塔北隆起奥陶系海相碳酸盐岩刻度区油气资源评价

根据塔北隆起奥陶系海相碳酸盐岩刻度区储层及油气富集的特殊性,对碳酸盐岩刻度区油气资源评价方法及关键参数分布模型等进行研究,并计算刻度区油气资源量。研究表明:塔北隆起奥陶系海相碳酸盐岩层系整体上可划分为风化壳岩溶型及内幕岩溶型储层;碳酸盐岩层系油气纵向上多层段叠置发育、横向连片,大面积分布,油气分布和富集程度主要受有效储层的发育控制;对刻度区油气资源评价的关键参数进行统计模拟确定的关键参数分布模型包括有效储层厚度系数模型、有效储层面积系数模型、有效储层面积丰度和有效储层体积丰度模型等;计算奥陶系风化壳型刻度区油气资源量为油1.47343×10^9t,气2.766×10¹¹ m³,展现出塔里木盆地海相碳酸盐岩层系良好的勘探潜力。     

缝洞型油藏单井注氮气提高采收率技术政策研究

缝洞型油藏地质条件复杂,储层非均质性极强,虽然单井注氮气提高采收率矿场试验获得成功,但由于单井地质特征各不相同,使得注气效果差异大,注采参数需要进一步优化。为此,提出建立针对此类油藏的“一井一策”注气提高采收率技术政策,并以TA1井为例,在储层识别和预测基础上,构建储集体发育模式,采用“分类建模、分类数模”的方法再现油藏开发历程,表征剩余油分布特征,基于实体油藏模型优化转注时机、注气方式及注采参数。结果表明,TA1井洞顶存在5.28×10⁴ t剩余油,注入氮气能够形成次生气顶动用洞顶阁楼油,进一步提高油藏采出程度,基于模型确定最优转注时机为含水率93%时,注气方式为气水混注,周期注气量为60×10⁴ m³,注气速度15×10⁴ m³/d,焖井时间10 d,采液强度40 m³/d,预测增油2 496.0 t,该技术政策为注气方案编制和矿场实施提供了参考,实施后增油效果显著,推广到不同岩溶背景注气井均取得较好应用效果。     

页岩气的开发

 页岩气作为一种资源量巨大的非常规天然气,具有“自生自储,原地成藏”的特征,其储层致密、开采难度大、气井投产后“初产高,递减快,长期低产”的特点明显。综述了全球页岩气的储量、开发技术及意义,介绍了目前中国页岩气的开发现状。中国页岩气资源丰富,地质资源量134.42×10¹² m³,技术可采资源量25.08×10¹² m³,“水平井+体积压裂+工厂化作业”是页岩气成功开发的基本模式,目前在长宁-威远、昭通和涪陵3个南方海相页岩气示范区实现了初步规模开发,已经具备了年产气97亿m³的生产能力。分析表明,合理高效地开发页岩气,对于缓解中国能源供需矛盾、调整能源消费结构、增强国际天然气定价影响力及促进区域经济发展均具有重要意义。     

金坛盐穴储气库上限压力提高试验

为了精确获取造腔层段最小主应力以确定盐穴储气库上限压力，确保气腔安全稳定运行且最大限度地发挥盐穴储气库的功能。在金坛储气库进行小型水力压裂地应力测试，测量5个层段的最小主应力，选取注采B井套管鞋处最小主应力22.5 MPa的80%，即18 MPa作为理论上限压力。上限压力的确定需进行数值模拟，研究表明，注采B井在上限压力18 MPa下满足气腔稳定性和密闭性的要求。根据注采站压缩机技术参数和安全考虑，金坛盐穴储气库确定了上限压力提高0.5 MPa的方案，且提压过程中利用实时微地震技术监测腔体及围岩的稳定性。经过现场提压试验，注采B井上限压力达到17.5 MPa，库容从3 481.06×10⁴ m³增加到3 590.39×10⁴ m³，工作气量从2 137.02×10⁴ m³增加到2 246.15×10⁴ m³，增加了5.11%。研究认为：虽然盐穴储气库行业普遍采用最小主应力的80%~85%的经验值作为盐穴储气库上限运行压力，但采取的上限压力需要进行数值模拟。通过理论模拟研究和现场试验，金坛盐穴储气库上限压力可以从当前的17.0 MPa提高到17.5 MPa。     

