准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系百口泉组储层特征及油气成藏规律

通过岩心分析测试、地震厚度预测、包裹体成藏期次分析以及源储配置关系研究,对准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系百口泉组储层特征及油气成藏规律进行了刻画。研究结果表明:①玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组主要发育扇三角洲沉积,岩性普遍较粗,相对优质的储集层主要分布于扇三角洲前缘水下分流河道微相及少量河口砂坝微相中,其成分以长石岩屑砂砾岩为主,其次为岩屑砂砾岩。岩石普遍较致密。岩心孔隙度为3.17%~23.40%,平均为9.04%,渗透率为0.01~934.00mD,平均为0.73mD,属低孔特低渗型储集层。储集空间类型以次生溶孔为主,可见粒间缝和其他微裂缝。②研究区油气主要来源于下二叠统风城组碱湖沉积的泥页岩,最厚处超过400m,为残留海—潟湖相沉积,水体盐度较高,岩性以云质泥岩和泥质岩为主。有机质类型以Ⅰ和Ⅱ1型为主,总有机碳含量(TOC)多大于1.0%,生烃潜量(S1+S2)多大于6.0mg/g,氯仿沥青“A”平均为0.2%,HI平均为322mg/g,有机质演化处于成熟阶段,为中等—好烃源岩。③研究区具有3期成藏特征,晚三叠世之前为第1期油气充注,未能聚集成藏,早侏罗世为第2期油气充注期,对应黄色荧光烃类包裹体;早—中白垩世为第3期油气充注期,对应蓝白色荧光烃类包裹体,后2期油气充注对百口泉组油气成藏起主要贡献作用。④研究区源储配置紧密性是导致玛湖西斜坡和玛湖东斜坡油气差异性聚集的核心要素。

非均质气藏井间地层压力计算方法及应用

中国陆相沉积气藏储层普遍存在非均质性,常规地层压力计算方法具有很大局限性,难以准确评价井间地层压力。本文以均质地层中的点源解为基础,采用边界元思想,建立了一种可用于非均质气藏井间地层压力计算的半解析方法。基本思想是将非均质储层进行分块处理,分别建立单个均质区域的压力方程,通过各区交界面处的压力和流量连续条件,将各区压力方程耦合求解,并将求解结果回代至单个区域的压力方程,从而计算地层中任意一点的压力。建立了理论模型,对所提出的井间地层压力计算方法进行了数值验证,并将其应用于长庆靖边气田某区块。结果表明,本文所建立的非均质气藏井间地层压力半解析计算方法与数值模拟计算结果相吻合,仅在早期和井筒附近存在微小差异;半解析方法能很好地预测实际气藏中单井及井间的地层压力变化,与实测数据趋势一致。

压差式流量计误差自动化修正算法研究

针对在多干扰源扰动下压差式流量计测量结果面临输出不稳、误差较大的问题,提出多源扰动下的压差式流量计误差自动化修正算法。考虑全补偿气体可膨胀性系数、压缩系数、密度系数和流出系数等因素,研究压差式流量计误差自动化修正算法。利用均值滤波滤除信号中的高斯噪声,结合一阶滞后滤波优化卡尔曼滤波算法,修正多源扰动误差。引入自组织算法和Volterra神经网络进一步改进卡尔曼滤波算法,并优化卡尔曼滤波算法的先验模型参数,以实现多源扰动误差的自动化修正。试验结果表明,经该算法控制后:当参考流量为900 m^(3)/h时,示值误差绝对值为0.203%;当参考流量为700 m^(3)/h时,流量计重复性为0.06%。该研究可以有效识别并修正由于多源扰动造成的流量异常值,且流量测量精度较高。

