基于生产数据传输的新一代川庆专网研究与应用

随着中国石油集团川庆钻探工程有限公司(以下简称川庆公司)在“十三五”规划期间推动“数字化转型、智能化发展”,国内外企业分支站点面临在更广地域开展业务、更多样化数据传输,势必要优化公司的网络传输结构,实现分支站点能够高效快速组网,安全稳定的网络传输渠道。通过软件定义网络技术升级川庆公司网络结构,专用网络将承载集团庞大办公网和生产网的数据传输,将有效提高川庆公司跨地域间的交流频率和办公效率,转控分离技术和可视化运维技术也将进一步优化公司的网络运维效率,从而实现提质增效,降低运营成本,川庆专网将助力川庆公司在数字化转型和智能化发展的科技创新。

深层富有机质页岩孔隙结构分形特征及其地质意义——以四川盆地威远地区下志留统龙马溪组为例

与中、浅层页岩不同,四川盆地南部地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层富有机质页岩经历了复杂的成岩作用,发育不同的孔隙结构,影响页岩气的赋存状态。为了探讨深层富有机质页岩的孔隙结构、分形特征及其对页岩气富集的影响,以该盆地南部威远地区龙马溪组页岩为研究对象,综合运用有机碳分析、X射线衍射、高分辨率扫描电镜和低温氮气吸附等测试手段,定量表征研究区深层富有机质页岩储层的基础参数及其孔隙结构特征;并运用FHH分形理论,结合低温氮气吸附实验,计算页岩孔隙分形维数,讨论孔隙结构的影响因素及其地质意义。研究结果表明:(1)研究区龙马溪组深层页岩有机质含量(TOC)高,平均值为2.04%,石英等脆性矿物含量占38.00%~73.00%;(2)龙马溪组深层页岩储层普遍发育墨水瓶状有机孔、狭缝型或平板状无机孔等,BET比表面积介于1.252~28.676 m^(2)/g,BJH孔体积介于0.013 192~0.063 874 cm^(3)/g;(3)深层页岩孔隙分形具有明显的分段性,分形维数D_(2)>D_(1),孔隙结构受页岩组成控制,分形维数受控于比表面积和孔径,且与TOC密切相关;(4) LM1—LM3笔石带沉积的富有机质硅质页岩TOC高、分形维数D_(1)和D_(2)值大,介孔BET比表面积和BJH孔体积最大,既有较多的气体吸附位点赋存吸附气,又有良好的孔隙空间贮存游离气,是深层页岩气富集的“甜点段”。结论认为,综合页岩品质参数和分形维数特征可有效评价页岩气富集的“甜点段”,并对实现深层页岩气的增储上产具有现实的指导意义。

地震勘探技术在石油地质勘探中的应用及发展

石油地质勘探与常规的地质勘探不同,其勘探工作的开展需要兼顾到油气资源的探明分析。因此,在实际的勘探中需要结合相关专业技术进行勘探,文章在此基础上论述了地震勘探技术在石油地质勘探开发中的应用,希望对实际技术应用有所帮助。

川西南筇竹寺组页岩气复合地质导向方法研究

目前针对川西南寒武系筇竹寺组页岩气的勘探已取得可喜的油气成果,揭示了筇竹寺组页岩气藏具有良好的勘探开发前景。文章总结富气页岩储层地质的测井响应特征,利用岩心刻度、元素录井、岩屑伽马能谱录井、随钻测量等方法建立了岩石组分含量、孔隙度、有机碳含量和含气量、脆性随钻评价模型,形成了一套适用于筇竹寺组页岩气储层的复合地质导向方法,并在川西南地区筇竹寺组页岩气勘探中取得了良好的应用效果。

