吐哈油田融合网络规划与设计探讨

根据吐哈油田光传送网络的实际情况和建设智能油田的需要,通过对OTN技术和Ethernet技术的比较分析,提出DWDM+Ethernet比OTN技术更适合以IP数据业务和应用为主的网络,是吐哈油田下一代融合网络的最佳选择。给出了实际设计方案,方案采用了先进的前向纠错(FEC)技术解决现有光缆路由中存在的超长跨距和超大光衰耗导致的光信噪比(OSNR)低于网络技术指标要求的技术难题。

吐哈油田水平井优化设计技术研究与应用

利用理论研究和数值模拟技术,对吐哈油田水平井的井网形式、水平段方向、水平段垂向位置和水平段长度进行了优化设计;以精细油藏描述为基础,结合油藏地质特征,优化各项地质参数,实现最优设计。通过水平井的优化设计,水平井在吐哈油田各类油藏实施效果好,成功率高;水平井实钻情况与地质认识符合较好,大部分参数吻合程度高。

吐哈盆地台北凹陷侏罗系煤系全油气系统特征

基于吐哈盆地中下侏罗统近源勘探最新成果,以全油气系统理念和思路重新认识台北凹陷侏罗系水西沟群烃源岩、储层条件和生储盖组合,深入解析煤系全油气系统。结果表明:(1)水西沟群八道湾组、西山窑组煤系烃源岩和三工河组泥质烃源岩表现为长时间生烃、具有多个生烃高峰和油气兼生的特点,为侏罗系煤系全油气系统提供充足的油气来源;(2)多期浅水辫状河三角洲—浅湖沉积为斜坡区、洼陷区发育常规砂岩、致密砂岩、煤岩、泥页岩等多类型储层,为油气成藏聚集提供多种储集空间;(3)3期油气充注与构造演化、多类型储层有效配置,形成常规-非常规油气序次成藏聚集的特点,从构造高部位到洼陷区发育远源常规构造油气藏、构造-岩性油气藏,近源低饱和度构造-岩性油气藏和源内致密砂岩气聚集、煤岩储层气、页岩油等类型油气聚集。其中,源内致密砂岩气、煤岩气是当前勘探拓展的重点领域,洼陷区页岩油气值得未来探索研究。煤系全油气系统新认识将进一步丰富完善全油气系统地质理论,为吐哈盆地油气资源的整体勘探部署提供新思路。

新疆北部石炭系火山岩风化壳有效储层特征及分布规律

利用露头、岩心、测井、地震、分析化验等资料对新疆北部石炭系火山岩风化壳进行了综合研究,建立了利用风化指数识别风化壳结构的模型。火山岩风化壳具有土壤层、水解带、溶蚀带、崩解带和母岩5层结构,其中溶蚀带、崩解带储层物性最好。火山岩风化壳储层孔隙喉道半径分布概率呈现出双峰特征;储集空间类型主要包括溶蚀孔隙型、孔隙-裂缝型、裂缝型和洞缝型4类,其中溶蚀孔隙是其主要储集空间,裂缝是其主要的渗流空间。在断裂不发育处火山岩风化壳有效储层厚度可达510m,在断裂发育处有效储层可深至风化面之下1 100m。火山岩风化壳储层主要分布于古地貌高部位、斜坡带和低部位的断裂发育处,其形成受控于古地貌、断裂和风化淋滤时间。

三塘湖油田马46井区低渗透油藏CO_2吞吐开发研究与应用

三塘湖油田马46井区储层物性差、原油黏度高、自然产能低。为获得有效产能,进行了CO2吞吐开采方式研究。通过注CO2原油体系膨胀实验结合数值模拟研究对该油藏进行了CO2吞吐可行性研究和吞吐参数优选。CO2吞吐矿场试验和跟踪评价显示CO2吞吐在马46井区已见到较好效果。

新疆三塘湖盆地马朗凹陷中二叠统芦草沟组泥页岩层系SiO2赋存状态与成因

为了弄清新疆三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组泥页岩层系中SiO_2对储集层物性、脆性等特性的影响,通过全岩和黏土矿物X衍射、岩石力学性质、阴极发光、扫描电镜及电子能谱等实验手段对其中SiO_2的赋存状态进行了研究,初步探讨了SiO_2不同形态赋存的机理,并在此基础上探究了石英含量对储层的影响。研究表明:凝灰岩、泥页岩和粉砂质泥岩中二氧化硅多以非晶态形式存在。二氧化硅在凝灰岩中多呈不规则球粒状,而在泥页岩和粉砂质页岩中无固定形态。凝灰质泥岩、凝灰质白云岩和白云岩中二氧化硅呈现一定的晶体形态。在凝灰质泥岩中,二氧化硅以自生石英形态聚集呈条带状,在凝灰质白云岩中则以自生石英形态发育于孤立的孔、洞之中,而白云岩中二氧化硅只能生长成Opal-A/Opal-CT阶段。凝灰质成分及其脱玻化作用为自生石英的生长提供了二氧化硅和生长空间,是控制SiO_2赋存状态的根本因素。此外,储集层孔隙度、渗透率和抗压强度都与石英含量呈一定正相关性,泊松比则与其呈负相关性。

