晋城矿区王坡井田地面瓦斯抽采效果影响因素

晋城矿区王坡井田地面瓦斯抽采效果差,为了查明原因,指导今后地面抽采工程施工,将研究区煤层气资源赋存条件与抽采效果较好的临近成庄井田进行了对比分析,并对排采井水质进行检测,同时在井下进行压裂裂缝形态观测。综合分析认为,煤层瓦斯资源丰度和储层条件是影响王坡井田抽采效果的主要内在基础因素;大量发育的陷落柱破坏了煤层气封闭条件并增强了地下水的补给,造成抽采井的排水降压难度大;井下裂缝观测表明,压裂裂缝顺煤层与顶板弱应力面水平延展,导致储层压裂改造效果欠佳。建议加强对研究区的瓦斯赋存分布特征及陷落柱发育规模深入研究,以指导后期地面井瓦斯抽采工程施工。      

低渗致密气井分类评价方法研究 ——以子洲气田为例

由于子洲气田低渗致密气储层地质情况复杂,储层物性差异大,造成子洲气田各井的产量、压力等生产特征不同。为了更好地指导低渗致密气井高效合理的开发,需要基于各井的静态特征和动态规律,对其进行合理的分类。采用储能系数和地层系数两个储层物性参数,作为静态评价指标;采用稳产期累产气量、稳产期日均产气量、平均日产气和单位压降产气量四个动态参数,作为动态评价指标。创造性地提出依据各评价指标频率分布直方图的特征,对气井进行各指标分级。基于正交矩阵的思路,建立了动静结合的低渗致密气井分类评价方法,最终形成了静-动结合的气井分类结果：子洲气田152口低渗致密气井中I类井（储层物性好,实际产量高）占11.2%、II类井（储层物性较差,实际产量高）占8.5%、III类井（储层物性好,实际产量低）占30.3%、IV类井（储层物性差,实际产量低）占50.0%。其中,III类井是今后生产开发的研究重点,明确III类井的范围,可为将来措施提产指明方向。建立的动静结合低渗致密气井分类评价方法,可为类似区块低渗致密气井的分类提供借鉴。     

塔中北斜坡富油气区油气分布规律与富集主控因素研究

塔里木盆地塔中北斜坡奥陶系油气藏类型多样、油气性质变化大、油气水分布复杂。通过对塔中北斜坡大量单井及其生产动态的分析解剖,结合分析化验资料,深入探讨了富油气区的流体分布特征、断裂发育特征、储层差异性以及典型高产井和出水井的对比,揭示了油气分布规律与控制因素。鹰山组顶部的风化壳型不整合面在垂向上控制了储层的发育深度范围和储层质量;平面上储层的非均质性是导致油气分布差异的重要原因。断裂引起的局部高差对流体聚集存在明显影响,使断裂上盘高部位更倾向于富油气,并发现断裂对储层改造强烈,特别是走滑断裂作为油气运移通道对油气分布具有重要的控制作用,决定了不同区域的古油藏在晚喜山期遭受气侵的强度,控制了不同相态油气藏的分布;奥陶系鹰山组上部发育的致密段对古油藏的保存具有积极的作用。该认识对相似地区碳酸盐岩油气富集规律研究及勘探开发具重要的参考价值。     

地表放射性异常与地下油气藏关系研究

为探索地表放射性异常与地下油气藏的关系，在４种类型的９个油气藏上收集了３１０口井的放射性测井数据，同时在５个油气藏上补充进行了地面放射性测量工作。测量结果表明，放射性异常从油层到地表具有延续性；在同一油层上方异常随测点与油层距离加大而减弱；复合式油气藏各油层异常独立存在；不同类型油藏异常总体形态相似，异常幅值与油藏圈闭条件有关；地表放射性异常形态和幅度受油藏埋深影响不大，但与油藏规模有一定关系。这些为油气物质垂直运移及放射性异常深部形成机制提供了直接证据。在此基础上，综合前人研究成果，提出了油田放射性物质来源主要是生油岩的观点和油气盆地内流体微运移循环的设想，建立了放射性异常综合成因模式，即：放射性物质伴随油气运移，在重力分异作用下，聚集在油藏周围水中；由于盖层对油水的排替压力不同，形成有利于水穿过盖层的条件；放射性物质与水一起在流体微运移循环作用下，沿微裂隙和孔隙运移到地表，形成油田边界高值放射性异常；油藏顶部地表放射性值的高低受氧化还原条件、潜水面深度和其他地表因素控制。     