页岩气析出过程中的H同位素分馏及地质意义

通过长时间储层温度下页岩气现场解吸实验,揭示页岩气析出过程中气体赋存状态变换与气体组分及甲烷H、C稳定同位素的关联性。结果表明,与解吸气甲烷C同位素(δ^(13)C_(1))早期变化幅度较小、后期持续变重的现象不同,甲烷H同位素(δD(CH_(4)))具有先变轻后变重的规律,且在解吸至40%~50%阶段后与δ^(13)C_(1)变重同步。依据δD(CH_(4))变化规律及页岩含气性、气体渗流特征,可将页岩气析出过程划分为游离气压差渗流、游离气渗流–吸附气解吸扩散共存和吸附气解吸扩散3个阶段:阶段Ⅰ裂隙及基质孔隙中的游离气在压差作用下渗流,产出页岩气的δD(CH_(4))和δ^(13)C_(1)基本不变;阶段Ⅱ游离气渗流与吸附气解吸扩散共存,质量较轻的12CH_(4)优先脱附,吸附气的补给使产出气体的δD(CH_(4))显著变轻(变轻4‰~10‰),而δ^(13)C_(1)变轻的现象不显著;阶段Ⅲ析出的气体主要来自吸附气解吸,受吸附–解吸和扩散作用的共同影响,产出气体的δD(CH_(4))(变重15‰~20‰)和δ^(13)C_(1)(变重21.9‰~32.9‰)显著变重。δD(CH_(4))对页岩气析出过程气体赋存状态变换的响应比δ^(13)C_(1)更敏感和有效,因此有望建立一种基于页岩气析出过程中δD(CH_(4))变化规律预测页岩气产量的定量评价方法。

超深地层井壁失稳理论与控制技术研究进展

超深地层是我国油气勘探开发的重要领域,但因超深地层复杂地质环境导致的井壁失稳已经成为制约超深地层油气资源动用的重大技术难题之一。为此,从地质和工程2个方面系统总结分析了超深地层井壁失稳机理,进而分析了超深地层岩石物理力学实验及本构方程、地应力测量与地层压力预测等地质力学参数评价技术,并探讨了超深地层井壁稳定性评价理论与控制技术的研究进展,最后提出了促进超深地层钻井理论技术发展的建议。研究结果表明:①加强还原超深地层环境的岩石物性、力学和物理模拟实验研究,耐高温高压地应力和井筒压力测量仪器研发,是认识超深地层极端环境下岩石与地质力学特性的关键;②高温高压条件下的多场耦合岩石力学理论是构建超深地层井壁稳定性评价技术体系的基础;③攻关融合超深地层钻井的大尺寸多开井身结构设计、抗高温高压钻井液体系、防漏堵漏工艺与材料、精细控压钻井理论与工具等井壁稳定控制技术是实现超深井钻井提质增效的前提。结论认为,超深地层井壁失稳理论与控制技术的发展不仅推动了我国油气钻探朝着超深地层进军,还有力推动了深地工程科学考察、超深层油气勘探开发理论与装备的迭代与升级。

石油勘探中地质勘探技术的应用探究

本篇文章介绍了现阶段新型的地质勘探技术,再以多波地震勘探技术为例对该项技术在石油勘探中的应用进行研究,为今后地质勘探技术在石油勘探中的优化使用提供借鉴和参考。

阿姆河右岸中-下侏罗统烃源岩地球化学特征及其沉积环境研究

阿姆河盆地是中亚地区天然气资源最丰富的盆地。阿姆河右岸区域的主力烃源岩存在于中-下侏罗统的煤系地层中,但烃源岩的地球化学特征、有机质来源及沉积环境还需进一步明确。本文以阿姆河盆地右岸地区侏罗系烃源岩为对象,在利用烃源岩样品开展系统的地球化学测试的基础上,对样品有机碳、镜质体反射率、饱和烃与芳烃气相色谱及有机碳同位素等数据进行了分析。结果表明:1)阿姆河右岸中-下侏罗统烃源岩的有机质丰度及生烃潜力较高,有机质类型以Ⅱ_(1)与Ⅱ_(2)型为主,存在少量Ⅲ型干酪根,烃源岩整体处于成熟—高成熟阶段;烃源岩以生油为主,兼生气。2)阿姆河右岸中-下侏罗统烃源岩大部分沉积于高盐度的强还原环境,少数沉积于低盐度氧化环境中。3)阿姆河右岸中-下侏罗统烃源岩中有机质母质的来源主要为低等浮游生物,部分有机质来源于高等植物。

