松辽盆地古龙页岩纳米孔喉体系中页岩油组分及成熟度分异效应

陆相页岩油储层中石油的微运移效应会导致微观孔隙空间中赋存的页岩油性质发生分异,然而页岩储层孔隙半径较小,孔喉结构复杂,很难通过常规手段对其进行精细刻画,导致对页岩油的微观富集机理认识不清。通过对松辽盆地古龙凹陷青山口组页岩岩心样品进行分步-接力抽提、低温氮气吸附实验,并开展全烃气相色谱、族组分定量、饱和烃气相色谱质谱和金刚烷双质谱等地球化学分析,揭示出页岩储层纳米孔喉体系内的石油组分和成熟度分异效应。结果表明,古龙页岩孔隙以介孔为主,随着页岩样品粒径的逐级减小,更多初始连通性较差的孔隙会被释放出来,同时微观纳米孔喉中烃类的重质组分相对增加,极性更强,页岩油的成熟度也相对更高,这与不同连通性孔隙空间中页岩油的排烃和微运移效应具有一定的相关性。研究成果可为精细表征页岩油的微观赋存特征,阐明页岩油储层烃类微观差异富集机理提供有效的技术手段,同时也为页岩油的可动性评价和甜点优选提供可靠的理论依据。

焉耆盆地宝浪苏木构造带—四十里城斜坡带八道湾组圈闭发育模式及勘探潜力

焉耆盆地北部凹陷宝浪苏木构造带—四十里城斜坡带侏罗系八道湾组源岩层系油气勘探前景广阔,但对构造背景和在大面积斜坡背景下的圈闭发育模式认识不清。通过恢复焉耆盆地北部凹陷八道湾组沉积前古地貌,利用井震结合建立了古地貌控制下层序地层格架,并在格架约束下开展了沉积体系展布和刻画,明确了圈闭发育模式及有利勘探区带。结果表明:八道湾组沉积前发育了多级构造坡折带,控制了八道湾组地层展布及沉积样式,坡折带之下发育低位体系域厚层三角洲前缘砂体,之上发育湖侵和高位体系域富泥沉积体系;古地貌坡折控制下八道湾组共发育2种类型的隐蔽圈闭,古隆起与湖平面耦合控制下,低位砂体配置上覆湖侵泥岩可形成地层-岩性圈闭。坡折带控制下发育的浊积砂岩可形成透镜体圈闭,四十里城斜坡区发育厚层优质烃源岩,生烃潜力巨大;坡折带控制的2类圈闭群具有源储紧邻、高效充注、保存条件优越的特征,是下一步有利勘探目标。研究成果为焉耆盆地及周边盆地八道湾组的勘探部署提供指导。

海上砂岩油藏注自生 CO_(2)体系实验及提高采收率机理

针对自生CO_(2)技术增产功能多元化、提高采收率机理认识不清的问题,综合利用理化性能评价、岩心驱替及结构表征实验,通过研究体系配方、界面张力、原油黏度、提高采收率效果及岩心孔喉结构的变化,明确了自生CO_(2)技术的主要增产机理。实验结果表明:自生CO_(2)体系中最佳的生气剂与释气剂物质的量浓度比为1∶2,最佳体系质量分数为21.5%,此时的CO_(2)生气效率接近最大值。自生CO_(2)体系在均质和非均质岩心中均具有良好的驱替效率,注入自生CO_(2)体系提高原油采收率(EOR)的机理主要包括:①体系中的生气剂(碱性)可以降低原油与体系间的界面张力(IFT);②在地层中产生的CO_(2)会使原油膨胀、降低原油黏度;③生气剂与释气剂反应放热可溶解有机物并提高采收率,CO_(2)生成过程和清除堵塞引起的压力波动也有助于改变驱油路径、提高采收率。研究成果为自生CO_(2)的技术优化和矿场实践提供了依据。

