湖相页岩油可动性——以渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷为例
摘要：以渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系沙河街组湖湘页岩为例,通过采集不同埋深页岩岩心样品,采用实验分析与测井资料相结合的研究方法,系统研究沙三下亚段（Es3^x）和沙四上亚段（Es4^s）页岩孔隙度、压缩系数、岩石力学性质、含油饱和度、气油比及原油饱和压力等特征,在此基础上,从地层能量角度,分析页岩油的可动性。研究表明,Es4^s和Es3^x弹性可动油率和溶解气驱动可动油率均随深度增加而增大,Es4^s页岩弹性可动油率和溶解气驱动可动油率均高于Es3^x页岩。2800-4000m深度范围内,Es3^x总可动油率为8%-28%,Es4^s为9%-30%。综合页岩含油饱和度变化剖面和可动油率变化剖面,认为3400m以深是东营凹陷Es3^x和Es4^s页岩油勘探开发的有利区。四川磨溪—高石梯地区龙王庙组滩控岩溶型储集层特征及控制因素
摘要：在四川盆地磨溪—高石梯地区龙王庙组钻孔、取心和室内分析测试资料基础上,研究其储集层特征、不同类型储集层成因和控制因素,并预测有利储集区带分布。岩心上,根据储集空间类型的差异和其与＂花斑＂状岩溶系统的发育组合特征,可将储集岩进一步划分为针孔、＂花斑＂针孔、溶洞及＂花斑＂溶洞等4种类型,其中＂花斑＂溶洞型储集层质量相对较好,其次为溶洞型和＂花斑＂针孔型,针孔型储集层质量相对较差。龙王庙组储集层的成因与控制因素表现为：区域浅滩化沉积作用形成了大面积颗粒云岩,以粒间孔和少量粒内溶孔为主要储集空间的滩相层状孔隙层为后期岩溶改造提供了物质基础,加里东期岩溶水沿先期孔渗层顺层流动溶蚀是优质储集层形成的关键。加里东—海西期龙王庙组构造古地貌控制了岩溶水流体势,进而控制了储集层发育。沿古地貌斜坡带（磨溪201井—磨溪9井—磨溪12井一带）岩溶最为发育,往往形成＂花斑＂溶洞型或溶洞型储集层,是最有利的储集区带。鄂尔多斯盆地南部晚三叠世重力流沉积体系
摘要：通过大量岩心观察和钻井资料分析,对鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组长7—长6油层组湖相重力流沉积体系进行全面解析。鄂尔多斯盆地南部长7、长6油层组广泛发育由滑动、滑塌、砂质碎屑流、液化流、浊流等成因单元组成的重力流沉积体系。旋回自下而上常见块状构造（MB段）、粒序层理（GB段）与水平层理（HB段）组合,平行层理（PB段）、沙纹层理（RB段）相对不发育。认为重力流沉积序列与浊积岩的鲍马序列存在较大差异,MB段为砂质碎屑流成因,GB段为浊流成因,PB、RB段为底流（牵引流）成因,而HB段系深水滞留沉积环境的产物,与重力流无关。湖底扇扇根沉积物以滑块、滑塌、砂质碎屑流沉积MB段为主;扇中以砂质碎屑流、浊积岩及湖相泥岩组成的MB—GB—HB组合为特征;扇端则以浊积岩和湖相泥岩的GB—HB组合为主。重力流成因砂体主要发育在三角洲前缘斜坡-盆地平原,向湖盆中心延伸可达数十千米。重力流成因砂体直接覆盖于长7油层组烃源岩之上,具近源成藏优势,其中下部的砂质碎屑流成因砂岩储集层物性和含油性较好,是值得重点关注的勘探对象。辽河坳陷中基性火成岩相分类及储集意义
摘要：根据岩心、岩屑观察和薄片鉴定,结合测井相和地震相分析,建立渤海湾盆地辽河坳陷中基性火成岩相分类体系和识别标准。辽河坳陷新生界中基性火成岩相包括6相16类亚相：火山通道相（隐爆角砾岩、次火山岩、火山颈亚相）,爆发相（火山碎屑流、热基浪、空落亚相）,溢流相（复合熔岩流、板状熔岩流、玻质碎屑岩亚相）,侵出相（外带、中带、内带亚相）,火山沉积相（再搬运火山碎屑沉积、含外碎屑火山沉积亚相）,侵入相（边缘、中心亚相）。从火成岩结构构造、岩石组合、成因和物源、产状与分布等4方面刻画亚相特征和识别标志。火成岩亚相决定原生储集空间类型及其组合,并影响后期构造和溶蚀改造作用的方式和强度,从而控制储集层的物性和有效性。溢流相复合熔岩流、侵出相外带和侵入相边缘亚相是东部凹陷新生界中基性火成岩储集层发育的有利相带,可作为重点勘探目标。塔河油田奥陶系碳酸盐岩基质孔缝型储集体特征
