核磁共振测井在川西气田储层评价中的应用

川西气田雷口坡组储层形成于潮坪相沉积环境,目前已处在开发建产阶段,且井型多为大斜度气井,常规测井测量的项目不全导致该区域储层评价工作存在一定难度。为充分了解储层各项参数和流体性质,对该区域大部分已完钻气井补充开展了核磁共振测井工作。在核磁共振测井原理基础上,对川西气田雷口坡组气藏储层开展一维核磁共振物性参数计算,并尝试使用核磁共振T2谱构建储层毛细管压力曲线,进而开展储层孔隙结构特征和裂缝研究。研究结果表明,利用一维核磁共振测井资料计算川西气田雷口坡组气藏储层物性参数的应用效果较好,计算结果和岩心分析数据、常规测井解释成果及测试结论一致;利用核磁共振T2谱构建的毛细管压力曲线的分布特征与岩心实测压汞曲线的分布特征规律一致,因此,当实测压汞曲线资料缺少时,可以利用核磁共振T2谱构建全井段的毛细管压力曲线,进而分析孔隙结构特征;由于裂缝型和孔隙型储层毛细管压力曲线形态不同,可以借助构建的毛细管压力曲线来评价储层裂缝分布情况。综上,核磁共振测井技术在川西气田雷口坡组气藏储层的应用效果较好。

W-Ni_(2)P@NiFe LDH/NF的合成及其用于高效电催化析氧研究

以NiFe LDH微米级小球为骨架支撑,原位生长W掺杂Ni_(2)P纳米片,形成了以NiFe LDH为核､W-Ni_(2)P为壳的独特纳米阵列,并通过SEM､XRD和电化学催化性能测试等手段对W-Ni_(2)P@NiFe LDH/NF的形貌､结构和电化学性能进行分析。结果表明,W-Ni_(2)P@NiFe LDH/NF独特的三维球状纳米结构加快了电荷转移速率,提供了丰富的活性位点,并在W-Ni_(2)P与NiFe LDH之间产生协同效应,提高了析氧反应的电催化性能和耐久性。与Ni_(2)P和NiFe LDH相比,球状结构W-Ni_(2)P@NiFe LDH/NF表现出优异的OER性能,在电流密度为40 mA/cm^(2)时,过电势仅为251 mV;Tafel斜率仅为52 mV/dec;电化学阻抗最小;Cdl值为3.51 mF/cm^(2),且维持电流密度23 mA/cm^(2)超过10 h无明显的下降趋势。

窄河道致密砂岩气藏高效开发技术——以川西地区中江气田中侏罗统沙溪庙组气藏为例

四川盆地西部中江气田中侏罗统沙溪庙组气藏构造复杂、储层非均质性强,气藏高效开发面临着极大的挑战。为此,研究形成了适用于窄河道致密砂岩气藏的高效开发系列技术,并将其应用于上述气藏的开发实践。应用结果表明:①针对复杂、窄河道砂体采用多域多属性精细刻画技术,对多期、交叉叠置的河道砂体空间展布特征刻画效果较好,并且各条河道砂体的沉积时间顺序也非常清晰;②采用岩相、物相、流体相"三相"定量预测技术实现了薄层岩相、物相高精度定量预测,可以识别厚度介于5~8 m的河道砂体,岩性预测吻合率接近100%,储层厚度、孔隙度预测值的误差均低于10%;③同时满足形成烃源岩断层与河道砂体有效搭配、与断裂距离介于5~25 km、古今构造均高或者古构造高今构造低、储层物性好等条件的区域,所钻气井有望获得高产、稳产;④采用井组立体部署、井型优选及水平井优化设计等技术,极大地提升了窄河道致密砂岩气藏的储量动用程度,同时还节约了投资;⑤采用水平井优快钻井技术,使该气藏平均钻井周期由101 d降至54 d,采用地质工程一体化分段压裂改造技术,单井测试产气量稳步提升,2013-2019年间平均单井测试产气量较2012年以前的平均单井测试产气量提高10.8倍,增产效果显著。结论认为,所形成的窄河道致密砂岩气藏高效开发系列技术为中江气田建设成为川西地区陆相第二大气田提供了有力的支撑。

川西地区陆相气田高产、稳产关键技术

四川盆地西部陆相气田是中国石化西南分公司的主力产区之一,包括新场气田、中江气田、洛带气田、马井气田以及什邡气田等多个大中型气田,主产层为侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组和上三叠统须家河组,气藏具有埋深差异较大、储层厚薄不均、物性整体致密、自然产能低的特点,如何实现致密气藏的高产稳产、提高采收率至关重要。为此进行了系统研究,具体有:①对川西陆相气藏开发实践经验进行系统的总结;②采用强化老区气藏精细描述及综合调整来提高采收率;③滚动勘探开发寻找新的建产阵地;④水平井精细分段压裂提高单井产量;⑤加强综合管理减缓老井递减技术。"十一五"以来,实施开发调整井992口,新增可采储量310×108m3,提高采收率8%;成功建成了中江气田和什邡气田两个大中型气田,累计新建产能16.27×108m3;实现了川西陆相以年产气20×108 m3稳产14年的长时间稳产目标。这些技术对同类气藏的开发具有借鉴作用。

