塔中地区志留系柯坪塔格组上

在详尽的岩石学研究的基础上,对塔里木盆地塔中地区志留系柯坪塔格组上³亚段储层物性特征进行了详细的描述.上³亚段储层孔隙类型以残余原生粒间孔为主,岩性主要为粉砂、细粒岩屑砂岩.上³亚段储层物性受碳酸盐的胶结作用影响较大,储层碳酸盐含量与孔、渗之间亦呈明显的负相关性.上³亚段储层孔隙度大于9%,渗透率大于2×10^-3～3×10^-3μm²(一般认为孔隙度≥9%,渗透率≥2×10^-3～3×10^-3μm²可作为储层),并且孔隙度和渗透率具有很好的线性相关性,随着孔隙度的增加,渗透率也明显增加.进而根据储层物性的平面展布情况,总结出塔中地区志留系柯坪塔格组上³亚段碎屑岩储层的高值区位于塔中的东南部,并且该层段碎屑岩储层的油气分布与储层物性关系密切,上³亚段可流动油气藏的分布范围与储层的孔、渗高值区的范围相一致.最后,根据储层特征与油气分布的关系,预测了该区志留系上³亚段有利区域分布在塔中54井区附近、塔中30井区附近以及塔中17和塔中37井区附近.此预测为研究区下一步油气勘探工作提供了新思路.     

我国煤层气储量、资源量级别分类

煤层气储量、资源量级别主要受控于勘探区所处的勘探阶段和勘探程度。依据探区内开发井数目和储量、资源量评价参数的多寡,我国煤层气可划分为2类资源量和4类地质储量。据不完全统计,我国2000m以浅的煤层气资源总量约为326366×10⁸m³,其中1000～2000m埋深的为215666×10⁸m³,1000m以浅的为110700×10⁸m³.     

中国煤层气勘探开发前景分析

据统计资料中国煤层气资源量为30×10¹²～35×10¹²m³,若排除埋藏深度、变质程度、瓦斯风化带及煤田构造的影响,实际可供勘探开发的煤层气资源量只有10×10¹²m³.根据美国煤层气勘探的历程,预测我国煤层气产量在2000年将达0.43×10⁸～0.65×10⁸m³,2000～2010年将是我国煤层气的大发展阶段,预计全国可达20×10⁸m³,2020年产量将达100×10⁸m³,2050年达到250×10⁸m³.     

鄂深1井井下裂隙层特征

鄂中坳陷的鄂深1井在2695～2848m井段,发生严重井漏,最大漏失速度达42.3m³/h,同时钻时下降。     

西南油气田含锂气田水资源调查分析

截至2020年底,国内锂资源供应对外依存度高达70%。据统计,中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)各气田在开发过程中普遍产水,目前西南油气田拥有生产井1 900余口,其中超80%的生产井产水,2020年常规气气田累计产水超120×10⁸ m³。据研究报道,气田水与油气等烃类物质共同经历了漫长的油气成藏阶段,通常含有更多的微量元素,甚至部分锂资源含量高于盐湖卤水。通过气田水取样分析证实,西南油气田17口井气田水中锂离子质量浓度最高达131.6 mg/L,约50%取样井气田水中锂离子含量高于最低工业品位,同时还含有较为丰富的溴、钾等伴生资源。通过对重点井气田水跟踪评价证实西南油气田气田水锂、溴资源长周期稳定性较好,此外,西南油气田地层水资源丰富,3处重点区块地层水储量达13.3×10⁸ m³,初步估算了3处区块锂资源(以Li₂CO₃计)总价值超3 100亿元,具有较大的开发利用价值。     

多组分交联聚合物凝胶性能与低渗透油藏优势通道的匹配关系

针对存在水驱优势通道的低温低渗透油藏的稳油控水问题,开展了多组分交联聚合物凝胶室内研究。从多组分交联聚合物凝胶的静态成胶性能、流变性、分流特性、封堵性能以及运移深度几个方面研究了其性能与非均质地层中优势通道的匹配关系。实验结果表明,在实验温度（40℃）下,多组分交联聚合物凝胶的初凝时间为3 h左右,完全成胶时间为24 h,成胶强度大于50000 mPa?s;成胶前呈现"剪切变稀"行为;对于渗透率级差大于10的非均质地层,选择封堵性较好;堵剂在注入量为0.3 PV的情况下,对渗透率为600×10^-3、1000×10^-3、10000×10^-3μm²的优势通道的封堵能力较强,在渗透率10000×10^-3μm²填砂管中的最终运移深度可达到总长度的3/5处,在1000×10^-3和600×10^-3μm²填砂管中的最终运移深度可达到2/5处。     

