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针对老油田可动用储量严重下滑的情况,以大庆油田X6东区开发油层为研究对象,将核磁共振技术与水驱油实验相结合,开展剩余油含量及其分布特征评价,为大庆油田X6东区主力油层的剩余油挖潜和其余非主力油层勘探开发提供依据。研究结果表明:岩心渗透率是影响水、油可动流体分布特征的重要因素;束缚水状态下含油饱和度为61.3%~74.9%,T2谱图几乎呈单峰形态,油体主要分布于T2弛豫时间大于10ms的大孔隙中,渗透率越大,含油饱和度越高;剩余油饱和度为16.4%~29.9%,主要分布于大孔隙中,被驱替出的流体相的分布空间以大孔隙为主,较大的孔道为主要渗流通道,较小的孔道成为剩余油分布的主要空间;当驱替倍数达到15PV时,岩心中含油状态基本稳定,驱油效率为60.1%~73.2%,大孔隙对驱油效率以及采出程度的贡献要远大于小孔隙。比对X6东区开发现状,主力开发油层和非主力开发油层均具有较好的挖潜和开发潜力。 相似文献
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针对高瓦斯的危害性展开分析,内容包括产生高温、产生高压、生成有毒气体等,结合通风技术应用的意义,研究了均压通风技术、B型通风技术、局部瓦斯积聚通风处理、U型通风技术、Y型通风技术、W型通风技术、J型通风技术的具体应用,其目的在于降低高瓦斯矿井采掘过程中的瓦斯浓度,提高开采活动开展过程的安全性. 相似文献
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页岩储层的性质主要取决于其孔隙特征,本文运用场发射扫描电镜和能谱分析技术对芜湖地区二叠系徽页1井页岩孔隙进行表征。结果表明徽页1井中在有机质内部形成有机质孔,并常与生物硅或者黄铁矿伴生;残留粒间孔主要发育在石英和黄铁矿等脆性较好、抗压实作用强的矿物晶体间;粒间溶蚀孔主要发育在白云石、长石等溶蚀性较强的矿物颗粒间,孔隙可被石膏、黏土等胶结物充填,减小了粒间溶蚀孔的发育程度;粒内孔主要发育在石英、云母、黄铁矿和黏土矿物等晶形比较好、晶体粗大的矿物集合体中;粒内溶蚀孔隙主要发育在石膏、长石和白云石等易溶矿物颗粒内,较强的溶蚀作用甚至可将整个颗粒溶蚀殆尽形成铸膜孔,后期也可被有机质等充填;微裂缝主要发育在脆性矿物晶体间、石膏晶体内和高岭石等黏土矿物颗粒内。 相似文献
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为解决随着工作面的不断推进和深入通风能力和效率无法满足实际通风量需求的问题,分析了当前通风系统所存在问题,分别采取更换主通风机和对下组煤通风系统进行优化的基础上实现对矿井多区域均衡通风系统的优化改造,进而保证通风系统能够满足实际生产需求,为保障综采工作面的安全、高效生产奠定基础. 相似文献
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渤海湾盆地渤中坳陷气油比的控制因素及勘探意义 总被引:1,自引:0,他引:1
渤中凹陷烃源灶具有机质类型好(主体为Ⅱ型和Ⅰ型)、成熟度高(主体处于过成熟阶段)的特点。已有资源评价的基本认识是渤中凹陷的生气量大于生油量,生成烃类的气油比约为1500m3/t,前人由此而做出该凹陷应以产气为主的远景预测。深埋的Ⅰ型和Ⅱ型源岩灶并非高效的气源灶,其生气量不及Ⅲ型源岩灶。沉积盆地气油比的主要控制因素是源岩氢指数,Ⅰ型和Ⅱ型源岩至生油窗底界排油效率可高达80%~90%,由于生成的油绝大部分已排离源岩,在源岩进一步成熟过程中仅有少量天然气生成,生成的天然气也可能溶于油藏中。因此,即使渤中凹陷现今东营组和沙河街组源岩处于高-过成熟阶段,环渤中凹陷的油气发现仍应以液态烃为主。已有的油气产率图版主要基于封闭体系模拟实验,未虑及石油的排出,对Ⅰ型和Ⅱ型源岩生气量的评价明显过高,故不适用于天然气资源评价。对于现今处于高-过成熟的Ⅰ型和Ⅱ型源岩,需从开放体系高排油效率的理念出发,按生烃动力学和质量平衡的方法分析生排烃量在地质历史中的演化。对于主体为Ⅰ型和Ⅱ型源岩灶的油气系统或沉积盆地,只要源岩所生成的石油尚未经历高温裂解,即使源岩灶处于高-过成熟阶段,仍应以找油为主,而源岩处于凝析油-湿气阶段甚至干气阶段,并不意味着区域资源量构成以天然气为主导,也并不意味着勘探方向应以找气为主。 相似文献
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由于煤岩脆性强,结理、裂缝发育,难以制备为标准柱塞,导致其常规孔渗实验难以展开。采用岩心浇筑技术,建立了一种非柱塞状煤岩孔隙度、渗透率测定方法,将易碎煤岩切割成长方体后,利用环氧树脂胶将长方体煤岩塑型成圆柱状,并进行孔隙度、渗透率测试分析。实验结果表明:当煤岩岩心截面积制备成25mm×25mm长方体时,与柱塞状岩心测试的孔隙度、渗透率具有较好的相关性,孔隙度相关系数达到了0.922 1,渗透率相关系数达到了0.954 3。从而解决了煤岩易碎岩心不能满足实验设备测试的需求,为储层物性参数提供了有力的支撑。 相似文献