黄河北煤田定向钻孔注浆效果的全周期评价方法

含水层注浆是治理煤矿底板水害的主要方法之一。为研究定向钻分支孔注浆的实际效果,以山东省邱集煤矿现场注浆作为工程背景,基于源头保障、过程控制、科学分析的注浆效果评价原则,通过钻孔顺层率、注浆终压、浆液流量、透水率、注浆后岩层渗透系数和涌水量等参数从注浆前、注浆中和注浆后3个时期对注浆效果进行全周期综合评价。结果表明,注浆改造后灰岩的渗透系数0.000613 m/d,具备了极微透水岩体的条件,预计煤层开采时底板正常涌水量27.37 m^(3)/h,最大涌水量41.06 m^(3)/h,定向钻孔注浆对岩溶裂隙和导水通道等进行了有效封堵,满足了工作面的回采要求,表明定向钻孔注浆的全周期评价方法是科学合理的。

天津地区奥陶系热储层上覆地层对其储层特征影响分析

奥陶系热储层埋深浅、温度高、水质好,是天津市具有很大开发潜力的地热资源优质储层,经过多年钻井数据统计发现,不同地区的奥陶系热储层赋水差异非常大,其开发利用存在很大的潜在风险。为此,通过揭露奥陶系热储层的地热井资料分析对比,总结在不同上覆地层条件下,奥陶系热储层的出水能力、裂隙发育度、水化学类型、水动力条件、储层温度之间的差异性。研究结果表明:当上覆地层为新近系或中生界时,奥陶系储层裂隙比较发育,水动力条件优越,影响储层赋水性主要因素为风化淋滤作用,储层特征受区域构造影响;当上覆地层为石炭系时,奥陶系裂隙发育比较弱,影响储层赋水性主要因素为构造裂隙,地层赋水性差异很大。本文利用不同因素之间的耦合关系,分析了上覆地层对奥陶系热储层的特征影响,为地热开发利用提供可靠依据。

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下侧向供烃成藏特征及勘探潜力

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组发育厚达近千米的碳酸盐岩与膏盐岩共生的地层组合,埋深偏大。这套远离风化壳的奥陶系盐下层系能否具备烃源有效供给及规模成藏,是制约勘探的关键问题。基于奥陶系沉积期后构造演化及其与上古生界煤系烃源层配置关系的研究,认为奥陶系盐下在邻近古隆起区存在与上古生界煤系烃源层直接接触且规模性分布的供烃窗口,窗口区在生排烃高峰期处于构造下倾部位,生烃增压等因素产生运移动力,有利于天然气向高部位运聚;膏盐岩封盖层与白云岩储集体横向连续稳定分布构成良好的储盖组合;盆地中东部奥陶系盐下具有规模成藏的潜力,乌审旗—靖边—延安一带为有利勘探区,值得勘探重视。

藏北龙木错东部三岔口地区下奥陶统与泥盆系的不整合界面

在北羌塘三岔口一带采获丰富的腕足类:汉伯矮正形贝及比较种Nanorthiscf.hamburgensis(Walcott)。建立了早奥陶世岩石地层单位——三岔口组,是羌塘地区目前有化石控制的最低层位。中、晚泥盆世拉竹龙组与下伏志留系、奥陶系不整合接触关系的进一步确定,证明了羌北-昌都板块与扬子板块的亲缘性,为羌北-昌都板块属性的确定提供了重要证据。