黏土矿物类型对低矿化度水驱采收率的影响实验

为定量表征不同黏土矿物对低矿化度水驱效果影响程度,分析低矿化度水驱的作用机理,采用黏土悬浮液对石英颗粒表面的高温黏附技术,制作了石英颗粒表面附着不同黏土矿物的填砂模型,并开展了岩心驱替实验和Zeta电位、接触角测试实验。结果表明:低矿化度水驱对纯石英砂填砂模型提高采收率效果不明显,黏土矿物的存在是低矿化度水驱提高采收率的必要条件;附着高岭石的石英砂模型的水驱采收率随注入水矿化度的降低呈提高趋势,附着蒙脱石的石英砂模型的水驱采收率在初期也随矿化度降低而逐渐升高,但存在一个最高采收率的临界矿化度,其后随注入水矿化度的进一步降低,最终采收率又呈现降低趋势;而蒙脱石黏土遇低矿化度水后,会使附着原油的蒙脱石颗粒膨胀运移而提高洗油效率,但随着离子质量浓度的降低,脱落的微粒增多,堵塞渗流通道,又会影响水驱效果;附着混合黏土岩心和附着蒙脱石岩心具有相似的水驱采收率变化规律,附着混合黏土的岩心模型的水驱效果要好于附着单一黏土矿物的岩心模型。

海拉尔盆地呼和湖凹陷大二段低煤阶煤层气成藏条件及有利勘探区预测

海拉尔盆地呼和湖凹陷大磨拐河组煤层主要发育褐煤,是中国低阶煤层气资源重点勘探目标区。由于该区受多期构造运动控制,煤层发育条件比较复杂,煤层气成藏条件与富集机理认识不清,为下一步煤层气勘探部署增加了难度。为了研究呼和湖凹陷大二段煤层气分布规律并指导勘探部署,在煤层发育及含气特征研究的基础上,通过对HM2井大二段已发现煤层气成藏条件解剖,对呼和湖凹陷大二段煤层气成藏模式进行了研究。结果表明:呼和湖凹陷煤层大二段最为发育,最大累计厚度100 m以上,全区分布;沉积环境、构造特征及水文地质是大二段煤层气成藏的主要条件;大二段发育有局部高点和凹陷边缘斜坡带富集2种煤层气成藏模式。预测出大二段Ⅰ类煤层气成藏有利区面积251.97 km^(2)和Ⅱ类煤层气成藏有利区面积199.06 km^(2)。研究结果为指导呼和湖凹陷大二段煤层气勘探提供了理论依据,对实现海拉尔盆地煤层气资源的规模发现具有重大意义。

基于岩电实验的储层岩石毛管压力与电阻率相关性分析

毛管压力是影响多孔介质中多相流体的重要参数之一,通常采用实验方法测定,但难度大、耗费时间,且准确性难以保证。毛管压力和电阻率指数均为岩石多孔介质中含水饱和度的函数,通过毛管压力与电阻率指数之间函数关系的推导,利用电阻率指数数据直接计算出毛管压力。为了验证两者之间的幂函数模型(Li模型),同时基于更多岩石样品数进行数学模型精确度分析,对X油藏中2口井共16块岩心进行毛管压力和电阻率联测实验研究。结果表明:现有的幂函数模型能够较好地关联毛管压力与电阻率指数的实验数据,模型中特征参数β在双对数坐标下随岩心渗透率增大而减小。通过3个数据拟合公式计算得到了3组β值,并对比分析了计算β值与实验值之间的标准偏差大小及其原因。

淄博地区上二叠统奎山段砂岩沉积环境及其演化特征

为解决华北地区上二叠统上石盒子组奎山段砂岩沉积环境由来已久的争议问题,通过淄博地区奎山段砂岩野外露头剖面测量,以粒度分析为依据,结合野外沉积现象及砂岩薄片进行综合分析,探讨奎山段砂岩沉积环境变化。结果表明:奎山段砂岩发育曲流河、三角洲、滨岸3种沉积环境;曲流河环境粒度概率累计曲线发育2种类型,即3段式和滚动、跳跃组分构成的2段式,2段式以跳跃组分为主,滚动组分次之,粒度分选中等—较好,峰度中等—尖锐;三角洲环境粒度概率累计曲线发育由滚动、跳跃组分构成的2段式和多个跳跃组分构成的多段式,粒度分选中等—较好,峰度中等;滨岸环境粒度概率累计曲线发育跳跃与滚动组分组成的多段式,跳跃组分受到水流反复冲洗,分选较好,峰度中等—平坦;垂向上,上石盒子组奎山段砂岩发育河流—三角洲—滨海—三角洲和三角洲—滨海—三角洲—河流2个海侵—海退沉积旋回。