吐哈盆地天然气勘探潜力分析

吐哈盆地位于世界著名的巨型天然气聚集区特提斯构造域北缘盆地群东部。通过与库车坳陷的油气地质条件对比研究认为,吐哈盆地具备形成大中型天然气富集区带的地质条件。根据前陆盆地油气分布规律,认为围绕吐哈盆地吐鲁番坳陷的丘东—小草湖、胜北、托克逊3个生气中心区和坳陷北部山前冲断构造带、前陆坳陷斜坡坡折带、南部前陆隆起带,是大中型天然气富集区带的有利勘探方向。指出吐哈盆地下部组合发育的上二叠统湖相泥岩和石炭系的海相烃源岩,是可能的大型天然气成藏领域。初步预测吐哈盆地煤层气资源雄厚,勘探潜力大。

丘陵油田特低渗透率弱挥发性油藏水驱开发效果分析

针对西山窑组弱挥发性特低渗油藏特点,采用正方形五点法面积井网、早期注水保持地层压力开发方式,注采井网方向与最大主应力方向成40°夹角,利用油藏工程、数值模拟方法确定了该油藏地层压力保持水平为原始压力的0.93倍,初期采用1.2以上的注采比,注水系统压力为35 MPa等开发技术界限。开发过程中不断完善井网和注采关系,采取多种综合调控措施,控制微裂缝开启和含水上升速度,注水后81%油井见效,油藏水驱储量动用程度70%左右,地层压力保持在原始压力的0.9倍以上,油藏以2%采油速度稳产6 a,取得了较好的水驱开发效果。

吐哈盆地中北部中侏罗统重矿物组合特征及对博格达山隆升过程的约束

通过对吐哈盆地中北部中侏罗统重矿物组合特征分析发现，该区重矿物组合具有显著的分区特征。其中桃尔沟-胜南-吐南地区整个中侏罗世，重矿物以高含量的磁铁矿、赤铁矿为特征。七泉湖-胜金地区在西山窑组-三间房组沉积时期，重矿物以锆石和钛的氧化物为主；自七克台组沉积伊始，磁铁矿含量显著增加。三堡-鲁克沁地区在西山窑组沉积时期，重矿物以锆石和钛的氧化物为主；到三间房组-七克台组沉积时期，石榴石、磁铁矿含量明显增加。鄯勒-萨克桑地区西山窑组沉积时期重矿物以锆石和钛的氧化物为主；三间房组沉积以来，磁铁矿含量急剧增加。丘陵-丘东地区西山窑组-三间房组沉积时期，重矿物以高含量绿帘石为特征；七克台组沉积时期，转而以锆石和钛的氧化物为主。研究区中侏罗统重矿物组合演化特征显示，中侏罗世博格达山的隆升具有明显的分段性：Ⅰ段（西）在西山窑组沉积时期便已隆起，构成盆地物源区；西山窑晚期-三间房初期，博格达山Ⅲ段（东）开始快速隆升，导致三间房组沉积时期鄯勒-萨克桑地区磁铁矿含量剧增；而博格达山Ⅱ段（中）直到七克台组初期才开始隆升。

吐哈盆地鲁克沁构造带流体包裹体特征与油气运聚

鲁克沁构造带储集层含油砂岩石英颗粒裂纹中存在两种类型的有机包裹体。第一类为大小不等、褐黄色、发黄色荧光、分不出气液相的纯液态烃包裹体，温度86～118℃；第二类主要为气相占10％～30％，透明无色或浅黄色、发褐黄色荧光的气液两相有机包裹体，温度113～157℃两组类型的有机包裹体反映出该区存在两期油气注入，第一期原油注入发生于早燕山运动期，成熟度相对较低；第二期原油注入为燕山运动中期，成熟度相对较高。两期油源构来自台北凹陷上二叠统。原油主要以油相及油、水混合相由西北向东南运聚成藏，运移过程中原油已发生了一定程度的稠化，源岩较低演化阶段成烃及构造带持续的隆升背景是导致原油稠化的主要原因，稠变时期主要为中、晚侏罗世。