塔里木盆地海相石油的真实勘探潜力

塔里木盆地古生界蕴藏了丰富的海相油气资源,储集层目前埋深在5500～10000m。深部流体的相态或者说液相石油大量消失的深度下限是学术界比较关心的理论问题,而塔里木盆地海相到底富油还是富气也是关系到塔里木油田未来产能规划的现实问题。通过对塔里木盆地原油的热稳定性分析,特别是低地温梯度和晚期快速深埋过程的补偿效应研究,认为液态石油大量消亡(油裂解成气)的深度下限在9000～10000m以下,对应的储层温度大于210℃,在此深度之上液态石油可以大量存在。通过对油气聚集与保存的关键地质科学问题的研究,认为晚海西期是台盆区油藏的主要成藏期,烃源灶区生成的油气主要分布在稳定的古隆起及其围斜区域;而晚海西期这些古隆起及其围斜区碳酸盐岩储层埋藏深度在800～2500m范围内,岩溶储集体发育,这是台盆区形成大面积层状油气聚集的基础,也决定了现今埋深在7000～9000m深度范围内的斜坡区将成为黑油和凝析油的重要勘探接替区。

鄂尔多斯盆地奥陶系白云岩成因及白云岩储层发育特征

白云岩是鄂尔多斯盆地奥陶系最重要的有效储集岩类,由于岩石结构及产状特征复杂多变,对其成因认识尚存在争议。为此,综合宏观区域地质背景、微观岩石结构、矿物学及岩石地球化学等分析研究成果,将该区奥陶系白云岩划分为泥—细粉晶、粗粉晶、细(中)晶3种类型,指出其分别形成于"蒸发泵吸准同生云化""淡水与富镁卤水混合水云化""回流—渗透云化"3种不同的白云岩化成岩作用环境,并在层位及空间展布上表现出明显的"层控性"及"区位性"分布特征。进而探讨了白云岩的成因,结果认为:① 3种白云岩化作用在时空演化特征上表现出一定的相关性,即均与蒸发背景下的膏盐矿物沉淀有着密切的成因联系;②白云岩中所发育的溶孔、白云石晶间孔及生物格架孔等主要孔隙类型分别形成于3种白云岩类型中,对白云岩类型表现出一定的"专属性",表明孔隙成因与白云岩化成岩作用环境密切相关;③白云岩有效储层的发育与分布主要受原始沉积相带、大区白云岩化的成岩作用环境、相对海平面变化产生的层序界面等3类要素的控制。

塔东地区寒武-奥陶系沉积相与沉积演化模式

在地震地层学和海相碳酸盐岩沉积模式的指导下,以单井沉积相分析和地震资料为基础,结合钻井、地表露头资料分析,对塔里木盆地塔东地区寒武-奥陶系沉积相进行了详细的研究,识别出塔东地区寒武-奥陶系沉积相具有西部碳酸盐岩台地相区、东部盆地相区和中间过渡带斜坡相区的典型三分结构。在对沉积相平面展布、沉积演化等沉积体系分析的基础上,综合考虑了古地理沉积环境、沉积相平面组合规律及控制因素,建立了塔东地区寒武-奥陶系沉积演化模式。

华北奥陶系顶部碳酸岩层隔水特性及分布规律

采用地质演化历史、岩石成分、微孔隙结构分析及钻探资料统计等方法,从宏观和微观上证实了奥陶系顶部碳酸岩层的隔水特性及形成机理,提出了利用奥陶系顶部碳酸岩层的隔水性以增加隔水层的总厚度和强度的观点。奥陶系碳酸岩层在华北板块中部残留厚度大,残留层位高(新),在近南北边缘则被剥蚀的较多,残留厚度薄到无,残留层位低(老)。在奥陶系顶部残留层位以石灰岩为主或加里东期古岩溶台地、古岩溶斜坡等区域只存在厚度不等的充填型隔水层;顶部层位以白云岩为主或古岩溶盆(洼)地单元的区域隔水层由充填型和岩溶不发育型共同构成,隔水层厚度大。后期的改造导致奥陶系顶部碳酸岩隔水层的局部破坏,主要是指导水陷落柱、导水断裂、岩体接触界面、浅部露头带和层内新岩溶段,这也是防水和保水的重点部位。