摘要：采用岩心观察、薄片鉴定、阴极发光、显微荧光、扫描电镜与能谱分析等多种技术方法,研究塔河油田云斑灰岩基质孔缝型油藏储集体特征。塔河油田云斑灰岩的白云石砂屑团块中赋存大量石油,在中下奥陶统一间房组和鹰山组广泛分布,厚度大,目前开发的油气有相当一部分来自于这种灰岩基质,而不是以往认识的完全来自于缝洞系统。白云石砂屑团块岩心上表现为不规则斑状或绸带状分布,在许多层段约占岩心总比表面积的40%,砂屑部分总孔隙面孔率也达39%左右。砂屑部分为结晶较好的白云石,白云石晶体直径主要集中在100-350μm,相当于中细砂级;高压压汞测试结果显示砂屑团块储集物性较泥晶灰岩优越很多,孔隙度为12.57%-36.39%。砂屑团块周围缝合线和微裂隙极为发育,密集的缝合线和微裂隙连通了白云石砂屑团块含油单元,使微孔、微缝中的石油能够连通起来,成为有效的储集空间。白云岩溶蚀的热力学分析与次生孔隙带预测——以三塘湖盆地二叠系芦草沟组二段致密凝灰质白云岩为例
摘要：针对三塘湖盆地二叠系芦草沟组二段致密凝灰质白云岩,研究其次生孔隙发育带的纵向分布规律与地质成因,利用热力学方法预测次生孔隙发育带横向展布。三塘湖盆地马朗—条湖凹陷纵向上存在3个次生孔隙发育带,主要是干酪根脱羧形成的有机酸和黏土矿物转化产生的无机酸共同溶蚀储集层而成。通过计算盆地内不同温度和压力条件下各种矿物溶蚀反应的自由能增量,并结合芦二段岩相分布,预测芦二段白云岩次生孔隙发育带的横向展布。计算结果表明,马朗—条湖凹陷深层白云石最易溶蚀,芦二段凝灰质白云岩溶蚀形成次生孔隙,其中马朗—条湖凹陷中央为有利溶蚀带,与半深湖—深湖相优质烃源岩重叠,有利于致密油聚集。马来西亚沙捞越盆地东北部第三系石英表面形态特征——对古沉积环境与储集层质量的指示意义
摘要：基于马来西亚沙捞越（Sarawak）盆地Belait组和Lambir组第三系露头样品,分析其石英表面形态,揭示其颗粒表面结构缺陷（源自风化作用和成岩作用）、古沉积环境以及储集层质量之间的相关关系。研究利用岩石薄片进行矿物识别,并观察粒径和结构;利用扫描电镜对样品的表面形态进行表征,以展现石英颗粒表面结构的变化。Belait组砾岩的扫描电镜图像表明其以自形石英晶体为主,常见机械风化缺陷,例如线性断口、贝壳状断口以及擦痕;而Lambir组砂岩中却常见化学风化特征,例如化学蚀痕、蚀坑、溶解坑以及刻痕。基于岩石学、扫描电镜以及CT扫描图像分析的储集层质量评价结果表明,研究区Belait组为高能海岸沉积,潮控特征明显,Lambir组为浅海—三角洲沉积,浪控特征明显;Belait组和Lambir组的储集层质量较差,但Belait组的孔隙度略高于Lambir组。近地表地震散射波分离方法
摘要：针对常规去噪处理无法压制近地表散射波的问题,通过分析近地表地震散射波特征,利用地震干涉测量理论,实现近地表地震散射波分离。山地地震资料信噪比普遍较低,有效波能量弱,近地表散射波能量强,地震数据处理中必须分离近地表散射波,提高地震资料信噪比。相邻炮集上的近地表地震散射波同相轴相互平行,根据近地表散射波运动学规律,通过地震干涉测量,消除地震波传播过程中相同路径的影响,近地表散射波得到相干加强,进而从原始地震记录中将其分离。以中国西部山地地震资料为例,通过直达波场与全波场地震干涉测量,加强散射波能量,进行散射波分离,处理后的地震资料基本消除了近地表散射波,验证了近地表地震散射波分离方法的有效性和可行性。致密砂岩含气性敏感参数——以松辽盆地英台气田营城组为例