胍胶压裂液对阜东斜坡区头屯河地层的伤害

针对阜东斜坡区头屯河地层特低渗透砂砾岩岩心,通过流动试验系统评价了胍胶压裂液静滤失、动滤失以及破胶液对天然岩心、天然岩心粉末制备的填砂管渗透率的影响。岩心静滤失试验表明,胍胶压裂液滤液对阜东斜坡区头屯河地层岩心不产生伤害。在岩心动滤失过程中,胍胶压裂液在渗透率为9.61×10^-3μm²的岩心端面会形成滤饼,由此导致对岩心的伤害率达到25%;但胍胶压裂液在渗透率为0.32×10^-3μm²、46.20×10^-3μm²的岩心端面几乎不会产生滤饼,岩心伤害率低于10%。该结果说明动滤失过程中滤饼的状态除与压裂液有关外,还取决于孔隙介质。此外研究发现,在水测渗透率为1300×10^-3μm²填砂管中注入含有320mg/L残渣的破胶液,渗透率下降达80%。研究结果对阜东斜坡区头屯河地层压裂设计提供指导。     

聚合物传输运移能力和油藏适应性评价

大庆太18-38 井区具有储层渗透率低和非均质性强的特点,水驱开发效果受到极大影响,亟待采取进一步 提高采收率技术措施。针对大庆太北开发区的问题,开展了普通聚合物和抗盐聚合物溶液渗流特性和传输运移 能力实验研究和作用机理分析。结果表明,与普通聚合物相比,抗盐聚合物分子聚集体尺寸较大,岩心孔隙内尤 其是注入端附近区域内的滞留水平较高,致使该区域渗流阻力增幅以及压差和压差比较大,传输运移能力较 差。与普通聚合物不同,抗盐聚合物分子链上存在少量片状结构,致使聚合物分子链间缠绕作用增强、分子聚集 体尺寸增大和聚合物传输运移能力变差。当目标油藏储层渗透率为238×10^-3、246×10^-3、255×10^-3 μm²时,与其相 适应的聚合物分别为中分、中高分、高分聚合物;当储层渗透率为500×10^-3 μm²时,适应的聚合物为超高分和抗盐 聚合物。     

吐鲁番-哈密盆地石油勘探喜获丰收

新疆吐鲁番-哈密盆地是一个中型山间盆地,面积4.9×10⁴km²,其中吐鲁番坳陷2.3×10⁴km²,哈密坳陷1.2×10⁴km²。截至1988年底,共发现58个圈闭。其中台北可可雅构造带、托克逊以西伊拉湖构造带的台参一井和托参一井投入钻探,均获工业油流。1989年宣告鄯善油田和伊拉湖油田的发现,证实含油面积18—24km²,控制储量7000×10⁴t。1990年,又钻探台北可可雅构造带的丘陵、丘东、盐山口等构造,其中丘陵构造陵三井于7月13日试获工业油流,日产50—70m³。陵三井出油,使鄯善油田与丘陵构造可能连成一片。目前吐-哈盆地已控制1.4×10⁸t 储量,丘东、盐山口构造探井预计三季度完钻试油,前景看好。     