綦江观音桥中上奥陶统微量元素地球化学特征

中上扬子地区广泛发育着完整的奥陶系地层,其中的上奥陶统宝塔组中出现地球化学异常。綦江观音桥剖面中上奥陶统地层的地球化学研究表明,宝塔组中V、Ni出现亏损,V/(V+Ni)值表现为低值,而Th/U、Ni/Co与Sr/Ba值却表现为高值,判断晚奥陶世中宝塔期为强氧化气候,海水突然加深,是一次明显的海侵过程。中上奥陶统地球化学异常是华夏板块与扬子板块相互作用的结果。

阿尔金山东段恰什坎萨依沟的地层新发现

出露于阿尔金山北坡的这套厚度巨大、基本不变质的海相沉积地层,岩性以火山岩、碎屑岩、碳酸盐岩为主,在恰什坎萨依沟的实测剖面中发现该套地层不整合于一套中深变质的长城系之上,不整合以上的硅质岩中发现放射虫、海绵骨针等化石,放射虫化石经鉴定,年代为奥陶纪中晚期,根据以上新发现对本地区的该套地层进行了重新划分与厘定。

湘西花垣地区奥陶-志留系沉积岩稀土元素地球化学特征及地质意义

为探讨湖南花垣地区奥陶-志留纪的沉积环境,对该区各地层稀土元素特征进行了研究。结果显示,各地层样品总体呈轻稀土"右倾"重稀土"平坦状",稀土总量与Al_2O_3含量呈正相关、与CaO含量呈负相关或无明显相关性。奥陶系地层轻重稀土比值为7.25~9.23(均值为8.39),LaN/YbN为1.23~1.42,均值为1.33,Eu负异常,δCe为0.85~0.91(均值为0.88);志留系地层轻重稀土比值为7.30~9.07,均值为8.37,LaN/YbN为1.11~1.51,均值为1.29,Eu负异常,δCe为0.92~0.94(均值为0.93)。结合前人研究成果认为,在奥陶纪-志留纪阶段,研究区沉积物主要是来自雪峰山隆起的陆源碎屑物质,沉积环境为弱还原性浅海环境,海平面呈下降趋势,并发生了沉积相变,这可能导致志留纪的沉积速率高于奥陶纪,且在奥陶纪末-志留纪初水体酸度下降。

新疆阿尔泰克兰盆地基底发现晚寒武世—早奥陶世地层——来自LA-MC-ICP-MS锆石U-Pb年龄证据

前人认为新疆阿尔泰克兰盆地底部为中—上志留统库鲁木提群,岩性为片岩、片麻岩、变粒岩和变质砂岩组合,原岩为陆源碎屑岩和火山岩。本次获得克兰盆地底部和外围原"库鲁木提群"矽线石云母片岩、黑云母斜长角闪片岩和斜长角闪片岩LA-MC-ICP-MS锆石U-Pb年龄分别为(489.7±2.5)Ma、(480.6±1.3)Ma和(494.9±2.4)Ma,3件样品限定这套片岩年龄为481~495 Ma,属晚寒武世—早奥陶世地层。通过对比认为这套岩石组合不属于中—上志留统库鲁木提群、震旦纪—早寒武世喀纳斯群和中—上奥陶统哈巴群,很可能是一套新的岩石地层单位,这一发现对探讨阿尔泰地质背景和构造演化具有重要意义。

靖边气田相对富水层的识别、分布及成因研究

靖边气田投产井产量低、递减快,部分井有地层水产出,不同区域的生产井产水量差异大。通过对气藏地层水特征、识别方法、地层水水源、地层水演化和影响气水分布地质因素的研究,对地层水的形成机理、分布规律、分布模式等有了较深入的认识。研究表明,气藏“相对富水区”主要分布在气田西部,呈块状或透镜状形式分布,多数以气水层共存为特点。地层水是在气排水阶段中保存在孔隙中的束缚水或因气体驱替能量有限而残存的部分可动水。在部分井区由于储层条件变化、局部致密带的形成而造成孔隙中水未受到天然气的大规模排驱而残留了大量的地层水,形成“相对富水区”。尽管气井产水对气田的整体开发与正常生产影响不大,但研究气藏的产水原因对今后生产管理和气藏的高效合理开发具有一定的现实意义。

