地质矿产勘查中物化探综合技术研究

这篇文章深入地研究了地质矿产探查中的物理和化学探测综合技术,以及如何提高其应用效果的策略。文章结合实例分析了地质找矿工作中的主要方法和手段。文章首先对无线电波透视和物探原理等基础概念进行了介绍,接着深入探讨了瞬变电磁法、瑞雷波法和激发极化法等技术的工作原理及其应用领域。在此基础上重点论述了遥感技术、地震勘探方法以及地质雷达法在找矿过程中的实际应用情况。随后,我们深入探讨了如何优化勘查设备、增强勘查人员的专业技能、实施信息化管理以及科学地选择综合物化探技术等方法,以提高其应用的效果。这些建议为地质矿产的勘查提供了宝贵的理论和实践方向,对于增强勘查活动的精确度和高效性起到了关键作用。

基于专利管理地图的我国煤层气开采技术发展研究

有效挖掘煤层气开采专利中蕴含的丰富的技术信息对煤层气开采技术创新意义重大。在检索我国煤层气开采相关专利的基础上,通过专利管理地图方法对专利的历年申请情况、主要分布地区及专利权人、技术生命周期和技术IPC分布等内容进行了分析,旨在研究我国煤层气开采技术发展现状及趋势,为制定煤层气开采技术创新战略提供决策依据。

基于微波加热的馒头介电特性的分析与研究

基于一种同轴探头网络分析仪技术和混合方程的途径研究微波加热馒头的介电特性。测量馒头在不同密度下的介电特性值,运用回归分析方法得出介电特性与频率的关系,通过比较馒头介电特性混合方程计算值和测量值,得到Bottcher方程适用于计算馒头的介电常数,Landau and Lifshitz,Looyenga方程用于计算馒头的损耗因子。研究频率范围915~2 450 MHz、含水率范围40.12%~48.50%(w.b.)和温度范围25~100℃下馒头介电特性的变化规律。研究表明:馒头的介电常数随着频率的增加而减小,损耗因子随着频率的增加呈现出先减小后很缓慢增大的趋势;介电常数和损耗因子均随含水率和温度的增加而增加。馒头微波加热的穿透深度随着各影响因素的增加而减小,且在25~100℃温度范围内,915 MHz和2 450 MHz微波加热馒头最大厚度分别不超过12.82 cm和10.62 cm。

水平井开采底水油藏氮气泡沫压水脊技术研究

采用油藏数值模拟方法,建立理论数值模拟模型,分别模拟计算了在底水油藏水平井中实施氮气泡沫压水脊过程中,不同注入时刻、注入量、焖井时间和焖井后日排液量对控水增油效果的影响。研究结果表明:(1)在利用水平井开采底水油藏的过程中,实施氮气泡沫压水脊措施,可以延缓底水脊进,起到控水增油的作用;(2)其最佳注入时刻在油井含水率为70%时刻;(3)注入量越大增油效果越好,但存在最佳值;进行一定的焖井时间才可以发挥其最佳控水增油效果;(4)氮气泡沫具有剪切稀释的特性,焖井后日排液量越大,其控水增油效果越差。

大力开展弯道护栏技术研究

针对国内研发的护栏都是基于直线形道路的现状,论述了开发弯道护栏技术研究的必要性;阐述了弯道护栏技术研究需涉及到的各个方面,及可能取得的经济、社会效益,并展望了技术的推广和应用前景。

水平井开采底水油藏氮气泡沫压水脊技术研究

采用油藏数值模拟方法,建立理论数值模拟模型,分别模拟计算了在底水油藏水平井中实施氮气泡沫压水脊过程中,不同注入时刻、注入量、焖井时间和焖井后日排液量对控水增油效果的影响。研究结果表明,(1)在利用水平井开采底水油藏的过程中,实施氮气泡沫压水脊措施,可以延缓底水脊进,起到控水增油的作用;(2)其最佳注入时刻在油井含水率为70%时刻;(3)注入量越大增油效果越好,但存在最佳值;进行一定的焖井时间才可以发挥其最佳控水增油效果;(4)氮气泡沫具有剪切稀释的特性,焖井后日排液量越大,其控水增油效果越差。