高含水油田开发效果评价方法及应用分析

随着社会经济的不断发展,国内对石油的需求越来越受到重视,但中国的石油资源非常有限。根据相关数据,我国开发的石油正处于高含水阶段。如果我们想要有足够的石油资源,我们需要处理石油,以确保石油生产的稳定性。本文论述了影响高含水油田开发效果的因素以及高含水期注水油田后期开发中存在的问题进行了详细分析,提出了高含水油田开发效果的评价方法和应用措施,仅供参考。

加大环保工作力度 共筑绿色生态油田

吐哈油田公司以油区采油污水减排和COD排放等为重点，通过采取源头控制，强化全过程管理，加强污染治理，完善监督考核机制等措施，经过细致工作和专项治理，在环境保护和隐患治理上取得了显著成效，采油污水外排量和COD排放量大幅度减少，电厂烟气治理达标率100％，二氧化硫排放量持续下降，油区环境质量进一步改善。

准噶尔盆地东部二叠系富烃凹陷全油气系统勘探前景

准噶尔盆地东部地区包含多个残余富烃凹陷,其中吉木萨尔凹陷自斜坡区到凹陷区发现了常规油、致密油、页岩油等多类型油藏,展现出常规-非常规有序共生、全油气系统成藏的特点。为了探索准东地区其他富烃凹陷油气成藏规律和勘探潜力,对二叠系烃源岩开展系统评价、沉积相研究、储层特征分析和油气成藏研究。结果表明:准东地区中二叠统发育咸水湖相优质烃源岩,吉南、吉木萨尔、石树沟三个凹陷烃源岩规模大、品质最好,已达到成熟演化阶段;二叠系富烃凹陷周缘的继承性古隆起长期提供物源,凹陷区发育扇三角洲、辫状河三角洲、咸化湖沉积,有序形成砂砾岩、云质砂岩、云质泥岩等,具有全粒序成储特点;从盆缘到凹陷区发育构造岩性常规油气藏、致密油气和页岩油气聚集,具有全类型成藏、全油气系统发育模式。根据成藏综合评价和勘探程度优选有利区带,在全油气系统成藏模式指导下,优选石树沟凹陷南斜坡、吉南凹陷芦草沟组作为准东地区未来探索的重要勘探区带。

中国石油页岩油储集层改造技术进展及发展方向

通过回顾近年来中国石油天然气股份有限公司(以下简称中国石油)页岩油储集层改造技术的发展历程,系统总结了中国石油页岩油储集层改造技术在储集层改造机理、缝控压裂技术、地质工程一体化储集层改造设计平台、低成本材料技术、大平台立体开发模式5个方面取得的主要进展。明确了目前页岩油储集层改造主体技术为以"增大缝控储量、降低施工成本、增加经济效益"为原则的高密度分段多簇缝控压裂技术体系。全面剖析页岩油储集层改造技术在立体开发、缝控压裂参数优化、重复改造、低成本改造技术4个方面面临的挑战。提出了5个方面的发展方向:(1)强化地质工程一体化研究,充分发挥储集层改造作用;(2)深化缝控改造技术,提高页岩油储量动用水平;(3)推进页岩油水平井立体开发技术实践,实现纵向多层有效动用;(4)开展页岩油水平井重复压裂技术攻关,助推缝间剩余储量高效挖潜;(5)发展低成本改造配套技术,助力油田开发降本增效。表1参44。

煤层气井产出水中氯离子变化规律回归分析模型

基于沁水盆地枣园区块大量煤层气井产出水分析化验数据,通过数学统计方法,研究总结了产出水中氯离子浓度与排采时间的变化规律。指出排采初期氯离子对环境影响最大,远超出国家Ⅱ类饮用水标准;同时利用SPSS软件进行了非线性回归分析,建立了氯离子浓度变化数学模型。通过模型可以合理预测氯离子浓度达到国家标准所需要的时间,为煤层气井产出水水质变化监测及地面水质处理提供了技术支持。

不同平面非均质条件下含水低渗气藏开采理论研究

以含水低渗气藏气体流动特性进行分析为基础,通过对含可动水、含约束可动水和含束缚水影响下的三类低速非达西渗流进行了分类阐述,阐明了气体滑脱效应和启动压力梯度各自存在和同时存在的条件,建立了启动压力梯度存在时反映平面非均质渗流特征的渗流数学模型,利用积分变换推导出了模型的解析解,通过分析模型计算结果,发现非均质储层渗透率由高到低的开发过程中储层全程泄压效果要远好于渗透率由低到高的开发情况,且生产过程中存在最佳生产压差,为矿场应用提供了理论依据。

