海安油田袁家断块阜三段储集层宏观非均质性研究

储集层的非均质性对油田注水开发的效果及剩余油的分布影响较大,结合测、录井及剖面测试等资料,从层内、层间、平面3个方面对袁家断块阜三段储集层宏观非均质进行系统研究。结果表明:垂向上表现为较厚的E_1f_3^(1-1)、E_1f_3^(2-4)小层内部发育不同类型的韵律性特征及泥质、钙质2类夹层,导致厚层层内非均质性严重,并在吸水、产液剖面上体现出差异性;层间砂体连通性较好,隔层发育稳定,层间渗透性差异明显。平面上E_1f_3^(2-4)小层岩性变化导致较强的平面非均质性。垂向上砂体的韵律性变化和夹层的发育易形成物性分隔油藏导致的剩余油富集。

川南地区筠连区块乐平组煤层气成藏条件与成藏模式研究

通过系统收集、分析已有煤矿、煤层气勘探及最新煤层气生产资料,对影响筠连区块煤层气富集的煤层厚度、煤层埋深、构造、沉积等诸多因素进行研究.构造及沉积共同控制了向斜-水动力封堵型成藏模式及逆断层-岩性封堵型成藏模式,认为埋深较大、地下水滞留区及封闭条件较好的向斜轴部与逆断层下盘为下一步煤层勘探开发的有利区域.

苏北盆地ZJ探区页岩油藏勘探评价实践与认识

苏北盆地常规油气资源较为匮乏,非常规领域勘探程度低,综合地震、岩电、试油等资料,利用物化分析、井震多维解释等手段,从烃源岩和储层特征入手,认识到ZJ探区阜宁组二亚段和泰州组二亚段广泛发育2套源储一体式的页岩油藏,油藏整装且资源量丰富;探索形成了一套地质工程一体化评价技术体系,从源岩品质、储层品质和工程品质综合评价页岩油藏特征,创新利用“岩、电、震”手段综合识别辉绿岩,精准刻画其空间展布特征,划分3种油藏类型,全过程指导钻井压裂试油,并通过老井复查,实现了页岩油藏纵横向上的全方位突破,4口井/7层获高产油流,初步圈定有利面积70 km 2,资源量超亿t,对浙江油田乃至整个大南方非常规资源勘探具有重大意义。

生物技术在油田污水处理中的应用

本文总结和分析了油田废水的产生原因和基本特性,探讨了油田废水处理中的重点应用技术,总结了生物处理技术在处理油田污水中的重要意义和发展趋势。

蜀南地区高煤阶煤层气生产潜力研究

评估煤层气井的生产潜力是实现经济效益开发的关键环节。以蜀南地区投产时间大于3年的煤层气井排采资料为基础,运用数值模拟等方法分析地质、工程因素对气井产能的影响,指出地质因素中含气量、煤层厚度、地解压差、渗透率和工程因素中压裂施工排量、加砂量、施工曲线形态7个指标共同主导着产量的走势;在此基础上,运用灰色关联分析和模糊数学评判法量化各指标对产能的影响程度,并用双因素法对气井进行分类,预测了该区气井生产潜力,得到的结果与生产动态吻合性高。

中扬子地区五峰组—龙马溪组页岩气成藏关键地质因素

中国南方中扬子地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组具有较好的页岩气勘探前景,但目前对于该区复杂的地质条件及页岩气勘探开发潜力的认识尚不够全面,制约了其勘探成效。为了揭示该区五峰组—龙马溪组页岩气富集的主控因素,以单井储层综合评价为基础,结合钻井、测井、岩心、露头及分析测试数据,对五峰组—龙马溪组黑色页岩的沉积环境、储层发育特征及保存条件等页岩气关键富集条件进行研究,并与四川盆地焦石坝和长宁等页岩气主产区块进行对比。研究结果表明:①该区富有机质页岩段形成于五峰组—龙一3亚段沉积期,为深水陆棚沉积,厚度介于15~39 m,由南至北逐渐增厚;②优质页岩段储层岩石相类型以硅质页岩相为主,孔隙度介于1.60%~7.44%,储集空间以有机孔为主、连通性较好,总有机碳含量高,有机质类型为腐泥型—偏腐泥混合型,热演化程度高,含气性较好,可压裂性好;③当阳复向斜内地层保存较好、产状平缓、断裂发育少、顶底板厚度大且分布稳定,页岩气保存条件较好;④较之于长宁、焦石坝等区块,中扬子地区具有埋藏深、两向应力差较大和地层压力系数较低的特点。结论认为,该区五峰组—龙马溪组具有较好的页岩气富集条件,具备进一步开展勘探工作的潜力;但其高应力差、大埋深和相对较低的压力系数也给后期的页岩气经济开发和规模上产带来了挑战。