天然气能源在地下储气库的存储及利用

地下储气库对调节冬夏季节天然气供需矛盾,保障用户需求、优化集输系统功能有重要作用。在对地下储气库概念及原理进行阐述的基础上,系统地给出了地下储气库的研究设计模式,提出了建立地下储气库应具备的首要条件,同时对地下储气库设计过程中应重点解决的问题及指标设计进行了详细论述。通过大港油区地下储气库地质方案设计的探索实践,证实了所提出的设计及评价方法的可行性。     

松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层局部构造控油模式探讨

利用近4000口开发井初期产能资料,结合构造、测井解释、沉积微相和报废井类型等静态地质资料,对松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层的油水分布规律进行了系统分析。研究表明,三级构造内单个的局部构造或单个的局部构造群控制油气的最终成藏,三级构造内油水分布受单个的局部（构造、岩性）圈闭控制,单个的局部（构造、岩性）圈闭内具有统一的油水分布规律,相邻的不同单个的局部（构造、岩性）圈闭具有不同的油水分布规律;储层的发育特征控制了油水的分布层位,断层与砂体的空间配置控制油水的分布边界。在相近的条件下,地垒型断块构造油藏〖FY〗反向正断层—鼻状构造油藏“人”字型反向正断层组合油藏断层—微幅度油藏断层—岩性油藏岩性油藏其它类型油藏,控油能力逐渐减弱。     

四川盆地东部长兴组--飞仙关组气藏地球化学特征及气源探讨

四川盆地上二叠统长兴组生物礁和下三叠统飞仙关组鲕滩是“九五”期间的勘探重点,通过对长兴组-飞仙关组气藏的烃源岩、储层沥青和天然气的地球化学研究,确认了上二叠统的滨岸煤系泥岩和海槽相碳酸盐岩为主要烃源岩,长兴组-飞仙关组气藏天然气主要来源于下伏的上二叠统烃源岩,天然气以垂相运移为主,飞仙关组部分气藏天然气中硫化氢含量较高与储层中膏岩层的分布和热硫酸盐还原作用有关,上述这些特征与沉积相带密切相关。     

聚驱后油藏剩余油分布数值模拟

通常聚合物驱的最终采收率在50%左右,聚合物驱后剩余油具有相当的开采潜力。以大庆长垣北部多段多韵律聚驱主力油藏为例,采用化学驱油藏数值模拟技术,系统研究并总结了典型油藏聚驱后平面及纵向剩余油的分布特征。结果表明,聚驱后油藏剩余油的分布系统可划分为2大成因、3大区域和7个部位。其中:存在受地质因素制约的剩余油,如废弃河道中部、砂体尖灭区、相对孤立的薄差砂体;也有开发因素控制的剩余油,如厚油层顶部剩余油、注采不完善部位、注入井间与生产井附近以及聚驱后高渗层内的残余油。聚合物驱后油藏剩余油主要富集于3大区域内,究其原因则主要源于水驱和后续聚驱波及程度的不同。     

川西坳陷中段上三叠统须二段气水分布特征及成因机理

川西坳陷深层上三叠统须家河组储层致密化严重,气水分布十分复杂,已经成为制约天然气勘探和开发的关键问题。在对须二段致密气藏地质特征、流体特征和气水分布特征研究的基础上,结合研究区实际地质条件,综合物理模拟实验的结果,揭示了该区复杂的气水分布成因机理。研究结果表明,川西坳陷须二段天然气主要为煤型裂解气,地层水型主要表现为CaCl2型,属于高封闭环境下的地层水。试气资料和测井解释结果表明,川西坳陷深层须二段主要以气层和含气层为主,局部井为气水同层和纯水层,地层水无成层性,水的分布表现出串珠状残留地层水的特点。孤立的地层水不受构造的控制,水的产出并不表现出上水下气或上气下水的特点,由于储层非均质性强,在深盆气形成过程中,气驱替水首先通过相对疏松的高孔高渗的储集空间,而对超致密砂体内已封存完好的水体则无力驱替,形成“残留地层水”,物理模拟实验结果也证实了这一点。     

九里山煤矿垂直井起裂压力对煤层气产能的影响

为了总结豫北焦作矿区九里山煤矿煤层气井压裂抽采试验的成功经验与失败教训,基于弹性平面应变理论和数值模拟方法,讨论了煤岩体压裂缝的形成与发展机理,并推导了“三软”煤层压裂抽采井在不同地质条件下的起裂压力计算公式。通过对比计算结果与实际抽放试验资料,认识到在张性断裂构造发育的大水矿区,过大的压裂措施使煤层气井筒附近煤储层隔水底板受到较为严重的损伤,压裂缝转向底板太原组L7-8岩溶含水层, 导致大量地下水涌入地面采井。从产能效果看,强烈的地下水径流作用,使原先游离于储层空隙中的煤层气逸散殆尽,孔隙水压也使得大量吸附于裂隙中的煤层气难以解析,因而无法形成长期稳定的单井规模产量。     

构造-岩性油藏油水微观分布规律与主控因素探讨

在对油水接触面形态和油水过渡带厚度的分布规律进行定量分析的基础上,以苏北盆地花17断块为例,结合油井生产动态特征分析了构造-岩性油藏中油水分布规律,并探讨了其影响因素.结果表明,在实际油藏中油水接触面是一个呈波状起伏的面,其在自由水面以上的高度随残余油饱和度下的毛管压力增大而抬高;油水过渡带厚度仅与束缚水饱和度和残余油...     

