Quantitative characterization of sealing integrity by caprock of Paleocene Artashi Formation gypsolyte rock in Kashi Sag of Tarim Basin, NW China

Maintaining caprock integrity is prerequisite for hydrocarbon accumulation. And gypsolyte caprock integrity is mainly affected by fracturing. Composition, damage behavior and mechanical strength of Paleocene Artashi Formation gypsolyte rock that seals significant petroleum in the Kashi Sag of Tarim Basin had been revealed via X-ray diffraction and triaxial compression test. The results indicate the Artashi Formation can be lithologically divided into the lower and upper lithologic members. The lower member comprises gypsum as the dominant mineral, and the cohesion and friction coefficient are 8 MPa and 0.315, respectively. Similarly, the upper lithologic member consists mainly of anhydrite at the cohesion and coefficient of internal friction values of 18 MPa and 0.296. Given that the failure criterion and brittle-ductile transition factors during burial, the sealing integrity of Artashi Formation can be quantized for seven different stages. The reservoirs at the bottom of Artashi Formation caprock buried from 2285 m to 3301 m are expected to be the most favorable exploration target in the Kashi Sag.

Calculating the formation period of fault lateral sealing and its application

The study aims to find out the formation period of fault traps near faults in petroliferous basins,based on an analysis of the formation period of fault lateral sealing and related influential factors.A method to calculate the formation period of fault lateral sealing(i.e.the time when displacement pressure of fault rock is equal to that of reservoir rock in fault wall with hydrocarbon migration)is established by comparing the relationship between displacement pressure and time for fault rock and reservoir rock.This method is then applied to the study on reservoirs in the 1^(st),2^(nd),and 3^(rd) members of Dongying Formation(E_(3)d^(1),E_(3)d^(2) and E_(3)d^(3))in terms of formation period of lateral sealing of F3 fault crossing the three reservoirs in the No.5 structure of Nanpu Sag in Bohai Bay Basin.The results indicate that the formation period of the lateral sealing in the studied reservoirs can date from 7.1 Ma,7.4 Ma and 9.2 Ma respectively,all prior to the hydrocarbon accumulation period(about 2.58 Ma).Hence,it can be concluded that these reservoirs are favorable for the accumulation and preservation of hydrocarbons generated from the underlying source rock E_(3)s^(3),and the method proposed is feasible in calculating the formation period of fault lateral sealing.

Gulong shale oil enrichment mechanism and orderly distribution of conventional–unconventional oils in the Cretaceous Qingshankou Formation,Songliao Basin,NE China

Through the study of organic matter enrichment,hydrocarbon generation and accumulation process of black shale of the Cretaceous Qingshankou Formation in the Songliao Basin,the enrichment mechanism of Gulong shale oil and the distribution of conventional–unconventional oil are revealed.The Songliao Basin is a huge interior lake basin formed in the Early Cretaceous under the control of the subduction and retreat of the western Pacific plate and the massive horizontal displacement of the Tanlu Fault Zone in Northeast China.During the deposition of the Qingshankou Formation,strong terrestrial hydrological cycle led to the lake level rise of the ancient Songliao Basin and the input of a large amount of nutrients,resulting in planktonic bacteria and algae flourish.Intermittent seawater intrusion events promoted the formation of salinization stratification and anoxic environment in the lake,which were beneficial to the enrichment of organic matters.Biomarkers analysis confirms that the biogenic organic matter of planktonic bacteria and algae modified by microorganisms plays an important role in the formation of high-quality source rocks with high oil generation capability.There are four favorable conditions for the enrichment of light shale oil in the Qingshankou Formation of the Gulong Sag,Songliao Basin:the moderate organic matter abundance and high oil potential provide sufficient material basis for oil enrichment;high degree of thermal evolution makes shale oil have high GOR and good mobility;low hydrocarbon expulsion efficiency leads to a high content of retained hydrocarbons in the source rock;and the confinement effect of intra-layer cement in the high maturity stage induces the efficient accumulation of light shale oil.The restoration of hydrocarbon accumulation process suggests that liquid hydrocarbons generated in the early(low–medium maturity)stage of the Qingshankou Formation source rocks accumulated in placanticline and slope after long-distance secondary migration,forming high-quality conventional and tight oil reservoirs.Light oil generated in the late(medium–high maturity)stage accumulated in situ,forming about 15 billion tons of Gulong shale oil resources,which finally enabled the orderly distribution of conventional–unconventional oils that are contiguous horizontally and superposed vertically within the basin,showing a complete pattern of“whole petroleum system”with conventional oil,tight oil and shale oil in sequence.