塔中北部奥陶系层序地层模型的建立

塔中坡折带是油气勘探的重点区块,但层序划分及坡折带之下的研究程度很低。在塔中29井划分出83m相当于良里塔格组沉积时期的地层,重新建立起塔中北部奥陶系层序地层模型;对地震相进行了研究,塔中北部斜坡奥陶系良里塔格组发育3个地震相,从南到北是"平行连续反射相"、"杂乱丘状反射相"、"连续强反射相",分别代表碳酸盐岩台地、台缘礁滩复合体、密集段沉积;重新厘定了地震解释方案,对重点地震剖面进行了解释,认为晚奥陶世良里塔格组沉积之后,塔中北部斜坡主要遭受风化剥蚀,坡折带之下则接受了巨厚的"黑被子"中下部沉积。在塔中42井以东地区,良里塔格组坡折带前缘"三角带"是礁滩体的一部分,溶蚀孔洞发育,是值得探索的一个新领域。

鄂尔多斯盆地西南缘奥陶系的对比划分意见及其对中西部油气勘探的意义

根据野外实测剖面及多年积累的古生物地层资料,建立了鄂尔多斯盆地西南缘包括2个群及以笔石带为据的9个组。强调下奥陶统与中—上奥陶统是该区及整个中国中西部地区的一个重要层序和盆地原型分界。代表 SaukⅢ上部的下奥陶统在鄂尔多斯、塔里木和扬子地区表现为被动边缘上的以台地相碳酸盐岩占优势的伸展盆地沉积,其顶部风化壳是本区及塔里木大油(气)田的主力储层。以 Tippecanoe(O_2—D_(?))层序和以中—上奥陶统为主的地层,是鄂尔多斯和塔里木最有价值的有效烃源岩层,它代表了加里东期聚敛到碰撞的挠曲型复理石至磨拉石前陆盆地的沉积,而古中央隆起是这个弧后前陆的前隆部位。

新疆库鲁克塔格孔雀河地区震旦—寒武—奥陶系沉积相及生油岩特征

根据地质剖面的精细研测,结合邻近地区的钻井、地震资料,对塔里木盆地东北部地区的震旦系—寒武—奥陶系岩石、古生物组合特征和沉积相、古地理环境以及有机地化特征等进行分析,指出该地区广泛分布的震旦系—寒武—奥陶系生油岩厚度巨大,具有很大的生烃潜力,建议在孔雀河及其南部邻区,加强油气勘探工作。

鄂尔多斯盆地靖边气田前石炭纪古地貌解释新模式

近年来,鄂尔多斯盆地靖边气田在原有古地貌解释模式下部署的多口勘探开发井钻探均告失利,二维地震储层预测准确率下滑至70%以下,制约了该区天然气勘探的进程。为此,在综合分析已有古地貌恢复方法优缺点的基础上,根据印模法、残余厚度法的基本原理,结合钻井、测井资料,创建了一种考虑古构造影响的定量古地貌恢复方法,并利用该方法对该气田进行古地貌恢复与侵蚀沟槽重新解释。研究结果表明:(1)该区下古生界储层沟槽解释模式由原来的"东西向大型侵蚀沟槽、南北向毛细沟槽模式"修正为"东西侵蚀主沟槽与局部侵蚀潜坑并存"新模式;(2)较之于原预测结果,下古生界侵蚀主沟槽东西向长度缩短近1/2,毛细沟槽发育范围较小,局部被半径介于1~15 km的潜坑替代;(3)据重新解释的成果,该区下古生界气藏可扩大含气面积305 km^2,预计可建天然气产能4.5×10~8 m^3/a。2016—2017年,利用该研究成果在原解释的沟槽内部署井位30口,目前已完钻8口井,7口井下古生界奥陶系马家沟组马五1+2亚段储层保存完整,其中5口井试气的平均无阻流量为14.3×104 m^3/d,证实新方法能准确地对该区古地貌进行定量化表征、提高储层预测的准确率。