地质矿勘查面对的难题及对策探讨

现在我国矿产勘查还存在很多问题,本文将针对这些问题作出阐述,为以后勘查工程提供理论依据。

砂岩油藏多层合采层间干扰及开发策略研究

A油田在纵向上储层多,且各油层物性相差悬殊、流体性质各异、储量分散。油田在笼统注水或多层合采开发过程中,势必会受储层非均质影响,逐渐暴露出注入水单层突进、含水上升快、储量动用程度不均、各层采出程度不等、油藏采收率低等问题。如何提高此类纵向非均质油藏的采收率是当前所面临的重要问题。以油藏数值模拟技术为手段,根据A油田均质模型进行了多层合采条件下层间干扰的单因素以及复合因素的敏感性分析,并针对油田实际非均质模型进行了不同开发方式下储层动用特征、开发效果评价以及开发指标对比,推荐了该油田切实可行的开发技术方案、提出了指导类似油田开发的技术策略和措施。

CO_2对凝析气藏相态特征及开发指标的影响

为制定含CO2凝析气藏的合理开发方式、提高凝析油和天然气采收率,分析开发过程中CO2对凝析气相态变化特征和开发指标的影响;利用高温高压多功能地层流体分析仪,进行含CO2体系凝析气样品单次闪蒸实验、等组分膨胀实验和定容衰竭实验,分析CO2对凝析气高压物性参数和相态特征的影响;运用Eclipse数值模拟软件模拟注CO2膨胀及CO2对凝析气藏开发指标的影响.结果表明:加大凝析气体系中CO2组分摩尔分数可增加闪蒸气的相对密度、减小偏差因数、增强弹性膨胀能力、降低最大反凝析压力及减少最大反凝析油量;反复多轮次循环回注CO2,可提高凝析油采收率26.2%,提高天然气采收率5.3%.对于高含CO2的凝析气藏或CO2气源充足的凝析气藏,充分利用CO2改善凝析气相态特征,可提高凝析油、天然气的采收率.

海上强边底水油帽稠油油藏注CO_2提高采收率

A油田馆陶组是受断层切割的低幅构造"水上漂"稠油油藏,其油层厚度薄、油柱高度低,边底水能量强。用Eclipse数值模拟技术进行了稠油油藏注CO_2混相能力评价、注CO_2流体相态模拟实验,以及不同开发方式注采参数优化、合理开发方式优选,形成了一套强底水稠油油藏高效开发模式。结果表明:在原始地层压力条件下,CO_2无法与地层原油混相,同时由于油藏构造平缓,也无法实施重力稳定驱,因此只能实施CO_2非混相采油;CO_2具有很强的溶解能力和膨胀能力,对地层原油有很好降黏效果;注CO_2单井吞吐开发效果好于CO_2非混相平面驱,衰竭开发效果最差;CO_2吞吐有利于降低油水流度比、降低生产压差,抑制底水上窜,是海上底水稠油油藏提高采收率一种较为合适的方法。

海上带油环高含CO_2凝析气藏的高效开发

A油田东三段Ⅰ油组是带油环凝析气藏,其凝析气顶高含CO2、高含凝析油,油环跨度小,油柱高度低,边底水能量弱,以Eclipse数值模拟技术对该油田进行合理开发方式优选、开发井型井位比选及提高采收率措施评价,形成一套此类凝析气藏高效开发的模式.结果表明:对于弱边水高含CO2、高含凝析油的凝析气藏,循环注气保持凝析气顶压力开发是最为合理的开发方式;对于小跨度、低油柱高度的油环,水平井平行气油界面且距气油界面油柱高度处是最为合理的开发井型和井位;对于"趾跟效应"和储层非均质性引起的水平井非均匀流动,ICD(Inflow Control Device)控气避水技术是最为有效的减缓气水突进的措施.