趋势面分析在瓦窑堡油田油藏分布规律研究中的应用

为了确定油藏分布规律,运用趋势面分析法对瓦窑堡油田长6油层组的顶面构造及层位厚度进行趋势值和剩余值分析,结合已有地质资料综合分析油井分布、产量、构造位置与剩余值之间的关系。通过数学建模分析已有数据,加深对油藏分布规律的研究。结果表明,已有的油井在构造剩余趋势和厚度剩余趋势图上均有明显的组合特征,构造正剩余区且厚度负剩余区内的油井大多产能较高,构造成为控制油井产能的主要因素。显著性检验证明该数学模型符合实际地质情况,对研究区油藏分布规律具有指导意义。     

塔北轮南地区奥陶系储集性及成岩作用

轮南地区是塔里木盆地重点产油气区之一．已从多口井的下奥陶统碳酸盐岩中获工业性油气流，一些井的产量还相当高．该区下奥陶统碳酸盐岩油气藏属以溶蚀孔洞和构造裂缝为主要储集空间的古潜山油气藏．该区经历的构造运动期次多，原生油藏遭破坏．成岩后生作用复杂，储层非均质性强，统计规律不明显，因此．对本区油气储量的前景很难预测．通过阅读大量现有资料，同时以薄片和岩心观察、分析结果为依据，从影响碳酸盐岩储层的岩石学特征、沉积环境、成岩环境等因素入手，讨论了轮南地区储集层的性能和分布以及成岩作用和孔隙演化特征，基本搞清了该区成藏条件和控油因素：构造作用决定了储集条件的初始分布特征和储层的特点，成岩作用则对储集条件的改善及油气的最后聚集起到了决定作用．     

镇泾油田红河105—1057井区微生物异常与含油气性关系

油气微生物勘探（MPOG）是地表油气藏评价的一个分支,主要研究近地表土壤层中微生物异常与地下深部油气藏的相关关系,它以成本低廉,简便快速,多解性小的特点,在镇泾油田得到充分的验证。在镇泾油田内,以微生物异常为基础,结合已有的区域油气地质、钻井和测井等资料,对微生物异常区域进行分析研究,重点解释说明了镇泾油田红河105—1057井区长821小层与油气异常的关系,并圈定出2个异常区,其异常连片分布,异常区的异常平均值较高,反映本工区内油藏控制面积较大。本工区天然气微生物异常整体水平较低,且基本上与油藏微生物异常区吻合,异常区零星分布,表明本工区的天然气多系原油溶解气。最后对工区油藏分级评价,并根据微生物勘探结果和地质特征等综合因素,在工区部署3口建议井。     

新场气田须二气藏天然裂缝有效性定量表征方法及应用

天然裂缝是地层中广泛分布的一种地质构造现象,当其在油气开发过程中保持一定有效性时具有重要作用,其有效程度高低是裂缝性油气藏高产富集的关键.本次研究以川西新场气田须二气藏裂缝特征及成因认识为基础,利用气藏各类动静态资料对裂缝张开度、裂缝渗透率、裂缝孔隙度等参数进行解释和评价,明确了不同资料计算获取裂缝参数的物理含义及相互之间的关系,为裂缝有效性评价奠定了基础.文中以井筒附近、地质模型网格单元体内裂缝网络系统作为裂缝有效性定量表征对象,通过裂缝网络系统裂缝参数的分布特征,选取并组合了参数分布的特征变量从而建立了裂缝有效性定量表征指标;基于裂缝有效性定量表征方法和建立的定量表征指标对新场气田须二气藏单井产层段裂缝的有效性及气藏裂缝有效性的纵横变化规律进行了研究和评价,其评价结果与区域构造、应力场分布、井下监测、生产动态具有很好的一致性.本文对油气藏中天然裂缝有效性的认识和定量表征方法为裂缝性油气藏地质建模中裂缝有效参数场的建立和数值模拟工作奠定了基础,为裂缝性油气藏的描述和生产动态研究提供了方向和思路.     