稠油耐高温乳化降黏剂AESO的合成及其性能

为提高稠油驱油效率合成了一种耐高温乳化降黏剂,脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸钠(AESO)是一种耐高温耐盐型阴-非离子表面活性剂。实验以脂肪醇聚氧乙烯醚(AEO)为原料,在碱性条件下,通过2-溴乙基磺酸钠磺烷基化合成AESO。对合成反应条件进行优化,结果表明,在n(AEO)∶n(2-溴乙基磺酸钠)=1∶1.3,反应温度为70℃,反应时间为5 h时,AESO的产率可以达到71.2%,并对AESO的耐高温乳化降黏性能和耐盐性能进行了评价。热重分析结果表明,AESO可以耐300℃高温,降黏率可以达到99%以上,并且具有较高的耐钙、镁盐稳定性。AESO对稠油的界面张力在10-1mN/m数量级。与蒸汽驱油实验相比,加入AESO驱油效率提高8%。

注CO_(2)提高页岩吸附气采收率实验——以鄂尔多斯盆地延长组长7页岩气为例

注CO_(2)提高页岩储层中吸附气采收率对页岩气井稳产及高效开发具有重要意义,由于常规实验方法无法定量表征吸附气和游离气的变化规律,导致CO_(2)与吸附气作用机理尚不明确。基于页岩核磁共振T2谱测试技术,对鄂尔多斯盆地长7段页岩开展了注CO_(2)解吸实验,从微观孔隙尺度研究了注CO_(2)后吸附态甲烷的解吸机理,通过引入解吸效率与解吸速率2个指标,定量评价了注CO_(2)提高吸附态甲烷采收率。结果表明:页岩气中注入CO_(2)后吸附态甲烷的解吸效率为82.12%,解吸速率为13.69%/h;CO_(2)不仅能够极大地提高页岩中吸附态甲烷的总体解吸效率,还能大幅提升其单位时间内的解吸速率;在CO_(2)注入后0~1.5 h内,CO_(2)能够快速、大量置换吸附态甲烷,造成吸附态甲烷物质的量快速下降,解吸后的大部分吸附态甲烷转变成了自由态,仅很小一部分变成了游离态。研究成果为鄂尔多斯盆地页岩气的高效开发提供了方法和借鉴。

大杨树盆地火山岩重力场影响消除和基底结构特征

大杨树盆地为火山建造盆地,由于浅部甘河组火山岩发育,使得在大杨树盆地难以取得反映沉积层特征较好的地震资料。通过采用匹配滤波,提取甘河组火山岩磁异常,进行岩性重力校正,剥离甘河组重力响应,提取剩余重力异常,较好地反映了九峰山组沉积地层引起的重力异常,计算的基底深度与钻井实际深度吻合较好。大杨树盆地南部主要发育北北东向和北西西向2组断裂,由玉林屯、太平川和大库木3个凹陷组成,玉林凹陷面积最大,大杨树盆地南部具有较大油气勘探潜力。

大庆萨南油田特高含水期水驱注采结构优化调整方法

大庆萨南油田进入特高含水期以来,其油层典型多层非均质和较大渗透率级差导致的不同井网、油层动用不均衡等开发矛盾进一步加剧,严重影响开发效果。根据油藏工程基本原理,在研究分类井网含水率上升规律的基础上,以全区含水率最低、采收率最高为优化目标,建立了分类井网产液量分配比例优化数学模型。根据数学模型计算结果,得出分类井网优化注水采液结构调整原则,以此为理论依据,结合矿场实际,设计了萨南油田X区块分类井网注水产液结构调整方案,预测了各方案结构调整效果。矿场实践结果表明:方案实施后该区块取得较好的增油降水效果,调整前后井区日增油量14 t,含水率下降0.04百分点,减缓区块自然递减率1.4百分点。研究成果为整个油田全面实施注水产液结构调整举措提供了重要的理论和实践依据。