麻竹林下竹荪仿野生种植关键技术研究

以重庆市荣昌区退耕还林区麻竹林下竹荪为对象,进行了仿野生种植关键技术研究。笔者分别测定了竹荪的发菇时间、鲜/干质量、菌柄长度与发菇期的温度,探讨了不同栽培处理方式对竹荪产量的影响,并对仿野生竹荪的品质及其效益进行了分析。结果表明:① 竹荪产量随着时间推移呈一定的波峰分布,林内气温超过35 ℃时竹荪生长明显受到抑制。② 对麻竹林下竹荪仿野生栽培的关键技术要素进行了优化配置,以基质用法的影响最大且极显著,菌种用量的影响次之,郁闭度影响最小,且后两者差异不显著。③ 兴农D₈₉为在重庆荣昌地区麻竹林下种植竹荪的最优菌种,其最佳种植模式为:3月初,菌种用量5×10³ kg/hm²,以不同基质分层施放,即下层竹叶6.67×10⁴ kg/hm²,上层竹屑8.33×10⁴ kg/hm²,林分郁闭度控制在0.6。此条件下,鲜竹荪产量和净收入分别可达到1.536 0×10⁴ kg/hm²和2.418 9×10⁵元/hm²。     

川渝地区复杂储层水平井地质导向技术

复杂储层条件下,尤其是在薄层、低孔渗、缝洞型等储层的油气勘探与开采是油田进入油气勘探开发后期的研究热点与难点。实践证明,水平井地质导向技术正是解决上述难题的有效手段之一。针对川渝地区复杂的地质对象,从复杂储层地质特点、地质导向难点入手,梳理了现场地质导向作业中常见的问题,并针对性地总结了技术对策,提出了针对此类储层在实际地质导向中要解决好的技术要点。以重庆气矿川东高陡复杂构造带云安XX井为例,综合运用测井、钻井、地质、地震等资料进行钻前设计、地质建模、实时导向,地质与工程紧密结合,提高了储层钻遇率,最终试油产气55×10⁴ m³/d,为该区域产量最高井,现场应用效果明显。     

青西油田下白垩统下沟组致密油成藏条件

致密油资源是青西油田非常规油气中最现实、也是最容易获得突破的领域。从烃源岩、储层、盖层及储盖组 合等方面,深入探讨青西油田下白垩统下沟组致密油的成藏条件。结果表明：青西油田下白垩统下沟组和赤金堡组烃 源岩厚度较大,有机质丰度较高,干酪根类型较好,生烃潜力大;储层物性较差,为低孔低渗致密储层。但研究区内构 造活动强烈,不仅有利于形成富集油气的圈闭,而且还能改善储层的品质,发育的构造裂缝以及构造溶蚀裂缝是下白 垩统下沟组致密油藏的主要储集空间;下白垩统下沟组及中沟组泥岩、古近系泥岩和膏盐岩为主要盖层,生储盖组合 包括自生自储型和下生上储型两类。     

准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩生排烃特征及致密油资源潜力

应用地质、地球化学、测井、地震反演、沉积相和构造埋深等资料,预测烃源岩厚度、有机质丰度和有机质类型等的平面分布,采用生烃潜力方法建立风城组烃源岩的生排烃模式,评价风城组致密油的资源潜力。结果表明:风城组烃源岩分布面积广、厚度大、有机质丰度高,有机质类型以Ⅱ型为主,目前处于低成熟—成熟演化阶段。风城组烃源岩在镜质体反射率Ro为0.5%和0.85%时分别达到生烃门限和排烃门限。风城组烃源岩现今累积生烃量为3.185×10~9 t,累积排烃量为1.531×10~9 t,残留烃量为1.654×10~9 t,其中云质岩致密油与页岩油资源量分别为0.613×10~9 t和1.565×10~9 t。综合分析认为,风城组烃源岩类型好、生排烃量大,为晚期排烃,具有广阔的致密油勘探前景。     

2m阶Schrödinger方程组在实指数Sobolev 空间中的整体小解

Schrödinger型方程是一类非常重要的发展方程.通过应用Banach不动点定理,该文研究了在任意维数空间中2m阶非线性Schrödinger方程组{iu_t+(-Δ)^mu=a|u|^α-1u|v|^β+1,x∈Rⁿ,t≥0,iv_t+(-Δ)^mv=b|u|^α+1|v|^β-1v,x∈Rⁿ,t≥0,u(x,0)=φ(x),v(x,0)=ψ(x),x∈Rⁿ在实指数Sobolev空间H^s_p1(Rⁿ)×H^s_p2(Rⁿ)中的整体小解.     

