川中油气矿方井积液治理措施研究

川中油气矿的井口方井普遍存在积液现象,积液来源主要分为自然降水和井壁渗漏.方井形成积液后,若未及时排出,将对井口装置造成腐蚀,严重影响设备使用寿命,并对生产作业造成不便.文章对川中油气矿的方井积液基本现状进行了调研,分析了现有的排液措施,并制订出"直接排液+自动排液+太阳能供电+农电"的排液方案,并开展现场试验,对试验方案进行优化改造.试验验证,该方式能有效的解决方井积液问题,保证了井口设备的正常运行,提升了生产现场的综合管理水平.

川中低渗油气田开采新工艺应用评价

川中磨溪气田是一个含边水、低渗、含硫的视孔隙性的整装气田,强腐蚀性一直以来制约着天然气的生产;而油藏具有特低孔渗、裂缝性和强烈非均质性,一般采用衰竭式开采,压力降低较快,采出难度增加,采用挤凝析油解堵、小泵深抽、玻璃钢油管防腐、渗吸注水二次采油、化学清防蜡等一系列配套的新工艺、新技术和工具后,较大地提高了原油采收率,增产效果显著。

川西前陆盆地的发展演化、地层充填及其对油气成藏的意义

前陆盆地构造位置重要、油气资源丰富,是盆地分析和油气勘探的重要领域。为此,利用构造、沉积及钻井等资料,综合研究了已经成为四川盆地天然气勘探的重要领域的川西前陆盆地的发展演化、地层充填及其对油气成藏的意义。结果表明,川西前陆盆地发展始于印支运动的卡尼期而终于喜山期;盆地的发展在各个时期表现出极大的差异性:沉积沉降中心的迁移、构造应力场的变化、构造格局的变化。上述三方面的差异性决定了川西前陆盆地天然气藏的生、运、聚、保条件。该区油气藏主要受前陆盆地形成过程中的坳陷和隆起带控制,燕山期形成的绵竹—盐亭隆起带、邛崃—新津隆起带是油气聚集的有利地区,也是川西前陆盆地油气勘探的主要区带。

威远—安岳地区下二叠统古地貌恢复及其油气富集关系研究

威远—安岳地区下二叠统碳酸盐岩岩性致密,生产资料显示气藏储层段与岩溶、裂缝密切相关,古地形地貌是控制古岩溶发育与分布的主要因素,恢复该地区古地貌并研究古地貌与油气富集关系有助于指导下一步油气勘探。在研究古地貌恢复方法的基础上,分析钻井、测井、地震资料及区域构造史,最终选用印模法恢复出了该地区下二叠统古地貌。研究表明,古岩溶残丘和古岩溶陡坡是勘探的有利区域,古沟槽亦是勘探中应重点兼顾的区域,古岩溶缓坡和古岩溶台地是勘探不太理想的区域。

川中北部磨溪—高石梯地区地层水特征及其油气地质意义

川中北部磨溪—高石梯地区是四川盆地天然气的主要产区,但该区地层水特征及其油气地质意义方面的研究比较薄弱。基于油气运移聚集理论,在分析地层水的离子组成、化学参数、氢氧同位素等特征的基础上,揭示了地层水特征与油气聚集的关系。结果表明:龙王庙组、长兴组、雷一1亚段和须家河组的地层水均以CaCl_(2)型为主,嘉二段以CaCl_(2),MgCl_(2),Na_(2)SO_(4)等3种水型为主。雷一1亚段和须家河组地层水的矿化度高,龙王庙组次之,嘉二段和长兴组的矿化度低。5个产层地层水的钠氯系数为0.3~0.8,镁钙系数为0.1~0.5,其中嘉二段脱硫系数最大(大于2),龙王庙组脱硫系数为0.2~0.5,长兴组和雷一^(1)亚段脱硫系数相当,为0.1~0.8,须家河组脱硫系数为0。川中北部地区天然气保存条件较好,须家河组封闭性最好,岩-水作用强,嘉二段封闭性最差,岩-水作用弱。

