渤海湾盆地石炭—二叠系微量元素特征及其指相意义

本文采用ICP-MS测试分析技术，对渤海湾盆地4口钻井42件石炭-二叠系岩心样进行了Sr、Ba、Ga、V、Ni、Co等沉积环境敏感元素的系统测试分析，讨论6种元素含量及Sr／Ba、Ba／Ga、Ni／Co等比值的变化特征。除去5件样品中的异常点，测试元素大多数集中的变化范围：Sr（100—200）×10^-6，Ba（100-700）×10^-6，Ca（10-40）×10^-6，V（80-200）×10^-6，Co（5—30）×10^-6，Ni（15—45）×10^-6，Sr／Ba0.2—0．9，Ba／Ga2—20，Ni／Co1-4。根据微量元素指标特点结合岩相资料，认为渤海湾盆地本溪组发育海相沉积，太原组发育过渡相沉积，山西组及其以上地层发育陆相沉积。元素指标中，Ba、Sr／Ba和Ba／Ga沉积环境指示意义显著，在判断渤海湾盆地石炭-二叠纪沉积相方面具有实用价值。

济阳坳陷石炭二叠系暗色泥岩微量元素赋存特征及其地质意义

在对Sc、Co、Ni、Ga、Rb、Sr、Mo、Ba等微量元素进行电感耦合等离子体质谱(ICP-MS)测试和对泥岩粘土矿物进行X射线衍射相对定量分析的基础上,结合骨架砂岩岩石薄片镜下观察结果,采用Sr-Rb-Ba-Sc多元素标准化图解,分析了济阳坳陷石炭二叠系暗色泥岩微量元素赋存特征及其所指示的海陆沉积相变化、火山事件、物源等方面的地质意义。研究结果表明:(1)济阳坳陷暗色泥岩微量元素含量普遍比华北地台同时期沉积物高(Ba除外)。(2)济阳坳陷本溪组和太原组下部发育海相沉积以及上石盒子组曾发生数次规模较大的海侵,表现为在Sr-Rb-Ba-Sc标准化图解中Sr上扬,或Rb-Ba-Sc近似呈直线;局限台地相沉积可能造成其上部相邻地层泥岩中Rb、Sr发生异常。(3)在济阳坳陷石炭二叠系骨架砂岩岩石薄片中观察到自形石英、港湾状石英、聚片双晶长石、保存较好的挠曲状云母,推测石炭二叠系受到多次火山作用影响;Sr-Rb-Ba-Sc标准化图解中Rb异常可能揭示火山作用的影响,而Rb异常的泥岩样品通常高岭石含量非常高(>70%),且伊利石含量非常低(<5%)。(4)Rb-Ba-Sc标准化图解显示济阳坳陷石炭二叠系物源区可能是华北地台北部的古老岩体,母岩岩浆来自上地壳。

渤海湾盆地石炭二叠系稀土元素特征及其地质意义

采集了渤海湾盆地周缘露头剖面和盆内钻井岩心的泥岩及少量灰岩样品,采用电感耦合等离子质谱技术对样品进行了系统的稀土元素测试分析。测试样品稀土总量平均值为290.39μg/g,明显大于北美页岩组合样。各样品δEu为0.42～0.83,平均0.67,中度Eu负异常;大多样品Ce含量正常,δCe为0.51～1.22,平均0.97。稀土元素配分模式总体为轻稀土富集、重稀土亏损型,轻稀土段曲线明显"右倾",重稀土段则较为"平坦"。灰岩及部分泥岩中Ce的负异常指示了晚石炭世本区陆表海的沉积环境特点,古海水为氧化环境。根据稀土元素的Eu异常及总的元素组合特点,判断渤海湾盆地石炭—二叠系沉积物主要来自盆地北缘的阴山古陆,母岩类型为花岗岩。

煤层气井合层排采控制方法

以铁法盆地大兴井田合层排采工程井DT31井和沁水盆地南部单层排采井QS1井排水产气特征数据为基础,分析了合层排采井各排采控制阶段的流体相态特征与单层排采的异同,总结了合层排采中的层间干扰因素及排采工艺中存在的问题,探讨了单位井底流压降幅的产水量和套压作为排采控制指标的控制方法及原理。研究结果表明:不同液面深度下的单位井底流压降幅的产水量可指导制定合排期间的排水强度;合采井深部产层的临界解吸压力液面深度与顶部产层埋深重合,不适宜合层排采;憋压阶段套压的最大值主要受产层顶板埋深和初期排水降液面阶段的总压降值限制。控压产气期,采用阶梯式降套压法,同时需控制套压瞬时降幅和日降幅以防储层激动,合采井在控压产气和控压稳产阶段设置一个最小套压可以缓解产气期间液面深度与浅部产层埋深接近或重合引起的矛盾。

