四川盆地蜀南地区长兴组油气成藏时空匹配

四川盆地蜀南地区上二叠统长兴组下伏3套烃源岩,分别为下志留统龙马溪组泥页岩、中二叠统泥质岩、上二叠统龙潭组煤系,长兴组已发现多个大中型气田,但对天然气的烃源一直认识不清。通过天然气组成和碳同位素分析表明,该区长兴组天然气以原油裂解气为主、甲烷含量高、干燥系数大,属于典型的干气;结合储层显微特征和包裹体均一温度分析测试,并综合分析油气成藏时空匹配关系,首次发现并证实蜀南地区长兴组天然气主要来源于深层志留系烃源岩,并混入少量的龙潭组煤系成因气;长兴组储层未捕获各期烃源岩生油高峰期生成的液态烃,以充气聚气为主;燕山运动早中期为主要充气期,而燕山末期—喜马拉雅早期为局部天然气充气期,与川东地区长兴组以龙潭组煤系来源的天然气不同。油气成藏时空匹配是圈闭有效捕获油气的关键,决定着油气来源和成藏富集程度,历史地、动态地揭示油气运聚过程是现代油气成藏研究的核心。

基于改进遗传算法的海上油气田优化气举研究

机组总供气量的降低使注气压力低于最小注气压力,井的间喷易引起压力和流速振荡,或使设备疲劳、系统总产量降低。为此,基于单井动态曲线拟合,确定单井注气速度处于的限制条件。以总产量为目标函数,通过MiniVar方法改进轮盘赌,加快遗传算法的收敛速度。应用改进的遗传算法对某油井配气方案进行优化分析,得到最优配气方案下的产油量和注气量。实例表明:基于改进遗传算法的气举优化配气计算收敛速度快,设计产油量和实际产油量基本一致;改进后的遗传算法虽然无法找到全局最优解,但能找到可以接受的全局次优解。

油气田单井天然气放空经济回收量

综合考虑运输费用、自耗气等因素,单井放空气回收采用CNG增压至25 MPa脱水脱烃方案,总投资213万元,经济回收量766.7m^3/d。

岩溶古地貌恢复及油气地质意义——以四川盆地泸州地区中二叠统茅口组为例

文中基于钻测井、薄片及地震等资料的综合分析,结合区域沉积构造背景,对川南泸州地区中二叠统茅口组顶部进行岩溶古地貌恢复、动态演化过程分析以及油气地质意义的探讨。选用残厚法恢复茅口组顶部岩溶古地貌,并划分出岩溶台地、斜坡和洼地,以及溶丘、浅洼等地貌单元。结果显示,岩溶洼地地层保存最为完整,岩溶台地普遍剥蚀茅四段、局部影响至茅三段顶部,岩溶斜坡的地层剥蚀程度介于洼地与台地之间。研究表明:中二叠世末,东吴运动引发的地壳抬升促使全区形成泸州古隆起雏形,进而导致区内茅口组地层普遍遭受剥蚀,且剥蚀程度由古隆起核部向两翼逐渐减弱,并由此形成茅口组顶部“北东高、西南低”的古地貌格局;晚二叠世初期,受峨眉山玄武岩喷发影响,龙潭组沉积前的古地貌演变为“西南高、北东低”格局。结合区内油气显示及生产测试资料,指出了岩溶斜坡为最有利的勘探区域。

数字化协同设计对智能油气田建设的支持

油气田生产信息化建设在进入智能化阶段后,对工程信息的采集、整合与分析应用提出了更高的要求。以工程建设的数字化协同设计平台建设与应用角度从前端数据管理系统、工艺系统设计、厂(站)三维设计、线路数字化设计系统、材料管理平台、数字化移交六个方面,总结了数字化协同设计模式下的工程建设对智能油气田建设的支持,提出了工程建设面向工程全生命周期、实现工程建设与运维一体化的目标。从而促进数字化协同设计在油气田建设领域的应用与发展。

油气田天然气单井站放空分析

边远零散井周围无可依托的集输系统或管网及供电等基础设施。单井站放空主要从单井加压回输、CNG、LNG三种方案分析,结合放空气回收的特点,根据排放量、增压情况确定投资方式。