块状潜山稠油油藏水平井合理产能确定方法

为了确定块状潜山裂缝性稠油油藏水平井底部注水水平采油井的合理产能,利用镜像反映原理和势函数叠加原理推导出水平井井网底部注水整体开发厚层裂缝性稠油油藏的产量公式;并结合油藏区块实际地质参数,针对注采井距、注采压差、采油井垂向位置等影响产量的主要因素进行了分析和优化。结果表明,利用水平井井网底部注水整体开发厚层裂缝性稠油油藏的合理注采井距为2倍油层厚度。为了油井能够获得较高的产能,注采井之间首先必须保持合理的井距形成有效的驱替。随着注采压差的增大,生产井产量呈现线性增加的趋势;但存在合理的注采压差。纵向上将采油井布置在油藏的顶部,可获得最大的单井产量。研究成果可为块状厚层潜山稠油油藏单井合理产能的确定提供理论依据,且方便实用。

海上高含CO_2高含凝析油气顶油藏提高采收率研究

基于高含CO_2高含凝析油气体样品的室内PVT实验结果,利用Eclipse数值模拟软件进行模拟注CO_2和CH_4膨胀对凝析气相态的影响,同时对该油田进行合理开发方式和开发井型井位优选,研究发现CO_2和CH_4均能使凝析气体系的弹性膨胀能力增强、最大反凝析压力降低及最大反凝析油量减少;循环回注采出气开发比衰竭开发提高油环油采收率约11.0%、提高凝析油采收率约45.0%;水平井开发效果好于直井,形成了一套此类气顶油藏高效开发的模式。结果表明,循环回注采出气对于高含CO_2高含凝析油的凝析气顶,一方面可以保持凝析气顶的压力;另一方面CO_2和CH_4可以降低凝析气体系的露点压力、抑制凝析油的反凝析,从而提高凝析油采收率,同时CO_2和CH_4较强的弹性膨胀有利于气顶对油环油的驱替,提高油环油采收率,是最为合理的开发方式;水平井平行气油界面布井对于小跨度、低油柱高度的油环可以有效延缓气水锥进,提高油环油采收率,是最为合理的开发井型和井位。

高含CO_2凝析气相态测试及分析

为了制定高含CO2凝析气藏的合理开发方式、提高凝析油采收率,需要了解高含CO2的凝析气流体在开发过程中存在的复杂相变行为。采用高温高压多功能地层流体分析仪,对不同摩尔分数CO2凝析气体系样品进行了单次闪蒸实验、露点压力测试、等组分膨胀实验和定容衰竭实验,对比分析了CO2摩尔分数对凝析气体系高压物性参数和相态特征的影响。研究结果表明,随着CO2摩尔分数的增加,凝析油的反凝析速度减缓,且最大反凝析液量减小约15%、凝析油的采出程度增加约20%、天然气采出程度为85%左右、相包络线向内收缩。富含CO2凝析气体系中的CO2既有利于抑制凝析油的反凝析,又有利于增强凝析油的反蒸发,对于提高凝析油采收率具有显著效果。

海上高含CO_2高含凝析油气顶油藏开发方式研究

为制定高含CO_2高含凝析油气顶油藏的合理开发方式、提高凝析油和油环油采收率,了解高含CO_2高含凝析油的凝析气顶在开发过程中的复杂相变行为和不同开发方式对开发指标的影响。基于高含CO_2高含凝析油气体样品的室内PVT实验结果,利用Eclipse数值模拟软件模拟注CO_2和CH_4膨胀对凝析气相态的影响和不同开发方式。研究发现,CO_2和CH_4均能使凝析气体系的弹性膨胀能力增强、最大反凝析压力降低及最大反凝析油量减少;循环回注CO_2开发比衰竭开发提高油环油采收率4.3%、提高凝析油采收率约26.4%。结果表明,循环回注CO_2开发是最为合理的开发方式、开发效果最好,注水开发次之,衰竭开发效果最差。

