南海琼东南盆地崖13-1气田古近系陵水组海陆过渡带沉积特征及演化*

南海北部琼东南盆地中的众多凹陷均有海陆过渡相沉积,沉积相类型包括海湾辫状河三角洲和河口湾-潮坪。本次研究以高分辨率层序地层学理论为指导,将崖13-1气田古近系渐新统陵水组三段及二段各划分为1个长期基准面旋回,并在其内部进一步识别出10个中期基准面旋回(S1-S10)。在等时地层格架内,对陵水组三段及陵水组二段发育的沉积相特征及演化进行深入的探讨。陵水组三段沉积时期,研究区主要发育海湾辫状河三角洲沉积,其具有独特的层理构造、富含泥质纹层以及遗迹化石丰富。该沉积体系自下而上潮汐作用越来越强,早期以河流作用为主(S1-S4),中期为河流和潮汐混合作用(S5-S6),晚期逐渐过渡到以潮汐作用占主导(S7-S8)。陵水组二段沉积时期,研究区发生全面海侵,沉积作用方式及沉积特征更加复杂,生物成因构造更加独特,本次研究将其解释为河口湾-潮坪沉积(S9-S10)。研究表明,区域海平面的不断上升是研究区沉积相从海湾辫状河三角洲演化到河口湾-潮坪的主要控制因素。     

塔里木盆地和田河田成藏条件及控制因素

和田河气田位于巴楚凸起南侧,晚加里东期以来始终处于构造高部位。主要烃源岩为寒武系、奥陶系及石炭系,天然气主要来源于寒武系古油藏的原油裂解气,凝析油来源于石 炭系烃源岩。主要储集层为石炭生悄灰岩段、奥陶系古砂夺段和砂砾岩段碎悄岩,发育三套区域性盖层和多套区带性盖层,形成良好的储盖组合。成藏控制因素包括六个方面：①发育寒武系优质烃源岩,二叠纪火活动使寒武系油源的古汕藏解为干气,成为气田的主要气源。②构     

火山岩气井产能评价方法及其在松南气田中的应用

为了解决火山岩储层非均质性强,渗流稳定性较常规砂岩储层差,缺少准确评价火山岩气井产能方法的难题,笔者以松辽盆地南部长岭断陷松南气田8口火山岩气井的产能测试为基础,利用“回压法”,构建二项式产能方程;利用“一点法”归纳产能经验公式,建立了2种火山岩气藏产能测试方法。在火山岩气藏勘探初期钻井较少的情况下,适合采用“回压法”,可提升产能测试准确性;火山岩气藏开发中后期,在测试资料增多的前提下,“一点法”可以有效提高产能测试效率,节约成本。综合2种方法可以较为准确、高效地评价火山岩气井产能。     

鄂北工区PDC钻头泥包特征分析及预防措施

针对鄂北工区钻井工作特点,结合中石化集团华北石油局三普钻井公司各井队近几年钻井生产情况,对PDC钻头在现场应用中普遍存在的泥包问题进行了分析,提出了一套可行的预防措施。     

深井、高温、高矿化度泡沫排水采气技术研究

为解决川东气田深井、高温、高矿化度气井泡沫排水采气问题，研制了SPI-C11（A），SPI-C11（B）型起泡型。通过现场实验证明：研制的SPI-C11（A），SPI-C11（B）型起泡技术指标先进，助采效果好，适合川东气田深井、高温、高矿化度条件，且价格低，有利于降低成本，提高经济效益。     

四川中坝气田雷口坡组成藏条件及油气主控因素

通过对四川盆地西北部中坝气田中三叠统雷口坡组气藏已发现油气与有利沉积相带、局部构造、等关系的分析,结合试采试油资料与储层厚度、物性与录井显示关系的统计分析,总结认为油气成藏发育了多套烃源岩,具有良好的储集条件和保存条件。通过对各个构造运动阶段雷口坡气藏被改造与再形成的分析,提出油气主控因素是后期构造运动的影响,主要经历了印支期、燕山期和喜山期构造运动的改造形成的古圈闭,油气藏受到破坏然后再形成的整个过程。该主识对中坝气田未来的勘探开发具有指导意义。     

