准噶尔盆地沙湾凹陷二叠系上乌尔禾组流体相态及油气藏类型

准噶尔盆地腹部地区沙湾凹陷超深层蕴含丰富的油气资源。根据烃源岩热演化模拟实验分析了沙湾凹陷二叠系上乌尔禾组烃源岩生烃产物类型,结合地层流体高温高压物性实验数据,运用相图判别法和经验参数法对沙湾凹陷征10井地层流体相态进行深入研究。研究结果表明:①沙湾凹陷征10井上乌尔禾组油气主要来自于下乌尔禾组泥质烃源岩,其有机质类型为Ⅱ1型,镜质体反射率(Ro)为1.05%~1.46%,岩石热解峰温(T_(max))为433~446℃,处于成熟—高成熟演化阶段,目前处于生轻质油阶段。②上乌尔禾组地层流体成分表现为凝析气藏的流体组成,地层温度为166.0℃,介于临界温度和临界凝析温度之间,地层压力为155MPa,远高于露点压力,地-露压差大,表明地层条件下流体呈凝析气相特征,但地下油气相态与地表采出流体相态具有一定差异。相图判别法和经验参数法烃类流体相态分析结果均显示,征10井上乌尔禾组气藏为含大油环的凝析气藏。③沙湾凹陷上乌尔禾组具有优越的成藏条件,紧邻下乌尔禾组烃源岩,油气近源垂向输导,向局部隆起区运聚,巨厚的三叠系及上乌尔禾组中上部区域盖层起到重要的封盖作用,最终在局部隆起区形成岩性-构造凝析气藏。

东濮凹陷北部古近系沙三段超压岩性油气藏成藏机理

东濮凹陷深部储层致密,超压广泛发育,油气生运聚过程复杂。利用测井、录井、钻井及地球化学分析等资料,对东濮凹陷北部古近系沙三段超压的形成机制、超压对源岩与储层的影响以及油气运移动力进行了系统研究,并阐明深层超压岩性油气藏的成藏机理。研究结果表明:(1)东濮凹陷北部古近系沙三段超压岩性油气藏类型主要包括砂岩上倾尖灭油气藏、砂岩透镜体油气藏、裂缝油气藏3种纯岩性油气藏和岩性-构造油气藏、构造-岩性油气藏2种复合油气藏。岩性油气藏主要分布于东濮凹陷北部地区,尤其在前梨园洼陷、海通集洼陷、柳屯洼陷及濮城—卫城洼陷周边,具有“环洼有序分布”的特征。(2)研究区厚层膏盐岩发育及生烃过程产生的深层超压对烃源岩的生烃具有抑制作用,有效扩大了生油窗,增强了深部源岩的生烃能力,促进了其对环洼岩性油气藏的大规模近源供烃;膏盐岩发育、早期快速埋藏、超压的抗压实作用和晚期发育的溶蚀作用控制了优质储层的分布;深部广泛发育的超压和浮力协同作用为深层油气运移提供了有效动力。(3)研究区东部洼陷带为“单洼单源、早混相晚气相、自生自储、超压驱动运聚”成藏模式;东部陡坡带为“单洼多源、早混相晚气相、超压-浮力驱动侧向运聚”成藏模式;西部斜坡带为“单洼多源、油相、超压-浮力驱动侧向运聚”成藏模式;西部洼陷带为“单洼单源、油相、超压-浮力驱动侧向运聚”成藏模式。

胜利油田稠油油藏开发技术进展

针对胜利油田不同类型稠油油藏的地质特点及开发矛盾,形成了一套较为完善的稠油油藏开发技术系列,并取得了显著的开发效果。从各项技术的理论基础和矿场应用2个方面,总结了不同类型稠油油藏开发技术进展。对于高轮次吞吐后的稠油油藏,基于非达西渗流理论,形成了井网加密技术;对于敏感性稠油油藏,形成了近热远防理论,降低了水敏对开发的不利影响;对于特超稠油油藏,通过HDCS技术的协同降黏、膨胀增能作用,解决了“注不进、采不出”的开发难题;对于低效水驱稠油油藏,通过转蒸汽驱,达到加密角井流线、水井流线逆向的目的,从而提高该类油藏的采收率;对于深层稠油油藏,以气热协同保热强热、热剂协同接替助驱、气剂协同均衡热前缘的协同增效作用机理认识为基础,形成了多元热复合驱油理论,实现了深层稠油的有效动用;对于薄层稠油油藏,通过热+水平井复合开发模式,提高了油藏的吸汽能力和动用范围;对于浅薄层超稠油油藏,通过HDNS技术增能降黏扩波及,实现了该类油藏的高效开发。胜利油田稠油油藏开发技术系列的应用,为胜利油田稠油效益开发、绿色开发提供了技术支撑。