蜀南地区长兴组顶部岩溶不整合的发现及其油气地质意义

对四川盆地二叠系和三叠系接触关系的认识长期存在较大分歧。通过对钻井、岩心等资料的研究发现,蜀南地区长兴组钻进过程中出现大量钻具放空现象,岩心上见大量的溶沟、溶缝、溶洞及岩溶角砾。综合分析认为蜀南地区长兴组与飞仙关组并非连续沉积,其间存在沉积间断,长兴组古岩溶作用发育,形成了长兴组顶部古岩溶不整合。泸州古隆起的持续发展和二叠纪末期一次重大海退引起的长时期暴露溶蚀是蜀南地区长兴组古岩溶形成的关键。古岩溶对碳酸盐岩的储集性能具有较强的优化改造能力,古岩溶不整合面可以作为油气长距离运移的优质通道,岩溶斜坡带是油气成藏的有利区带。长兴组顶部古岩溶不整合的发现为区内二叠系和三叠系非整合接触找到了直接证据,对今后蜀南地区乃至四川盆地长兴组的油气勘探具有指导意义。

油气田地面建设工程质量监督存在的问题及对策分析研究

油气田地面建设工程相较于普通建筑工程项目而言,对于质量的要求更高,对于工程的功能性要求也更高,其工程质量又直接影响油田开发和生产水平。如果忽视了质量监督管理,或质量监督管理工作不力,造成工程质量的下降,不但会造成油田生产力的下降,也会给油田的生产埋下较大的安全隐患。因此,在油田地面建设工程施工过程中,必须加强质量监督管理工作,健全质量监督管理机制,提高执行能力,确保工程建设的质量,保障油气田开采工作的安全性以及持续有效性,为我国油气田产业的健康发展夯实基础。本文简述了质量监督工作在保障油气田地面建设工程质量的重要性,详细分析了油气田地面建设工程中存在的典型问题,结合油气田地面建设工程质量监督的原则,提出了针对性工作对策及措施,对完善和规范油气田地面建设工程质量监督工作具有一定实际指导意义和参考价值。

四川盆地老气田开发后期综合潜力分析及开发建议——以W气田震旦系气藏为例

四川盆地W气田历经50余年的勘探开发,剩余地质储量大、开发潜力大,然而,气藏整体出水制约了气藏后续有效开发,导致目前采出程度仅为36.6%。为最大限度地挖潜已开发后期老气田剩余潜力,提高气藏的最终采收率,提出“以水找气,变废为宝”的思路,系统梳理了震旦系气藏的天然气和地层水组分,针对天然气组分进行提氦,地层水提炼贵金属离子,综合利用热能,以此来实现气藏的整体有效动用。研究结果表明:①W气田天然气中氦气含量占0.20%~0.35%,是氦气工业开采限值的4~7倍(0.05%),氦气储量约为0.8×10^(8)m^(3)。氦气资源非常可观,为国内大型富氦气田之一;②气田水中锂、溴等微量元素资源丰富,其中锂含量是工业开采值的2~3倍,溴含量是工业开采值的2~4倍;③气田水温度可达到90℃,以5000 m^(3)/d的产量规模计算,年可利用热量3.47×10^(11)kJ,节约标煤1.18×10^(4)t。通过对W气田震旦系气藏的综合利用实例分析,结合新能源有效开发与利用,为其他开发后期气田提高采收率及潜力分析提供了新的思路。

油气田开发项目噪声危害的职业防护研究

本文主要针对油气田开发项目噪声危害的职业防护进行深入的研究,先阐述了噪声危害和降噪设施以及噪声作业和分级管理原则等,然后又提出了几点切实可行的防护措施,主要包括加强噪声源工程治理、做好现场管理这项工作、进行技术革新、做好职业卫生培训工作、注重个体卫生防护、加强员工噪声防护、定期进行健康防护,进而能达到油气田开发项目噪声危害职业防护目的,提升其防护水平。

四川盆地灯四段岩溶古地貌精细刻画及油气勘探意义

四川盆地震旦系灯四段岩溶古地貌对储集层的发育及分布起到了一定的控制作用。为阐明岩溶古地貌对油气成藏的影响并预测有利油气聚集区域,根据收集的工区内地震、钻井和地质资料,采用了寒武系底-沧浪铺组顶的"印模厚度"同时依据地层厚度的组合关系来准确地恢复震旦系灯四段的岩溶古地貌,并在此基础上将其划分为岩溶高地、岩溶斜坡以及岩溶洼地3个地貌单元,根据恢复的灯四段的岩溶古地貌发现研究区西部发育岩溶洼地,中部发育岩溶斜坡,而东部发育岩溶高地,灯四段整体地貌形态特征为西部凹、中部高、东部低;同时发现具有优质储层的岩溶斜坡为油气最主要的储集区,可作为下一步油气勘探开发的首要目标。