秦家屯油田松南142 区块储层流动单元研究

秦家屯油田松南142 区块经多年开采已经进入高含水阶段,为分析注采关系、预测剩余油分布和提高原油采收率,在本区开展了储层流动单元研究。结合岩心、录井、测井资料,确定本区主要发育扇三角洲前缘水下分流河道、水下分流河道间、河口坝、席状砂4 种沉积微相,农Ⅷ ～农V 整体表现为一套扇三角洲前缘的进积式沉积。运用多参数模糊聚类分析将本区储层划分为由好至差的A、B、 C、D、E5 类储层流动单元,并依此确定了研究区储层流动单元类型的回判标准。在储层流动单元展布特征研究的基础上,对区内油、水井之间的注采关系进行了分析,并对剩余油分布的有利区带进行了预测。利用研究区生产动态资料对该研究成果进行检验,证明分析结果与油田实际生产状况吻合。     

汾渭盆地富氦天然气成因及成藏条件初探

20世纪70年代，前人在汾渭盆地进行石油勘探时，于新近-古近系钻遇氦、甲烷、氮等天然气，由于当时以新生界石油勘探为目的，所以未能开展进一步工作.20世纪90年代以来，汾渭盆地地热资源得到了充分的利用，在地热水开采中，发现普遍含天然气.笔者通过盆内对不同构造单元、不同层位的地热井采集的天然气样品进行组分及同位素分析，发现汾渭盆地天然气为国内外少有的以壳源氦为主，有少量幔源氦加入的富氦天然气，并具有较高含量的幔源甲烷.综合前人资料成果，对形成天然气藏的气源条件、储盖组合条件、圈闭条件及运移与保存条件进行了的初步分析，认为汾渭盆地具有形成富氦天然气的地质条件和良好的勘探前景。     

Semianalytical modeling on 3D stress redistribution during hydraulic fracturing stimulation and its effects on natural fracture reactivation

The hydraulic fracturing technique has been widely applied in many fields, such as the enhanced geothermal systems (EGS), the improvement of injection rates for geologic sequestration of CO₂, and for the stimulations of oil and gas reservoirs. The key points for the success of hydraulic fracturing operations in unconventional resources are to accurately estimate the redistribution of pore pressure and stresses around the induced fracture and predict the reactivations of preexisting natural fractures. The pore pressure and stress regime around hydraulic fracture are affected by poroelastic and thermoelastic phenomena as well as by fracture opening compression. In this work, a comprehensive semi-analytical model is used to estimate the stress and pore pressure distribution around an injection-induced fracture from a single well in an infinite reservoir. The model allows the leak-off distribution in the formation to be three-dimensional with the pressure transient moving ellipsoidically outward into the reservoir from the fracture surface. The pore pressure and the stress changes in three dimensions at any point around the fracture caused by poroelasticity, thermoelasticity, and fracture compression are investigated. With Mohr-Coulomb failure criterion, we calculate the natural fracture reactivations in the reservoir. Then, two case studies of constant water injection into a hydraulic fracture are presented. This work is of interest in the interpretation of microseismicity in hydraulic fracturing and in the estimation of the fracture spacing for hydraulic fracturing operations. In addition, the results from this study can be very helpful for the selection of stimulated wells and further design of the refracturing operations.     

云南省抗旱井定井论证方法

云南抗旱井的水文地质论证工作可分为区域规划、圈定富水块段、确定井位、钻进过程分析4个步骤。根据云南的水文地质特征,抗旱井的论证首先结合含水层类型和区域地貌格局做好区域规划论证——只有充分考虑地下水的宏观分布格局才能保证全省性抗旱找水钻井的基本成功率。在确定具体井位时,首先要综合论证水文地质单元的补给、径流、排泄分区,汇水地貌和储水构造条件,圈定富水块段作为找水“靶区”;然后深入分析微地貌组合形态、小微型构造特征、地下水活动痕迹、地下水开发技术条件,并辅以多个拟选井位的物探工作,最终比较优选井位。在钻进过程中,水文地质编录和分析对于及时指导钻孔处理或移动孔位,避免浪费钻探进尺,保证抗旱井较高成井率是必不可少的工作。      

三维地质建模及数值模拟技术在油藏开发中的应用

通过鄂尔多斯盆地油坊庄油田定31井区侏罗纪延长组长1油藏三维精细地质模型的建立,对该区油田地质储量、采油量、含水率和压力等进行了数值历史拟合,摸清该区剩余油的分布规律:剩余油主要分布在构造高部位、沉积主河道注水未波及部位、生产井泄油半径之外和生产井未补孔部位.针对该区剩余油的分布规律制定了新钻调整井和老井侧钻、注采井网完善、采油工艺挖潜3种方法进行开发方案调整,并对调整后的开发技术指标进行了数值模拟预测.