顺北5-7井超深层奥陶系地层油基钻井液技术

针对顺北5-7井奥陶系地层采用水基钻井液钻进时坍塌掉块严重且井下复杂情况频发的问题,开展了油基钻井液在超深层奥陶系地层的探索性应用研究。分析了奥陶系地层井壁失稳的原因,对比评价了不同配比的主乳化剂、辅乳化剂、润湿剂等自主产品以及柴油对钻井液乳化稳定性能的影响,形成了油基钻井液性能现场调控方法;采用“密度控制”与“段塞堵漏+随钻堵漏”相结合的堵漏工艺,在小井眼储层段堵漏材料类型与粒径选择受限的情况下,有效降低了油基钻井液损耗。该井油基钻井液施工井段扭矩平稳,无掉块,平均井径扩大率仅为12.22%;裂缝性储层段钻进过程中油基钻井液漏失量控制在0.44m3/h以下;酸压后自喷求产小时产油19.8m3,折合日产气136535m3,表现出良好的井筒强化效果和储层保护效果,为探索油基钻井液在超深层奥陶系地层的应用提供了有益参考。

塔里木盆地轮南古隆起形成时间的判定

轮南古隆起位于塔里木盆地北部,是一个大型基底卷入型鼻状背斜。卷入背斜构造变形的地层包括下古生界及其以下地层。它的形式演化控制着轮南复式油气聚集区的形成与分布。过轮南古隆起的地震剖面上显示,这里发育上泥盆统东河砂岩底、志留系底和上奥陶统底3个与古隆起形成密切相关的不整合面。上奥陶统底是一个低角度不整合面至平行不整合面,地层间断很小。志留系与下伏地层之间是一个低角度不整合接触,存在一定规模的地层间断。东河砂岩与下伏地层之间是一个明显的角度不整合接触,是一个较大的地层间断。东河砂岩直接不整合覆盖在下志留统甚至更老地层之上。上奥陶统至下志留统(中-上志留统缺失)为生长地层;上奥陶统之下的地层是前生长地层;东河砂岩及其上覆的石炭系是生长后地层。根据已有构造分析成果,塔里木盆地中志留世—中泥盆世处于造山后区域性伸展构造背景。据此分析,轮南古隆起(背斜)的构造变形起始于中奥陶世末—晚奥陶世初,持续至早志留世。此后进入风化夷平阶段,古隆起依然存在,但是背斜构造变形已经结束。至东河砂岩沉积时,轮南古隆起基本被夷平,并逐渐被埋于地下。

塔里木盆地轮南地区中奥陶统生物礁储层特征及影响因素

轮南地区中奥陶统含礁层系位于一间房组。生物礁主要类型为 Calathium 障积丘,瓶筐石为最主要的造礁生物。礁体形态多样,规模较小,厚度为2.2～10m。含礁层系储集空间类型较多。储层物性的统计结果显示,礁核、礁盖和礁基的孔隙度平均值分别为1.54%、3.21%和1.70%;渗透率大部分都高于0.1×10^(-3)μm^2,最高值分别为54.4×10^(-3)μm^2、24.66×10^(-3)μm^2和613×10^(-3)μm^2。这表明含礁层系储层物性总体比较差,以低孔隙度/低、中渗透率为特征,但礁基、礁盖的储层物性明显好于礁核。储层类型以裂缝型和裂缝一孔隙型为主,孔隙型储层不发育。导致这种储集物性的原因一方面与礁体沉积相有关,另一方面与胶结作用、溶蚀作用、破裂作用和压实、压溶作用等成岩作用的改造有关。