川南页岩气区块固体酸解卡液溶蚀率的室内研究

川南页岩气水基钻井液井段易发生的卡钻中泡酸解卡成功率较高,而液体强酸属于危化品,运输和使用存在限制条件,增加泡酸解卡的时间。通过对复合酸溶蚀率的性能评价,其18%浓度溶液对灰岩或页岩的溶蚀率能够达到相同浓度盐酸溶液的75%以上,能够满足现场泡酸解卡作业的性能要求,减少卡钻处理时间。

四川盆地中北部DB1井区灯影组四段沉积相及储层特征

四川盆地中北部(川中北部)灯影组四段(灯四段)储层岩性复杂,非均质性较强,限制了灯影组四段气藏的勘探。为了进一步深化川中北部DB1井区的沉积相及储层特征认识,通过钻井岩心及薄片资料的观察,并结合测井、录井、物性测试以及钻探成果等资料的综合分析,对川中北部DB1井区灯四段沉积相及储层特征进行研究。结果表明:研究区灯四段主要发育台地边缘和局限台地2种沉积亚相,进一步可识别出藻丘、颗粒滩和滩间海等沉积微相,其中藻丘微相主要发育藻凝块云岩和藻叠层云岩,颗粒滩微相主要发育砂屑云岩,滩间海微相主要发育泥晶云岩和粉晶云岩;藻丘和颗粒滩沉积主要发育在台缘一侧,向台内藻丘和颗粒滩沉积逐渐减少,以滩间海沉积为主;藻丘发育呈纵向叠置特征,横向延伸较近,且集中发育在灯四段上亚段,单体厚度较大,下亚段发育较少且厚度较薄;储集岩类型主要为藻凝块云岩、藻叠层云岩和砂屑云岩,储集空间主要为藻黏结格架孔、粒间溶孔和晶间溶孔;研究区岩心孔隙度分布在2.02%~6.03%,总体平均孔隙度为3.11%,岩心渗透率分布在0.00704~9.78 mD,总体平均渗透率为0.69264 mD,整体物性具有低孔特低渗透特征,部分样品由于受到裂缝的影响呈现低孔高渗透特征。

四川盆地公山庙油田中侏罗统沙溪庙组一段致密油藏流体渗流特征

针对致密油藏岩石孔隙结构复杂、流体渗流阻力大、油气产量低、开发效益较差等问题,以四川盆地中部地区(简称“川中地区”)公山庙油田中侏罗统沙溪庙组一段低渗透、特低渗透致密砂岩油藏为例,在储层岩石润湿性实验基础上,开展了流体低速渗流实验、恒速水驱油实验和自发渗吸实验等多项研究。研究结果表明:①川中地区公山庙油田沙一段致密油藏的储层岩石总体上呈弱亲水性特征,在完全饱和地层水条件下的水相渗流曲线为一条直线,且经过坐标原点,地层水单相渗流符合达西定律且不存在启动压力或启动压力梯度。②在通过油驱水建立束缚水饱和度的条件下,岩石孔隙表面吸附的水膜降低了油相渗流通道,两相渗流存在贾敏效应,增加了油相渗流的附加阻力。油相低速渗流曲线不过坐标原点,存在启动压力或启动压力梯度;储层岩石的渗透率越低,启动压力或启动压力梯度越大。③驱替速度和岩石渗透率对水驱油效果有较大影响,在较高的驱替速度下,注入水在大孔道中发生指进和沿裂缝发生水窜是造成水驱油效率降低的主要原因。④岩石渗透率对渗吸驱油效果有显著影响,且裂缝样品的渗吸驱油效率大于基质样品的渗吸驱油效率。⑤对致密油藏实施大规模压裂改造,所形成的高渗透缝网可有效降低流体渗流的启动压力或启动压力梯度,再辅以单井吞吐(水油渗吸交换)的开采方式,这种组合是保证致密油藏长期稳产的重要技术措施。研究成果对致密油藏以及页岩油的开发具有重要的借鉴意义。

