近真实地质情况,与动静态资料吻合较好,可作为油藏数值模拟的基础,为储层改造、已探明储量的合理利用及油气藏开发方案制定,提供有力的技术支撑。该划分模式提高了储层描述的精度,实现了计算资源的合理配置,尤其适用于平面非均质性较严重的油气藏。

低幅度构造对特低渗透油藏油气水富集及开发动态的控制效应

依据钻井、测井、试采及动态监测资料,采用密井网与多因素地质建模、宏微观与静动态分析相结合的方法,探讨了低幅度构造对特低渗透油藏油气富集、开发动态的控制效应。研究表明,低幅度构造对特低渗透油藏原始油气水的分布富集及注水开发动态的演变趋势始终具有显著的控制和影响效应,低幅度构造既是油气运移的良好指向也是油气相对富集的有利场所;低幅度构造对特低渗透油藏的控制效应主要取决于其构造幅度与构造规模;构造幅度、构造规模越大,构造部位越高,储集层特征参数、油气富集程度越高,开发效果越好,控制和影响的空间范围越大;含水率、油井产量总是围绕着低幅度构造的高低起伏而有序变化;注水开发动态响应与注采井所处的相对构造位置密切相关,注水总是优先向构造低洼处推进,再逐渐向构造高部位上移,水淹范围不断扩展;同时促使构造低洼部位的部分油气向构造高部位就近分配,形成新的油气富集,高部位油井的动态储量因此增加,产能持续保持稳定。

川西拗陷新场气田须家河组宽大裂缝及其油气地质意义

综合利用录井地质、开发动态资料探讨川西拗陷新场气田上三叠统须家河组致密砂岩中发育的宽大裂缝及其对气藏物性和气井开发动态特征的影响。新场气田须家河组岩心发育开度约10 mm的宽大裂缝,其产状直立、贯穿岩心长度达4 m多,宽大裂缝开度明显大于砂岩中常见开度为1 mm左右的微细裂缝。产层段岩屑录井见大量数毫米的粒状次生矿物以及钻进过程中发生数十立方米或更多的钻井液漏失,揭示了产层段中宽大裂缝的普遍发育。须家河组宽大裂缝为天然气提供了重要的储集空间和流动通道,控制了致密砂岩中有利储集区块的发育。宽大裂缝发育区块气井开发动态表现为高产稳产或低产稳产,明显有别于致密砂岩气初期产量较高但不能稳产的特征。

准噶尔盆地风城组硅硼钠石中包裹体特征及其地质意义

准噶尔盆地风城组的含钠白云岩和油页岩是重要的油气藏和主要的烃源岩,正确认识硅硼钠石的成因,对明确含钠白云岩的成因以及预测优质白云岩储层具有重要意义。为探究风城组白云岩、硅质岩的成因,本文选取准噶尔盆地风城组60件岩芯样品磨片制样,通过观察硅硼钠石及其中包裹体岩相学特征,再结合包裹体显微测温,得到包裹体均一温度和盐度(w(NaCleq))等多项参数,探讨了硅硼钠石成因以及其对寄主岩石成因的指示意义。结果表明:(1)风城组泥页岩、白云岩和硅质岩中均出现了团块状硅硼钠石和似斑状硅硼钠石,且硅硼钠石中的包裹包括油包裹体和流体包裹体两大类,具体类型为气液两相的油包裹体(O型)、纯液相油包裹体(PO型)、气液两相流体包裹体(W型)、纯液相流体包裹体(PW型);(2)从深部到浅部,团块状硅硼钠石的均一温度峰值范围由108.8~129.4℃变为72.8~89.8℃,似斑状硅硼钠石的均一温度范围由50.4~86.4℃变为54.2~66.4℃;(3)团块状硅硼钠石中W型包裹体盐度为8.41%~18.22%,无明显集中范围;似斑状为6.88%~15.37%,流体在沉积岩形成过程中属于高盐度流体。此次通过对准噶尔盆地风城组硅硼钠石岩相学和包裹体研究,结合前人对研究区风城组硅质岩地球化学研究,综合表明,硅硼钠石寄主岩石属于碱性盐湖背景下,中低温热液流体与碱性盐湖水混合沉积成因。

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组凝灰岩锆石SHRIMP U-Pb年龄、Hf同位素特征及地质意义