松辽盆地北部青一段泥页岩储集特征及孔隙演化

松辽盆地青一段是泥页岩油勘探重点层段。利用泥页岩物性分析、氩离子抛光和场发射电镜观察探讨该套泥页岩物性特征及孔隙类型,根据成熟度演化、生烃转化、有机酸含量与孔隙度的变化关系分析了泥页岩孔隙演化特征。研究结果表明:青一段泥页岩孔隙度较高、渗透率很低,总孔隙度平均为7. 94%,基质渗透率平均为1. 16×10^(-8)μm^2;孔隙类型有粒间孔、晶间孔、有机质孔、溶蚀孔和微裂缝;有机质孔为藻类生烃后残留孔隙,孔隙呈长条形和不规则形状,直径多为20～400 nm,有机质孔形成于Ro为0. 7%以后,大量形成对应的Ro为0. 9%～1. 2%,在Ro为1. 2%时孔隙度达2. 7%;当埋深小于2 000 m时青一段泥页岩孔隙度随埋深增加而减小,当埋深大于2 000 m时孔隙度出现2个异常峰值,孔隙度的增大主要因为有机酸溶蚀和藻类生烃作用;根据孔隙度与埋深关系,预测了齐家—古龙凹陷为泥页岩油有利勘探区。研究成果可为松辽盆地泥页岩油勘探和评价提供依据。

致密储层体积压裂直井瞬态压力计算模型

致密油藏储层物性差,存在较强的应力敏感性,采用体积压裂的方式进行改造后,改造区和未改造区的储层物性往往存在较大差异。为分析致密储层体积压裂直井的瞬态压力响应特征,通过将直井体积压裂改造后的储层简化为双区径向复合模型,利用摄动变换、拉氏变换、牛顿—辛普森迭代、数值反演等方法,建立了体积压裂直井的瞬态压力计算模型。并通过与商业数值模拟软件对比,验证了该模型的正确性。模型计算结果表明:体积压裂直井主要有6个典型的流动阶段,外区的应力敏感主要影响外区径向流阶段,而内区应力敏感则对内外区各个流动阶段都有较大的影响。新模型可为体积压裂直井的压裂效果评价和试井解释提供理论基础。

渤海C地区中深层滩相储层特征与控制因素

渤海C地区沙河街组一段湖泊滩相碳酸盐岩及云质碎屑岩勘探均有发现,依据钻井、岩心、薄片观察、元素分析等资料,对储层的类型、特征及控制因素进行了研究。结果表明:沙河街组一段滩相储层主要为生屑滩生屑云岩、砾屑滩云质砾岩,整体属中孔、低渗储层,物性明显受控于不同滩相沉积类型;碳酸盐岩基底及湖平面变化控制了不同滩相储层的发育,白云石化、有机酸溶解作用为原生孔隙的保存及次生孔隙的发育提供了有利条件,构造活动产生的裂缝进一步改善了各类型储层的储集性能;准同生成因及浅埋藏成因的白云石化是优质生屑云岩储层形成的关键,云质砾岩虽裂缝相对发育,但在富含碳酸根的地层水重力下渗过程中白云石和方解石沉淀,多数裂缝被充填,胶结程度相对较高;生屑云岩储层质量优于云质砾岩,可作为下步该区块勘探与开发的有利目标。

低渗透油层非达西渗流单井产能计算

低渗透油层渗流阻力大,存在启动压力梯度,常规的单井产能计算方法难以适用于低渗透油层油井。合理计算和评价低渗透油层油井产能,科学分析产能的影响因素,对于提高低渗透油层开发效果具有重要意义。运用渗流理论,根据低渗透油层的渗流物理特征,考虑非达西渗流特征,结合计算机辅助计算,推导了低渗透油层平面径向流和一源一汇注采井之间压力分布及产能计算公式,分析了压力分布特征及产能影响因素。由于低渗透油藏油井大部分压裂求产和投产,因此利用坐标变换方法推导了低渗透油藏直井、压裂直井的单井产能公式。产能公式可对低渗透油藏油井产能进行定量评价和影响因素分析,为提高单井产能及油田开发效果提供理论依据。

古龙南地区薄层低丰度油藏水平井沉积相描述方法

沉积相研究是油气田勘探开发中一项重要工作,基于直井信息的沉积相研究技术较为成熟,但对于水平井沉积相的描述方法尚无成型经验。从水平井和直井的测井、录井资料及测井响应机理等方面进行了分析,建立了水平井和直井的电阻率关系,以储层"四性关系"为基础,构建水平井沉积微相判别图版,可以准确识别沉积微相类型。在水平井储层分段精细描述的基础上,依据水平井分段判相结果,可有效地解决平面相带组合过程中存在的盲目性和多解性的问题。与单纯应用直井信息刻画相带进行对比,水平井参与相带组合,变相增加了井网密度,能够合理、准确地反映地下地质体情况,使砂体接触关系和储层平面非均质性描述更加清晰。在实践中探索形成的这套水平井沉积相描述方法,对今后水平井高效开发具有重要指导意义,向实现精准地质研究目标迈进一步。