中国大中型气田盖层封盖能力综合评价及其对成藏的贡献

大中型气田天然气封盖条件主要受盖层自身厚度和排替压力、气藏内部能量(压力系数)和天然气本身性质(流动粘度)的影响。气藏盖层封闭指标CSI值与天然气聚集效率为正比关系,CSI值越大,天然气聚集效率越高;反之则越低。中国大中型气田聚集效率分3个等级:1)大于100×10⁶m³/(km²·Ma)的气藏为高效气藏,主要分布在塔里木、柴达木、莺琼、渤海湾和松辽盆地,以塔里木、柴达木和莺琼盆地居多;2)10×10⁶～100×10⁶m³/(km²·Ma)的气藏为中效气藏,主要分布在四川、东海、松辽、渤海湾、塔里木和吐哈等盆地,以四川盆地最多;3)小于10×10⁶m³/(km²·Ma)的气藏为低效气藏,主要分布在鄂尔多斯盆地和四川盆地。中国大中型气田的形成要求其盖层的CSI值应大于10⁹m/s。然而,对于天然气聚集效率较高的气田,其盖层的CSI值还应更高。     

四川盆地石龙场气田概况

石龙场气田由地矿系统在1979年发现并投入开发,至今已整整十年。截至1989年底,已累计生产天然气2.89 × 10⁸m³,凝析油2.18 × 10⁴t.     

多套源岩天然气扩散损失量评价—以松辽盆地北部浅层气源岩为例

根据天然气扩散原理、物质平衡原理和烃浓度封闭机理建立了多套源岩天然气扩散损失评价模型。选取松辽盆地北部浅层多套生物气源岩为例进行应用,结果表明,研究区4个层位现今累积生气量达385.7×10¹²m³,浅层生物气源岩主要生气层位中嫩江组二段生气量最大,主要生气期在嫩江组沉积末期。实际扩散气量计算表明,嫩二段实际扩散气量最大,其次为嫩一段、青山口组一段和青山口组二三段,不考虑烃浓度封闭和考虑烃浓度封闭的累积实际扩散气量分别达199.42×10¹²m³和105.44×10¹²m³。考虑烃浓度封闭时各时期的评价扩生比(实际扩散气量和生气量比值)都低于不考虑烃浓度封闭时的扩生比,后者约为前者的2～3倍。     

二元驱体系水动力尺寸与储层喉道尺寸匹配关系

针对低渗透油藏二元驱过程中聚合物分子量和浓度选择无依据的问题,首先,采用激光粒度分析仪测试不 同条件下二元驱体系水动力学尺寸,明确了二元驱体系水动力学半径随聚合物分子量、聚合物浓度、表面活性剂 浓度、基液矿化度的变化规律;然后,通过恒速压汞实验测试不同渗透率人造岩心平均喉道半径,并拟合出了人 造岩心渗透率与平均喉道半径经验公式,最后,基于二元驱体系注入性实验结果,结合现场数据计算得到的判定 标准,明确当岩心渗透率小于20×10^-3 μm² 时,注入聚合物的分子量应小于300万,质量浓度小于500 mg/L;当岩 心渗透率处于20×10^-3 ～40×10^-3 μm² 之间时,注入聚合物的分子量应小于500万;当岩心渗透率处于40×10^-3 ～ 70×10^-3 μm² 之间时,注入聚合物的分子量应小于1200万,结合基液矿化度和表面活性剂浓度对二元体系水动力 尺寸影响规律,可为现场二元体系配方调整提供指导。     

稠油油藏水侵制约要素的研究

锦91块已进入吞吐开发后期且水淹严重,边底水稠油油藏转蒸汽驱缺乏理论依据。实验采用三层非均质人造岩心,气测渗透率分别为500×10^-3、1000×10^-3、1500×10^-3 μm²,中心5口生产井,外围4口饱和油的辅助生产井,右边4个进水口模拟充足的边水水体,靠近边水有宽度为2 cm的高渗（渗透率16000×10^-3 μm²）过渡带。分析了压差、温度、边水距离等因素对边底水水侵敏感性的影响。结果表明：在45℃、压差（ΔP）分别为0.04、0.06、0.08 MPa时,实验前期和后期,瞬时水侵量Q与ΔP的关系分别为Q=0.0021×e^72.8ΔP×t (t=0~75 h)和Q=0.007×e^51.708ΔP×(t-75)+0.157e^72.64ΔP (t=75~125 h)。压差较小时,Q与时间近似为线性关系;随着压差的增加,瞬时水侵量变化曲线出现拐点;水侵后期瞬时产水量趋于稳定。温度由45℃增至75℃,生产井见水时间延后,温度对距离边水较远的生产井见水时间影响最为明显。距离边水越近,水淹越严重。在诸多水侵敏感因素当中,压差对水侵规律的影响最为明显。此结果为重水淹区转蒸汽驱开发提供了依据。     

