低丰度致密砂岩天然气分布特征及充注过程半定量评价——以鄂尔多斯盆地定北地区上古生界为例

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏为天然气运移路径上的滞留气藏,气藏充注程度低、丰度低、产气量低、气水关系复杂,天然气是否有效充注、充注程度如何均不明确。为此,以鄂尔多斯盆地定北地区上古生界致密砂岩气藏为例,基于岩心、测井、地震、生产动态等资料,厘清了天然气分布特征,并综合烃源岩、砂体以及断裂分布空间组合关系,确定了天然气充注方式,再根据充注点、充注动力和阻力,确定了优势充注路径,最后开展了不同充注路径下的气水分布评价。研究结果表明:(1)上古生界致密砂岩气层主要为下二叠统太原组2段第2层(太2-2层)、第3层(太2-3层)与中二叠统下石盒子组1段,同时存在气层、气水同层以及水层,气水关系复杂,气井产量差异大,存在局部高产气井;(2)致密砂岩气藏天然气充注点可分为源储邻近充注点、近源充注点以及远源充注点3类,天然气充注方式可分为砂体源内充注、砂体叠置纵横扩散充注、储集体内断裂沟通跨砂体充注以及复合充注4类;(3)建立了天然气充注路径评价参数充注动力(P_(M))和充注阻力(P_(D)),P_(M)越小,充注动力越强,P_(D)越小,充注阻力越小,P_(M)大且P_(D)小,则充注动力损失小,从充注点到井点的充注动力最强、阻力最小,为天然气优势充注路径;(4)确定了4大类11小类气水分布类型和4类充注方式下气水分布规律,其中研究区西部源内充注、近源充注、断砂有利配置充注均可形成较高丰度的天然气富集,东西部远源充注和断砂较有利配置充注可形成较低丰度的天然气富集。结论认为,该研究成果不仅可以为该区目的层寻找充注程度更高的天然气富集区提供依据,也能够在低丰度气藏区的天然气充注优势区进行有效评价,较传统方法更加精细,更适合单个气藏的精细评价。

库车坳陷秋里塔格构造带中东段油气充注期次及成藏模式

库车坳陷秋里塔格构造带新生界油藏勘探潜力大,古近系膏盐岩相变区储层砂岩厚度薄,油气成藏过程复杂。利用流体包裹体岩相学观察、激光拉曼光谱、包裹体测温、盆地模拟和储层定量荧光光谱等方法,分析古近系库姆格列木群盐间砂岩样品的烃充注相关流体记录,明确研究区油气充注期次和成藏模式。结果表明:古近纪末—中新世早期,中质油聚集于白垩系砂岩顶部;中新世中期,库姆格列木群砂岩储层第一期轻质油—凝析油充注发生于约14.2 Ma,以蓝绿色荧光包裹体组合为主,古油藏广泛分布;中新世晚期—上新世中期,构造挤压作用增强,逆冲断裂、构造裂缝导致古油藏大量散失;上新世晚期以来,随埋藏深度的增加,高纯度、厚层膏盐层封盖性逐渐恢复,砂岩储层第二期甲烷干气充注发生于约3.7 Ma,形成含甲烷包裹体组合,构成现今盐间砂岩气藏的基本油气特征,形成膏盐岩盖层与构造作用双重控制的油气成藏模式。该结果为秋里塔格构造带中东段进一步勘探提供依据。

致密砂岩气藏充注成藏以及充注物性下限分析

目前东海西湖凹陷的充注成藏机理以及充注物性下限研究在致密砂岩中缺少研究成果及应用,通过气体充注模拟、毛管压力曲线测定以及核磁共振成像驱替等实验,对东海某气田开展致密砂岩气藏充注成藏机理以及充注物性下限分析。研究表明,在气体充注过程中,存在成藏门限压力,主要为非达西渗流。其充注成藏的孔隙度的下限值为6.2%,渗透率的下限值为0.05mD。

陆相湖盆致密油充注运聚机理与富集主控因素

通过中国陆上不同类型致密油典型实例解剖,开展烃源岩、储集层、原油等样品测试分析,运用核磁-驱替物理模拟、格子玻尔兹曼数值模拟等技术方法,研究了中国陆相湖盆致密油充注运聚机理与富集主控因素。研究表明陆相湖盆致密油充注运聚机理:优质烃源岩生排烃动力是决定致密油充注效率和聚集效果的动力基础,原油运移阻力是影响致密油充注效率和聚集效果的关键要素,充注动力与致密储集层孔喉阻力耦合作用控制聚集效果及富集程度。陆相湖盆致密油富集程度主要受烃源岩、储集层孔喉大小、储集层结构各向异性及裂缝4大因素控制:优质烃源岩控制致密油近源分布,储集层物性及孔喉大小与致密油富集程度呈正相关,储集层结构各向异性揭示顺层运移速率最高,层内裂缝提高运聚效率与含油饱和度。