Deep original information preservation by applying in-situ film formation technology during coring

Accurately obtaining the original information of an in-situ rock via coring is a significant guiding step for exploring and developing deep oil and gas resources.It is difficult for traditional coring technology and equipment to preserve the original information in deep rocks.This study develops a technology for insitu substance-preserved(ISP),moisture-preserved(IMP),and light-preserved(ILP)coring.This technology stores the original information in real time by forming a solid sealing film on the in-situ sample during coring.This study designed the ISP-IMP-ILP-Coring process and tool.In addition,an ISP-IMP-ILPCoring process simulation system was developed.The effects of temperature,pressure,and film thickness on the quality of the in-situ film were investigated by performing in-situ film-forming simulation experiments.A solid sealing film with a thickness of 2-3 mm can be formed;it completely covers the core sample and has uniform thickness.The film maintains good ISP-IMP-ILP properties and can protect the core sample in the in-situ environment steadily.This study verifies the feasibility of“film formation during coring”technology and provides strong support for the engineering application of ISP-IMP-ILPCoring technology.

高温快速地层压力测试仪研制与应用

随着勘探井向深井领域发展,高温深地深海小直径井眼油气的开发成为必然。快速地层压力测试仪是通过对地层压力测量来分析计算地层渗透率及储层有效性的仪器,但现有仪器不能满足4.5in*小直径井眼及耐温205℃的作业要求,测压时抽吸速度不可控,无法实现恒流抽吸,导致测压精确度低。高温快速地层压力测试仪各功能短节模块化设计,其液压动力与精密抽吸短节高度集成、推靠坐封短节结构紧凑,这使仪器的长度和直径得以减小;采用耐高温电子元器件和高温厚膜封装技术,实现仪器耐温205℃的技术指标;采用直流无刷电机精密控制技术实现对超低渗透率等复杂地层流体的恒流抽吸、精准测压。高温快速地层压力测试仪经过高温和可靠性测试及实井作业验证,该仪器具有尺寸小、集成度高、可靠性好、耐高温的优点,解决了高温复杂井况测压问题,具有较好的应用前景。

鄂尔多斯盆地延安地区二叠系山西组页岩气源储特征及聚集规律

鄂尔多斯盆地延安地区二叠系山西组页岩气勘探潜力较大。通过分析钻井、录井以及测井资料,结合泥页岩样品的分析化验资料,深入分析了延安地区二叠系山西组页岩气源储特征及成藏过程,并探讨页岩气聚集机理。研究结果表明:(1)鄂尔多斯盆地延安地区二叠系山西组大面积分布的泥页岩有机碳(TOC)含量较高,平均质量分数为2.12%,干酪根类型主要为Ⅲ型,Ro为2.0%~3.7%,处于高成熟—过成熟阶段,为优质烃源岩。(2)研究区山西组泥页岩矿物组成整体上具有富黏土特征,黏土矿物平均质量分数为56.7%,有利于吸附气的赋存;主要发育无机矿物孔、有机孔和微裂缝3种储集空间类型;岩石含气性受不同岩性组合的影响而差异较大,山2段相较于山1段具有较高的含气量(平均质量体积为1.38 m3/t)。按照源储配置关系,可划分为厚层泥页岩夹薄砂层、泥页岩与粉砂岩和细砂岩互层、泥页岩与煤层混层3种类型,不同的源储配置具有不同的含气特征。(3)研究区页岩气主要以吸附态、游离态赋存,在成藏过程处于动态平衡的状态,随着地层条件的变化而不断转化。其聚集过程可分为3个阶段:早侏罗世,有机质开始生成气态烃,页岩气开始吸附聚集;中—晚侏罗世,气态烃大量生成膨胀造隙,气态烃排出,裂缝关闭,循环运移聚集;早白垩世,有机质达到高—过成熟阶段,进入最后一个生排烃时期,直至地层抬升,生烃终止。泥页岩良好的封盖作用为页岩气藏的形成提供了坚实的保障。