玉米粉炭基固体酸催化合成生物柴油动力学研究

以玉米粉炭基固体酸作为催化剂,催化油酸与甲醇进行酯化反应制备生物柴油,在催化剂和甲醇用量一定的条件下,考察了不同反应温度下不同反应时间对油酸转化率的影响;并根据油酸浓度与时间的关系曲线,用微分法建立油酸酯化反应动力学的数学模型,计算相关的动力学参数。实验结果表明：在剂油比9%（催化剂质量占油酸质量的分数）、醇酸物质的量比8∶1、反应温度68 ℃、反应时间10 h时,油酸转化率最高可达到90.09%。该反应的反应级数为1.683,活化能为6.23×10⁴ J/mol,频率因子为2.17×10¹³ mol^-0.683·L^0.683·h^-1。     

阜新沙海组页岩特征及页岩气资源潜力评价

在阜新刘家区以往钻井勘探等方面地质工作的基础上,发现阜新盆地埋藏大面积页岩,页岩气成藏与开发潜力巨大。利用阜新刘家区沙海组页岩实验室岩芯测试数据,分析了沙海组页岩的分布、有机碳含量、R_o、孔隙度、脆性矿物含量、裂隙特征等重要参数。得出刘家区沙海组页岩厚度为500~600 m,有机碳含量为2.14%,热成熟度为0.634%,平均孔隙度为3.46%,脆性矿物中,石英含量达37.21%,裂隙发育好,存在多种形式的纳米级孔隙和天然裂缝。根据有机碳含量、R_o等参数,采用资源丰度类比法估算出刘家区页岩含气量为（72.8~89.05）×10⁸ m³。通过对刘家区沙海组页岩气的分析和资源评价,可为刘家区页岩气的勘探开发提供必要的基础参数,确定阜新刘家区为页岩气勘探开发的有利区域。     

英买X1白云岩油藏非均质性定量表征及建模研究

英买X1白云岩油藏目前已经进入特高含水开采阶段，因此，对储层进行非均质性定量表征并寻找剩余油分布规律显得尤为重要。从野外地质露头研究着手，结合单井实钻以及井间特征，明确了英买X1白云岩油藏非均质性主要受沉积旋回和岩性特征控制，优质储层主要发育于细-中晶白云岩，泥晶和泥-粉晶白云岩形成的低渗透条带影响了流体渗流特征，储层发育的6套低渗透格架层主要控制了剩余油分布规律。利用地层真厚度计算方法和薄层反演技术，搭建地层格架，并约束油藏地质模型和数值模型，预计白云岩区剩余油储量133.33×10⁴ t，措施增油量可达22.9×10⁴ t，技术思路对同类型油藏的开发具有重要的参考价值。     

缝洞型油藏氮气扩散系数测定及影响因素

针对塔河缝洞型油藏注氮气提高采收率深层次机理认识有待提高的问题，开展了该类型油藏条件下注氮气扩散系数影响因素的研究，采用压力衰竭法测定了氮气在油相和填充介质中的扩散系数，分析了原油黏度、气体组成、填充类型及流体饱和度对氮气扩散系数的影响。结果表明，氮气在稠油中的溶解度、扩散系数均低于稀油，但压力敏感性高于稀油；氮气中混合二氧化碳促进注入气在原油中的扩散。氮气在垮塌、砂泥和致密等3种常规缝洞油藏填充介质的扩散结果显示，填充介质的致密程度增加，氮气向填充介质内部扩散越困难，且致密介质中氮气的扩散系数达到固体扩散系数的级别（×10^-11 m²/s）；含水饱和度的增加减缓了氮气在填充介质中的扩散。首次测量了氮气在缝洞型油藏高温高压条件（温度>100℃，压力>20 MPa）下原油及填充介质中的扩散系数，并分析了相关影响因素，深化了缝洞型油藏注气提高采收率机理认识，为现场注气应用提供相应的理论指导。     