川中南部地区中三叠统雷口坡组顶部古岩溶储层研究

川中南部地区中三叠统雷口坡组沉积后,存在一个抬升剥蚀阶段,与上覆上三叠统须家河组成区域性平行不整合接触。通过岩心观察和薄片鉴定,可确定该工区在退后生期有岩溶作用,主要表现为岩溶角砾岩、去膏化、去白云石化、硅化和溶孔、溶缝的形成,还可见渗流带的产物—渗流豆石。通过对δ13C、δ18O、87Sr/86Sr比值等地球化学指标的分析,发现雷口坡组顶部存在一个地球化学跃变带,与典型古岩溶界面的地球化学特征可以类比。测井解释表明,该工区古岩溶局部发育。但雷口坡组顶部原有的大部份溶蚀孔洞缝被后期成岩作用破坏(被泥质不同程度充填),影响了油气的运移和聚集。通过分析认为,应对该层位进行加深研究,对保存较好的,但目前勘探程度较低的古岩溶有利区块地区加以重视。

电镜扫描在碎屑岩储层粘土矿物研究中的应用

以电镜扫描为主要手段,通过对南充构造上三叠统须家河组砂岩储层中粘土矿物的显微分析,直观地展示了储层中粘土矿物在电镜扫描下的形态、产状等方面的特征。研究了储集层中粘土矿物的类型、含量及其在电镜扫描下的空间分布特征。探讨了粘土矿物的含量、类型及其在储层孔隙中的产状对储层物性的影响,以及粘土矿物对储层损害的影响。初步展示了电镜扫描在碎屑岩油气储层粘土矿物分析研究中的意义及其应用前景。

米仓山山前带油气成藏地质条件分析

通过对四川盆地北部米仓山山前带的油气成藏条件进行分析研究,认为研究区具有下寒武统—下侏罗统多套烃源岩层系,烃源条件充足;二叠系—侏罗系存在多套储集层段,储集体发育;侏罗系广泛分布的区域性盖层以及各储集层顶部的直接盖层,可对油气起到有效的封盖作用;油气运聚受古构造格局及断层、裂缝系统控制;区内具有形成丰富圈闭的条件,可供钻探目标多。综合认为:研究区油气成藏地质条件总体上较为有利,具备形成大中型气田的有利条件。

成岩作用对致密砂岩储层物性的影响——以川中地区上三叠统须四段气藏为例

川中地区上三叠统须家河组四段砂岩是四川盆地内的天然气储层之一,该碎屑岩储层具有低孔隙度、低渗透率的特点。在对该区上三叠统须家河组气藏宏观沉积特征研究的基础上,采用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及X射线衍射等方法,对该气藏储层的成岩作用及其对储集物性的影响进行了探讨,建立了该区致密砂岩成岩作用序列以及孔隙演化模式。研究结论如下:①随压实作用的不断增强,孔隙度呈持续下降的趋势;②成岩作用对致密砂岩储集层的影响具有双重性,压实作用、胶结作用使得砂岩孔隙度降低,而溶蚀作用则增加了孔隙度;③该区的孔隙构成主要是环边绿泥石剩余原生粒间孔以及溶蚀形成的长石、岩屑粒内溶孔,泥质杂基溶蚀粒间孔,伊利石黏土中微孔以及由压实压裂、压实滑动和构造动力所形成的微裂缝孔;④勘探中既要注意机械压实作用、压溶作用对储层的负面影响,同时也要重视成岩早期环边绿泥石胶结物形成、碎屑(主要是长石)及其填隙物溶蚀作用等有利因素。

川东开江古隆起区石炭系气藏成藏机理剖析

川东地区是四川盆地稳定地块中的相对构造活动带,区内发育10排高陡构造带,其中主要的含气构造带位于开江古隆起区。川东获得天然气探明储量占全川近60%,使川东尤其是开江古隆起区成为四川乃至全国天然气的主产区。文中着重剖析了形成于开江古隆起区的3类石炭系成组气藏的成藏机理,指出开江古隆起的早期成藏及石炭系丰富的气源为现今大气田和成组气藏的形成奠定了坚实基础;位于开江古隆起顶部的大天池为最有利的富气构造带;继承非均质成组气藏为主要的富气类型。