埕岛东区水淹油藏加密水平井合理生产压差研究

埕岛油田东区馆上段Ng4^(2)层油藏历经多年注水开发,已形成较强水淹,在井区调整加密水平井大幅提高产能的开发需求下,既要保证油井较高的产能和采油速度,又要在平台寿命期内合理控制含水上升达到较高的采收率,需要优化合理的生产压差。通过建立埕岛东区的油藏物理模型,设立六种不同生产压差分别模拟评价含水率变化特征、产液量变化特征、采出程度变化特征,并开展综合开发效果评价。结果显示,在埕岛海上平台开发寿命周期内最优生产压差为1.2 MPa,并在251GB-P1、251GB-P2等井的矿场实践中取得了较好的开发效果。研究认为,在水淹油藏通过优化生产压差实现提升产油量、提高采油速度和最终采出程度的目的是可行的。

南缘深层高温高压井出砂临界压差预测研究

深层超高压水平井出砂预测困难且针对性研究较少,难以制定合理有效的控砂和防砂措施,油田产量和经济效益受到较大的影响。综合考虑井筒内流体流动、高温差下井壁岩石的应力变化、流体渗流效应、地应力在井壁上的复杂分布、地层压力衰竭及水侵因素对出砂的影响,建立了适用于南缘深层高温高压井出砂临界压差的预测模型。分析表明,高生产压差是深井出砂的主导因素;高产造成的井筒与地层的温差会在井壁产生应力,影响井壁稳定性;生产后期地层孔隙压力下降会增大井筒周向应力,地层水侵会降低岩石强度,两者均会增大出砂风险;采用南缘实例井进行出砂压差验证后结果较吻合,研究成果可为类似深层高温高压井出砂临界压差预测和合理生产压差制定提供理论指导。

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组一段—三段构造沉积演化及其油气地质意义

基于测井、岩心、薄片、地球化学分析,重建鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组一段—三段(简称马一段—马三段)构造-岩相古地理格局,探讨构造沉积演变特征及其油气地质意义。研究表明:①马家沟组底部稳定发育一套穿时的、高自然伽马值段、边缘相泥质白云岩,分布于怀远运动期构造不整合面之上,具有与早奥陶世弗洛期全球海侵可对比的δ13C正漂移特征;②奥陶系马一段—马二段沉积期全球海平面上升、古陆淹没为水下隆起,形成一隆两坳构造格局,中央隆起首次接受沉积;随后马三段沉积期盆外俯冲挤压、盆内隆坳分异,乌审旗—靖边凸起活化;③构造格局演变对沉积古环境产生显著影响,马一段沉积期向西超覆,东部坳陷内海侵封隔形成大规模盐质蒸发潟湖;马二段沉积期持续海侵并沟通广海,环东部坳陷发育大规模颗粒滩,晚期干化收缩形成小规模蒸发潟湖;马三段沉积期受高地封隔影响,向东侧水体渐次分异分别形成云膏质和盐质蒸发潟湖,同时颗粒滩环凹沿高地展布;④马家沟组底部发育烃源岩,马二段和马三段滩相储层环坡展布,源储配置良好,有利于天然气成藏,具有一定勘探潜力。

鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系长7段致密油分布特征及控制因素

综合利用地球化学、扫描电镜、岩心薄片、测井等资料以及油井生产数据等,对鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段储层特征、烃源岩特征和致密油分布特征进行了分析,从烃源岩展布、输导体系和源-储组合关系3个方面对致密油差异富集控制因素进行了探讨,并总结了成藏模式。研究结果表明:(1)陕北地区长7段致密砂岩储层主要分布在一亚段(长71)和二亚段(长72),以灰色—灰白色长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,长71和长72平均孔隙度分别为5.56%和7.32%,平均渗透率分别为0.097 m D和0.110 m D,长72储层物性更好;孔隙空间以溶孔为主,发育少量粒间孔。(2)研究区烃类主要来源于本地长72顶部和长73这2套烃源岩,平均厚度大于20 m,有机质丰度高,平均TOC值为3.02%,干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主,处于生烃高峰期,平均生烃量为270.2×10^(4)t/km^(2),长73烃源岩生烃潜力更大,供烃至长72储层,长71致密油来源于长72烃源岩;新安边地区三角洲前缘亚相末端的长72储层中致密油由湖盆烃源岩侧向供烃。(3)研究区致密油富集受烃源岩展布、砂体连通性以及源-储组合共同控制,在长72更富集,在新安边地区分布面积最大,安塞地区无大规模致密油聚集;纵向上和平面上致密油的聚集差异受控于烃源岩厚度和源-储组合关系,下生上储、上下生油而中间储集和砂泥互层时含油性更好;新安边地区三角洲前缘亚相末端的长72致密油聚集规模大于三角洲前缘主体,是由于三角洲前缘末端发育的局部连通砂体阻碍了湖盆烃类物质的侧向运移。(4)研究区致密油为“源控-砂控”成藏模式,远源河道优势砂体尖灭处和近源局部连通的砂体是有利勘探区。

胜利油田低渗透油藏开发技术进展及展望

胜利油田低渗透油藏资源丰富,已探明石油地质储量达11.8×10^(8)t,具有良好的开发前景。但低渗透油藏由于具有孔隙度低、储层非均质性强和渗流能力差的特点,在开发过程中存在“注不进、采不出”的问题。为实现低渗透油藏高效开发,系统梳理了胜利油田低渗透油藏储层预测分析方法以及高效开发技术,并结合现有技术的优缺点对低渗透油藏开发技术方向进行展望。通过研究与实践得到:①胜利油田通过攻关,研究形成了储层预测、地应力预测以及储层非均质性评价等精细油藏描述技术。②通过理论技术创新,不断突破储量动用物性下限,攻关形成了特低渗透油藏仿水平井注水开发技术、致密油藏长井段多级压裂水平井开发技术、一般低渗透油藏井网适配提高采收率技术、低渗透-致密油藏压驱开发技术和增黏型乳液-表面活性剂驱开发技术等差异开发技术系列,取得了良好的开发效果。③结合胜利油田低渗透油藏高质量发展及提速提效开发的实际需求,提出了双控转流线井网重构技术、CCUS技术和纳米气泡水驱技术,为低渗透油藏提高采收率指明发展方向。

低渗油藏启动压力梯度实验研究

20世纪初,低渗油藏相继投入开发,在评价油藏密封性和渗流规律等过程,都需要了解流体在多孔介质中渗流的启动压力梯度。常规测定启动压力梯度方法存在一定的局限性,作者使用“压差-流量法”和“压力平衡法”相结合的方法,对岩心样本进行实验,经过实验可同时得到拟启动压力梯度和最小启动压力梯度测试结果。与传统方法相比,此方法具有实验条件简单,实验过程易于控制,实验结果易于观察等特点,可作为压力梯度测试的新方法。

低渗稠油高压降黏驱高黏阻滞带形成机制与主控因素——以胜利油田王152油藏为例

化学降黏剂驱已在胜利油田深层低渗稠油中开展了初步先导试验,但试验表明井间存在高黏阻滞带,降低了地层渗流能力。因此,借助降黏剂驱岩心流动实验,结合必要的测试分析,剖析低渗稠油降黏驱高黏阻滞带形成机制与主控因素。结果表明,大排量高压注入降黏剂会在驱替前缘形成高黏阻滞带,影响驱替压力传导、降低驱油效果。该高黏阻滞带形成核心机制在于:(1)高压注入增加低孔压区域有效应力,地层孔喉受到挤压损害渗流能力;(2)高压快速降黏剂驱时,轻质组分优先流出,重质组分滞留、堆积、压实从而堵塞细小孔隙,形成高黏稠油沉聚的高饱和度油墙;(3)高压注入降黏剂会加剧其指进窜流,驱替前缘易形成W/O乳状液,增大混合流体的黏度。由此,对于低渗稠油油藏降黏驱开发,应采取多轮次温和注入降黏剂的开发模式,渐进式建立注采井间稠油整体驱动,进而有效规避稠油高黏阻滞带的形成,提高降黏剂驱油效果。