渤海湾盆地石炭二叠系盖层及其沉积控制

在对渤海盆地石炭—二叠系盖层泥岩特征观察的基础上,通过对粘土矿物含量的相对定量分析及孔隙度、渗透率的统计分析,结合沉积控制,评价了该区盖层泥岩的封闭能力。结果表明,渤海湾盆地上、下石盒子组盖层泥岩分布范围广,保存完整,湖泊相和泛滥平原相泥岩具有较好的封闭性,可作为区域盖层,下石盆子组盖层泥岩的孔隙度和渗透率又明显低于上石盆子组,封盖性更好;太原组和山西组的泻湖相和三角洲平原相发育的泥岩也作为局部盖层。泥岩的异常压力封闭是该区盖层研究的重点。

沁水盆地樊庄区块煤层气高产井递减特征及采收率预测

以沁水盆地南部樊庄区块煤层气开发实践为基础,分析高煤阶煤层气井生产特征,采用Arps产量递减分析方法,研究煤层气高产井递减类型及递减率分布规律,讨论煤层气井生命周期内采气速度和采收率变化情况。研究结果表明：煤层气井排采4-7 a后逐渐出现递减趋势;递减符合指数递减规律,递减率变化区间为5.1%-37.5%,平均20.9%,其中水平井递减比直井略慢;排采15 a,直井地质储量采收率65.04%,水平井66.64%;当单井经济极限500-1 000 m3/d时,直井经济开采年限12-15 a,采收率59.8%-65%;水平井经济开采年限24-28 a,采收率73.4%-74.4%。

沁水盆地樊庄区块煤层气开发生产规律分析

为科学判断高阶煤煤层气田开发趋势,合理预测煤层气产量,以高阶煤煤层气区块中开发时间较长,具有较强代表性的樊庄区块为主要研究对象,基于"三要素"认识划分开发单元,提出有效动用储量的概念,综合应用生产数据统计与数值模拟技术进行生产规律研究,研究结果表明樊庄区块煤层气开发呈现3点规律:不同开发单元,采气速度越快,稳产期越短,初期递减率越大;樊庄区块采出程度20%左右产量进入递减期,递减出现时采出程度与井网井距密切相关;煤层气井产量递减初期递减速度相对较快,呈指数递减,后期递减速度减缓,表现双曲递减特征。

沁水煤层气田开发直井全生命周期产量预测方法

以沁水煤层气田开发实践为基础,建立煤层气压裂直井理想产量模型和全生命周期产量预测模型,通过Eclipse软件数值模拟分析煤层气井压降模型,结合实际生产规律统计,分析不同开发地质条件煤层气井全生命周期内产量与生产时间的关系,确定稳产气量、递减率及各阶段资源采出程度等气田开发关键指标。

沁水盆地煤层气水平井产能影响因素分析——以樊庄区块水平井开发示范工程为例

多分支水平井是近年来发展起来的煤层气开发新技术,从沁水盆地南部已实施的60多口水平井开发效果来看,单井产量差异较大。以华北油田在樊庄区块水平井开发实践为基础,通过对单井地质条件、钻井工程和排采控制3个方面的综合研究,认为煤层含气量高低、钻井进尺多少、分支展布是否合理,以及排采过程的连续性是影响煤层气水平井产能的主要因素。根据地质条件优化井位部署和分支轨迹设计,水平分支的钻井过程注重储层保护,是煤层气水平井实现高产的重要保障。

沁水煤层气田樊庄区块直井产出特征及排采控制方法

沁水盆地樊庄区块煤层气开采已初具规模,目前最早投产的煤层气井生产时间已接近4年。通过生产动态数据的跟踪分析,结合本区煤层储层特征,对该区煤层气井的排采特点有了一定的认识,并将煤层气井的生产过程划分为五个阶段,制定了相应的排采控制方法,为樊庄区块生产井管理提供了理论依据。

煤层气水平井开发生产规律研究

以沁水盆地煤层气田樊庄区块多分支水平井开发实践为基础,对煤层气水平井开发生产规律进行研究。本文首先分析水平井适应的地质条件,研究发现樊庄区块拉张区水平井产气能力最高,平衡应力区次之,而挤压区最差。然后通过生产数据统计分析,认为煤层气水平井单位面积产水指数、采气速度两个开发指标与产气量存在较强的关联性,煤层气产气较高的水平井单位面积产水指数一般小于50,且其采气速度控制在5%左右。