应用流体包裹体厘定合兴场地区须家河组天然气成藏期次

通过对合兴场地区须家河组四段和二段中230个包裹体样品的分析,根据油气包裹体及含烃盐水包裹体特征,结合地层埋藏史,确定了气藏的成藏年代。气藏油气充注过程为:须四段(3385.4m)均一化温度的主峰分别为77～98℃和118～120℃,对应成藏期为中侏罗世中晚期和晚侏罗世中期,前者为主要成藏期;须二段(4612.77m,4562.7m)均一化温度的主峰分别为95～106.1℃,119.8～127.1℃和134.5～140.1℃,对应的主成藏期为晚三叠世末期到早侏罗世早期和中侏罗世晚期。

丰谷须家河组天然气地球化学特征与气源对比

川西坳陷丰谷地区具有良好的天然气成藏条件和有利的生、储、盖组合,对该地区的天然气地球化学特征进行了分析和气源追踪。通过天然气组分、碳同位素、天然气干燥系数等地球化学特征分析以及有机碳同位素、萜/藿烷烃指纹、孕甾烷及升孕甾烷的对比,认为丰谷地区须家河组天然气属于典型的腐植气;须二上亚段气藏天然气为自生自储和下生上储,气源主要来自须二段砂泥互层和马鞍塘—小塘子组烃源岩;须四上亚段储层沥青主要来自须三段和须二段烃源岩;须四中亚段气源则主要来自须三段烃源岩。

姬塬油田分层集输治理对策与效果评价

姬塬油田采用多层系立体开发模式,叠合区块和多层合采普遍存在,场站配套不足,混层集输造成单井出油管线及下游站点结垢严重,部分站点结垢周期仅为1~3mon,给生产运行和安全环保风险管控造成较大困难。针对混层集输的问。题,开展站点系统改造、井组流向优化、分层卸油、无系统依托改拉油等多种措施,达到分层集输、分层处理、分层回注的目的,确保生产系统高效平稳运行。

数字式分层注水实时监控系统的设计与应用

随着超低渗油气藏注水开发时间的延长,受储层非均质性的影响,层间吸水差异大,造成储藏动用程度严重不均、层间矛盾突出,影响整体开发效果。常规的分层注水技术存在测调过程复杂、分注合格率下降快且不能实时监测和调节井下分层注水量等问题。采用压力波进行地面/井下双向无线通讯的智能分注技术可以在一定程度上解决上述难题,基于该技术的数字式分层注水实时监控系统由井下智能配水器、地面控制装置和数据的远程无线传输模块组成,可实现井下分层流量的自动调节及注水参数的实时监测与上传、注水井动态数据的远程无线传输与分享等。现场试验1 600余口井,分注合格率长期保持在95%以上;试验区水驱动用程度提高2%~3%,自然递减降低1%~2%,效果良好。智能分注技术的完善与推广可为储层动态分析及油田注水策略的及时调整提供必要的依据与手段。

川西坳陷须家河组天然气成因类型及气源对比

为了深入认识川西坳陷须家河组天然气成因类型及气源,利用天然气中稀有气体、组分、碳同位素、轻烃等地球化学资料对该区天然气成因类型进行了分析,根据气、源轻烃配对参数对天然气来源进行追踪.稀有气体分析表明,研究区天然气为壳源有机成因气.组分分析表明,研究区天然气主要为腐殖型干酪根裂解成因煤型气,须二段部分天然气为原油裂解成因油型气.碳同位素与轻烃分析均表明,研究区天然气以煤型气为主,须二段存在少量油型气.组分、碳同位素与轻烃三方面分析结果充分肯定了须二段油型气的存在.因此,川西坳陷须家河组天然气成因类型并不是典型的煤型气,而是以煤型气为主,同时有少量油裂解成因油型气存在.天然气轻烃气源追踪结果表明,须四段天然气主要来自须四段与须五段烃源岩,须二段天然气主要来自须二段烃源岩,须二段中的油型气来自须一段烃源岩.