海上稠油油田常规冷采开发黏度极限探讨

目前海上稠油油田热采开发仍处于矿场摸索阶段,加之海上热采开发具有高开发成本和高开发风险的特点,因此,亟需明确海上稠油油田常规冷采开发黏度极限。以海上某典型稠油油田为例,运用相似理论建立了与油藏原型相似的物理模拟模型和数字化试验数值模拟模型,并对物理模拟试验结果进行了数字化试验拟合;在此基础之上,开展了大量的数字化试验并利用参数回归得到了在不考虑和考虑稠油启动压力这2种条件下的黏度极限关系式和图版,并形成了同时考虑这些因素的交会图版。结果表明:海上B油田在350m井距、直井注直井采条件下,若要求单井5a平均日产油量不小于10m3,含水率98%采出程度不低于20%、开发20a采出程度不低于20%,则所对应的黏度极限为510mPa·s;若考虑稠油启动压力,则所对应的黏度极限为350mPa·s。海上稠油冷采黏度极限交会图版的建立方法科学可靠、图版成果合理可信,为海上稠油油田开发方式的合理选择提供了理论依据。

底水油藏水平井水脊形态及上升规律研究

底水油藏中水平井水脊上升规律的研究对合理控制底水脊进、提高无水采油量及生产后期采取合理控水堵水措施具有积极的意义。对水平井跟趾端压降与其产量的关系进行分析,认为在油田实际产量下水平井跟趾端压降极小。采用渗流力学映射反映和势叠加原理建立了底水油藏水脊上升数学模型,并证明了在常规生产参数下的均质底水油藏中,水平井各段等流量分布时的水脊突破位置应位于水平井中段;不等流量分布模式下水脊突破位置在水平井中段左右。采用程序刻画了水脊上升形态,并用三维可视化物理模拟验证了模型的合理性。

均质底水油藏水平井水淹特征研究

利用三维可视化物理模拟装置模拟水平井在均质底水油藏中的水淹规律及水淹动态,并基于渗流力学理论推导了水平井开发见水模式。研究结果表明,在不考虑水平井井筒压降损失的情况下,裸眼或射孔完井水平井的临界见水点位置在水平段中间部位;水平井水淹动态模式为"均匀抬升—中部见水—两边扩展—全井水淹—两翼抬升";在高含水时期水平井通过关井压水锥,可以提高产油速度,降低含水率;相同水平段长度条件下,随生产压差的增大,水平井见水时间提前,产油速度变大,无水期采油量减少,含水上升速度变快。因此,在单井经济极限产量许可下,水平井开发底水油藏应尽量采用较小的生产压差。

海上稠油多元热流体吞吐开发效果评价初探

A油田是海上首个实施非常规稠油热采开发的先导试验区,其开发效果的评价直接影响着海上后续非常规稠油资源的开发动用。根据热采井的生产动态特征分析了边水对热采井开发效果的影响,建议热采井距边水200～300 m以上;通过对比分析同井注热前后及同层位相邻位置冷热采井的开发效果,热采井周期平均产能和累产油量均是冷采井的1.5～2.0倍左右;利用流温法及米采油指数法综合评价了热采有效期,有效期在240～339 d,平均298 d;根据钻后热采井周期平均产能、周期产油量及油汽比等参数与钻前设计值进行对比评价,认为排除试验阶段防砂工艺、管柱问题以及钻后储层变化等原因外,其他热采井均达到第一轮次吞吐预期效果,热采井周期平均产能为57 m^3/d,周期产油量1.80×10~4m^3、周期增油量0.7×104m^3。可见多元热流体吞吐热采増油效果明显,对海上其他非常规稠油油田的开发具有借鉴指导意义。

芋头的介电特性

利用矢量网络分析仪和末端开路的同轴探头,测量了30~3 000 MHz频段内含水(以质量分数表示)分别为25%、40%、55%、70%、85%的芋头片在20、40、60℃和80℃下的介电特性。研究表明:介电常数与介质损耗因子随频率的增加而降低,介电常数随着含水率的增大而增大;介电常数与介质损耗因子都随着温度的升高而减小;915 MHz下介电常数与介质损耗因子的数学模型的显著水平均小于0.000 1,可预测芋头的含水率;同一含水率与温度的芋头片穿透深度随频率的增加而降低,一定频率下的芋头片的穿透深度随温度的增加而增加。