基于HYDRUS-1D模型的水库近坝区土壤水分动态模拟

为探究五强溪水库近坝区土壤水分动态变化规律,以研究区内土壤墒情站为研究对象,利用实测逐日降雨与逐日蒸发数据驱动HYDRUS-1D模型反演土壤水力特性参数,分别在深度为10、20、40 cm观察点处进行土壤水分动态模拟,探讨研究区土壤水分动态变化规律及模型的应用效果。结果表明:不同观察点土壤水分模拟值与实测值的决定系数平均值为0.74,纳什效率系数平均值为0.71,均方根误差在0.011~0.035 cm^(3)/cm^(3)之间;0~10 cm深度的土壤水分对降雨和蒸发的响应最灵敏,波动最大;在水库主汛期(4—6月份)土壤水分变化平稳,且保持在较高的水平;研究期内7—12月份土壤水分在较大降雨情况下出现短暂饱和,土壤干湿变化明显,模拟值与实测值吻合度较高;整体上,HYDRUS-1D模型在研究区土壤水分动态模拟中具有较高的精度,可为研究区土壤水分估计及其动态变化规律研究提供有效方法。

高温致密砂砾岩储层盐敏及盐析损害机理

中国渤海湾盆地广泛分布特低渗致密砂砾岩油气藏,与常规砂岩储层相比,致密砂砾岩储层具有黏土矿物丰富,溶蚀孔隙及微裂缝发育且非均质性强等特点,注入流体侵入容易诱发储层损害,堵塞孔喉,降低储层渗流能力,阻碍油气井稳产。以BZ19-6井区砂砾岩储层井下岩心为例,分别依据行业标准法和高温高回压稳态法开展储层盐敏损害室内实验评价,基于扫描电镜分析了敏感性矿物和盐类矿物的类型及赋存特征。实验结果表明:储层盐敏程度为中等偏强~强;岩心渗透率越低,盐析对储层的孔隙度和渗透率的损害程度越大,建议对于渗透率小于0.1 mD、储层温度高于100℃的致密岩心,推荐应用高温高回压稳态法评价储层流体敏感性更具优势。研究区黏土矿物以丝片/丝缕状伊利石、蚀变高岭石及伊/蒙间层矿物为主,主要呈栉壳式、分散充填、搭桥等方式赋存于溶蚀孔隙,是储层盐敏的主要因素。高温环境地层水加速蒸发,易导致近井带盐析,盐类矿物主要为钾盐和石盐,赋存于矿物颗粒表面和孔隙壁面易堵塞微细孔喉;地层水静态蒸发可溶盐析出堵塞致密孔喉、动态驱替盐晶运移堵塞喉道及盐析弱化岩石力学强度,导致微粒运移是致密砂砾岩盐析损害的主要机理。推荐使用KCl-饱和盐水聚磺钻井液和两性离子聚合物钻井液技术,通过降低钻井液侵入和抑制盐类在钻井液中的结晶和成核,从而降低储层盐敏损害。

邻近水库软弱围岩小净距隧道开挖方案优化研究

以义东高速公路防军隧道为依托,对邻近水库软弱围岩小净距隧道开挖方案进行优化比选。运用有限元软件Midas·GTS·NX建立开挖方案优化前后2种方案的隧道模型,结合数值模拟结果和现场监测数据对隧道围岩应力、位移和塑性区分布进行分析对比。研究结果表明:从力学角度出发,2种方案对围岩稳定性的控制效果相差不大。围岩条件较好时,留核心土法开挖对保证施工安全、降低施工成本、缩短工期均能起到较好效果。综合考虑施工地质条件及工法特点,采用变更后的留核心土法更加符合工程实际。

天然气水合物近井储层渗流规律模拟装置

为了模拟天然气水合物开采过程中近井储层内的渗流过程,分析不同开采参数下井周温压场的变化规律,研究二次水合物饱和度的时空变化规律,设计了模拟天然气水合物近井储层渗流规律的试验装置。该装置包括数据采集系统、反应釜系统、真空系统、高压系统和低温恒温系统5个部分。模拟试验结果表明:反应釜系统可以模拟近井储层中二维径向流,能实时、完整地检测温度场和压力场的变化;真空系统在提高真空度以降低反应釜与外界环境热传导,实现外界对水合物试验系统无传热等方面具有关键作用;该装置可以较好地模拟近井周天然气水合物储层在开采过程中物质传递和水合物相变的过程。研究结论可为天然气水合物降压开采技术的改进提供理论依据。