四川盆地西南边缘地区天然气保存条件研究

四川盆地西南边缘地区具有深层震旦系、二叠系产淡水,浅层下三叠统产天然气的特殊性。在充分利用地层流体性质、地层压力等资料综合分析边缘地区各构造保存条件的基础上,认为研究区保存条件主要影响因素为盖层、断层、储集层岩性、露头地表水渗入。震旦系和下二叠统为厚层块状灰岩,在构造作用下容易产生裂隙带,为露头区地表水渗入提供通道。嘉陵江组透镜状储集层的分布特点决定了嘉陵江组受地表水的影响较小。建议盆地西南边缘地区勘探以三叠系嘉陵江组气藏为主。

蜀南西南地区海相烃源岩特征与评价

目前,蜀南西南地区已成为四川盆地勘探的热点和重点地区之一。根据实测和收集的烃源岩数据,从有机碳含量、有机质类型、有机质成熟度以及生烃强度等参数对区内海相烃源岩进行了评价。认为区内烃源岩主要发育在下寒武统筇竹寺组、下志留统龙马溪组、二叠系阳新统以及下三叠统嘉陵江组,其中以泥岩为主;烃源岩有机碳含量高;有机质类型好,干酪根以Ⅰ—Ⅱ1型为主;成熟度较高,现今处于高成熟—过成熟阶段,以产气为主;下寒武统、下志留统烃源岩条件最好,是该区主力烃源层系,平均生烃强度分别为63×108m3/km2、44.5×108m3/km2。

四川盆地蜀南地区寒武系地层划分及对比研究

通过对大量单井及地面露头资料的研究,并在对比前人对四川盆地蜀南地区及其邻区寒武系地层划分方案的基础上,以岩石地层特征为主要依据,综合分析了该层系古生物特征及电性特征,将其自下而上四分为下寒武统九老洞组和龙王庙组,中寒武统高台组,中上寒武统洗象池群,并对其地层特征及展布进行了分析,指出下寒武统九老洞组以碎屑岩为主,夹少量碳酸盐岩,下寒武统龙王庙组以海相碳酸盐岩为主,中寒武统高台组为碎屑岩与海相碳酸盐岩混合沉积,中上寒武统洗象池群为海相碳酸盐岩沉积;寒武系各组(群)地层西薄东厚、北薄南厚,整体呈西北薄、东南厚的展布形式。

川中-川南过渡带上三叠统须家河组油气全烃地球化学特征与成因

通过对天然气组成、油气碳同位素、油轻烃、中分子量烃和生物标志化合物的研究,阐明了川中-川南过渡带上三叠统须家河组油气的全烃地球化学特征、油气的成因和可能来源。指出须家河组油气主要来自须家河组自身的煤系烃源岩,并以煤系泥岩贡献为主;天然气以成熟腐殖型母质成因为主,少量的凝析油和原油来自其中的混合型有机质,不具备典型煤成油特征。

四川盆地蜀南地区上三叠统须家河组低孔低渗储层特征及形成机理

蜀南地区须家河组为一套辫状河三角洲平原分支河道沉积的岩屑砂岩、长石岩屑质石英砂岩和岩屑质石英砂岩。埋藏深度变化较大(0～2 673 m),大部分埋深800～2 000 m,平均孔隙度4.64%,平均渗透率0.147×10-3μm2,属于低孔低渗储层。造成低孔低渗的主要原因是:(1)在构造背景上,须家河组沉积时研究区靠近刚由海变陆而隆升的物源区,沉积物搬运距离较短,分异程度低,大量的泥岩、千枚岩等塑性岩屑及杂基被保存下来,同时碎屑颗粒分选磨圆程度较差,均不利于原生孔隙的形成;(2)在沉积条件上,由于辫状河河道水动力不稳定,侧向改道迅速,早期泥岩易被冲蚀,导致砂泥混杂,砂岩中含较多杂基,堵塞充填原始孔隙;(3)早期持续快速的埋藏过程,压实作用强烈,岩屑压实变形被挤入粒间孔隙中,同时普遍发育的石英次生加大使得砂岩越发致密,孔隙消失殆尽。(4)研究区须家河组远离沉积中心,缺乏烃源岩成熟产生的酸性流体溶蚀改造,导致次生孔隙不发育。