裂缝性有水气藏合理开发技术对策

高效开发非均质性较强、气水分布无规律性的裂缝性有水低渗气藏,关键是选用最佳布井方式,优选合理的开发井距,确定气井的合理产量和气藏的废弃压力,从而提高气藏的采收率。以新场气田须二气藏为例,通过对气田的地质模式、井网分布、气井生产过程的对比,综合须二气藏动、静态特征,提出了对低渗透裂缝性有水气藏采用"分层、分区、分类"的开发方式,并结合经济评价研究,得出气藏合理井网密度,确定气井的合理生产制度,为合理、高效开发新场气田提供了科学依据。

四川盆地川西气田雷口坡组气藏储层特征及其主控因素

近年来,中国石油化工股份有限公司在四川盆地西部中三叠统雷口坡组天然气勘探中取得了重要的进展,川西气田已成为其“十三五”天然气勘探开发增储上产的重点区块。为了进一步认识川西气田雷口坡组储层的特征及控制因素,基于对岩石薄片、岩心等的观察,利用岩心物性和压汞曲线分析资料,结合测井解释成果,研究了该区石羊场金马鸭子河地区的储层特征及储层发育控制因素。研究结果表明:①该区雷口坡组发育潮坪相白云岩储层,可划分为上、下两个储层段和一个隔层段;②上储层段储层岩性、储集空间类型和孔喉组合相对简单,以微(粉)晶云岩为主,局部发育相对优质的中孔隙度低渗透率的微晶云岩储层,主要为孔隙型储层;③下储层段储层岩性、储集空间类型和孔隙结构复杂多样,非均质性强,以(特)低孔隙度(特)低渗透率储层为主,主要为裂缝孔隙型储层;④储层纵向上非均质性较强,各类储层呈薄互层交替出现,有效储层厚度介于30.0~56.6m,但下储层段的累计厚度和整体物性优于上储层段;⑤云坪、藻云坪微相和白云石化作用控制了白云岩的分布,为储层发育奠定了岩性基础;⑥潮间带高频旋回控制的多期准同生溶蚀作用是优质储层发育的关键因素;⑦埋藏期的油气充注抑制了规模胶结物的形成,使得早期形成的孔隙得以较好的保存。

中江气田侏罗系致密砂岩气藏测井流体识别及定量评价

四川盆地中江气田中侏罗统沙溪庙组气藏为典型的致密砂岩气藏,其储层具有孔隙度低、渗透性差、孔隙结构复杂、非均质性强的特征,地层骨架对测井信息的影响远大于孔隙流体,致使前期所采用的储层流体识别方法和储层参数评价方法效果较差,影响了气藏的开发效果。为此,在详细分析不同类型储层测井响应特征的基础上,提出了适应于该区致密砂岩气藏测井流体识别的定量评价方法,即采用基于视孔道弯曲度指数、电阻率侵入校正差比等新流体识别因子的多参数组合法和BP神经网络法来开展储层流体识别,采用基于岩心实验分析资料的多元回归法来计算孔隙度、流动单元法计算渗透率、变岩—电参数的Archie公式计算饱和度,进而利用上述技术方法,对该区沙溪庙组气藏进行了储层流体识别与储层参数定量评价。结论认为,该套测井评价技术在中江气田的生产过程中取得了良好的应用效果,测井解释符合率超过90%,证明了其可靠性,可以为四川盆地致密砂岩储层的测井评价提供借鉴。

彭州气田雷口坡组流体包裹体特征及成藏期次

为了厘清彭州气田油气藏形成和分布的规律,分析流体包裹体特征,并结合埋藏史模拟对彭州气田雷口坡组雷四上亚段储层油气成藏期次及充注时间进行研究。结果表明:研究区经历了2期成藏,第一期盐水包裹体的均一温度峰值为110~130℃,主要为液烃包裹体,烃类注入时期为晚三叠世,对应的地质时间为215 Ma;第二期盐水包裹体的均一温度峰值为130~150℃,主要是气液烃包裹体,烃类注入时期为中晚侏罗世,对应的地质时间为170 Ma。彭州气田雷四段在晚三叠世中期达到生烃高峰,晚三叠世末期—晚侏罗世中期为高成熟演化阶段,即生气阶段,在晚侏罗世中后期进入过成熟演化阶段。