塔里木盆地顺北地区克拉通内走滑断裂带中-下奥陶统储集体方解石脉形成及其与油气充注耦合关系

塔里木盆地顺北油气田为克拉通内走滑断裂多期活动控制下形成的碳酸盐岩超深层油气田,不同断裂带及同一走滑断裂带不同分段的油气性质和油气丰度等均存在显著差异。基于岩心和岩石薄片观察以及阴极发光、微区原位微量元素-稀土元素、流体包裹体的系统分析,对塔里木盆地顺北1号和顺北5号走滑断裂带中-下奥陶统储集体中的裂缝脉体序次、成脉流体来源及其与油气充注耦合关系进行研究,并结合走滑断裂演化过程和油气分布特征,探讨了顺北地区油气差异聚集的控制因素。结果表明:顺北1号和顺北5号走滑断裂带中-下奥陶统至少发育4期方解石脉体(Cal-1,Cal-2,Cal-3,Cal-4)。Cal-1成脉流体主要为海源性流体,Cal-2,Cal-3和Cal-4成脉流体来源于同地层成岩流体。Cal-2,Cal-3和Cal-4脉体的形成分别与加里东晚期—海西早期、海西晚期—印支期、燕山期—喜马拉雅期构造活动和油气充注相伴生。不同断裂带油气充注过程存在差异,顺北5号断裂带主充注期为海西晚期—印支期,顺北1号断裂带主充注期为海西晚期—印支期及燕山期—喜马拉雅期。走滑断裂构造样式及演化历史控制下的油气差异充注过程是顺北地区油气差异聚集的关键。

致密储层中石油充注特征的在线显微成像研究

致密储层岩石渗透率低,储集空间受其微纳米级孔隙控制,毛管力作用显著增强。认识油气的微观充注特征是分析运聚成藏的基础。利用自研的岩心流体驱替在线三维显微成像系统,开展致密储层样品油充注过程观测,提出样品整体和孔隙两级的含油特征综合定量分析方法。以相同流程的驱替在线核磁共振测试为对照,揭示不同时刻在线二维直接数字化摄影(Digital Radiography,DR)的平均差值,可用于评价样品整体含油量变化;基于高精度孔隙网络抽提的孔隙级流体饱和度计算方法,实现了图像可分辨的孔隙与孔喉油充注程度的定量评价。通过多层次数据、不同方法的组合,可满足不同研究对动态特征捕捉、孔隙分辨能力及成像视野等差异化需要。分析结果表明,鄂尔多斯盆地不同致密储层两块岩石样品的含油饱和度随注油量的增加,均呈现开始上升较快、后期减缓的特点;相同注入流速下,相对高渗样品油充注初期含油饱和度上升速度更快,最终含油饱和度较高;随着注油量的增加,较高渗样品的大孔隙含油饱和度持续增加,低渗样品大孔隙的含油饱和度呈U形变化,表现出油、水反复占据孔隙的特点。

鄂尔多斯盆地西南缘延长组长8段低充注油藏成藏模式——以环西—彭阳地区为例

为了厘清鄂尔多斯盆地西南缘环西—彭阳地区长8油藏的成藏机理,通过储层物性分析、烃源岩评价、流体包裹体分析和自生伊利石同位素测年等手段,明确成藏动力机制及成藏过程,并在不同地区油藏充注程度差异性对比的基础上,通过构造演化史、埋藏史、石油充注史研究,明确油藏分布控制因素。研究表明:长8油藏含油饱和度低,油藏分布呈南北分区的特征;低生烃强度耦合较强的储层非均质性是油藏低充注的主要成因;长7段剩余压力总体大于长8段,有利于长7段的烃向长8段充注;油气充注主要发生在早白垩世末期和晚白垩世早期(110~95 Ma);23 Ma以来,喜山期构造运动对西南区域油气聚集起到调整或破坏作用,北部为正常一致型,南部为早充注晚调整型;南北区成藏模式不同,北部环西地区以侧向输导运移成藏为主,南部彭阳地区以垂向运移成藏为主。经综合分析,鄂尔多斯盆地环西—彭阳地区长8油藏属于低生低压近距离低充注成藏模式。