松辽盆地古龙页岩油富集耦合机制

大庆油田生产实践证实松辽盆地青山口组古龙页岩油具有巨大的勘探开发潜力,但页岩油富集的耦合机制仍不明确,制约了页岩油成藏理论及油气富集区的认识。通过岩心精描、古地温恢复、常微量元素分析、场发射环境扫描电镜分析、二维核磁分析等技术,明确了古龙页岩油富集的耦合机制。松辽盆地古龙页岩油富集受宏、微观多因素耦合控制:宏观上,古龙页岩油富集受控于43.99~77.28℃/km古地温梯度的高温热盆、大规模发育的富氢高有机质页岩、温湿淡水-微咸水还原水体环境及较强的顶底板封存能力4个地质因素;微观上,古龙页岩油富集受控于以有机质成熟度为主线的生烃与成储同步演化耦合,随着页岩成熟度不断增高,干酪根不断裂解,生烃量增加,有机缝孔的占比逐渐增大,无机孔占比逐渐减少,生成的油气由重质向轻质转化,吸附油占比减小,游离油占比增大。当Ro大于1.3%时,孔壁表面润湿性由亲水性向亲油性转变,原油不断从小尺度孔隙向大尺度孔隙渗流。研究成果可为古龙页岩油成藏理论认识的深化及富集区优选提供重要依据。

CO_(2)多层注入下盖层密闭性影响因素研究

中国大多数CO_(2)储层具有非均质性、低渗等特征,仅在单一储层内进行CO_(2)封存难以满足中国减排的需求。为了实现大规模CO_(2)地质封存,多层注入技术被提出以增加CO_(2)地质封存量。为探究CO_(2)多层注入条件下盖层密闭性的主要影响因素,通过渗流-应力耦合模拟分析,以孔压、位移和库仑破坏应力增量ΔCFS作为评价盖层密闭性状态的依据,并采用龙卷风分析法进行敏感性分析,筛选出对盖层密闭性影响较大的因素。研究结果表明:注入层数越多,盖层的位移、孔压和ΔCFS越小,盖层密闭性越好,但层数超过3层,层数带来的增效将不再显著;盖层密闭性的主控因素有盖层泊松比与杨氏模量、储层厚度与渗透系数和注入速率;最厚盖层的位置在整个地层的最上部时,盖层密封效果最好,产生垂直位移、孔压和ΔCFS最小。

苏北盆地刘庄储气库密封性评价研究

对储气库密闭性进行评价是其建设与运行的重要任务,苏北盆地刘庄储气库属于断层控制的断鼻构造边水储气库,通过岩石力学实验与理论分析相结合的方法,从盖层和断层2个方面综合评价刘庄储气库的密封性;从宏观、微观和力学方面评价盖层密封强度;从侧向和垂向评价断层密封能力。研究表明:阜宁组二段一砂组与阜宁组三段二砂组泥岩为研究区内的巨厚盖层,该盖层全区分布且区域分布稳定,岩性组合优越,其黏土矿物含量在30%以上,储气库盖层杨氏模量和脆性指数整体相对较低,杨氏模量普遍小于20 GPa,脆性指数普遍小于45%,黏土矿物组成以伊蒙混层矿物为主,遇水易膨胀,盖层具有良好的油气封堵性。刘①断层断距和倾角均较大,结合研究区内断层面正压力法和上覆地层埋深的经验得出控藏断层垂向密封;砂泥对接定性方法和泥岩涂抹因子定量方法均证明刘庄控藏断层具有较强的侧向封堵性。