地面集输系统结垢机理及清防垢技术研究

针对姬塬油田站点和管线结垢严重问题,开展了结垢现状、垢质特征、结垢机理、成垢影响因素分析,同时结合系统结垢机理、结垢特征,按照“前端预防、过程控制、结垢治理”的思路,采用“前端脱水+分层集输+同层回注”工艺进行前端防垢,应用“物理+化学”技术进行过程控垢,采取“高压射流+数控脉冲+机械切削”技术进行管路和设备治垢,逐步形成了适用于姬塬油田地面系统清防垢技术体系,使地面集输系统结垢得到有效控制,年节约维护费用4000万元。

姬塬油田罗1区块高回压油井治理对策研究

随着姬塬油田罗1区块油藏的不断开发,井组出油管线逐渐出现结垢、结蜡等现象,部分井组出油管线半径长、输油温度低,致使井组长期处于高回压运行状态,对原油的生产组织、油井电机的负荷、现场清洁生产、周边安全环保有诸多不利的影响。因此,井组高回压已成为制约油区发展的一个不容忽视的问题。本文重点对该区块井组回压影响因素进行分析,确定了油井结蜡、混层集输、插输运行、投收球未能正常开展等关键因素。提出了中高含水集输半径大井组管线扫线通球,实施低温输油,降低结垢速度。低含水井组管线增加埋深,井场加温提高输油温度,结合管线投收球,降低井口回压,确保油井正常生产。此举,节约了生产成本的同时降低了安全环保风险,为油田平稳生产提供有力技术支撑。

四川盆地下古生界页岩气研究现状及勘探前景

页岩气一般被看作是以吸附和游离状态赋存于暗色泥岩及其所夹砂岩和粉砂岩地层中的天然气聚集.四川盆地作为我国主要的天然气产区,共发育6套烃源岩,而下古生界含气系统的有效烃源岩主要为下寒武统筇竹寺组黑色页岩和下志留统龙马溪组黑色笔石页岩.该两套页岩是四川盆地比较有利的页岩气含气层位,综合对其生、储、盖、保等条件的研究,对四川盆地下古生界筇竹寺组和龙马溪组页岩气勘探前景进行了评价.

姬塬油田黄57区块精细分层注水技术研究与效果评价

黄57区块长8油藏是姬塬油田近年来重点产建区块,产量所占比例大。储层物性整体较好,但砂体展布规律较难把握,储层非均质性较强,局部微裂缝发育,开发矛盾逐渐暴露,需要实时对油田开发进行动态分析,不断调整工作部署,进一步改善油田开发效果。主要从开发形势,地层压力保持水平和水驱程度等问题进行研究,得出目前整体注水开发水平相对较低,储层非均质性强,需要进一步研究分层注水技术政策,实现3层及以上分注,提升油藏开发水平,为增储上产提供有力支撑。

川西坳陷中段须家河组天然气碳同位素特征

通过对川西坳陷中段须家河组天然气样品碳同位素分析,认为川西坳陷中段须家河组天然气为典型热解成因煤型气,须四段天然气主要处于成熟阶段,须二段天然气则表现出高成熟的特征。川西坳陷孝泉地区、新场地区、合兴场地区δ13C1值和δ13C2-δ13C1值与高庙子地区、丰谷地区δ13C1值和δ13C2-δ13C1值存在明显的差异。这种碳同位素地区差异特征,预示了天然气由孝泉地区、新场地区、合兴场地区向高庙子地区和丰谷地区运移的规律。烃源岩生烃、排烃时期的差异,是该区天然气运移方向的控制因素之一,也是间接造成该区天然气碳同位素差异的原因之一。研究区天然气同源不同期的充注特征,导致了研究区须二段部分样品的碳同位素倒转现象。

四川盆地陆相天然气地球化学特征及对比

为了系统认识四川盆地陆相天然气地球化学特征及差异,利用天然气组分、碳同位素与轻烃等地球化学资料,对四川盆地不同地区不同层位陆相天然气地球化学特征进行分析及对比,探讨其差异成因。结果表明,四川盆地陆相天然气地球化学特征在横向与纵向均存在较大差异。横向上,川西地区天然气甲烷含量与干燥系数均高于川中地区,川西地区天然气以干气为主,川中地区天然气以湿气为主,地层厚度、埋深及气源岩的不同是造成上述差异的主要原因。不同地区的天然气组分特征参数纵向变化规律也明显不同,川西地区该变化规律主要受烃源岩成熟度与天然气运移分馏影响,而川中地区则主要受烃源岩成熟度及类型的影响。四川盆地陆相天然气以成熟气与高成熟气为主,仅川中地区侏罗系天然气以成熟气为主,川西地区天然气成熟度最高,川中地区与川南地区上三叠统次之,川中地区侏罗系最低,烃源岩埋深与厚度的差异造就了上述成熟度差异。四川盆地陆相天然气以煤型气为主,同时存在一定的油型气,不同地区油型气的含量、分布、成因与来源均存在较大的差异:川西地区仅须二段存在少量油型气,来自马鞍塘组—小塘子组生成的石油裂解;川中地区侏罗系以油型气为主,来自侏罗系干酪根裂解;川南地区须家河组有一定的石油裂解成因油型气,主要来自下伏气藏。四川盆地上三叠统天然气以水溶相与游离相运移,而侏罗系天然气则主要以游离相运移。