石油充注对成岩作用影响的研究现状

通过对国内外石油充注对成岩作用影响典型实例的剖析和概括,将石油充注对成岩作用影响的观点分为两大类,并总结了4大主要控制因素。研究认为,石油充注对成岩作用的影响主要受下列4大因素的控制:1) 石油充注前储层沉积特征;2) 石油充注前的成岩时间;3) 石油充注后含油饱和度;4) 油自身的演化程度及其性质。并在上述研究的基础上,提出石油充注类型的两种分类方法,便于针对不同盆地的实际资料及成岩和沉积特征展开石油充注对成岩作用影响的研究工作。

塔里木盆地顺北地区中下奥陶统流体改造与油气充注耦合关系

为明确顺北地区中下奥陶统流体改造与油气充注耦合关系,通过对方解石充填物进行阴极发光、流体包裹体显微镜下观察和油包裹体及其伴生盐水包裹体均一温度测试分析,结合方解石微区原位U-Pb同位素定年开展顺北地区中下奥陶统流体改造期次及序列、油气充注期次和时期及流体改造与油气充注耦合关系研究。结果表明:一间房组和鹰山组上段均经历多期流体改造,形成了具有不同阴极发光特征的多期方解石充填物,两者区别在于鹰山组地层未经历大气水改造;油包裹体荧光显示呈现蓝绿色-蓝白色,指示原油成熟度较高,且一间房组与油包裹体共生的盐水包裹体均一温度分布范围为84~98℃,平均均一温度为92.49℃和113~130℃,平均均一温度为119.91℃、鹰山组上段均一温度分布范围91.2~104℃,平均均一温度为96.1℃和112.7~128.1℃,平均均一温度为119.97℃,表明存在加里东晚期和海西晚期-印支期两期油气充注,主成藏期为海西晚期-印支期。烃类包裹体宿主矿物方解石微区原位U-Pb测试表明,其主要形成于加里东中晚期[(466.8±8)~(470.6±4.5)Ma],揭示油气充注发生在加里东晚期混源流体改造形成的具备红色-橙红色阴极发光特征方解石之后。

CO_(2)充注对油气藏相态的影响及凝析气藏成因分析——以渤中19-6凝析气藏为例

油气藏中的CO_(2)对油气相态具有重要的影响控制作用。为了探究CO_(2)对渤海湾盆地渤中19-6凝析气藏成因的影响意义,基于渤中19-6凝析气藏5口井8组凝析气样品的组分及物性数据,利用PVTsim相态分析技术模拟CO_(2)充注,对CO_(2)充注前后渤中19-6凝析气藏流体相态变化进行了定量分析。研究表明:①渤中19-6气藏CO_(2)为无机幔源成因,含量在9.15%~15.76%,δ13 CCO_(2)在-7‰~14.4‰。②CO_(2)能明显降低流体的临界温度(T_(c))、临界压力(P_(c))、临界凝析温度(T_(m))和临界凝析压力(P_(m)),使流体相态从挥发油逐渐过渡到近临界态,最终转变成凝析气。结合研究区油气充注史发现,虽然研究区经历了“早油晚气”的两期成藏过程,但天然气充注后流体相态仍为挥发油,CO_(2)的充注才使古油藏最终转变成现今的凝析气藏。

砂岩储层致密化及其与油气充注成藏的耦合关系——以鄂尔多斯盆地延安气田上古生界为例

针对鄂尔多斯盆地延安气田上古生界致密砂岩储层,文中采用薄片鉴定、扫描电镜分析及流体包裹体测试等方法,开展储层特征、天然气成藏期次等研究,恢复孔隙度演化过程,讨论了各类砂岩储层致密化与油气充注成藏的耦合关系。研究表明:在早成岩阶段,凝灰质石英砂岩、高塑性岩屑砂岩及钙质胶结砂岩已演变为特低孔岩石,平均孔隙度为8%,不发生烃类充注,之后持续保持致密状态。石英砂岩、低脆性石英砂岩经历了早成岩机械压实、溶蚀及高岭石胶结作用,在第1期烃类充注时,平均孔隙度为23%,随后在石英压溶和胶结作用下孔隙度继续减小;在第2期大量烃类充注时,平均孔隙度为18%,随着烃类不断充注,储层越来越致密。因此,石英砂岩和低脆性石英砂岩储层在早期成藏阶段孔渗条件较好,且至成藏晚期储层致密化过程中仍发生广泛的油气充注,其致密化过程与油气充注成藏的耦合关系为“边成藏边致密化”。