西湖凹陷上部杂色泥岩井壁失稳研究和钻井液优化

东海西湖凹陷部分区块在Φ311.15 mm井段钻遇龙井组、花港组杂色泥岩地层时,频繁发生起下钻阻卡、倒划眼困难等复杂情况,严重影响井下安全和作业时效。室内采用X射线衍射、扫描电镜、压汞法、抗压强度测试等方法对地层岩性组构特征、力学特性以及其他物理化学性能进行试验,研究井壁岩石失稳机理,表明杂色泥岩本身极具失稳特性。模拟现场条件,试验研究现场油基钻井液封堵和井壁稳定能力、钻井液润湿性能对岩屑井壁黏附和润滑性的影响,发现影响杂色泥岩起下钻遇阻的主控因素是钻井液胶结封堵稳定井壁能力和钻井液润湿性能不够。针对地层特性和钻井液性能不足,制定油基钻井液稳定井壁优化对策,强化钻井液封堵固壁性,提高地层承压能力;优选钻井液乳化剂,提高体系高温稳定性和润湿性。优化后的油基钻井液体系能够有效封堵泥岩微纳米孔缝,提高井壁稳定性,提高泥饼润滑性,可降低起下钻阻卡风险。现场应用表明,钻井过程中井壁稳定,起下钻、下套管等均顺利,与邻井相比起下钻效率提升96%~353%,取得了良好的应用效果,有效解决了西湖凹陷上部杂色泥岩地层井壁失稳问题。

源断盖配置油气聚集时期预测方法及其应用

为确定含油气盆地油源断裂处油气富集程度,在烃源岩、断裂和盖层配置及油气聚集机制研究基础上,通过油源断裂活动期、烃源岩排烃期和泥岩盖层形成期,建立了一套源断盖配置下的油气聚集期的预测方法,并利用其预测渤海湾盆地歧口凹陷沙一下亚段内油气聚集时期。结果表明,沙三段烃源岩排烃、南大港断裂开启和沙一中亚段区域性泥岩盖层形成,均为馆陶组—明化镇组沉积期,三者配置关系良好且时期较长,有利于沙三段烃源岩排出的油气在沙一下亚段内聚集成藏,预测结果与勘探成果吻合。

一种油气田用耐高温凝胶调堵剂制备及性能研究

为解决油气田开发中的油田水淹、低渗透区出油率低等问题,试验以稻壳灰为主要材料,结合表面活性剂,制备一种耐高温凝胶调堵剂,并对其性能和应用效果进行研究。结果表明,当A剂中含有8%稻壳灰粉末和8%表面活性剂,B剂(表面活性剂)浓度为1%时,配制的凝胶调堵剂耐盐性、耐高温性良好,呈碱性。其中,当凝胶调堵剂中的水溶液为10×104 mg/L矿化度盐水时,成胶率达到72%。该凝胶调堵剂在100℃温度下保温100 d时,凝胶黏度达到74.3 MPa·s。另外,该凝胶调堵剂在空气渗透率为1000~8000 mD时,人造岩心的封堵率达到91%以上,封堵性能良好。

地层测试工具耐230℃O型密封圈优选试验研究

为了在设计地层测试工具的过程中优选出抗高温、承高压、抗腐蚀能力强及密封性好的O型橡胶密封圈,研制了可满足多型号O型密封圈共用的模拟试验工装。该工装可模拟高温高压条件以及密封圈的不同的装配方式,进行性能评价试验;同时以适应工程应用为评价原则设计了一套充分模拟地层测试作业中温度、压力变化过程和边界参数的评价试验方法,对多个型号的耐高温的O型密封圈开展了试验评价。针对230℃/105 MPa地层测试工具设计,优选出了3种具有较好的高温承压能力和密封持久性能的密封圈,其基材是全氟醚橡胶,在浓度20%的盐酸中浸泡96 h,经两次升温至230℃,一次降温至常温的温度交变过程中,都能反复承受长达48 h的高压(105 MPa)密封测试,该试验为加快高温高压测试工具的研发进程奠定了基础。

