四川盆地北部中二叠世晚期“广元—旺苍”海槽特征及其油气地质意义

基于野外露头特征,结合区域构造背景,综合钻井及地球物理资料,利用宏观与微观观察、地球化学元素测试、总有机碳含量及镜质体反射率测定等对四川盆地北部中二叠统茅口组沉积特征进行研究。结果表明,在中二叠统茅口组沉积晚期,川北地区广元—旺苍一带存在一套富有机质的深水沉积,该套地层自北西向南东方向分布,厚10~30 m,以硅质岩、硅质泥岩等为主夹重力流沉积。硅质岩、硅质泥岩单层厚度薄、层面平整,富含硅质放射虫、海绵骨针及体小壳薄的腕足类生物化石,具有典型的深水海槽相沉积特征。地球化学测试硅质岩类中的铜、钴、钼、镍等元素含量以及镍与钴含量的比值等指标均指示此套沉积属深水还原环境下的产物,其TOC值为3.21%~8.19%,平均值为5.53%,具有良好的生烃能力。海槽南侧为较高能的台地边缘相区,沉积的主要是厚层块状泥-亮晶生物(屑)灰岩,有利于储集层的形成。茅口组沉积晚期,扬子板块西北缘勉略洋壳向北俯冲与“广元—旺苍”海槽的形成提供了内在动力条件。从该海槽的发育位置、沉积特征和形成动力来看,与前人提出的晚二叠世“开江—梁平”海槽相似,因此认为“开江—梁平”海槽在中二叠世晚期就已经具有雏形。

油气田开发项目多层模糊综合后评价研究

若进行油气田开发项目综合后评价的分析,结合油气田开发项目的特点,建立一套科学、实用、合理的综合后指标体系则是后评价的前提和关键。在油气田开发项目的综合后评价中,引入模糊评价法对油气田开发项目进行成功度评价,具有一定的可行性,因为这比使用简单的成功度评价法更能准确评价开发项目的成功程度。就油气田开发项目综合后评价指标体系的建立与模糊综合后评价做了初步的研究与尝试。

页岩水化微观作用力定量表征及工程应用

以四川盆地志留系龙马溪组和鄂尔多斯盆地三叠系延长组页岩为研究对象,从微观作用力的角度分析页岩水化机理,进行水合力的定量表征,并开展矿场应用。选取了与伊利石组成和性质都极为相似的白云母进行微观作用力测试。结果显示云母片在电解质溶液中的微观作用力主要包括DLVO(Derjaguin-Landau-Verwey-Overbeek)力和水合力。当电解质浓度较低时,测试曲线符合DLVO理论;但当电解质浓度大于临界值且云母片间距小于5 nm左右时,测试曲线完全偏离DLVO理论曲线,水合力开始占据主导作用。定量计算表明水合力强度随作用距离增加呈双指数型衰减。矿场应用表明,严格控制水相侵入并降低水合力强度是防塌钻井液体系设计的关键;压后焖井过程中充分利用页岩水化致微裂缝萌生、扩展可进一步改造页岩储集层。

裂缝性油藏大尺度可视化水驱油物理模拟实验

为了更好地认识裂缝性碳酸盐岩油藏的渗流机理,结合实际油藏地质特征设计制作了裂缝不充填和裂缝充填形式的2组大尺度可视化模型。采用油藏实际油样和相似地层水进行水驱油机理模拟实验。观测到由于裂缝性油藏非均质性的影响,水驱后残余油分布形式多种多样。其存在方式各有不同,主要形式有柱状、角隅状和膜状,每种残余油的形成机理也有所不同。结合实验结果,对2组可视化模型水驱油效率以及含水率变化规律进行了分析,发现与常规孔隙介质水驱油特征有明显差别。

页岩带压渗吸核磁共振响应特征实验研究

为进一步认识页岩气储层岩石中压裂液等外来流体的影响,选择四川某页岩气藏岩样完成了不带压和带压下渗吸核磁共振响应特征实验。结果表明,不带压自发渗吸过程中,岩样的T2谱曲线峰值增加、两翼扩展,从单峰特征变成了双峰特征,表明页岩岩样中的渗吸量随时间的增加不断地增加,并形成了新的孔缝系统,这与扫描电镜实验观察的渗吸前后孔隙结构变化结果一致。带压渗吸过程中,岩样的T2谱曲线表现为单峰特征,且基本上不发生变化;当卸载应力后完成不带压自发渗吸实验时,岩样的T2曲线表现出了与之前不带压自发渗吸实验观察一致的结果,这说明岩样上作用的应力影响页岩的渗吸特征。因此,在页岩渗吸实验评价及应用中应考虑应力敏感性的影响。