液体胍胶制备方法及其耐高温体系性能

针对干粉羟丙基胍胶在配液过程中出现的问题,制备以白油、表面润湿剂（甲醇与水）和乳化剂（烷基酚聚氧乙烯醚）为主的液体胍胶增稠剂（LGC）,具有配制简单、分散速度快、溶胀时间短的特点。室温下,在自来水和人工海水中加入1.0%液体胍胶和0.15%甲醛,低速搅拌30 min后的黏度分别为110.11和112.40 mPa·s,与有效物含量相同的干粉羟丙基胍胶基液黏度相近。液体胍胶配制基液受水源pH值和矿化度的影响较小,用海水或矿化水配制可达到淡水配制效果,降低海上施工成本。液体胍胶和干粉胍胶配制的压裂液（羟丙基胍胶含量0.4%）在95oC破胶4 h后,破胶液黏度分别为3.542和2.243 mPa·s,破胶残渣分别为476和432 mg/L,差别较小。1.0%液体胍胶（有效物含量40%）压裂液在120oC下的初始滤失量为1.907′10^-4 m³/m²、滤失系数为0.997′10^-4 m/min^?、平均滤失量为0.366′10^-4 m³/(m³·min）。0.6%干粉羟丙基胍胶经过24 h溶胀后加入自制交联剂CYS-1及其他助剂,在160 oC、170 s^-1下剪切120 min后的黏度约180 mPa·s;CYS-1交联剂与液体胍胶在30 min内完成配制,在160oC、170 s^-1剪切120 min后的黏度约190 mPa·s;在170oC、1000 s^-1高速剪切3 min后,再在170 s^-1下剪切90 min的黏度大于122 mPa·s,实现快速配制、溶胀充分、耐高温耐剪切要求。     

改性淀粉凝胶与三元复合驱体系的组合调驱研究

采用双层非均质岩心模型,将调剖和驱油结合,评价不同级差条件下8种开发方案提高采收率的效果。结果表明,岩心渗透率为30×10^-3/1000×10^-3μm²时,单独聚合物驱和三元驱使含水率下降约15%,采收率分别提高6.7%和8.3%。用改性淀粉凝胶封堵后,三元驱岩心含水率下降至44%,明显低于聚合物驱和水驱的最低含水率60%、70%,三元驱、聚合物驱及水驱采收率增幅分别为23.5%、19.2%和10.1%。三元驱能有效启动低渗层位,三元复合驱对低渗层位剩余油的开采效果明显好于聚合物驱。“改性淀粉凝胶体系+三元复合驱”组合调驱采收率增幅为40.4%,好于二者单独作用时的采收率增幅加和35.6%,并比“铬凝胶+三元复合驱”组合调驱采收率增幅高4.3个百分点。岩心渗透率为30×10^-3/2000×10^-3 μm²和30×10^-3/500×10^-3μm²时,“改性淀粉凝胶体系+三元复合驱”组合调驱采收率增幅分别为45.3%和34.4%,三元驱提高采收率25.1%和22.2%,油藏非均质性越严重,该组合调驱体系开采效果越好。     

某油田深冷空分制氮工艺优化研究

目的某大型油田采用深冷空分制氮工艺获取氮气来注氮驱油,为改善该工艺比功耗高、氮收率低等问题,利用中心复合旋转设计(CCRD)响应面分析法进行生产运行参数优化。 方法基于HYSYS软件建立深冷空分制氮流程,并对工艺中的关键运行参数进行单因素分析,由此确立各参数优化选值区间,利用CCRD响应面分析法在区间内进行参数寻优。 结果以工艺的比功耗最小为目标,使用工艺运行参数的最佳组合,优化后的流程氮气产量从16 905 m³/h增加到18 541 m³/h,提高了9.68%;氮气中氧摩尔分数从0.000 26%下降到0.000 24%,降低了7.7%;氮收率从70.92%上升到77.75%,增加了9.63%;比功耗从0.374 5 kW·h/m³下降到0.345 7 kW·h/m³,减少了7.69%。 结论利用CCRD响应面法进行生产运行参数优化对存在问题的改善有明显效果。      