晚古生代构造—沉积分异对四川盆地二叠系多类型气藏的控制作用

基于晚古生代全球构造背景和上扬子地区构造环境、盆地原型及四川盆地二叠纪岩相古地理的分析,结合二叠系气藏特征和成藏条件认识,探讨了晚古生代构造—沉积分异对四川盆地二叠系多类型气藏的控制作用。结果表明,伸展背景下构造差异隆升或沉降形成隆凹相间的古地貌,导致四川盆地中二叠世—晚二叠世经历早期台地与台凹相间,晚期台地与裂陷槽(陆棚)相间的沉积格局的演化,台凹、潮坪—潟湖、斜坡、陆棚—盆地等相区(亚相—微相)控制发育的多套、多类型烃源岩,与受台地边缘礁滩、台内浅滩控制及后期成岩作用改造形成的多套、多类型储层构成下生上储、旁生侧储、自生自储等多种高效源储组合,构建了二叠系成藏的基本条件;多套、多类型储层是二叠系含气层系多、气藏类型多的根本原因。二叠系具备多领域、多类型、多层系综合、立体勘探的有利条件。

渤海湾盆地黄骅坳陷古生界源内和源下油气成藏特征及有利区预测

煤系烃源岩是渤海湾盆地黄骅坳陷古生界含油气系统的主要烃源岩,源内和源下油气聚集机制和油气成藏过程不清。基于测井、录井、地震资料,结合烃源岩地球化学分析、储层岩心测试、包裹体测试、物理模拟实验等多种手段,探讨了渤海湾盆地黄骅坳陷古生界源内及源下油气聚集机制和成藏过程。研究结果表明:①黄骅坳陷古生界源内储层可有效聚集油气,紧邻的煤系地层烃源岩可优先对其供烃,稳定的构造背景使源内油气藏得到良好的保存。②研究区源下储层油气成藏的2个必要条件为:上部终止于煤系内部且下部连接奥陶系储层的断裂系统,且低角度断裂的油气输导效率更高;源储间存在大于10 MPa的压差,可为源下储层的油气成藏提供良好的动力。③研究区源内及源下油气藏具备早晚2期成藏、中期破坏的特征。中白垩世,低熟的煤系原油大量充注于储层中;白垩纪末期,地层的强烈抬升使古油藏遭受破坏或调整;新生代,随着烃源岩进一步成熟并生、排烃,形成了大量煤型气和轻质油油气藏。④研究区烃源岩有效充注范围内,储层相对优质、构造相对稳定的区域为源内勘探有利区,印支期逆冲断裂发育、受后期伸展作用改造较弱的区域为源下勘探有利区。

采用Laplace空间源函数方法的复杂离散缝网半解析试井模型

分段压裂水平井的常规试井模型仅考虑主要的水力裂缝,忽略了在压裂过程中产生的大量次级裂缝。为了更准确的描述包括次级裂缝在内的复杂缝网对压力动态的影响,采用源函数方法建立了描述复杂离散裂缝网络的地层压力半解析模型。该模型由地层模型和裂缝模型两部分组成。地层模型将裂缝视为直线源,采用格林函数法累加多条裂缝的影响。裂缝模型将单条裂缝离散化,在每个小单元上使用Laplace空间的条带源函数,在考虑单个裂缝的压力动态时避免了繁琐的累加过程。使用该模型计算了单一裂缝、多条裂缝、复杂缝网三种情况下的压力动态。在单一裂缝情况下,考虑裂缝对称分布和不对称分布两种情况,计算结果与文献中的已有结果基本一致。在多条裂缝和复杂缝网情况下,计算结果显示次级裂缝的存在会使得压力动态偏离典型的双线性流或线性流。与现有模型的对比表明,考虑复杂缝网的模型能够更准确的描述导数曲线早期段。