注采井间压力计算模型及应用

目前地层压力是指油田在开发过程中某一阶段的地层压力,对评价油田开发效果具有重要意义。根据渗流理论,依据势的定义及叠加原理,建立了不等产量一注多采井组压力计算模型。根据生产动态资料,可在不关井情况下,计算注采井间的地层压力。在此基础上应用VB语言编制相应程序,经平面耦合,绘制断块内地层压力分布,取各注采井间供油半径处压力的平均值作为断块的平均地层压力。计算实例表明,在距油水井10 m范围内压力下降较快,占总压降的60%以上;计算模型计算的平均地层压力与实际测试值对比,计算精度较高,能够满足油田实际需要。

喇嘛甸油田水驱注采调整技术指标的再确定

喇嘛甸油田进入特高含水期,无效循环加剧,剩余油更加零散,开发调整难度进一步加大。为满足水驱开发调整需求,结合油田开发实际,对油田特高含水后期原有水驱注采调整标准进行完善研究。利用渗透率级差、变异系数与吸水砂岩厚度比例关系,建立层内和层间细分注水调整新界限。实施后,单层砂岩厚度由3.9 m调整到3.0 m,渗透率级差由4.5调整到4.1,变异系数由0.57调整到0.53,细分后砂岩吸水厚度比例达到86.6%;层间渗透率级差由3.8调整到3.3,变异系数由0.49调整到0.42,细分后砂岩吸水厚度比例达到85.7%。利用数值模拟方法,分析采收率、产出投入比与注采强度(产液强度)之间的关系,确定合理的注水强度(产液强度)界限,完善平面调整标准。精细调整后,累计控制无效注水167.46×10~4m^3,控制无效产液252.74×10~4t,增加有效注水88.61×10~4m^3,增加有效产液171.96×10~4t。

脂肪醇聚氧丙烯醚对CO_2驱最小混相压力的影响

研究开发适于在超临界CO_2中形成稳定胶束的非离子表面活性剂,是降低CO_2驱最小混相压力的技术关键。采用下悬滴法,研究超临界CO_2与模拟油之间的界面张力,利用直线外推法计算CO_2驱最小混相压力。考察了脂肪醇聚氧丙烯醚以及醇类助剂对CO_2/Oil最小混相压力的影响规律,并确定其最佳用量。结果表明:月桂醇聚氧丙烯醚可大幅度降低超临界CO_2/Oil最小混相压力,随着用量的增加,超临界CO_2/Oil最小混相压力先减小后略微增大,且存在最优值;助剂乙醇可以进一步降低超临界CO_2/Oil最小混相压力,随着添加量的增加,超临界CO_2/Oil之间的最小混相压力先减小后略微增大;随着醇类助剂碳链长度的增加,超临界CO_2/Oil混相压力先减小后增大,乙醇降低CO_2驱混相压力的效果最明显。

渤中凹陷西北缘古近系物源演化及其对储层的影响

为寻找真实物源,准确预测储层和判定储层质量,利用三维地震、钻井和分析化验等资料,应用岩矿示踪法,结合物源区残留的岩性分布特征,对渤中凹陷西北缘陡坡带古近系储层的砾石成分、岩矿成分及物源区岩性进行了分析,并探讨了古近系沉积过程中物源岩性演化过程及其对储层的影响。研究结果表明物源在纵向上和平面上是不断变化的,现今残留的物源岩性并不是整个古近系沉积时期的真实物源岩性。东三段沉积之前,研究区西部的真实物源岩性为火成岩,而非现今的碳酸盐岩;中部和东部物源的真实岩性为火成岩和碎屑岩。东三段沉积期,物源岩性面貌基本定型,西部物源的真实岩性为现今的基岩岩性,即碳酸盐岩;中部和东部物源的真实岩性为现今的火成岩和碎屑岩,但碎屑岩的范围明显缩小。古近系沉积时期,纵向上,物源岩性经历了碎屑岩—火成岩—碳酸盐岩—变质岩4个演化阶段;平面上,由于物源区的差异抬升导致同一时期不同位置的剥蚀岩性不同。物源演化对沉积区储层的规模和发育位置具有重要影响,物源为火成岩或变质岩时,沉积区形成的储层规模、厚度较大,粒度较粗,而物源为碎屑岩时,储层规模和厚度有限。