气藏中CO_2封存过程气水互溶特性实验研究

利用PVT装置开展了不同CO2含量下CO2-烃-水体系在不同条件下气水互溶特性实验,研究气藏注CO2封存过程中CO2-烃-水体系互溶规律。结果表明,相同温度压力下,随CO2的不断注入,气相中CO2含量和水蒸汽含量不断增加,液相中CO2在水中的溶解度越大,CH4溶解度越小,地层条件下CO2含量为68%物质的量的气样比CO2含量为23%物质的量的气样的CO2溶解度增加1.116%物质的量,而CH4的溶解度减小0.131%物质的量。CO2和CH4在水中的溶解度均随压力升高而增大,随温度升高而减小;在CO2临界点附近,CO2在水中的溶解度变化显著,40℃下CO2含量为23%物质的量的气样的CO2溶解度6～9MPa增加了0.138%物质的量,而9～12 MPa仅增加0.092%物质的量,且压力越大增加量越小。高温低压时受水蒸发作用影响,气相中CO2及CH4含量随温度升高急剧降低,随压力升高缓慢上升,当压力高于18 MPa后,气相中CO2及CH4含量基本保持不变。

稠油注空气低温催化氧化动力学实验

为提高埕北稠油油藏注空气采油过程的安全性,进行了注空气低温氧化实验,研究了温度和催化剂对稠油低温氧化过程的影响。基于Arrhenius方程,确定出了稠油在催化和非催化条件下的反应动力学参数—反应级数、频率因子和反应活化能。实验结果表明,3种催化剂的催化活性由强到弱依次为ZnL、MnL、FeL,反应温度越高,稠油的耗氧速率越高。同非催化氧化相比,ZnL催化氧化反应的反应级数由0级变为1级,反应活化能由92.385 k J/mol降至77.576 k J/mol。ZnL可显著提高稠油的耗氧速率,对保障注空气采油全过程的安全性具有重要意义。

缝洞型底水油藏开发动态数值模拟方法研究

缝洞型油藏表征单元具有多尺度性,无法直接采用基于连续介质力学的商业数模软件进行动态模拟。根据渗流力学和流体力学理论,针对缝洞型油藏储集体特征尺度的特性,建立了一种新的缝洞型底水油藏动态模拟模型。通过对中小裂缝、大裂缝和大型溶洞的特殊处理,实现了离散介质特性到连续介质模型中的叠加,提出一套适用于缝洞型底水油藏水淹动态的数值模拟方法。通过计算实例表明该方法是有效的、可行的。

迪那2气藏凝析水结垢规律实验研究

针对目前国内外对凝析水结垢规律认识不清的问题,采用自研的高温高压凝析水结垢量测试实验装置,通过正交实验方法,测试了高温高压条件下凝析水发生结垢反应前后成垢离子含量变化,研究了地层条件下凝析水离子变化规律以及CO_(2)对凝析水结垢的影响。实验结果表明:凝析水的蒸发导致凝析水中离子含量总体上升,随温度升高,非成垢离子含量升高,成垢离子含量只有在垢物析出时才开始下降,主要形成CaCO_(3)垢与CaSO_(4)垢,与实际井筒垢样全岩分析结果一致;压力降低使得水蒸发加剧,引起成垢离子含量增加,溶解在水中的CO_(2)逸出,其分压降低,易形成CaCO_(3)垢;CO_(2)对CaCO_(3)垢形成的影响存在临界值,对CaSO_(4)垢形成的影响无临界值。本研究可为生产现场井筒内凝析水结垢规律分析及防垢、除垢工艺技术优选提供支撑。

围压对碳酸盐岩储层饱和度指数影响实验研究

选取3组岩心,在对碳酸盐岩低渗透率气藏储层岩心建立不同含水饱和度的基础上进行不同围压条件下的电阻率实验测试,分析不同围压条件下岩心电阻率及饱和度指数n随不同围压变化的关系,探讨围压对岩心电阻率的影响机理。相同围压下,低孔隙度低渗透率碳酸盐岩孔隙度越大,饱和度指数n越小。低孔隙度低渗透率碳酸盐岩在低饱和度阶段电阻率随围压的增加而减小;中含水饱和度时,随着围压的增大电阻率先减小再略微增加;在高饱和度阶段,电阻率随围压增加略微增大。随着围压的增加,饱和度指数n减小,且随围压增大,饱和度指数变化幅度降低。该研究成果为室内碳酸盐岩岩电参数获取及实践中储量精确计算提供了依据。

