洛带气田蓬莱镇气藏开发部署优化研究

气藏评价尚未结束之前，开发的早期部署工作非常困难。针对洛带气田蓬莱镇组气藏的开发部署工作，利用目前许多新方法对开发层系划分、采气规模、开发规划、合理配产和井网部署等进行了优化研究，对气藏开发提出了指导性意见，且对类似气藏也具有参考意义。     

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。     

松辽盆地后五家户气田沉积相特征与控气作用

本文对松辽盆地东南部后五家户气田划分出22种沉积微相,建立7种相层序,分析了扇三角洲及三角洲沉积环境对天然气成藏的控制作用。指出了扇三角洲前缘砂体和三角洲前缘砂体较为发育,沉积物源来自气田东北部和东南部两个方向。后五家户气田多为构造—岩性气藏和岩性气藏。     

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气藏的气源分析

鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气藏的气源迄今尚未得到很好解决.笔者简述了气源对比存在问题及研究思路,并利用多指标综合对比法系统分析了鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳气藏的气源,初算了不同区块气源的混合比.鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系风化壳天然气既有石炭-二叠系来源为主的煤成气,又有下古生界自身来源为主的油型气.中部气田东部区块的天然气主要为煤成气(石炭-二叠系来源约占70%),中部气田北部、西部及南部区块的天然气主要为油型气(下古生界自身来源约占60%～70%).     

电镀PDC石油全面钻头及其在油气田中的应用

采用低温电镀工艺生产ＰＤＣ石油全面钻头对金刚石无任何热损伤，对喷咀进行组合设计，在两口井中进行试验，取得了很好的经济效益和社会效益，并分析了钻头的特点及存在的问题。     

四川新场气田蓬莱镇组气藏层间干扰分析

文章明确提出了四川新场气田蓬莱镇组成气藏中，上部气藏之间存在层间干扰现象，并从产层压差，试井终压，压力恢复曲线特征及井间干扰等多个角度证实了这一现象的存在，随后，运用层间干扰现象合理地解释了气藏西部两口高产气井长时间关井后产能失殆尽的原因，并指出中部气藏中西区的潜力远比预想的差。最后，在层间干扰分析的基础上得出，中，上部气藏不能归为同一开发层系，必须用不同井网分层开采。     

中国海相油气田勘探实例(之一) 四川盆地罗家寨大型气田的发现和探明

罗家寨气田发现于2000年,是四川盆地迄今为止发现的储量规模最大的一个气田,2002年探明储量为581.08×108m3。其下三叠统飞仙关组储层由碳酸盐岩蒸发台地边缘优质鲕粒滩白云岩构成,圈闭面积大,构造幅度高,具有一定的埋藏隐蔽性。论述了气田的发现和探明过程,气藏地质的特征,以及对碳酸盐岩气藏勘探的启示。     

塔里木盆地西部阿克莫木气藏地层压力特征

阿克莫木气田目前已有多口井完钻,各井在钻揭白垩系砂岩储层前,对地层压力纵向上的变化规律认识不清,在什么层位及深度下7″套管意见仍不统一。本文根据目前研究现状和生产面临问题,对白垩系各组地层分布规律、压力特征进行了详细研究,认为白垩系克孜勒苏群、库克拜组分布稳定,压力窗口相近,白垩系东巴组与上覆古近系阿尔塔什组压力窗口相近。建议今后该区钻探7″套管应下至库克拜组顶部-东巴组底部,减少地层漏失和油气勘探风险。     

四川盆地元坝气田长兴组古油藏的定量恢复及油源分析

目前虽认为元坝气田长兴组天然气主要为原油裂解气,但尚未进行该气田的古油藏的定量恢复并计算原油裂解气的资源量,并系统分析古油藏原油的来源.长兴组储层普遍可见固体沥青,是原油裂解的直接产物,且原油裂解在本区构造抬升变形前就已经完成,因此储层沥青可用来识别古油层的分布.根据储层沥青的纵向和平面分布,确定了7个可靠的古油藏和4个可能的古油藏,并运用容积法恢复出本区聚集的古原油为6.14×108 t,计算出相应的原油裂解气为3 807.08×108 m3,远大于现今气田的天然气探明储量,表明原油裂解气可以提供充足的气源,进一步证明了天然气主要为原油裂解气.通过长兴组储层沥青与不同层系烃源岩干酪根的碳同位素δ13C值对比,并结合烃源层分布和TOC等资料,确定古油藏原油主要来源于有机质类型以Ⅱ型为主的上二叠统吴家坪组烃源岩,其次为长兴组/大隆组烃源岩.后者主要分布在广元-南江-通江地区,该区的天然气勘探不能忽视该套烃源岩的生烃潜力与成藏贡献.