页岩气地震地质工程一体化技术的应用

为满足页岩气勘探开发的需求,根据地震资料横向分辨率高、所含信息丰富的优势,探索其在"甜点"预测及综合评价、水平井位设计及优化、钻井跟踪、钻后分析(包括压裂方案设计)等阶段中应用,充分发挥地震资料的优势,落实"甜点"区,部署、优化井位,提高井筒完整性及优质储层钻遇率,进而为提高单井产量奠定基础。

川南地区乐平组煤层含气量定量评价方法

川南地区乐平组煤层非均质性强,测井响应特征复杂,给煤层含气量评价带来很大挑战。为了定量评价煤层含气量,基于现有煤层含气量预测方法,结合川南地区筠连区块煤心实验室分析资料,通过线性回归优选影响含气量的测井敏感参数,对相关性小的参数构建复合参数,提高相关系数。分别建立基于兰氏方程和多元回归方法的含气量预测模型。预测结果与实验室测量值对比表明,2种模型在该研究区均适用,但吸附模型预测含气量更准确。

四川盆地志留系龙马溪组优质页岩储层特征与开发评价

随着页岩气国家级示范区的建设,中国页岩气进入规模开发阶段;到2016年12月,长宁-威远、昭通和涪陵国家级页岩气示范区实现年产气量79×10~8 m^3,到2030年页岩气规划年产量达到(800~1 000)×10~8 m^3,展现出良好的发展前景。四川盆地龙马溪组地层厚达300m左右,进一步识别出优质页岩段,评价优质页岩储层特征是开发阶段的首要任务。依据笔石带特征和沉积相演化,将龙马溪组划分为龙一、龙二2个层段;志留纪早期深水陆棚沉积环境控制了优质页岩的空间分布,岩心观察识别出龙一段底部黑色炭质页岩和硅质页岩是优质页岩发育的有利岩相,优质页岩具有高有机碳含量、高脆性矿物含量、高含气量的特征;优质页岩段地质储量丰度集中,平均储量丰度达到1.85×10~8 m^3/km^2,是页岩气规模化开发的有利层位。

页岩气未开发区单井可采储量评估方法

页岩气作为非常规气藏,储量评估结果受地质特征和工程因素的双重影响。已开发区在产井的单井最终可采储量(EUR)通常根据产量递减规律直接评估。北美页岩气勘探开发实践表明,同一地质区带内,在相似的钻完井技术条件下,不同年度完钻井的单井最终可采储量的统计分布具有可重复性,其累积概率曲线通常服从对数正态分布。因此,可以选取生产时间较长、评估结果较为准确的在产井作为类比井,分析其单井最终可采储量的统计分布规律,用于类比评估未开发区单井最终可采储量。实际工作中,需要根据已开发区的非均质性(P10/P90),结合地质特征与工程因素的差异将在产井划分为不同区带,建立不同分区的单井最终可采储量概率统计分布图版,类比评估与在产井相邻的、钻完井技术条件相似的未开发区单井最终可采储量。未开发区单井最终可采储量取值方法包括Swanson法、P^法和修正系数法等,各种取值方法应用条件有差异,应根据勘探开发进展和认识程度合理选值,为项目决策提供可靠依据。

页岩气井EUR评价流程及影响因素

EUR是页岩气藏开发的基础,规模效益开发的前提条件。具有纳米尺度的孔隙特征、多重运移机制和“非定压、非定产”的生产模式导致其流动特征复杂和EUR评估存在较大的不确定性。为了降低EUR评价的不确定性,在文献调研的基础上探讨了页岩气井现有七大类EUR计算方法的适用性。结合国内页岩气的开发特征,建立了一套综合考虑数据质量、流态和输入参数等不确定性因素,以生产历史为检验标准的EUR计算方法优选评价流程。最后基于优选的模型,采用蒙特卡洛方法和主成分分析法评价了EUR的主要影响因素,即优质储层的钻遇体积、原始地层压力和改造程度。