深水沉积层序与沉积演化模式典型实例——莺歌海盆地中深层黄流组

从莺歌海盆地东方气田中深层中新统黄流组深水沉积实例出发,利用多方资料揭示了一个从强制海退早期到海侵晚期的完整自旋回,以及每个时期深水沉积旋回的特征与发育规律。结合物源及地貌环境特征,将研究区分为三块,阐述了每块的特点。黄流组一段深水沉积属于多点供源、较富砂的沉积环境,且坡陡不大,海盆较小,为受沉积自旋回及地貌环境控制的较典型的深水沉积模式。研究区内的有利储层主要为强制海退晚期到低水位域正常海退和海侵早期的堤成水道及前缘决口扇复合沉积,而之后海侵早期的下切水道对于原有较连续的浊流砂体起到了分割作用,造成了现今的砂体展布格局。     

苏里格大型致密砂岩气田储层结构与水平井提高采收率对策

在分析苏里格气田辫状河体系及储层结构特征的基础上,提出了剖面储量集中度的概念,建立了厚层块状型、垂向叠置泛连通型、分散局部连通型、分散孤立型4种砂体分布模式,探讨了不同储层结构下的水平井采出程度,提出了水平井提高采收率技术对策。研究结果表明,辫状河沉积体系复合有效砂体由于“阻流带”的存在,直井动用不完善,水平井能克服“阻流带”的影响,提高层内储量动用程度;但由于砂体多层状分散分布,水平井开发会导致纵向含气层系储量动用不充分,影响层间采出程度。对于剖面储量集中度高的厚层块状型、垂向叠置泛连通型储层,采用水平井整体开发,Ⅰ+Ⅱ类井比例达70%以上,可显著提高储量动用程度和采收率。对于剖面储量集中度低的分散局部连通型储层,采用直井井网开发后进行甜点式优选水平井井位加密部署,可提高采收率10%以上。     

四川盆地普光气田上二叠统长兴组表生岩溶特征及意义*

四川盆地二叠系和三叠系的接触关系以及长兴组岩溶成因的认识,地质界一直存在较大分歧。通过野外露头、钻井、岩心、成像测井、C-O同位素等资料研究发现,普光气田长兴组发育大规模溶沟、溶洞、囊状溶洞、岩溶角砾岩;P/T界线附近长兴组溶蚀灰岩碳同位素发生严重负偏移;长兴组顶见不整合面,成像测井岩溶相带划分明显;长兴组顶部存在地层缺失。综合分析认为,普光气田长兴组发生过表生岩溶作用,长兴阶晚期重大海退事件是引起表生岩溶的主要因素。长兴组长期接受表生岩溶作用的改造,除形成台地边缘礁滩相储集层外,在礁滩欠发育的台地内部和台地前缘上斜坡等区带,是寻找不整合岩溶储集层的有利地区。     

昭通示范区黄金坝气田五峰—龙马溪组页岩气储层地质特征

昭通国家级页岩气示范区黄金坝气田是继礁石坝和长宁—威远之后中国又一个在页岩气勘探、开发领域实现重大突破的地区,为了系统地展示黄金坝气田页岩气资源富集的储层条件,为未来的勘探工作提供参考,以五峰—龙马溪组页岩气储层为研究对象,从区域地质条件、储层岩石学、物性和地球化学4个方面对该页岩气储层进行了综合研究。结果表明稳定的区域构造和良好的顶底板条件是黄金坝地区页岩气资源富集的关键,良好的保存条件使储层维持了较高的压力(压力系数1);较高的孔隙度(平均4%)和TOC含量(目的层2%)提供了良好的储集空间,使储层具有较高的含气量(1.35~3.48 cm3/g,平均2.50 cm3/g);天然气地球化学数据表明,区内天然气主要成分为CH4(97%),其次还含有少量的C2H6、C3H8和CO2;天然气同位素数据表明烃类C同位素组成发生了倒转,表明储层具有良好的封闭性。但储层孔隙系统较为复杂,且非均质性极强,从而导致渗透率较低,在储层改造施工过程中应予以充分考虑。总体上,黄金坝气田具有较好的开发前景,生产测试表明,区内直井压裂产量为0.5×104~3.5×104m3/d/井,水平井压裂产量可达12×104~40×104m3/d/井。