蜀南地区茅口组气藏气水分布特征及其控制因素

蜀南地区位于四川盆地南部,勘探面积为5.03×104km2。该区茅口组为一套碳酸盐岩沉积,基质岩块具有低孔低渗的特征。在对工区地质、钻井、生产等资料分析和总结的基础上,对气水关系的复杂性进行了探讨,认为复杂的气水关系表现为:同一背斜构造范围内无统一的气水界面;同一缝洞系统也通常存在多个气水界面;一些缝洞系统在开发过程中经历了产纯气、气水同产、产纯气到再次气水同产等多个反复过程。根据气藏储层特征、开发动态和地层水演化分析,归纳出3种气水分布模式:似构造圈闭的整装气藏类型,背斜-缝洞复合圈闭类型,缝洞圈闭类型,并以宋家场、荔南桐、荷包场茅口组气藏为例加以说明。结合地质背景分析认为,不同的岩溶区域的水动力条件是控制气水分布的决定因素;构造运动控制了气水分布的调整;流体势特征指示了水体的活跃程度。

高含硫气田开发过程中H_2S含量变化规律

对流体相平衡及高温高压下H2S气体在水中溶解度的实验研究表明,在高含硫气田开发过程中,H2S含量增加缘于原始地层水中所溶解的H2S气体在地层压力降低后部分脱附而进入地层气相中。基于H2S气体在水中溶解度实验数据和物质平衡方法,建立了高含硫气田H2S气体含量长期变化规律模型。对H2S含量变化规律进行的敏感性分析结果表明:在高含硫气田开发早期,产出气体中H2S含量增加较为缓慢,在气田进入开发的中后期时,H2S含量增加速度不断加大。同时,地层原始含水饱和度对H2S含量增加的影响较大。在同样条件下,原始含水饱和度高的气藏其H2S含量增加速度更快。

四川盆地南部纳溪—塘河地区下三叠统嘉陵江组含硫气藏成因

四川盆地南部纳溪-塘河地区下三叠统嘉陵江组气藏属于含硫气藏，其整体H2S含量在整个泸州古隆起属较高，局部地区H2S含量高达25～30g／m^3以上，其嘉一气藏H2S主要为含硫有机质裂解成因，而嘉二、嘉三一嘉四气藏H2S主要为热化学硫酸盐还原作用（TSR）成因，而H2S成因类型与含量高低随着天然气成藏过程的变化而变化，燕山早一中期深层志留系来源的气向上运聚成藏，嘉陵江组各气藏呈现低含生源成因H2S特征，燕山末期一喜山早期嘉陵江组储层古地温大多高达140℃以上，含膏岩分布的嘉二、嘉三一嘉四气藏大量发生TSR反应，形成TSR反应成因为主的高含硫气藏，在喜马拉雅运动中晚期由于构造抬升、古地温大幅度降低，TSR反应减慢甚至终止，由于地层水对H2S的溶解作用，使含硫气藏H2S含量重新分配和调整，从而造成不同区域或不同气藏的舍硫量具有较大差异。

四川盆地震旦系气藏大斜度井水平井酸压技术

四川盆地震旦系灯四段碳酸盐岩储层溶蚀孔、缝、洞发育,储集空间类型复杂,具有埋藏深、高温、高压、强非均质性、高含H_2S、CO_2等酸性气体的特点,对现有储层改造工艺技术提出了挑战。大斜度井/水平井储层改造的关键是长改造井段酸液布置和酸蚀裂缝深穿透沟通储层天然缝洞系统。根据储层地质及地应力分布特征,优化并形成了大斜度井/水平井机械分层分段改造工艺,纵横向上层间或段间物性差异大的裸眼完成井,采用封隔器实现分段改造;层内或段内物性差异大的射孔完成井,采用可降解暂堵材料实现分层改造。天然缝洞发育的裂缝-孔洞型储层采用缓速酸酸压技术疏通天然缝洞系统,对于裂缝-孔隙型及孔隙型储层,采用前置液酸压技术形成深穿透酸蚀裂缝沟通孤立的天然缝洞系统,形成的两种大斜度井水平井酸压技术现场试验取得了一定程度的储层改造效果;探索了滑溜水+自生酸+胶凝酸的复杂缝网酸压工艺,一定程度上提升了储层改造效果。