陆相页岩油富集机理探讨

通过对中国陆相湖盆富有机质页岩形成的构造和沉积环境分析,明确不同湖盆类型陆相优质烃源岩发育条件存在巨大差异性,淡水湖盆形成的泥页岩层系以长英质-黏土质页岩为主要岩相,松辽盆地上白垩统青一段和鄂尔多斯盆地三叠系长7段为典型代表;而咸水湖盆陆相页岩以富碳酸盐-蒸发岩类岩相为主,济阳坳陷古近系沙河街组是典型的实例。中国陆相页岩层系具有互层/夹层、混积页岩和黏土质页岩等3种主要岩相组合类型,它们控制了陆相富有机质泥页岩的源-储耦合特征、烃类差异演化和流体性质多样性。互层/夹层型页岩源-储分离、近源运移;混积页岩宏观上源-储一体,微观上源-储分离;黏土质页岩源-储一体,整体含油。多重证据揭示,无机孔是中-低成熟陆相页岩油最有利的储集空间类型,它们与多类型、多级次微裂缝耦合形成有效的孔缝网络系统,自封闭作用有利于页岩油气原位或近源保存。在典型盆地陆相页岩层系对比分析的基础上,提出良好的源-储耦合关系、适宜的热演化程度和自封闭性是陆相页岩油富集的主控因素,初步建立了中国陆相页岩油差异富集模式。断陷湖盆陆相页岩油勘探应重视缓坡带中-低成熟纹层状页岩和深洼区中-高成熟富黏土质页岩层系,而互层/夹层型和中-高成熟黏土质页岩是坳陷湖盆陆相页岩油突破的关键。

定容气藏水平井停喷原因判识方法及应用

水平气井停喷是定容气藏开发中后期面临的普遍问题,需要及时判识停喷原因并采取生产恢复措施。为此,将水平井临界携液理论方程与水平井二项式产能方程、井底流压计算方程相结合,建立临界携液流量、临界举升压差、临界地层压力3个停喷判据,分析井口压力、油管内径等因素对判据的影响,研究3个判据在气井停喷原因判识中的作用,并创建了快速判识水平井停喷原因的方法。研究表明:临界携液流量与井口压力和油管内径均呈乘幂函数递增关系,井口压力越高、油管内径越大,临界携液流量越大,当气井实际气量低于临界携液流量时,即可判定井筒已开始积液;临界举升压差与油管内径无关,只随井口压力呈线性上升,当实际举升压差低于临界举升压差时,需考虑气井举升液体动力不足的问题;油管内径保持不变时,临界地层压力随井口压力呈线性上升,在地层压力消耗较大的情况下,临界地层压力易超出气井实际地层压力,即气井会因驱动能量不足而引发停喷。应用实例证明,该方法能够有效判识水平气井停喷原因,为工艺措施提供理论依据。该方法的建立对于定容气藏低压阶段的高效开发具有重要指导意义。

渤海油田酸化防漏失工艺管柱的研究与应用

针对渤海油田生产井在后期酸化筛管外围泥砂,污垢解堵增产过程中防止过量酸液漏失下部地层造成地层污染问题,研究开发一种酸化防漏失工艺管柱。该工艺管柱具备防止过多酸液进入地层影响后期开采,同时后期还可以根据实际需要对地层实施多次酸化,无需起出原井管柱。该工艺管柱中设置有悬挂封隔器、酸化压差滑套及酸化油藏保护阀。悬挂封隔器可将酸化压差滑套及酸化油藏保护阀悬挂在所需酸化油层顶部,同时实现地层封隔。酸化时可通过酸化压差滑套将定量酸液挤入地层。现场应用表明,该工艺管柱性能可靠,可有效解决过量酸液漏失地层,造成地层污染问题,为渤海油田酸化提供了一种新的技术方案。