三塘湖盆地马朗凹陷石炭系火山岩系油气成藏主控因素及模式

三塘湖盆地马朗凹陷石炭系主要发育两套烃源岩,分别为哈尔加乌组上段和哈尔加乌组下段,油气藏形成的源控作用十分明显。通过烃源岩和原油地球化学的分析以及油源对比,发现不同类型原油的形成与分布严格受控于对应源岩的分布范围。分析表明,马朗凹陷石炭系火山岩系油气成藏的主控因素是优质烃源岩、强充注油源断裂和有利火山岩相带的合理配置。根据烃源岩与储层的配置关系,石炭系油气藏的形成可以概括为两种模式:一种为风化壳型成藏模式,油气聚集在石炭系火山岩顶部受风化淋漓作用改造的优质储层中,其中的油气来自下部烃源岩,运移通道为与烃源岩相沟通的油源断裂;另一种模式为内幕型成藏模式,储层为流体溶蚀改造的储层,其中聚集的油气来自邻近火山喷发间歇期沉积的炭质泥岩。

马朗凹陷断裂—烃源岩空间配置关系与石油垂向运移特征

马朗凹陷的原油类型可以划分为3大类,Ⅰ类原油来自二叠系芦草沟组,Ⅱ类原油来自石炭系哈尔加乌组,Ⅲ类原油为Ⅰ与Ⅱ类原油的混源油。通过断裂活动强度、垂向输导断裂与烃源岩的匹配关系的研究,结合原油含氮化合物的分析资料,分析了马朗凹陷油气的垂向运移特征。研究表明,断层的断裂活动强度控制着油气的垂向运移能力,垂向输导断裂与烃源岩相匹配时,烃源岩生成的油气才能向上运移至上覆地层聚集成藏。二叠系芦草沟组烃源岩厚度中心附近的垂向输导断裂断穿侏罗系,所以,芦草沟组烃源岩生成的Ⅰ类原油可以运移至侏罗系聚集成藏,而石炭系哈尔加乌组烃源岩附近的断裂大都未断至二叠系和侏罗系,所以哈尔加乌组烃源岩生成的Ⅱ类原油未能运移到侏罗系聚集成藏,而主要在石炭系成藏。与断裂输导分析相配合,含氮化合物可以很好示踪油气的垂向运移方向,沿断裂从深层到浅层,原油含氮化合物总浓度逐渐降低,1,8DMC/1,3-DMC或1,8DMC/2,4-DMC值增大。

山前带逆掩构造保幅FFD叠前深度偏移

山前带逆掩构造区上覆高速地层对地震波传播能量具有比较严重的屏蔽作用,因而导致逆掩下伏构造成像比较困难。如今广泛采用的Kirchhoff积分法叠前深度偏移由于其自身算法的限制难以对其精确成像。基于此,本文引入了保幅FFD(傅里叶有限差分)叠前深度偏移方法,通过在传统延拓算子的基础上增加振幅恢复项求得保幅延拓算子,并给出保幅偏移的成像条件,从而实现了保幅FFD叠前深度偏移。数值试验及实际资料处理结果均表明:该方法能够有效补偿地震波场传播中的能量损失,提高逆掩下伏构造的成像质量。

天然气中汞含量的变化规律及应用——兼述岩石和土壤中汞的含量

1953年日本熊本县水俣湾发生了历史上首次重金属——汞污染重大事件,国际上立即对汞污染问题给予了高度重视,此后相关领域关于汞研究的成果也不断涌现。文中介绍了天然气中汞含量的变化和气类型判识的应用,并概述了岩石和土壤汞的含量变化;由于汞的高电离势和高挥发性,汞极易形成化合物,也易于从化合物中再还原出来,所以汞在不同物质中含量不一样,甚至在同类物质中的含量也会有明显差别,例如汞在天然气中含量为2.8～3000000ng/m3,在陨石中的含量为0.004～38.94μg/g,在变质岩中含量为2～3900ng/g之间,在火成岩中含量为4.5～1600000ng/g之间,在沉积岩中含量为0.005～2000μg/g之间,在土壤中含量为1～290ng/g之间。还指出汞在沉积、迁移和聚集的过程中形态变化十分复杂,因此物质中汞含量的变化规律也会因为汞的地球化学特性、深大断裂、岩浆活动、岩性及地貌等因素的变化而改变;随着人们环保意识日益增强,技术手段改进、仪器精度提高和汞研究领域不断拓宽,对汞含量在天然气中的变化规律的认识也会更加客观。