鄂尔多斯盆地安塞区长7页岩油与国内外典型盆地页岩油源储特征对比

选取国内外典型页岩油盆地,从烃源岩特征和储层特征方面与鄂尔多斯盆地安塞地区长7页岩油进行对比,为安塞区页岩油勘探开发提供理论指导。结果表明,鄂尔多斯盆地安塞区长7页岩油沉积构造稳定,与西西伯利亚盆地相似;烃源岩地球化学特征适中,相较于国内外大型页岩油盆地而言较差,且厚度小,储层特征差,不利于储层改造,但其埋深浅,利于勘探开发。总体而言,鄂尔多斯盆地安塞区长7页岩具有较大的资源潜力,但同时具有较高的开发难度,其相对较浅的埋深成为实现页岩油成功开发的最大的优势。     

新场蓬莱镇低渗致密气藏效益潜力评价新方法

新场蓬莱镇组气藏为中国石化西南油气分公司开发最早、采收率最高的低渗致密砂岩气藏。目前气藏已进入开发后期,地层压力及剩余储量丰度低,进一步提高采收率并获得经济效益难度大。为保证气藏持续效益开发,需定量评价气藏效益开发潜力。为此,以建模数模一体化为手段,以经济技术一体化评价为核心,开展气藏采收率多因素敏感性分析,研究不同气价、不同内部收益率及不同地层压力条件下的不同井型效益开发储量丰度下限,建立气藏效益开发潜力评价动态模型,评价不同开发阶段及不同经济政策下气藏开发潜力。经实际开发井验证,效益开发潜力评价模型准确度高,与实际部署井经济效益符合率达到88%,净利润1 087万元。     

礁灰岩油藏微粒过饱和充填技术机理及创新实践

南海东部地区流花油藏为礁灰岩油藏,按其内部结构特点,包括基质、裂缝及溶孔三重介质。油井含水上升速度快,各项常规增产技术均无明显效果。该油田在“微粒环空充填技术”的基础上,在业内首次创造性提出并尝试了“微粒过饱和充填技术”,已实施的3口井均取得明显效果,在保证产能的同时,含水率比邻井低30%以上,且含水上升速度慢,预测该技术单井增油5×10⁴ m³。但由于礁灰岩油藏地质油藏条件的复杂性,该技术应用的作用机理多有争论。因此,综合裂缝特征、渗流力学、油藏工程、完井工艺、数值模拟等研究,进行了礁灰岩油藏“微粒过饱和充填技术”的作用机理研究,认为起到“控水、堵缝、储层改造”三重作用,早期以储层改造为主、一定程度起到堵缝作用,相对高压充填微颗粒对近井储层起到扩张微裂缝、沟通更多基质储层、增大波及范围,后期以控水为主。该研究将指导本油田对微粒过饱和充填的后续应用,以及对其它裂缝性礁灰岩油田或者底水砂岩油田的控水增产具有较强的指导     

自发渗吸时间标度归一化处理方法

全面梳理了近年来国内外自发渗吸过程时间归一化处理方法研究进展,从渗吸作用原理出发,分析了各类方法的修正扩展形式;同时,基于岩芯尺度经验和理论归一化模型,深入分析了现场应用中适用性及存在的问题,详细总结并归纳了具有代表性的无因次模型及其边界约束条件。结果表明：(1)毛管力和重力是渗吸的主要作用机制,多数致密油藏渗吸过程受两者混合机制控制;(2)对于致密孔隙介质,岩芯时间标度归一化模型结果和实际油藏最终收敛效果存在较大差异、无关性较强,预测失准;(3)利用带压渗吸时间标度归一化模型可建立岩芯尺度与油藏尺度焖井渗吸时间之间的关系。因此,基于不同控制机制的修正标度解析方程,建立适合致密储层不同介质渗吸时间标度归一化模型,对致密油藏提高采收率动态预测具有重要意义。     

川西致密砂岩气藏井筒积液储层损害机理研究

川西致密砂岩气藏储量丰富,但存在井筒积液现象,储层损害严重,从而影响开发效率。深入认识井筒积液储层损害机理是从根本上解决积液储层伤害的前提和基础。针对气井井筒积液储层损害问题,开展井筒积液储层损害定量化评价实验,分析其损伤机理。结果表明,储层含水敏性矿物,易与液体产生反应;且中小孔隙多,造成毛管压力高,导致井筒积液损害严重。井筒压力每增加1 MPa,储层损害程度增加约6%;泡排剂对储层的损害程度随浓度的增加而增大,泡排剂与凝析油作用后对地层造成的损害更大,泡排剂浓度大于0.5%时,对储层的损害程度可达90%以上。研究结果为揭示川西致密砂岩气藏井筒积液储层损害机理提供了科学依据。     