超低渗透油藏超前注水开发效果分析及对策

长63油藏属超低渗低压油藏,天然能量较弱。超前注水后全面投入开发,投产初期单井产量低,含水率变化稳定,部分油井压力下降,部分注水井压力上升。研究认为:在目前井网条件下,部分井组井距过大,没有建立起有效的驱替压力系统,要形成有效驱替必须缩小井距;笼统注水使得注采层位不对应,造成油井产液量较低。通过研究,提出下步调整措施,即进一步细分层系,加密井网,缩小注采井间的距离。现场实施后效果显著。

延长油田南沟区块开发历史数据恢复及应用

延长油田南沟区块开发过程中主要记录了部分井的初期月产油量、现阶段日产油量和累计产油量数据,缺乏产水、压力及投产时间等部分数据,地下储量动用程度及压力场不明,给后期开发调整带来困难。依据油藏弹性能量开发递减规律,按照阿尔普斯递减模型,将各井累计产油量劈分到历史阶段,再利用油藏数值模拟,采取定产油量方法进行参数拟合、确定产液量,从而确定地层压力。通过部分资料井的检验证明恢复历史数据的有效性。利用恢复的历史动态数据和数值模拟剩余油分布,部署优化油藏开发方案,达到提高油藏开发效果目的。

东河CⅢ^1岩性段低渗透砂岩储层注水伤害实验研究

通过大量室内实验研究了东河CⅢ^1储层注水开发中的潜在伤害因素。实验结果表明，其潜在伤害因素较多、复杂。储层岩石表现出的弱速敏、中等偏强水敏的伤害特征；在清污混注过程中，注入水机械杂质粒径超标、粘土膨胀运移、无机盐结垢等因素是储层欠注的主要因素；1岩性段储层岩石表现出亲油性，克服毛管阻力所需的注水压力较高，也是储层欠注的关键因素。

凝析气藏衰竭开发地层凝析油饱和度研究新方法

常规PVT筒衰竭中没有考虑多孔介质的影响,西南石油大学利用超声波测饱和度技术推算地下凝析油饱和度,利用PVT和长岩心衰竭实验数据,通过质量守恒原理就可以推算地层下凝析油饱和度,且推算结果与数值模拟方法推算的相同条件下地层凝析油平均饱和度极为接近。

多井干扰试井技术在克深气田勘探开发中的应用

克深气田埋藏超深、地质条件复杂、地震资料品质差、气藏描述难度大,勘探开发面临世界级难题。为加深对气藏特征的认识,采用全气藏多井、多方位、长距离和正反相互干扰试井验证方法在克深气田多个气藏实施干扰试井,获取了准确的多井干扰数据。在对气藏地质研究的基础上,通过极值点法、调查半径法等多种方法,对干扰数据开展分析,并将全气藏数值模拟试井与实际干扰试井相结合进行研究。结果表明:已开发的克深2气藏内部干扰信号明显,连通性较好,天然缝网十分发育,在平面上无明显断层或优势裂缝,定量井间连通裂缝渗透率达到达西级别;处于勘探评价阶段的克深5和克深11气藏井间干扰信号明显,说明2个气藏连通性较好,证实为同一气藏,同时数值模拟试井显示2个气藏西部连通性优于东部。利用该技术实现了克深气田裂缝性气藏连通性定量化分析,对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏的高效勘探开发具有借鉴意义。