新场气田须二段裂缝综合预测方法研究

新场气田须二段储层物性较差,裂缝发育段获得工业产能的几率大,裂缝发育带的预测对该气藏的勘探开发具有重要的意义。为了进行研究区裂缝发育带预测,提出了多种技术相结合进行裂缝发育段预测的新方法,综合应用了构造应力场模拟、相干体属性分析、波形特征统计分析等方法进行了研究区须二段储层裂缝发育的综合预测。构造应力场模拟从裂缝形成的地质力学成因出发,可在宏观上把握裂缝发育带的大致范围;在此基础上,进一步通过地震相干体属性分析研究,在微观上小尺度范围内预测裂缝发育的区域;波形特征统计分析法从不同的角度研究裂缝发育带,可以和相干体属性分析的结果互相验证和补充,综合预测结果与单井成像测井资料符合较好。该方法充分结合了不同方法的优点,使得各种方法的优势相互补充,能更为有效地预测裂缝发育带。

川西坳陷彭州地区雷四上亚段白云岩形成机理

根据岩心观察、普通薄片及铸体薄片鉴定、阴极发光显微镜观察、扫描电镜、碳氧稳定同位素测定、锶同位素测定、全岩分析、微量元素分析、X衍射分析等手段,对川西坳陷彭州地区雷口坡组四段上亚段白云岩类型及成因机理进行了详细的研究。研究区雷四上亚段白云岩晶粒细,主要由微晶-粉晶组成,细晶白云岩少见,白云石呈半自形-自形晶;δ13C同位素在-4.8‰~3‰之间,平均值为1.92‰,呈现低正值的特征;δ18O同位素在-8.1‰~0.6‰之间,平均值为-5.04‰,呈现中负值的特征;锶同位素比值较低,在0.7077~0.7087之间,二价铁离子含量较高、锰离子含量较低,具有较低的有序度和低的Mg/Ca值的特点。各种资料表明,这套展布稳定的白云岩主要为沉积成因,为潮坪相潮间-潮上带的同生-准同生白云岩,其次为埋藏白云石化成因。

非常规气藏产量递减规律与评价研究

针对传统递减模型在非常规气藏产量递减规律与评价研究中的局限性,在非常规气藏开发实践的基础上,通过统计分析提出了非常规气藏产量递减规律经验公式,进一步分析得出非常规气藏产量变化具有"三参两极一相关"的模型特征。将该方法应用于气藏开发,不仅可以有效地开展产量变化趋势预测与可采储量评价,而且可以用于气藏开发风险评估。气藏开发实践表明,该方法具有较强的可靠性、有效性和适用性,对指导非常规气藏开发具有重大意义。

深层致密气藏扩展指数递减模型及其在新场须五气藏的应用

研究扩展指数(SEPD)递减模型的性质与参数求取方法,探索深层致密气藏的递减分析方法。通过理论推导与新场须五气藏开发实践的综合分析,结果表明SEPD递减模型具有"双三一相关"以及"有界性"特征,并针对新场须五气藏提出了"多点采样梯度下降法"求取模型参数的方法。实践表明,新场须五深层致密气藏递减特征与SEPD递减模型的递减特征一致,采用"多点采样梯度下降法"可有效地求取模型参数,进而为开展深层致密气藏产量预测与储量评价提供保障。

焉耆盆地本布图构造认识过程—— 一个速度陷阱的典型实例

焉耆盆地本布图构造由于速度陷阱的影响 ,其构造的预探—详探—开发评价以及开发方案实施均发生了较大变化 ,即从起初的一个完整断背斜到最终的断背斜和断鼻块 ,并且构造细节的显示也发生了变化 ,从而为开发方案的实施带来了较大的困难。通过使用三维叠前深度偏移资料 ,结合地层倾角测井资料较好地解决了这一问题 ,构造图精度经钻井检验 ,其绝对误差最大为7m ,相对误差最大为 0 .2 9% ,从而满足了开发方案的要求。

川西地区侏罗系水平井设计及跟踪优化技术

四川盆地西部(以下简称川西地区)侏罗系气藏储层为河道砂岩,总体表现出砂体纵向叠置、横向相互交错,单砂体厚度薄、非均质性强,难动用储量区直井泄气半径小,动态控制储量低等特征,井型设计、轨道跟踪优化调整难度大。为此,以川西地区致密气藏采用水平井试验与推广开发实践案例数据为基础,研究提出了侏罗系河道砂体水平井轨道设计及其跟踪方法,即:①采用数值模拟技术精细刻画河道的分布细节,形成了实现井控储量最大化、经济效益最优化的配套水平井优化设计技术;②以相控(单河道或单砂体)为约束,开展高分辨率随钻反演,并通过井区三维高精度时深转换,建立了深度域水平井轨道精确控制技术,实现了深度域三维空间岩性、物性动态预测,确保水平井轨道准确控制,满足了薄层、难动用层高效开发的需求。结论认为,该项成果不仅有效地指导了川西地区侏罗系气藏水平井轨道长穿优质储层,技术应用效果显著,也为实现水平井技术在四川盆地乃至于全国低渗透砂岩气藏的全面推广应用提供了较好的借鉴。