适于徐深气田的耐寒耐高温泡排剂

针对徐深气田深度≥3000 m、井温≤150 ℃、冬季时间长、气温低的特点,以马来酸酐、十六胺、无水亚硫酸 钠为原料,通过酰胺化反应和磺化反应两步合成了阴离子表面活性剂棕榈酰胺磺基丁酸二钠（ASB-16A）。将 ASB-16A 与优选的起泡剂月桂基葡糖苷（APG1214）、防冻剂乙醇、去离子水混合制得耐寒耐高温泡排剂 （CYY-1）。评价了CYY-1 的泡沫性能、耐高温性能、低温稳定性、与地层水的配伍性,并在徐深气田进行了现场 应用。结果表明,CYY-1 的最优配方为：10% ASB-16A、10% APG1214、44%乙醇,其余为去离子水。CYY-1 的起 泡性和稳泡性较好。在80 ℃下,1.25% CYY-1 溶液的初始泡沫高度为150 mm,静置3、5 min 的泡沫高度分别为 150、75 mm,携液量为1100 mL。在150 ℃、pH=8.5 的弱碱条件下老化24 h,对CYY-1 的泡沫性能影响较小。 CYY-1 的低温稳定性好于常用的低温泡排剂。在-35 ℃冷冻7 d,CYY-1 变浑浊,但仍可在管线中流动,满足装置 自动加注要求。CYY-1 与地层水的配伍性良好,0.5%～10.0%的溶液在常温下静置48 h 后仍澄清透明,可以实施 自动化泡排加注。在现场试验2 口井,某井日产气量由2.46×10⁴m³增至3.07×10⁴m³,日产水量由5.77 m³降至 3.70 m³,实现稳定带水生产。CYY-1 适用于井温≤150 ℃、矿化度≤16 g/L、pH值为8.5 的气井的泡沫排水采气。     

井丛自动选井及气液两相流量计量装置的研发和应用

延XX井区位于鄂尔多斯盆地天然气富集区的南缘,属于致密气田,气井生产过程中产水,水气比范围为0～9 m³/10⁴ m³,构成“湿气”工况。项目气井单井计量工艺为单相(纯气)计量,主要有旋进漩涡流量计、孔板差压流量计等,单相流量仪表受到出液的影响,无法准确计量气井的气液产量,导致无法准确监测气井生产动态,制约着气井的科学、精细管理。因此,实时在线气液两相流量计量装置的研发和应用就尤为迫切。研发的气液两相流量计量装置是适用于湿气工况条件的气液两相流量计,可以在气液不分离的状态下,对气井产出的气液流量进行实时连续测量,适用于环状流、段塞流等常见流态。将其与多路阀相结合,该装置可远程控制自动选井/倒井,同时实现井丛多口井自动选井及气液两相计量,实时采集信号并进行数据处理传输,输出气量、液量、气液比、温度、压力等参数。室内实验和现场试验结果对比显示,气相、液相测量的结果相对偏差分别为-4.82%、-8.47%和7.69%、20.00%,满足现场工况的计量要求。      

有机锆冻胶压裂液配方体系研究

鉴于胍胶压裂液破胶不彻底、残渣含量高,活性水压裂液流变性能差的缺点,研制了以非离子聚丙烯酰胺聚合物（A-1）作为稠化剂、有机锆（G-1）作为交联剂的冻胶压裂液,考察了pH值、温度、交联比（交联剂与基液体积比）和矿化度对有机锆冻胶压裂液的影响。优选出了有机锆冻胶的典型配方：0.5%A-1+2.5%G-1,并对该配方进行了性能评价。结果表明,锆冻胶压裂液具有低滤失、易破胶、悬砂性能好的特点,在90℃下,初始滤失量仅为16.41×10^-3 m³/m²,滤失系数为6.66×10^-4m/min^1/2,在剪切170 s^-1下剪切2 h后的黏度仍保持在50 mPa·s以上,破胶液对岩心的损害仅为14.88%,适于低渗透油气藏的改造。