鄂尔多斯盆地西南缘三叠系延长组流体包裹体特征及对油气充注调整的指示

随着鄂尔多斯盆地西南缘彭阳地区三叠系延长组长8段油藏的发现,证实该区具有较大勘探潜力,但整体研究程度薄弱,其油水关系异常复杂、油气充注规律不明确。油气充注过程中形成的流体包裹体可为研究油气充注过程提供依据,通过系统的流体包裹体显微鉴定、均一温度测试和热动力学模拟等包裹体分析手段,结合颗粒荧光定量测试技术,探讨了盆缘长8段油气充注—调整的过程并比较了盆内外成藏差异性。结果表明:研究区油气包裹体较为发育,原油成熟度不高,含油显示级别和今古含油饱和度均低于湖盆内部,整体充注强度较低。油气较大规模充注主要发生在早白垩世末期和晚白垩世早期,有限源储压差为研究区近源短距离运移提供了动力;但成藏动力不及盆内主体区块,限制了边缘地区油气富集饱满程度。同时,颗粒荧光定量分析(QGF)和颗粒萃取物荧光定量分析(QGF-E)得出的数据变化趋势不一致,指示了研究区古油水界面的位置变化或油藏遭受调整的特征。盆地西南缘断裂附近后期构造运动对油气藏的调整/破坏影响大,由此进一步减弱长8段油藏充注规模。深化研究盆缘油气的充注成藏规律和演化过程,对于认识不同构造背景下的低渗致密砂岩油气勘探潜力具有较强指导意义。

致密气充注聚集机理及数理模型

致密气的气-水分布和产出非均质性虽已从实验和地质观察角度总结了相应认识规律,但一直缺少定量的数理模型揭示其聚集机理。从驱替-核磁物理模拟、考虑物质平衡和力学平衡的数值模拟以及实际地质观察3方面论证致密气充注聚集机理,结果显示致密气充注聚集时会在源-储界面附近优先形成含气饱和度稳定带,气源不足时,从源-储界面起,依次形成含气饱和度降低带和未充注带。源岩条件越好,排气量越多、超压越大,致密储集层含气饱和度稳定带和降低带越厚,整体含气饱和度越高;源岩条件有限时,致密储集层条件越好,孔渗越高、孔喉越大,含气饱和度稳定带和降低带厚度越薄,但含气饱和度高。致密气“甜点”有利层段发育在靠近源岩的优质储集层中,对应含气饱和度稳定带。基于数理模型的数值模拟结果很好地吻合了驱替-核磁物理模拟结果,并合理解释了松辽盆地徐家围子断陷深层和鄂尔多斯盆地临兴—皇甫致密气区的气-水分布和产出规律。

充注工况下FSRU液货舱内部扰动的数值模拟

以浮式液化天然气存储再气化装置(LNG-Floating Storage and Regasification Unit,LNG-FSRU)为研究对象,针对其常年处于水域中受到波浪的冲击、船体始终处于晃荡状态、对其液舱充注过程中LNG的稳定程度造成影响的问题,采用FLUENT软件,选取合适的湍流模型、多相流模型、耦合运动模型等进行数值模拟。假设初始液货舱内LNG密度均匀,没有发生分层,且充注过程中液货舱始终处于运动状态,仿真其内部LNG的扰动变化过程。通过控制变量法,分别设置多组不同的充注速度、充注密度、充注量的情况来进行对比分析。研究成果对LNG-FSRU充注过程中控制LNG稳定性具有一定的参考价值。

多联机制冷剂充注量故障检测模型评估及参数优化

本文对基于集成学习模型的多联机制冷剂充注量故障检测进行了评估,并对极致梯度提升(XGBoost)模型进行了参数优化。通过在制冷模式下进行制冷剂充注量故障实验采集了数据,结合互信息法和斯皮尔曼相关性系数法进行了特征选择,在此基础上分别训练了决策树、随机森林和XGBoost三种学习模型后得到诊断模型,并通过网格搜索等方法对XGBoost模型进行了参数寻优工作。结果表明:三种学习模型中基于随机森林的故障诊断模型效果最好,5个评估指标中精度由88.69%提高至93.46%、宏查准率由90.34%提高至98.09%、宏查全率由88.33%提高至98.19%、宏F1度量提高由88.94%提高至98.13%、kappa系数由0.87提高至0.98,而优化后XGBoost模型效果更优,各评价指标均再次提升1%~2%。

船用空调冷媒水管清洗和充注工艺

为保障船舶中央空调系统的长期稳定运行,对冷媒水管清洗串洗、除锈防锈和充注等技术要求和工艺流程进行分析,总结出适用于船用空调冷媒水系统的水管清洗和充注工艺。研究表明:该工艺可有效提高水管耐腐蚀性,防止系统内部结垢,避免换热效率降低。研究成果可为船用空调冷媒水管的清洗和充注提供一定参考。