摘要：针对致密砂岩气层与围岩的波阻抗差异较小、气层与围岩区分难度大等问题,研究致密砂岩含气性敏感参数,以准确识别薄层致密砂岩气。根据地层流体对弹性参数的敏感性,提出致密气敏感参数λ/vs（第1拉梅系数与横波速度比值）,并根据不同地质条件,提出拓展属性f/vs（Russell流体相与横波速度之比）,f/vs在一定条件下可退化为λ/vs。采用Gassmann方程与Brie经验公式进行流体替换,发现λ/vs比常用属性λρ（第1拉梅系数与密度乘积）、vp/vs（纵横波速度比）对含气饱和度更敏感,验证了新敏感参数的有效性。对英台气田营城组营二段进行叠前反演,发现λ/vs比λρ识别气层的精度高,与测井解释结果吻合较好,提高了气层识别能力及预测精度。多井缝洞单元水驱见水模式宏观三维物理模拟
摘要：根据相似理论,设计并制作了多井缝洞单元宏观三维物理模型,研究缝洞型油藏衰竭式底水驱和注水补充能量开采时水驱特征及油井见水模式。结果表明,底水驱时,受底水衰竭和油井见水的影响,初期呈产能高、递减快的特征;注水补充能量后,产能在短期内回升,之后缓慢下降;底水驱阶段,在底水直进井处易发生底水锥进,呈点状见水,见水时间主要由油井与底水的连通程度决定;注水能起到压锥的作用,抑制底水侵入,使底水驱阶段的点状见水转变为平面线状见水,注水阶段见水时间主要受井深影响。多井缝洞单元水驱油井含水率变化类型可以分为缓慢上升型、阶梯式上升型和暴性水淹型,其主要受油井钻遇储集体类型及配位数影响：油井钻遇溶洞时,随配位数升高,含水率上升速度减慢;油井钻遇裂缝时,随配位数升高,含水率呈阶梯式变化。砂岩气藏衰竭开采过程中含水饱和度变化规律
摘要：基于四川须家河组气藏典型储集层物性特征,选择了渗透率分别为1.630×10^-3μm^2、0.580×10^-3μm^2、0.175×10^-3μm^2、0.063×10^-3μm^2的4组砂岩岩心,模拟研究含水砂岩气藏衰竭开采过程中（地层压力从20 MPa衰竭开采至废弃）含水饱和度沿程变化规律,结合岩石微观孔喉结构与毛管压力特征,分析了不同渗透率砂岩与水相的相互作用机理并由须家河组气藏2口井进行验证。研究表明：1砂岩储集层对水相捕集作用的大小与渗透率关系密切,储集层渗透率临界值为（0.175-0.580）×10^-3μm^2;2渗透率大于0.580×10^-3μm^2的储集层,岩石孔喉半径较大,毛管压力较小,岩石孔喉对水相的捕集作用小,孔隙内的一部分水在气相驱替作用下可以被驱替出来成为可动水;3渗透率小于0.175×10^-3μm2的致密储集层,其孔喉细小,毛管压力较大,岩石孔喉对水相的捕集作用强,在气相驱替作用下,水相难以被驱替出来而滞留在岩石孔喉内,造成含水饱和度不降反升,因此对此类储集层,要严格控制合理生产压差,延长气井生命周期。交联聚合物微球-聚合物复合调驱注入参数优化设计
摘要：针对渤海S油田聚合物驱后吸水剖面改善不明显、油井含水无明显下降等现象,采用交联聚合物微球-聚合物复合调驱技术进行物理模拟实验,研究复合体系组成、驱替速度、注入量等对驱油效果的影响,并优化了复合体系注入参数。研究表明,在复合体系总浓度为1750 mg/L的前提下,体系中交联聚合物微球的浓度越大,采收率提高幅度越大,交联聚合物微球浓度在400-100 mg/L、缔合型聚合物浓度在1350-1650 mg/L范围内,都能取得较好的增油效果;交联聚合物微球-聚合物复合体系驱较单纯聚合物驱可以提高采收率8%-11%。复合体系驱替速度在3.5 m/d左右、注入量为530 mg/L·PV左右时,交联聚合物微球-聚合物复合调驱体系能较好地改善聚合物驱效果。现代油气井射孔技术发展现状与展望
摘要：射孔技术是油气田开发的重要环节。为了适应不同类型油气田开发的要求,经过10多年的发展,先后形成了深穿透聚能射孔、复合射孔、定向射孔、全通径射孔、负压及动态负压射孔、泵送射孔、定面射孔等一系列射孔技术及其配套射孔工艺,一方面提高了射孔完井和增产改造效果及作业效率,另一方面通过合理保护储集层,延长了油气藏开发寿命。同时,射孔优化设计方法和射孔检测技术不断丰富和完善,进一步提高了射孔安全性和成功率,并使射孔技术的测试手段和现场应用更加规范。对于非常规致密油气,深层、超深层,薄差层、边底水油层,水平井分段压裂以及老井增产改造,应充分结合油气藏和油气井特点,开展＂3D＂射孔技术、超深穿透定向射孔技术、高温高压射孔技术、储集层个性化射孔方案制定以及射孔补孔优化方法等技术的研究。投球滑套分段压裂用可分解压裂球