鄂尔多斯盆地新安边地区长7页岩油储层孔隙结构特征

研究鄂尔多斯盆地新安边地区西部上三叠统延长组长7页岩油砂岩储层渗流能力与孔隙结构之间的关系。采用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞及核磁共振等测试技术,对新安边地区西部长7页岩油储层的物性、孔隙结构进行定性-定量研究。结果表明：长7储层的主要储集砂体类型为浊流砂体及三角洲前缘砂体,以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,粒度较细,储层致密、面孔率低,粒间孔及长石溶孔为最重要的孔隙类型;长7储层具有排驱压力较大、中值压力大、中值半径小等特点;不同物性储层的孔隙大小及分布差异不大,但喉道大小及分布差异相对较大;储层中纳米级喉道和亚微米级喉道控制着可动流体,随着渗透率的增大,开发潜力增大。长7储层孔隙结构的多样性及不均一性是导致储层非均质性的主要原因,浊流砂体的孔隙结构好于三角洲前缘砂体,喉道半径控制着储层的渗流能力。     

鄂尔多斯盆地早古生代构造分异作用对碳酸盐岩沉积与规模性储层发育的控制

探讨鄂尔多斯盆地早古生代构造-沉积分异作用及其对沉积物质充填与规模性碳酸盐岩储层发育分布规律的控制。基于野外露头、钻井岩心、地震资料、岩石薄片及最新成果认识,遵循构造-沉积分异理论,分析构造分异作用对碳酸盐岩沉积作用与规模性储层发育的控制效应。鄂尔多斯盆地地震资料、下古生界地层分布规律以及沉积构造、岩石组合差异表明早古生代存在早-中寒武世继承性裂陷分异、晚寒武世-早奥陶世“隆-拗”分异和中-晚奥陶世同沉积断裂分异3种构造分异作用。继承性裂陷分异期,沉积环境由滨岸演变为混积潮坪,在张夏期最终转变为碳酸盐岩缓坡,古隆起与古裂陷共同控制张夏组鲕滩分布;“隆-拗”分异期,盆地内以台地潮坪为特色,相带沿古隆起与拗陷之间呈环带分布,古隆起、拗陷内高地形控制马家沟组颗粒滩沉积;同沉积断裂分异期,断裂下盘发育生物礁,沉积环境由碳酸盐缓坡转变为碳酸盐台地。古隆起周缘、古裂陷两侧与古拗陷内高地形处易形成残余颗粒云岩与晶粒云岩,为天然气有利勘探带;含膏云坪在准同生期形成膏模孔,表生风化壳期溶蚀夷平作用控制岩溶古地貌分布与储层保存状况,岩溶斜坡上部和岩溶残丘顶部为有利勘探目标区;台地边缘礁滩体有望成为远景勘探...     

低渗煤中氮气与二氧化碳气体吸附的表征模型

地质领域常以等温吸附试验为研究方法,探究煤中气体之间的吸附行为。以刘庄矿13煤为研究对象,开展了N₂、CO₂气体吸附实验,在综合分析拟合回归系数平方R²、模型计算值与实验值的残差平方和v与相对误差s的基础上,选出低渗煤中气体吸附的最佳吸附模型。结果表明：对于低渗煤中N₂吸附的模型拟合精度由高到低为：优化L模型>优化D-A模型>优化D-R模型>D-A模型>L模型>D-R模型>F模型;对于低渗煤中CO₂吸附的模型拟合精度由高到低为：优化L模型>优化D-A模型=优化D-R模型>D-A模型>L模型>D-R模型>F模型。实验结果可作为低渗煤层中气体吸附及CO₂封存提供地质依据。     

白云凹陷浅层气开采过程中储层性质的影响因素

由于深水浅部地层胶结性差、强度低,浅层气开采过程中极易出现储层失稳坍塌情况,严重制约浅层气的产能,为了深入了解浅层气开采过程中储层变化规律,开展了不同粘土含量、主控开采参数和孔隙度的模拟实验,分析其对储层产气和产水情况的影响。研究结果表明:压敏效应和微粒运移同时存在,近井端压敏效应造成的渗透率损伤更严重,在保证地层稳定的前提下,随着时间推移,小程度的微粒运移可使孔隙连通性增加,对稳定产气、提高渗透率有积极作用;随着气体产出,储层内水分也会被携带产出,且部分束缚水会转化为可动水,所得结论可为海域浅层气井的防砂增产提供参考。     

川西南筇竹寺组页岩盐敏性实验评价新方法

孔喉致密、黏土矿物含量高使得页岩气层具有严重的潜在盐敏性损害特征。用现行行业标准(SY/T 5358—2010)评价页岩盐敏性时,存在对实验设备要求高、测试流程长、实验误差大等问题。提出气测渗透率法评价页岩盐敏性,通过比较岩心经液体污染前后气体渗透率变化来反映盐敏性。该方法不需计算岩心出口端流量,从而解决了页岩液体渗透率过低而引起的测试周期长、实验误差大等常规评价问题。此外,行业标准法实验采用液体为实验介质,而气体渗透能力是影响页岩气层产能的主要参数,因此气测渗透率法更符合气层生产实际。盐敏性实验研究结果表明,该储层盐敏指数为74.51~82.80,盐敏性强,施工过程中应尽量避免或者减少碱敏损害。同时该实验方法为后续以气测渗透率为中心的流体敏感性实验评价打下了基础。