宁209井区裂缝控藏体积压裂技术研究与应用

为了解决页岩气开发面临的改造体积有限、产量递减快及储量动用程度低等难题,提出裂缝控藏体积压裂工艺技术。该技术通过减小簇间距、增加裂缝条数来加大缝控面积,形成连片控制区域,立体动用储层,大幅度提高一次可采储量。对该技术进行工艺设计优化,通过精细分段优化射孔位置、孔眼节流优化射孔孔数、渗流和应力干扰优化簇间距、气水置换和高强度加砂优选纳米压裂液、有效压力优化支撑剂、实验回归优化暂堵剂用量,优化结果为：6簇射孔,每簇6孔×60°×6孔/ft,簇间距6~8 m,单段段长40~50 m;采用纳米压裂液体系,先纳米滑溜水段塞打磨,后纳米线性胶连续加砂,加砂强度大于3.0 t/m;采用70/140目石英砂+40/70目陶粒（3：7）小粒径组合支撑剂,可适当提升石英砂比例。该技术在长宁地区宁209X-x井进行试验应用,折算1 500 m水平段测试产量26.6×10⁴ m³/d,相比邻井提升103%,增产效果显著,为页岩气井的高效开发提供借鉴。     

川中—川西南地区雷三段碳酸盐烃源岩生烃评价

评价川中—川西南地区中三叠统雷口坡组第三段暗色碳酸盐烃源岩的生烃能力,预测雷口坡组天然气新的勘探领域.在典型钻井岩心和岩屑样品的有机地球化学特征分析基础上,结合测井解释TOC技术,刻画出27口井的有效烃源岩厚度,并且应用有机质热模拟参数法对各井烃源岩的生气强度进行定量计算.研究表明:暗色碳酸盐烃源岩的残余有机碳质量分数...     

基于水资源承载力的黑河中游生态建设空间格局优化

以黑河中游为研究区, 基于系统动力学模型、灰色线性规划模型和Dyna-CLUES模型, 在揭示区域水资源承载力的基础上进行景观结构优化, 并通过耕地、林地和草地分布概率的博弈, 进行退耕还林区、退耕还草区和人工造林区的空间位置识别, 得到如下结果。到2020年, 在水资源满足生产发展、生活保障和生态优化的情景下, 黑河中游水资源可承载人口为144.16 万, 可承载工业增加值为79.73 亿元, 可承载耕地、林地和草地面积分别为3027.88, 953.535和3947.115 km²。以水资源承载能力为基本约束, 黑河中游景观最优结构为耕地2742.49 km², 林地 846.456 km², 草地2184.57 km², 水域170.671 km², 建设用地364.509 km², 未利用地13289.23 km²。生态建设空间分布格局较分散, 退耕还林区集中在高台、临泽和甘州绿洲边缘, 以期增强绿洲抵御风沙功能; 退耕还草区集中在山丹和肃南的海拔较高、坡度较大、水资源和耕作条件均较差的区域, 以期减轻区域水资源压力; 人工造林区集中在民乐和山丹两县的耕地外围, 以地势平坦、水资源条件相对较好的未利用地为主, 以期增强区域水源涵养、水土保持和防风固沙等功能。     

大港油田沙一段中部泥岩盖层封闭油气能力和时间有效性

为了研究沙一段中部泥岩盖层在油气成藏中的作用,采用地质统计和历史演化的研究方法对大港油田沙一段中部泥岩盖层发育、微观封闭能力及封油气有效性进行研究。结果表明:沙一段中部泥岩盖层除北大港潜山构造带的南部局部缺失外,全区分布,是油气聚集与分布的区域性盖层。具有较强-强的封闭能力,在东营组中后期和明化镇组中期分别形成封闭低和中储量丰度油气藏的能力,2个时期均早于沙三段源岩的大量排烃期,在时间上封闭油气是有效的,但其目前尚未进入形成封闭高储量丰度油气藏的时期,只能形成封闭中低储量丰度的油气藏。大部分油气藏沙一段中部泥岩盖层排替压力均大于储层排替压力和油气藏剩余压力之和,在能力上封闭油气是有效的,只有少数油气藏剩余压力大在能力上无法有效封闭油气。沙一段中部泥岩盖层封闭油气有效性决定了其下油气富集但储量丰度不高。