摘要：研制了适用于多级投球滑套分段压裂的可分解压裂球,分析了可分解压裂球材料的分解特性及力学性能,并对可分解压裂球进行了地面承压试验及现场应用。可分解材料是1种镁合金,密度在1.8-2.0g/cm^3。实验研究表明：可分解材料在氯化钾溶液中可自行分解,分解速率随温度升高而加快,但在胍胶压裂液中分解缓慢;可分解材料抗压强度达到360MPa,变形量达到约20%时发生断裂,断口具有韧脆混合断裂特征。地面承压试验结果表明：压裂球在80℃下能够承压70MPa,保压4h效果良好,且压裂球与球座间密封性能良好。现场应用结果表明：可分解压裂球在压裂过程中性能良好,压裂完成后可自行分解,避免了因返排压裂球产生的作业风险,节省了作业成本和时间。苏里格气田致密砂岩气藏水平井体积压裂矿场试验
摘要：基于苏里格气田致密砂岩储集层天然微裂缝发育情况、岩石脆性、两向应力等地质条件,分析苏里格气田采用体积压裂技术增产的可行性,并通过现场试验进行验证。苏里格气田致密砂岩天然微裂缝较发育、裂缝复杂指数主要分布在0.3-0.5、岩石脆性指数分布在36-52、两向应力非均质系数为0.17,对比国外非常规气藏开发经验,苏里格气田具备开展体积压裂试验的地质条件。通过室内模拟和现场先导性试验研究,形成了＂低黏度液体造缝、高黏度液体携砂、多尺度支撑剂组合、高排量大规模注入＂的体积压裂工艺技术。截至2013年底,已在苏里格气田试验42口水平井,投产初期日均产气量是邻近常规压裂水平井的1.2倍,实现了苏里格气田水平井单井产量的大幅提高。硬脆性泥页岩斜井段井壁稳定力化耦合研究
摘要：建立了考虑结构特点和弱面水化的硬脆性泥页岩斜井段井壁稳定力化耦合模型,利用模型分析了坍塌压力分布的影响因素,并进行了现场实例分析。基于硬脆性泥页岩理化性能特点,根据钻井液活度-岩石膨胀率、岩石活度-吸水量等关系,给出了钻井液活度窗口,进而确定岩石临界膨胀率及合理吸水量,并给出了坍塌压力的计算方法。分析发现：弱面倾角固定时,随着弱面倾向的变化,坍塌压力呈四分之一对称分布,且不存在坍塌压力单调递增或单调递减的井斜方位,危险区域和安全区域交替出现;与弱面黏聚力相比,弱面内摩擦角的水化程度对坍塌压力分布的影响更大。现场实例分析结果表明：利用提出的力化耦合模型可以准确地预测坍塌压力分布,只要将钻井液活度控制在活度窗口内,就能保证井壁稳定并降低钻井液密度。中国致密油革命：看得见的未来
摘要：在业内人士看来,页岩气只是中国非常规油气的＂甜点＂,在对页岩气的认知回归理性之际,应对致密油的勘探开发予以更多的重视。继中国＂页岩气革命＂之后,一场静悄悄但影响深远的＂致密油革命＂或将降临。深水钻完井天然气水合物风险及预防措施——以南中国海琼东南盆地QDN-X井为例
摘要：以南中国海琼东南盆地某深水天然气探井为例,分析钻完井过程中不同工况下的水合物风险,提出了预防措施,并进行了实验验证和现场应用。预测了水合物相态曲线,并计算了不同工况下井筒温度、压力场,在此基础上分析了水合物风险,结果表明：正常钻进时最大过冷度为6.5℃,水合物风险区较小;停钻和停测时最大过冷度分别为19.0℃和23.0℃,水合物风险区较大;测试初期最大过冷度不超过停测状态;节流放喷过程中水合物风险井段减小,当产气量大于25×10^4m^3/d时水合物风险消失。设计的水合物预防措施为：正常钻进和停钻时钻井液中添加氯化钠＋乙二醇;测试液中添加氯化钠/甲酸钾＋乙二醇;节流放喷过程中产气量小于25×10^4m^3/d时,井下注入甲醇;长期关井时采用测试液充填测试管柱。室内实验和现场应用结果表明,设计的预防措施满足水合物抑制要求。