川东板东构造长兴组生物礁及其地震特征研究

根据板东构造板东4井等长兴组钻探资料,对长兴组的生物礁进行了研究。研究表明板东构造长兴组储集岩有生物(屑)泥晶灰岩—含生物(屑)泥晶灰岩、礁灰岩和白云岩。综合储集岩物性特征、区域钻、测井资料及野外剖面,总结了生物礁的形成与演化模式及模式各部位所对应的岩性和物性。通过地震响应特征、反演等技术建立了长兴组储层识别模式,利用对应速度、Landmark属性提取的储层有效厚度经计算机网格化编制出了长兴组储层厚度分布预测图,与钻测井厚度对比,证实板东4井生物礁为点礁。

川西雷口坡组储层孔隙结构特征及开发应用

川西三叠系中统雷口坡组雷四段上亚段属于潮坪相复杂碳酸盐岩气藏,利用铸体薄片、岩心压汞、CT扫描、气水相渗实验等方法,分析不同类型储层的孔隙结构特征,研究压汞、气水相渗实验在储量可动用评价和开发中的应用。研究表明,上、下两套储层微观孔隙特征主要有以下三个方面:①上、下储层段Ⅰ类储层排驱压力低、中值半径中等,渗透性中等,退汞效率较高,压汞曲线平台特征较明显,分选性好,孔隙结构简单,其中下储层渗透性更好,排驱压力更低;②下储层段Ⅱ+Ⅲ类储层排驱压力中等-高,中值半径中等-较小,渗透率中-低,退汞效率中等-较低,曲线平台特征中等-差,分选性中等-差,孔隙结构组合类型多样,其中上储层Ⅱ、Ⅲ类储层孔隙结构较差;③压汞和相渗实验研究认为含气饱和度较高、气柱高度中等-低,边水能量中等,原始条件下储量动用程度较低、采收率中等,需要通过改造提高动用程度和采收率。

低孔低渗油藏合理井网密度确定方法

为确定新投入开发或已投入开发需加密调整的低孔低渗油藏的合理井网密度，从水驱控制程度、原油最终采收率、采油速度、驱替压力梯度、有效渗透率与探测半径、类比、三维数值模拟以及动态分析等８个方面与井网密度之间的关系，介绍了确定技术合理井距密度的方法；从经济角度介绍了确定经济最佳井网密度及经济极限井网密度的方法。合理井网密度优选原则是在满足低孔低渗油藏基本开发需要的条件下，尽可能达到最好的经济效益，当技术合理井网密度大于经济最佳井网密度，但小于经济极限井网密度时应选择前者。实例计算结果说明该方法合理实用。

水平井技术在宝浪低孔低渗油藏开发中的应用

从水平井筛选标准、水平井产能及其影响因素、水平井渗流特点及压力分布等几个方面介绍了水平井开发技术特征。同时对宝浪油田宝北区块Ⅲ1层低孔低渗油藏直井开发特点、实钻2口水平井采油井H2、H3的开采现状及初期开发规律等做了对比分析，并分别用数值模拟和经验公式及经济评价软件对水平井后期开发特征进行了预测和经济评价。此外，还针对H2、H3井在开发中存在的问题提出了详细的措施意见。

宝北区块低渗透油藏井网适应性研究

从宝北区块井网型式、注水方式、水驱控制及动用程度、油水井供液能力、驱动指数、油井见效见水等方面分析了宝北区块注采井网适应性,指出了环状注水方式和注采井距不合理是目前井网不适应油田开发需要的原因所在,并在此基础上提出了增布内部注水井点、缩小注采井距、改环状注水方式为排状注水方式、加强内部注水、加大分层改造力度等改善开发效果的措施及建议。

呼和浩特石化公司常减压蒸馏装置2005年扩能改造

为适应生产发展的需要,满足掺炼俄罗斯轻质原油及为下游扩容改造后的催化裂化装置提供优质原料的生产需求,常减压蒸馏装置于2005年停工检修期间进行了扩能改造,该装置开工投产后不仅原油加工量顺利地达到了150万t/a的设计要求,而且装置扩能改造的成功为全装置长周期安全平稳生产打下了良好基础,同时节能降耗工作也取得了深入进展。