工艺循环冷却水系统探讨

某工业建筑需要全年24 h对多台工艺设备进行冷却,冷却水进、出水水温为26℃/35℃。拟采用循环冷却水系统通过板式换热器对工艺设备进行冷却,冷源采取双工况,当环境湿球温度低于20℃时,采用冷却塔出水为冷源,当环境湿球温度高于20℃时,采用冷水机组提供的冷冻水为冷源,冷却塔为冷水机组散热。文章给出系统设计方案及设备选型思路,并介绍运行控制原理,重点讨论系统调试和运行过程中遇见的一些问题以及相应对策。

中国陆相湖盆致密油成藏主控因素综述

致密油是指致密储层中的石油聚集，储层主要为致密砂岩和碳酸盐岩2大类，覆压渗透率多小于0．1×10^-3μm2，一般无自然产能，需经技术改造方能获工业油流。我国主要发育陆相湖盆致密油藏，通过对比研究分析发现，发育优质烃源岩、存在“甜点区”、具备成藏原动力、近源聚集是我国陆相致密油成藏的主要条件。我国陆相致密油主要发育2类优质烃源岩：Ⅰ类烃源岩有机质类型好、丰度高，有机质成熟度高，生烃潜力大；Ⅱ类烃源岩生烃转化率较高。发育致密砂岩和碳酸盐岩2类储层，储层具有较强的非均质性，横向不连续，垂向叠置分布。生烃增压是我国陆相致密油成藏的主要原动力，强大的源储压差驱替生成的石油向紧邻优质烃源岩的致密储层中持续充注；其中，微裂缝沟通、微—纳米孔发育是致密油运移聚集的关键。微—纳米孔发育增大了致密储层的有效储集空间，微裂缝沟通为致密油的运移聚集提供了有效通道。我国陆相致密油资源丰富，初步预测其有利勘探面积约16×10^4 km2，地质资源量约（160～200）×10^8 t，有利勘探领域主要分布在鄂尔多斯、准噶尔、松辽、渤海湾、柴达木、四川等盆地。

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段烃源岩排烃机制及成藏意义

通过鄂尔多斯盆地陇东地区延长组泥岩综合压实曲线对比,明确研究区长7段烃源岩普遍存在欠压实现象,利用等效深度法计算了泥岩最大埋深时期的过剩压力,结果表明,欠压实产生的过剩压力是长7段烃源岩排烃的重要动力。由此,根据过剩压力的纵向分布特征划分了3种排烃方式,并叠合烃源岩的分布、源储压力差得出长7段烃源岩向其上下地层有利的排烃范围。结果表明,当源储压力差不小于储层的毛管压力时,排烃才可能发生;有利的排烃区受优质烃源岩分布、排烃方式和动力条件的综合控制;长7段烃源岩向下伏地层排烃的条件优于向上覆地层,是现今油藏选择在长8段大规模分布的主要原因;长6段小规模的油藏基本分布在长7段烃源岩向上有利排烃范围之内。

二氧化碳驱储集层堵塞机理实验分析

结合细管实验、组分分析实验、微观模拟实验3种实验方法,分析CO2驱油过程中储集层堵塞、原油开采速度降低的现象,研究储集层堵塞机理。细管实验表明,较低驱替压力条件下,CO2驱油效果较差,驱替压力越高,驱油效果越好,在驱替压力超过最小混相压力后,储集层会出现堵塞现象,对产能有较大影响。组分分析和微观模拟实验表明,CO2与原油接触后产生组分分异,在较低驱替压力下,组分分异不明显,不会产生堵塞,但驱替压力较高时,原油中芳烃被CO2快速萃取,造成非烃和沥青质快速沉积,从而堵塞喉道。因此,控制驱替压力是防止储集层堵塞的主要措施,CO2驱油最佳压力应在最小混相压力附近,过高或过低的压力都不利于CO2驱油。