川中秋林地区沙2段致密砂岩地震预测在水平井地质导向中的应用

四川盆地中部秋林地区侏罗系中统沙溪庙组沙2段主要为三角洲平原-前缘沉积,具有明显的辫状河三角洲特点,水下分流河道砂体发育,河口坝欠发育,厚度一般较薄,气层分布存在着较强的非均质性,水平井开发难度较大。为了提高致密砂岩气藏储层钻遇成功率,提出了将三维地震资料解释成果应用到水平井地质导向的技术方法。其中,合成记录标定和精确时深转换是预测砂体埋深的有效手段,地震波形分析和地震反演是预测砂体展布的有效手段,确保了水平井井眼轨迹在砂体中穿行。实践证明,地震预测技术有效指导了水平井钻井,为川中秋林地区致密气的高效开发提供了技术保障。

川中古隆起南缘龙马溪组富有机质页岩沉积主控因素

四川盆地处于扬子准地台上偏西北一侧,是扬子准地台的一个次级构造单元,在印支期已具备盆地的雏形,后经喜马拉雅运动全面褶皱形成现今的构造面貌。大的构造分区包括川东南拗褶区、川中古隆起区和川西北坳陷区。研究区块主要位于川中古隆起南缘斜坡低陡褶带,在周边黔中隆起与川中古隆起的阻隔下,处于相对较低的位置,龙马溪组鲁丹期处于深水缺氧的外陆棚沉积环境中.

石油地质与录井的相互影响与协调研究

在我国的石油资源开采中,基于石油资源开采的环境影响以及资源深藏地下的资源特征,因此石油开采工作一般会存在一定的开采问题和困难情况,而为了有效提高油田勘察效率和开采质量,将开采中的影响降至最低,就需要不断发展新型的勘探技术。地质录井技术作为一种新时代产物,逐渐在石油勘探工程中得到广泛的应用。通过使用地质录井技术,能够协助勘探人员及时掌握地下储油的状况,促使相关工作人员工作效率的有效提升。

渝西区块深层页岩非均质性特征研究

为充分了解渝西区块深层页岩的非均质性特征,本文研究以五峰组—龙马溪组为例,首先从岩相非均质性和储层宏观参数非均质性角度出发,开展渝西区块深层页岩宏观非均质性特征分析,从纹层非均质性、矿物组成非均质性、孔隙非均质性等角度出发,开展渝西区块深层页岩微观非均质性特征分析,最后开展储集层参数对比分析工作。研究表明:渝西区块五峰组—龙马溪组从纵向上,随着层位自上而下,五峰组—龙一11小层储层品质最佳,对渝西区块五峰组—龙马溪组进行横向分析发现,对于储层参数而言,其与构造类型之间的关系相对较小,其主要与构造所处的位置有关;对于该区块深层页岩而言,脆性矿物的含量高于周边其他区块,深层页岩的含气量相对较高。本研究可以为充分了解渝西区块深层页岩非均质性特征以及推动深层页岩气的开发奠定基础。

四川盆地大足地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气储层特征与分布规律

上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层(3500~4500 m)页岩气已成为四川盆地海相页岩气勘探的主领域。位于川中隆起南缘的大足地区构造平缓,断裂不发育,但页岩储层纵横向非均质性强,开发井生产效果与现有储层评价结果存在较大差异。为此,利用测井、岩心分析化验资料,结合大足地区古地貌研究成果,对该区五峰组—龙马溪组页岩开展精细地层对比,建立了适用于“大面积、连续型”甜点区的储层评价方法,明确页岩储层的纵横向展布规律。研究成果表明:(1)五峰组—龙一1亚段沉积厚度受3个古地貌单元控制,整体呈现出南厚北薄的特征,五峰组—龙一_(1)^(1)小层的沉积中心位于古地貌单元Ⅲ北部;(2)储层展布规律与地层展布规律具有差异性,古地貌单元Ⅱ中五峰组—龙一_(1)^(1)小层Ⅰ类储层总厚度高于古地貌单元Ⅰ和Ⅲ;(3)古地貌单元Ⅱ是大足地区最有利开发区域,古地貌单元Ⅰ具备产能接替区开发潜力。研究成果丰富了大足地区晚奥陶世—早志留世富有机质页岩厚度与优质页岩气储层展布规律认识,为川中隆起南缘近剥蚀区五峰组—龙马溪组页岩气效益开发提供了新的储层评价方法与勘探目标优选思路。