松辽盆地双城断陷白垩系营城组四段致密油成藏主控因素及模式

综合利用地震资料和岩心分析测试资料如包裹体均一温度、岩石热解和储层物性等,对松辽盆地双城断陷白垩系营城组四段(营四段)致密油藏类型、分布特征、成藏期次进行了分析,并从烃源岩评价、储层特征、构造活动和输导体系4个方面对致密油成藏的主控因素进行了研究。研究结果表明:(1)松辽盆地双城断陷营四段致密油藏的类型及分布规律为,自中部洼槽向两侧斜坡依次发育源内岩性油藏、近源断层-岩性、地层油藏和远源构造油藏,油藏为一期成藏,主成藏期为晚白垩世姚家组沉积末期—嫩江组沉积初期(80~78 Ma)。(2)研究区营四下亚段发育的湖相泥岩、油页岩的生烃潜力较大,中部洼槽为生、排烃中心,生、排烃强度均较高,分别为(20~300)×10^(4)t/km^(2)和(5~53)×10^(4)t/km^(2);营四上亚段发育的扇三角洲相含砾砂岩储层厚度大、连续性好,前缘砂体延伸入湖,平均孔隙度为11.4%,平均渗透率为0.95 mD,其中孔隙度大于8.0%、渗透率高于0.85 mD的相对优质储层是致密油富集的有利目标;深层各类圈闭在早白垩世泉头组沉积末期即已形成,而主成藏期时研究区构造活动较弱,有利于油藏的形成和保存;由断裂、不整合和连通砂体组成的多类型立体输导体系是油气运移主要通道,促进油气向两侧斜坡汇聚。(3)研究区致密油成藏受“源-扇-体”耦合控制,围绕生烃洼槽呈环带状分布,具有大面积分布、局部富集的特点,中部洼槽为源内“源-储叠置、网毯连接、扇体聚集”成藏模式,东部斜坡为近源“源-储紧邻、断-砂匹配、阶梯运移”成藏模式,西部陡坡为远源“源-储分离、‘Y’型运聚、高点富集”成藏模式。被泥岩包裹或与泥岩互层式接触的扇体、油源断裂附近的断层-岩性圈闭和地层圈闭、靠近油源断裂的背斜和断背斜圈闭分别是中部洼槽、东部斜坡和西部斜坡的有利勘探目标。

塔河油田缝洞型储集层类型综合识别

为了实现塔河油田连通缝洞结构的识别,以大尺度储集层地震雕刻成果为参考,基于钻井、录井、测井、示踪剂等资料,识别井周和井间储集层类型;通过静态和动态监测方法,确定缝洞型储集层识别方法的特征参数,提高了缝洞单元内储集层类型识别的可靠性。综合静态和动态方法识别的储集层类型,按照空间位置关系构建连通的缝洞结构。在X缝洞单元内的单井缝洞结构识别中,相较单一静态或动态的储集层类型识别方法,该方法提高了缝洞结构识别的可靠性。

延川南气田近薄层煤层气开发实践及其示范意义

鄂尔多斯盆地东缘延川南气田自2013年启动产能建设以来,下二叠统山西组2号煤层已累计生产天然气23.3×10^(8)m^(3),实践重复压裂、氮气泡沫洗井等开发措施后,气田仅能保持天然气产量稳定。为保障气田的高效开发,聚焦该区2号煤层下伏的上石炭统太原组的近薄10号煤层(煤层发育厚度不足2 m),通过对比10号和2号两套煤层含气性、渗透性和可压性的差异,查明了10号煤层地质—工程条件,分析了增效压裂后裂缝形态和产气效果,形成了近薄层煤层气的勘探理论和开发技术。研究结果表明:(1)10号煤埋藏深、变质程度高、镜质组含量高、灰分产率低、生气潜力大;(2)10号煤吸附能力强,顶底板封隔性好、含水性弱,滞留水环境有利于煤层气保存,含气量高达44 m^(3)/t,资源基础好;(3)10号煤心割理更发育,水平应力差异系数大,压裂易形成主裂缝且不易突破顶底板,成缝效率更高,可压性更好;(4)增效压裂能“横向”延伸储层缝长以弥补“纵向”厚度不足、提高储量动用程度,应用后天然气提产效果显著。结论认为,延川南气田近薄层煤层气的开发实践,坚持从地质条件和开发工艺两方面出发,形成了针对于近薄煤层的开发关键技术,为延川南气田的天然气长期稳产明确了方向,为我国沁水盆地、楚雄盆地等多层叠置煤层气藏中的近薄层煤层气开发提供了新的启示。