泡沫酸化工艺对川中低压裂缝性油藏适应性的认识

针对川中油田经过多年的消耗式开采,各主产油田压力很低,增产改造的难度增大的发展现状,提出应用泡沫酸化工艺技术在川中低压油层增产改造的技术方案,其中分析了泡沫酸的物理特性、其在地层优良的渗流特性(滤失小、酸岩反应速度慢、返排迅速等优点),并进行了泡沫酸液体系的室内配方研究,提出了工艺设施的矿场配套研究内容。得出了泡沫酸化工艺对川中低压裂缝性油藏改造具有很强的适应性,具有推广应用的价值。

龙岗气田雷四气藏气水层识别方法适应性分析

龙岗气田雷四气藏是低孔、低渗的裂缝—孔隙型储层和孔隙型储层,为典型的碳酸盐岩气藏,其地质条件复杂。为了实现气田整体高效开发,弄清气水分布情况,对气藏储层的流体性质进行了识别。基于雷四气藏复杂的岩性、物性、孔隙空间以及井眼条件,分析了影响流体判别的各种因素,结果表明这些因素对储层流体性质判别有较大的影响,单纯用测井资料来判别储层流体性质的效果一般不太理想,揭示了前期气水识别方法在该气藏适用性差。结合双侧向电阻率、孔隙度—电阻率交会图、声波—电阻率交会图与多元判别法对气水层进行了识别,建立了一套适应于龙岗地区储层特征的流体判别方法。在双侧向电阻率初步预判的基础上,孔隙度—电阻率交会法符合率为81.5%,声波—电阻率交会法符合率为88.9%,多元判别法气、水层符合率为82.7%。实际应用证明,上述方法对于龙岗气田雷四气藏气水层解释具有很好的效果。

安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏产水类型识别

四川盆地川中地区安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏为中高渗、特大型海相碳酸盐岩整装气藏。气井生产过程中产水类型多样、产水量差异较大,部分气井受水影响大,导致气井产气量、压力快速下降,不能持续稳定生产。为此,采用地层水识别的凝析水含量法、水化学特征法以及生产动态识别法,建立地层水综合判别标准对气井产水类型进行判别。研究结果表明:①龙王庙组气藏地层水矿化度大于100 g/L;Cl^-含量大于60 g/l,Br^-、Ba^(2+)+Sr^(2+)等为地层水典型的特征离子;②目前气藏生产井水气比普遍介于0.2~10 m^3/10~4 m^3,远高于饱和凝析水水气比0.1m^3/10~4m^3,生产动态Gp/Gw关系曲线呈上翘的趋势;③依据标准识别出气藏气井产水类型有入井液、凝析水和地层水,其中11口气井产地层水,10口气井具有较大的产地层水风险,23口气井以产凝析水为主。气藏气井产水类型的准确识别为及时调整产水井生产组织方案以及气藏治水对策提供技术支撑。

低渗透气藏老井侧钻水平井研究

磨溪气田雷一1气藏属典型的非均质低渗透气藏.由于其渗透率低,孔隙结构复杂,开发效果不理想.尽管储层整体压裂改造技术能有效改造低渗透储层,提高气藏气井产能,但其有效作用时间短,产能增加幅度小.在综合分析研究磨溪气田雷一1气藏储层物性和生产特征的基础上,利用气藏数值模拟技术,研究了利用老井侧钻水平井以强化开采低渗透气藏的开采方式,并确定了水平井最佳钻进方式、最佳方位以及水平井段的最佳长度,为提高低渗透气藏产能和最终采收率,高效开发低渗透气藏开辟了新的途径和方法,对指导我国资源丰富的低渗透气藏开发具有现实意义.