四川盆地东部涪陵地区上二叠统长兴组顶部风化壳特征及地质意义

四川盆地东部（文中简称“川东”）上二叠统长兴组近顶部非礁相地层尚未见暴露剥蚀现象的报道。文中以川东涪陵地区二龙口长兴组顶部非礁相地层剖面为例，综合宏微观特征、矿物学特征及地球化学特征等分析发现，在长兴组顶部存在厚3-7cm、垂向分带特征清晰的风化壳，自下而上可分为4层：泥晶生屑灰岩构成的基岩、微风化层、以富硅脱钙为特征的半风化层（由下至上分为3个微层：致密的半风化层、具晕圈的铁质夹层和疏松多孔的半凤化层）和以富铁为特征的全风化层（由下至上分为3个微层：橙红色富铁质层、杂色纹层状黏土层、红色富铁质表层）。风化壳中黏土矿物几乎全是伊利石，未见到强风化阶段的次生矿物如高岭石、三水铝石，氧化铁矿物富集，总体体现出中等风化的特征，对应于风化壳演化的富铁锰阶段。进一步分析发现，该风化壳之上的飞仙关组底部存在厚约80cm的泥页岩与灰岩韵律地层，并富含珊瑚、腕足类（欧姆贝）、苔藓虫及三叶虫等原位埋藏的典型二叠系宏体生物化石，反映了研究区在二叠纪末期曾发生抬升暴露；同时研究区长兴组野外露头和钻井岩心均发育较多垂直溶沟、溶洞等岩溶组构，并为离解的碳酸盐岩砂、角砾和碳质泥等混合充填，说明川东地区长兴组非礁相地层受到了表生岩溶的改造。川东地区二叠纪末期的海退事件不仅使台地区海水变浅，甚至长时间的大面积暴露，而且使长兴组碳酸盐岩普遍受到表生岩溶改造，甚至非礁相地层也可能被改造成为岩溶型储集层。这一结果不仅对二叠纪晚期海平面升降事件研究具有借鉴意义，而且指出了台地内受到表生岩溶改造的非礁相地层也可作为勘探有利区带，因而具有重要的勘探实践意义。

中国油气井掺纤维携砂压裂工艺技术新进展

加砂压裂是油气藏重要的增产措施,中国油气井掺纤维携砂压裂工艺技术是加砂压裂工艺技术体系中的新兴技术系列。近年来,油气井掺纤维携砂压裂工艺技术获得了较快发展,展现出较高的技术水平和实力,为油气勘探开发提供了更多的技术途径选择。通过分析,提出将掺纤维携砂泵注作业划分为裸眼充填泵注、尾锥泵注、深部泵注和全程式泵注4种类型,应用范例分析说明了其技术特色,其作用原理适应油气藏高效开发的特殊地质需求。在综合研究的基础上,对该技术的发展趋势进行了分析预测,有利于全面加快技术再创新,为该技术的继续完善指明了方向。

砾岩储集层聚合物驱油机理与控制因素实验研究

以克拉玛依油田七东1区下克拉玛依组砾岩储集层为研究对象,通过室内实验研究了物性、岩性、孔隙结构模态与聚合物驱提高采出程度的关系。通过核磁共振技术,建立了聚合物原油动用规律研究的实验方法,分析了砾岩油藏储集层聚合物驱过程中微观孔隙的动用规律。通过微观驱油实验,分析了砾岩油藏聚合物驱后各类剩余油的采出情况。研究表明,聚合驱主要驱替簇状剩余油、孤岛状剩余油,聚合物驱后孤岛状剩余油占总剩余油的比例最大;聚合物驱的过程中,由于砾岩复杂的孔隙结构及聚合物溶液的高黏特性,大油滴被剪切为小油滴,并部分被聚合物溶液拖拽出孔隙。聚合物驱提高采收率程度与岩心孔隙度、渗透率等之间的相关性不明显,与储集层的岩性、孔隙结构有关。不同岩性聚合物驱提高采收率幅度由大到小次序为:含砾粗砂岩>砂砾岩>不等粒小砾岩>细小砾岩;聚合物提高采收率程度与可动油饱和度呈现出二次抛物线关系。

大巴山—米苍山前缘地区油气主控因素及勘探有利区分析

通过对已发现油气与局部构造、有利沉积相带、断裂分布等关系的分析,结合储层物性、盖层厚度、封闭能力、成藏要素及录井资料统计,开展了大巴山—米苍山前缘地区成藏条件及其与油气富集主控因素研究,指出该地区下步勘探的有利方向,即有利沉积相带、断裂及裂缝发育带和构造高部位叠置区是该区油气最富集的地区。

层间矛盾对循环注气凝析气藏开发效果的影响评价

塔里木盆地某凝析气田经过12年循环注气开发,由于古近系和白垩系层间矛盾突出,导致凝析油采收率降低的现象日益严重。通过数值模拟研究发现气窜通道是高渗透层古近系,在地层压力低于露点压力后,大量凝析油析出滞留在低渗透层白垩系,大大影响凝析油采收率。同时建立四种方案来研究不同注气层段对开发效果的影响,通过对比发现在底部低渗透层实施注、采,凝析油采收率可达到最高,最大程度消减层间矛盾的影响。因此,该凝析气田中、后期的开发调整方向主要是针对低渗层的剩余油的挖掘。