准噶尔盆地阜康凹陷深层侏罗系砂岩储层差异性成岩演化与烃类充注

储层有效性及成因机理是制约目前深层油气勘探的关键地质问题。本文以准噶尔盆地腹部阜康凹陷下侏罗统三工河组砂岩为研究对象,利用岩石薄片、SEM(扫描电子显微镜)、稳定碳和氧同位素、流体包裹体等研究手段,分析储层成岩演化与烃类充注的动态关系,对深层储层有效性及形成过程进行研究。研究发现:三工河组储层主要由富塑性岩屑极细—细砂岩和相对富刚性颗粒中—粗砂岩2类岩石组成,它们在储层砂岩段内相互成层出现,在成岩演化和油气充注方面表现出很大的差异性。在储层深埋成岩过程中,富塑性岩屑极细—细砂岩以泥质塑性岩屑强烈机械压实和新生变形作用为特征,在第一期石油充注之前已变为致密储层,同期和后期烃类均不能充注。相比之下,刚性颗粒体积分数相对较高的中—粗砂岩中机械压实作用较弱,自生矿物类型多样,溶蚀作用亦较为普遍;这类砂岩至少经历了2期石油充注事件,成岩作用与烃类充注交替发生。富塑性岩屑极细—细砂岩构成储层内的隔夹层,可能引起油气运移的不均一性。

致密油充注孔喉下限的理论探讨及实例分析

通过分析致密油充注孔喉下限与流体力学作用的相互关系,结合油气充注满足的力学条件,对源储界面和储集层内部的致密油充注孔喉下限进行理论探讨和实例分析。基于充注力学平衡关系及Young-Laplace方程,根据源储界面附近和储集层内部的最大充注动力建立相应的充注孔喉下限理论模型。将该模型应用于鄂尔多斯盆地延长组、四川盆地中下侏罗统、美国威利斯顿盆地Bakken组致密油,确定其源储界面附近的充注孔喉下限分别为15.74 nm、29.06 nm和14.22 nm,储集层内部充注孔喉下限分别为39.45 nm、37.20 nm和52.32 nm;相应的源储界面渗透率下限分别为0.002 1×10-3μm2、0.006 1×10-3μm2和0.001 8×10-3μm2,储集层内部渗透率下限分别为0.010 0×10-3μm2、0.009 4×10-3μm2和0.016 9×10-3μm2。源储界面岩性复杂,孔隙度与渗透率相关性差;储集层内部岩性单一,孔隙度与渗透率相关性较明显,由此确定储集层内部相应的孔隙度下限为2.16%、2.00%和3.50%。

塔里木盆地顺北地区不同断裂带油气充注能力表征研究与实践

沿走滑断裂带分布的中、下奥陶统碳酸盐岩油气藏,是塔里木盆地顺北地区勘探开发的主要目标,其地质储量丰富,开发前景广阔。走滑断裂带不同部位油气充注效率差异性较大,如何精准评价与描述充注效率优势部位,加快规模增储上产,提升勘探开发效率与效益,已成为制约顺北地区高效勘探开发的关键。基于顺北地区1号和5号断裂带“断层-储层”关系研究,首次探讨了影响顺北走滑断裂带油气充注效率的主要因素,包括断裂带内部结构、局部应变强度和现今地应力的大小及方向,并据此提出了“充注体”概念,进而半定量评价了断裂带不同部位垂向油气输导强度。该评价方法目前已成功应用在顺北地区5号断裂带上,评价结果与实际生产数据高度吻合。该方法不仅为断裂带分段评价和油气垂向输导“高速通道”的描述提供了有力的理论支撑,而且对顺北地区快速规模增储、实现稀井高产具有重要意义。

1.5匹R290空调系统制冷剂充注量的研究

当前空调系统制冷剂替代工作正在进行中,R290(丙烷)作为碳氢制冷剂,受到行业的广泛关注和追捧,我国也已经将其看作长期替代工质,给予了政策上的倾斜。主要介绍了R290制冷剂在最新的国标中,制冷剂充注量上的变化,通过举例来进一步阐述新标准如何计算制冷剂充注量和最小循环风量。然后基于一款1.5 HP R32 APF1变频空调系统,以试验的方式,对比了当该系统的制冷剂从R32切换到R290后,制冷剂充注量和空调系统APF性能变化。最终,结合R290制冷剂的特点,对今后系统的开发提出了目标和展望。