致密含水气藏气井提高配产对开发效果影响研究

致密含水气藏具有低压、低孔、低渗、非均质性强、含气饱和度低以及孔喉细小等储层特征。为了研究提高配产对致密含水气藏气井开发效果的影响,对比分析了提高配产前后不同提高配产比例和不同液气比气井的压力、单井最终可采储量(EUR)及阶段累产气等开发参数。研究结果表明:1)提高配产比例及气井液气比越大,气井EUR下降幅度也越大;当气井提高配产比例大于50%或液气比大于5 m^(3)/(×10^(4) m ^(3))时,EUR下降比例可达40%。2)致密含水储层应力敏感程度增幅7%~12%,且含水饱和度越高,应力敏感程度越强,渗透率急剧降低。3)生产压差增大,参与流动的地层水增多,近井地带更易积液且积液范围将扩展至地层中部,造成采收率大幅下降。4)井筒内液滴回落,流体侵入储层容易引起近井地带水锁,造成气相渗流能力大幅下降。该研究成果对同类型含水气藏科学合理开发有指导意义。

夏季水口水库近坝段水质变化及其影响因素分析

水库调度对库区水环境影响是流域生态保护的热点,尤其近坝段水环境状况直接影响下游流域生态环境。选择河道型深水水库闽江水口水库,于夏季50%下泄流量水文频率条件下,对水库近坝段进行水文水质同步监测,研究该水文条件下水质理化指标的三维分布及主要影响因素。结果表明:(1)近坝段监测断面平均流量分别为1420和1440 m^(3)·s^(-1),大坝下泄流量为1227和1207 m^(3)·s^(-1),区域出现明显横、纵向环流;(2)各水质理化指标三维分布主要受库区纵向和横向环流影响,研究区域水体表现为TN超标严重,中、底层水体缺氧和表、底层水体TP超标,水口大坝上游5.5 km处水体表现为底层富营养化;(3)近坝段水质理化指标分布受温度和蓝绿藻藻蓝蛋白量的影响较大。

珠江口盆地陆丰13洼转换带中生界陆丰7-9潜山成藏特征

珠江口盆地陆丰13洼转换带陆丰7-9潜山丰富的油气显示展现了其较大的勘探潜力。综合测井、录井、井壁取心薄片及地球化学等资料,对珠江口盆地陆丰13洼转换带中生界陆丰7-9潜山的成藏特征进行了研究。研究结果表明:①陆丰13洼发育上文昌组和下文昌组文四段2套优质烃源岩,平均TOC分别为1.54%和2.55%,有机质类型以Ⅱ_(1)型为主。陆丰7-9潜山紧邻优质烃源岩,具有“双源-宽窗”供烃优势。②陆丰7-9潜山圈闭初始发育于中生代白垩纪,定型于古近纪,且高点位置长期稳定,有利于油气的运聚和保存。③陆丰7-9潜山垂向上发育风化带和内幕带,富脆性长英质矿物为潜山储层发育储集空间提供了物质条件,古地貌控制了风化带优质储层的展布,先存断裂持续活化有利于内幕带储层物性的改善。④断裂、不整合面及潜山内部网状裂缝系统共同构成了陆丰7-9潜山主要的油气运移通道,发育“侧源-断裂-不整合面”和“侧源-断裂-网状裂缝”2种供烃模式。⑤陆丰7-9潜山为晚期成藏,原油充注期为0~13 Ma,不同成藏要素之间的时空耦合关系较好,为双洼近源宽窗供烃、断裂-不整合面-网状裂缝联合输导式的晚期成藏模式。

三峡近坝库段水库诱发地震特征分析

大型水利水电工程水库诱发地震历来受业主、工程技术人员的重视。三峡工程蓄水10多年来,在蓄水过程中,三峡库区较蓄水前地震明显增多。本文选择了三峡库区既有活动断裂,又有可溶岩和煤层分布的近坝库段作为研究对象,通过对库区地震活动与水位的关系和诱发地震空间展布特征分析,认为:三峡水库诱发地震,发生在有可溶岩和含煤地层部位的塌陷型地震占总数的90%,而非可溶岩和不含煤地层中只占总数的10%;近坝库段地震主要发生在仙女山断层北端,且有地震呈丛集活动的特征;九湾溪断层上盘远离长江部位地震零星分布,距长江较近地段地震相对增多,下盘地震极少。地震与水位的对应关系十分密切,三峡水位上升,长江两岸发生的小地震较多,当水位蓄至175m时,地震主要发生在仙女山断裂的北端和九湾溪断裂的上盘及北端。