川中高石梯—磨溪地区产层天然气地球化学特征

在四川盆地高石梯-磨溪地区的震旦系-侏罗系发现了多个具有商业开采价值的天然气藏,目前尚无针对该区各产层天然气地球化学特征的系统性研究。本次研究以天然气的实验分析数据为基础,基于油气地球化学理论,重点对比不同产层天然气组分及碳同位素的特征差异,探索各产层天然气标志特征。研究表明,各产层天然气组分以CH4为主,陆相产层天然气C2H6、重烃含量远高于海相产层,且不含H2S;各产层天然气中CO2含量总体上随埋深的加深而升高;陆相甲烷的碳同位素值小于-36‰,海相甲烷的碳同位素值大于-36‰,且各产层天然气在C1-CO2碳同位素交会图上显示出较大差别。根据天然气特征差异,建立了研究区各产层的天然气划分图版。

用于深部调剖的诱导式盐沉积体系实验研究

采用诱导式盐沉积法,用蒸馏水及油田高盐注入水进行实验,研究盐、温度、压力等因素对诱导盐沉积体系的影响。研究结果表明:氯化钠是一种最有效的盐沉积主导体系,采出地层水与之复配时诱导剂的诱导结晶率可达73.1%;诱导剂最佳复配方案为醇胺质量比1∶1,此时诱导剂与盐溶液的有效比例范围为0.25~4.00,且复配后结晶呈絮凝状。温度会在一定程度上降低诱导效率,而压力则几乎对诱导效率没有影响;但是,加压可以改变晶形,增大结晶颗粒。

气液两相分离器排液计算误差研究及对策

气液两相分离器在采气场站使用广泛,通过DCS/SCADA系统对分离器容积参数设置,实现气田水自动计量。在使用过程中发现气田水计量误差很大,影响了气井日常动态分析的准确性。为提升气田水计量准确性,我们做了以下工作:①对气田水进行前后端对比计量;②根据不同时间分段计量;③利用气田水罐切换计量;④对液位计高低限位进行改进设置。经过反复试验和探讨,找到了计量不准确的关键制约因素,并提出相关解决方案。

低渗透油藏中储层流动单元划分

新疆某油田为低孔低渗储层,开发难度大.为合理高效开发,结合取心、测井等资料,以FZI法将研究区储层划分为4类流动单元,并对各类流动单元的岩性、物性、以及渗流性能参数进行研究,发现各类流动单元之间储渗性能差异明显,研究区的生产状况与流动单元类型之间的关系十分密切,射孔井段内Ⅰ类与Ⅱ类流动单元比例较大的井单井产能高,Ⅲ、Ⅳ类流动单元比例较大的井单井产能低.根据流动单元的分布,预测平面上东部、东北部以及剖面上两个层位是Ⅰ类与Ⅱ类流动单元的主要分布带,也是潜在的油气有利分布区.本文的研究结果对于调整注采井网、提高采收率具有重要意义.

从地球化学角度看高科1井的天然气勘探前景

在四川南部凹陷高石梯构造钻探的高科1井在目的层没有找到工业气流。运用气藏地球化学研究方法,对高科1井的天然气特征、储层沥青的生物标志化合物特征进行了研究。结合区域构造发展史和岩石薄片研究综合分析后认为:高科1井的失败主要在于没有找到好的储层,井正好打在了沥青封堵带上;但是,高科1井所在的高石梯构造区具有较好的天然气勘探前景,主要产层应为震旦系灯影组四段;在该区,要找到具有工业价值的天然气,关键在于寻找好的储层,避开沥青封堵带打井。

世界石油天然气战略综述

分析了油气与经济可持续发展之间的关系 ,阐明了能源系统的演化规律与趋势 ,认为在 2 1世纪前期油气在世界能源系统中还将占据主导地位。根据各国石油天然气生产和消费特征 ,将世界各国划分为 3大类型 :油气净出口国、油气净进口国、油气生产与进口大国。对比分析了不同类型国家的石油天然气战略之异同点。结果认为 :国家要实现油气有效、稳定和价格合理地供给 ,在油气上下游市场引入竞争机制和推进自由化是必要的 ;油气基础设施是实现油气供给安全稳定和价格合理的基础 ,因此要加大油气管线等基础设施的建设 ,在可能的情况下应鼓励私有资本参与其中 ;国家政治外交等措施是各国在全球范围内配置油气资源的重要手段。鉴于中国的油气生产与消费情况同美国极为相似 ,故中国的油气战略制定可以借鉴、参考美国的经验。