电池化成设备的热设计与仿真分析

电池化成设备总的热功耗大,化成工艺受温度影响显著,要求环境温度控制在±3℃范围内,因此热设计的好坏是影响化成设备工作性能的关键因素。通过公式对设备的总功耗、热流密度和体积功率密度进行计算实现散热方式的选择。在考虑化成设备机械结构设计布局的基础上,对设备的风道进行初步设计。然后,借助CFD热仿真分析软件对化成设备进行热仿真分析,获得电池组、化成柜内环境温度和电子设备的温升与温差结果。CFD热仿真分析结果与理论计算结果相比,风机的总排风量是理论计算的两倍。主要原因是柜内两个大功率控制盒的风向与主风道的方向相互垂直,不利于化成柜顶部的热量快速散出,但根据风机裕风量的选型要求,两倍风量选型也是满足风机降本设计要求的。考虑设备结构方便控制盒的大截面线缆的安装与维修要求,通过风机的合理布局与风道的优化设计,最终设计出满足产品结构布局与热设计的最佳方案,为同类型产品的热设计提供参考依据。

二次电池化成设备的防爆设计

通过对二次电池化成设备的防爆设计,减少设备危险区域,提高二次电池化成工序的安全性能,促进电池检测设备达到全球化安全认证的标准。以爆炸性环境系列标准为依据,结合化成工艺时序表,进行了异常和极端异常情况的电解液挥发浓度计算,分析了点燃源风险和危险区域。对设备的排风风道和风量进行仿真优化分析,通过软件系统监控设备的排风、环境温度、烟雾、液位、真空压力、电池充放电电压、电流、温度等参数,并进行及时地反馈与控制。详细规范了防爆监控相关元器件的安装、接地、隔离、校准及点检的要求。通过系统与规范的防爆设计使设备的安全区增大,危险点减少,提高了设备的安全性能。采用烟雾发生器对样机设备排风风道进行测试,验证表明设备的排风排烟效果与仿真一致,库位内无危险气体残留死角存在,满足防爆设计要求。分析、优化和规范方法对电池检测设备的防爆设计具有现实的指导意义。

泌阳凹陷栗园地区基岩油藏石油地质特征

泌阳凹陷栗园地区在基岩露头发现油气显示并钻遇基岩油藏,研究其地质条件和油气成藏过程对指导凹陷油气勘探具有重要意义。以露头、地震、钻井、测录井、岩心、地化资料为基础,深入分析栗园地区基岩油藏形成的油气成藏要素和成藏过程。研究认为:生烃洼陷内核桃园组地层形成的油气在鼻状构造背景下通过断裂-砂体复合输导体系向基岩内运移并聚集成藏。中元古界大河群蔡家凹组大理岩在构造作用下发育高角度剪切构造缝和溶蚀孔洞,孔渗性能良好,是主要基岩储层。上覆孤山头组片岩、边界断层泥、上盘泥页岩和稳定基岩内幕水动力条件为油气提供有效保存条件。栗园地区基岩油藏成藏模式分析可为同类型断陷盆地基岩油藏油气勘探提供借鉴。

松辽盆地古龙页岩油富集机制与常规—非常规油有序分布

通过对松辽盆地白垩系青山口组黑色页岩有机质富集、生烃和成藏过程研究,揭示古龙页岩油富集机理及常规—非常规油气分布规律。松辽盆地是在早白垩世受西太平洋板块俯冲后撤影响、郯庐断裂带在中国东北地区发生大规模水平位移的背景上形成的一个巨大内陆湖盆。青山口组沉积期间,陆地水文循环强烈,松辽古湖盆湖平面上升,大量营养物输入使浮游菌藻类生物繁盛,间歇性海侵促进水体咸化分层和缺氧环境形成,有利于有机质富集;生物标志化合物分析表明,经微生物改造的浮游菌藻类生源有机质对高生油能力的优质烃源岩形成具有重要作用。松辽盆地古龙凹陷青山口组轻质页岩油层内富集具有4方面有利条件:①中等有机质丰度和高生油潜力为页岩油富集提供了充足的物质基础;②较高的热演化程度使得页岩油具有较高的气油比(GOR)和良好的可动性;③较低的排烃效率导致滞留在源岩中烃类含量高;④高成熟阶段的层内胶结封闭效应导致轻质页岩油高效聚集。成藏过程恢复表明,青山口组烃源岩早期中低成熟阶段生成的液态烃经二次运移后在长垣和斜坡聚集形成优质的常规油藏和致密油藏;后期中高成熟阶段生成的轻质油原地聚集,形成约150×10^(8) t的古龙页岩油资源,最终使盆地内地油气分布呈横向连片、垂向叠加、常规—非常规序次分布的特征,表现为常规油—致密油—页岩油有序聚集的完整“全油气系统”格局。