水库枢纽区抬升变形水文地质结构模式研究

水库蓄水引起枢纽区产生抬升变形的现象在国内外水利工程中比较少见。为了解岩体水文地质结构对抬升变形的影响,通过对国内外文献研究,提出了坝基及近坝库岸边坡产生抬升变形的水文地质结构模式:即坝址区存在倾向下游或两岸的相对隔水层,且相对隔水层下存在透水性较大的水文地质结构层。采用流固耦合数值分析方法研究了相对隔水层产状要素变化对抬升变形空间分布规律的影响。研究结果表明:相对隔水层在上游库区的出露区域至坝体距离越近,下游岸坡抬升变形范围越大,抬升变形量也越大;随着相对隔水层倾向下游倾角的增大,枢纽区最大抬升位移呈先增大后减小的变化规律;隔水层倾向角的变化将引起抬升变形空间分布位置的变化。

沥青质沉积引起的储层损害与对策

综述了近来受到国际石油界普遍关注的沥青质沉积引起近井地带储层损害的问题。综述论题有 :前言 ;原油沥青质吸附沉积过程及其对产能的影响 ;沥青质沉积的清除方法 ;结论。沥青质沉积对储层的损害和对产能的影响是不可忽视的 ,主要损害形式为孔喉堵塞、润湿反转和微粒运移等。沥青质沉积主要是原油所处热力学条件变化 ,原油中沥青质絮凝并沉降的结果。这类储层损害应以早期预防为主 ,一旦发生严重损害 ,应采取有效方法清除沉积的沥青质 ,使油井恢复产能。图 4参 32。

鄂尔多斯盆地北缘石炭系-二叠系大型气田形成条件

鄂尔多斯盆地北部边缘杭锦旗地区的天然气勘探经历了40年的历史。近10年来,通过在该区进行系统的天然气成藏条件调查与研究,建立了以大型岩性圈闭为主要评价目标的勘探思路,并通过展开勘探取得重大突破,在石炭系-二叠系致密低渗碎屑岩含气层系获得地质储量已超7 000×108m3。综合研究认为,发育在石炭系-二叠系下部海-陆过渡层序中的层状"广布式"近源成藏系统是该区大型气田形成的基本条件。该成藏系统具有大型化的成藏要素:大面积分布的上石炭统煤系源岩、大面积下二叠统河道砂岩储集体、大面积源-储近源配置关系、早白垩世大范围的生烃充注过程及上二叠统大面积区域封盖层。大面积含气、低丰度储量及以岩性气藏为主是杭锦旗地区上古生界气藏的一大特征。在储层普遍致密低渗背景下,寻找富集高产区带、实现有效勘探开发将是面临的挑战。

宽浅式水库库水位差异对泄水建筑物下泄流量的影响

通过试验研究了宽浅式水库的泄水建筑物的泄流能力,试验表明,行近流速的影响不可忽略,不同建筑物前的水位差异相当显著,各泄水建筑物应采用相应位置的库水位来计算泄流量。

大牛地气田石炭—二叠系海陆过渡沉积体系与近源成藏模式

鄂尔多斯盆地上古生界下部由海向陆演化过程中由下向上形成了3套沉积体系:障壁海岸-潮坪沉积体系、三角洲沉积体系和冲积平原-河流沉积体系,形成相带宽阔、横向分布稳定的陆源碎屑含煤层序,这些沉积体系提供了丰富的烃源岩和储集岩,并且呈大面积同层位共生、或近距离叠置的产状,使得在盆地内部缺乏大规模运移通道的条件下天然气能够聚集成藏。大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部,上石炭—下二叠统发育的多层叠合大型岩性圈闭构成气田的基本框架,在具有异常压力而又分布广泛的上二叠统上石盒子组厚层泥质岩的封盖下,表现出近源箱形成藏特征,这是鄂尔多斯盆地内部上古生界的主要成藏方式。

近临界凝析气藏相态特征与开发方式研究

结合非洲J气藏流体资料,分析了近临界凝析气藏的相态特征;并利用油藏数值模拟技术,研究了此类气藏所适用的开发方式。研究发现近临界凝析气藏具有凝析油含量高、相态变化敏感性强、反凝析严重的特征。采用衰竭式开采的方式,凝析油损失严重,开发效果差;水气交替开采可以有效地控制反凝析,获得较高的采油速度;同时避免了单纯注水开发中含水上升过早过快的问题,兼具注水和注气的优点,为最优的开采方式。进一步研究水气交替开采的敏感性因素发现,水气比对开发效果的影响最大:水气比过高,注入水易过早突进到井底;水气比过低,不能发挥注水驱替保压、提高凝析油采油速度的优势。