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组五段(以下简称马五段)上部发育两层凝灰岩,通常作为地层划分的区域标志层,研究凝灰岩锆石年龄能厘定马家沟组年代地层格架并确定其沉积期的构造背景。对盆地S148井和T56井马五段凝灰岩进行锆石SHRIMP U-Pb定年及Hf同位素特征分析,得到两组锆石年龄458.4±2.4 Ma和460.9±2.9 Ma,将马家沟组沉积期厘定为中奥陶统达瑞威尔阶—上奥陶统桑比阶。锆石微区原位Hf同位素测试点n(176Hf)/n(177Hf)值变化范围为0.282687~0.280820,εHf(t)值在6.67~11.32之间,二阶段模式年龄变化范围为720~1024 Ma。对比盆地周缘凝灰岩锆石U-Pb年龄及Hf同位素特征,认为马家沟组凝灰岩可能来自于盆地西南方向的北秦岭和/或北祁连造山带,凝灰岩就位前北秦岭洋和/或北祁连洋开始向北俯冲消减进入洋陆转换阶段,中奥陶世晚期盆地西南缘开始转化为活动大陆边缘。

兴凯地裂运动与四川盆地下组合油气勘探

探讨兴凯地裂运动对四川盆地下组合油气成藏的影响。以兴凯地裂运动观点为指导,分析四川盆地早寒武世绵阳-乐至-隆昌-长宁拉张槽的演化过程及其对震旦系-下古生界油气地质条件的控制作用。绵阳-乐至-隆昌-长宁拉张槽形成过程可分为拉张孕育阶段——隆升剥蚀期(灯影组沉积末期)、拉张初始阶段——初始发育期(麦地坪组沉积期)、拉张高潮阶段——壮年期(筇竹寺组沉积期)、拉张衰弱阶段——萎缩期(沧浪铺组沉积期)、拉张消亡阶段——消亡期(龙王庙组沉积期)。其形成演化对于筇竹寺组优质烃源岩的发育、灯影组优质喀斯特孔洞型储层和下寒武统优质储层的形成与保持,以及断裂输导体系的形成等,有重要的控制作用。该拉张槽内及其两侧可能成群地分布有震旦系灯影组和下古生界(如下寒武统龙王庙组)大气田及丰富的下寒武统筇竹寺组页岩气。

四川盆地震旦系灯影组油气四中心耦合成藏过程

四川盆地元古界震旦系灯影组,时代老、埋藏深,天然气藏形成经历了生气中心(古油藏和未成藏石油的富集区)-储气中心(古气藏和未成藏天然气及水溶气的富集区)-保气中心(现今气藏和未成藏天然气及水溶气的富集区)的变换过程。生气中心是储气中心的主要"气源"、储气中心是现今保气中心的主要"气源"。生气中心的形成受控于烃源岩所在部位的生烃中心(烃源灶)。震旦系灯影组天然气藏的形成是在多期构造作用控制下由油气的四中心(生烃中心、生气中心、储气中心和保气中心)的耦合关系决定的。油气能否成藏和保存下来的关键取决于烃源是否丰富和保存条件是否较佳,即具有源盖联合控烃控藏的特征。生烃中心受控于盆地的原型格局,形成后其空间位置即无变动性;而其余三中心受构造作用的控制而变动性较易和较大。因此,"三中心"(生气中心、储气中心和保气中心)在空间上的分布关系,决定了油气的最终分布。威远-资阳震旦系灯影组气田的成藏过程是典型的储气中心和保气中心短距离(30km)移位的耦合关系;川东南丁山-林滩场震旦系灯影组古油气藏的形成及破坏过程是典型的缺乏保气中心的耦合关系。

拉张槽对四川盆地海相油气分布的控制作用

四川盆地现今为挤压性的沉积盆地,地表所见构造也均为压性构造;但四川盆地沉积盖层在形成、演化过程中发生了拉张运动(地裂运动)并形成了张性构造(拉张槽等)。现今盆地内已发现的主要拉张槽有开江-梁平海槽(拉张槽)和绵阳-长宁拉张槽。开江-梁平海槽(拉张槽)是四川盆地内深埋地下的二叠纪-三叠纪之间的一个北西-南东向展布的深水碳酸盐岩沉积区,是在峨眉地裂运动理论启示下因生物礁油气藏勘探而发现的。绵阳-长宁拉张槽是四川盆地内发育于早寒武世的一个南北向的下寒武统巨厚碎屑岩沉积(降)区,是在兴凯地裂运动理论指导下通过构造-沉积综合研究而发现的。2个拉张槽的发现和特征研究均经历了漫长过程。拉张槽的形成演化不仅控制了优质泥质烃源岩和优质碳酸盐岩储集岩的发育,而且为优质泥质烃源岩-优质碳酸盐岩储集岩组合的形成和油气成藏效应及规模的提高创造了条件,致使环拉张槽周缘地区是克拉通盆地内油气分布最丰富的地区。