录井岩屑全自动清洗设备自动取样系统的研究

钻机钻井中将产生大量岩屑,能够根据岩屑检验结果,掌握地层信息、油气储层深度与位置,需提高岩屑取样质量,作为评估与探索油气层的材料与依据,进而调整钻探方向。因此,本文简要分析岩屑全自动清洗设备取样关键技术,分析自动取样需求,以此为基础,根据系统总体设计,提出详细设计方案,从而为相关工作者提供参考,精准获取岩屑样品。

四川盆地东南缘志留系古油藏特征及其油气勘探意义

为明确四川盆地周缘志留系碳酸盐岩油气成藏特征,通过地表地质和地下地质相结合,应用岩相学和有机地球化学手段,对四川盆地东南缘下志留统石牛栏组礁滩相沉积特征和古油藏进行了精确刻画和深入解剖,认识到石牛栏组由3个向上变浅的沉积旋回构成,其中第三个旋回在林滩场-良村-丁山构造一带发育有台地边缘生物礁滩相沉积,礁滩相储层内部沥青发育,为礁滩型岩性古油藏,但古油藏分布较零星、规模较小,恢复古油藏量约为6.62×103t。古油藏的油源主要来自于震旦系古油藏原油逸散跨层充注,但可能存在志留系烃源岩的生烃充注。古油藏的形成和破坏过程如下:震旦系古油藏遭受破坏,原油充注到石牛栏组,形成古油藏(晚三叠世—早侏罗世)—持续深埋,原油裂解,形成古气藏(中侏罗世—中白垩世)—褶皱及快速隆升作用,古气藏遭受破坏(80 Ma至现今)。川东南地区志留系油气勘探前景不容乐观,而川东-渝东地区将是志留系最为有利的勘探地区。

四川盆地高石梯—磨溪地区灯四段岩溶古地貌恢复及地质意义

基于四川盆地高石梯—磨溪地区三维地震和钻孔资料,论证并选取龙王庙组顶—寒武系底界印模地震厚度来表征震旦系灯影组四段岩溶古地貌。灯四段岩溶古地貌可进一步划分为岩溶台面、斜坡和叠合斜坡3种地貌单元,且不同地貌单元具有不同的古水文条件,进而控制了岩溶作用强度和储集层质量差异。其中,叠合斜坡区域溶蚀作用最强,发育较大型的溶沟、溶洞系统,其储集空间主要为蜂窝状溶蚀孔洞,质量最好;台面斜坡溶蚀作用有所减弱,发育较小型的溶沟、溶洞系统,储集层质量相对变差;岩溶台面区域溶蚀作用最弱,主要发育小型花斑状岩溶系统,储集空间多为针孔—较小的溶蚀孔洞,整体质量相对较差,局部也存在质量较好储集体。结果表明,除高勘探程度的西部台缘带外,台内勘探程度较低的台面斜坡也可作为灯四段有利勘探区带。

四川盆地下志留统龙马溪组底部界线研究

针对下志留统龙马溪组底部界线划分问题,在前人研究的基础上,通过对四川盆地及周缘地区的野外剖面和钻井岩芯的宏观与微观观察以及对录井、测井、分析化验等资料的分析,发现龙马溪组底部界线上下地层具有以下特征上的差异:五峰组顶部灰质含量较高,腕足类化石丰富,测井曲线上表现为低伽马高电阻率,TOC值较低,矿物组分中方解石含量较高;而龙马溪组底部不含灰质,不含腕足类化石,笔石化石丰富,测井曲线上呈高伽马低电阻率,高黏土和石英含量,TOC出现峰值。研究认为检测灰质含量和对比电测曲线是现场划分龙马溪组底界最快捷和准确的方法,能为四川盆地龙马溪组页岩气勘探提供一定的理论基础。