川东红星地区二叠系吴家坪组海相页岩气钻井实践

川东红星地区二叠系吴家坪组富含优质页岩,多口钻井获得高产工业气流,是江汉油田天然气产能的重要接替区块,但由于该区构造、岩性复杂,目的层埋藏深,储层薄产状起伏大等因素,造成井漏、井垮等复杂情况多发,机械钻速低、钻井周期长,优质储层钻遇率难以保证等钻井问题,严重制约了效益开发。通过前期资料总结,分析了钻井难点,开展钻井工程优化设计,优选关键破岩工具,优化钻井液密度及封堵性能,形成了“三开次”井身结构、“异形齿PDC、混合钻头+大扭矩等壁厚螺杆+强化参数钻井”、旋转控制头简易控压、低密度强封堵“漏垮同治”钻井液工艺,建立了“垂深预测、分段控斜、五图一表”地质工程一体化导向技术,提出了下步优化方向。现场应用表明:(1)“三开次”井身结构满足红星地区安全成井需求,为钻井提速奠定了基础,高性能PDC强化参数钻井,各开次机械钻速显著提升,二叠系地层三开造斜段钻速提高15%,水平段提高22%;(2)降密度、纳米封堵钻井液技术有效降低复杂处理次数及时间,复杂时效相比前期实施井减少20.5%;(3)优质储层穿行率大幅提升至93.27%,相比前期提升19.85%。

松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷上白垩统青山口组一段页岩含油性特征

松辽盆地中央坳陷区上白垩统青山口组湖相暗色页岩沉积蕴含了数量可观的页岩油资源,其中齐家—古龙凹陷青山口组页岩油勘探已取得重大突破。采用井场密闭热释方法,结合室内溶剂抽提和比较热解方法,综合评价松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷青山口组一段页岩含油性特征。结果表明,研究层段青山口组页岩总有机碳含量介于1.48%~6.97%,平均3.40%,Tmax值(抽提后)介于440~453℃,平均448℃,产率指数(PI)介于0.28~0.67,表明青山口组一段页岩处于大量生油阶段。井场和室内相结合的评价方法获得的页岩油含量介于4.00~19.49 mg/g,平均13.74 mg/g;其中游离油含量介于3.41~13.63 mg/g,平均8.70 mg/g;束缚油含量介于0.60~9.43 mg/g,平均5.04 mg/g。游离油由受限油和可动油组成,受限油含量介于1.81~8.49 mg/g,平均4.15 mg/g;可动油含量介于1.36~11.05 mg/g,平均4.55 mg/g,两者比例约为1∶1。以可动油含量平均值推算,可动油资源量为12 kg/m3,揭示三肇凹陷青山口组一段具有良好的可动页岩油资源潜力。

采空区自燃危险区域判识与防控技术研究综述

采空区遗煤自然发火问题一直是煤矿火灾防治工作的重点,掌握煤自燃危险区域分布规律是采取防控措施的关键。结合该领域的国内外最新研究成果,采用文献调研与理论分析的方法,系统分析了采空区自燃危险区域判识的理论基础、演化历程和判定条件,定性总结了煤自燃火灾防控技术的有效性及适应性。综合分析认为:采空区覆岩应力应变-孔隙度-漏风强度-气体体积分数的链式变化和重新分布是采空区自燃危险区域形成的根本原因,采用动态参数判定自燃危险区域更符合现场实际;在工程实践中,注氮、堵漏技术对氧化自燃带宽度的减小呈现出明显效应。