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随着页岩气国家级示范区的建设,中国页岩气进入规模开发阶段;到2016年12月,长宁-威远、昭通和涪陵国家级页岩气示范区实现年产气量79×108m,到2030年页岩气规划年产量达到(800~1 000)×108m,展现出良好的发展前景。四川盆地龙马溪组地层厚达300m左右,进一步识别出优质页岩段,评价优质页岩储层特征是开发阶段的首要任务。依据笔石带特征和沉积相演化,将龙马溪组划分为龙一、龙二2个层段;志留纪早期深水陆棚沉积环境控制了优质页岩的空间分布,岩心观察识别出龙一段底部黑色炭质页岩和硅质页岩是优质页岩发育的有利岩相,优质页岩具有高有机碳含量、高脆性矿物含量、高含气量的特征;优质页岩段地质储量丰度集中,平均储量丰度达到1.85×108m/km2,是页岩气规模化开发的有利层位。 相似文献
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数字化精细油藏描述程序方法探讨 总被引:7,自引:0,他引:7
针对油田开发中后期油藏描述实现精细化、数字化和一体化问题,在明确数字化精细油藏描述含义的基础上,建立一套数字化精细油藏描述程序方法,包括8个步骤:①沉积背景、沉积环境分析;②等时地层格架与精细构造研究;③细分沉积微相,识别成因单元砂体,确定砂体空间展布形态、叠置模式,建立储集层沉积模型;④确定成因单元砂体规模、发育频率等参数,建立原型模型地质知识库,为井间砂体预测提供定量参数;⑤沉积模式与砂体分布控制的高分辨率地震储集层预测;⑥综合建立砂体成因单元构型模型;⑦储集层物性参数与流体分布规律评价;⑧综合一体化、三维可视化建立储集层地质模型,预测剩余油分布.同时,规范了每一步骤的重点研究内容及关键技术,为数字化精细油藏描述的实现乃至数字油藏的建设提供参考.图4表1参19 相似文献
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高分辨率地震约束相建模 总被引:16,自引:5,他引:11
以委内瑞拉F油田Z油藏作为研究实例,利用测井资料约束地震数据,建立纵高分辨的三维地球地震波阻抗模型,再用随机反演地震三维数据体和井资料约束随机相建模过程,大大降低了相模型的不确定性;相控建模产生一系列孔隙度及渗透率的实现,在网格粗化后进行了流线模拟,优选出忠实于生产动态资料的实现。经流线模拟与注水动态比较,相控建模-岩石物理参数建模-网格粗化-快速优选(流线模拟)一体化建模产生的岩石物理参数模型与地质,测井,地震,动静态资料比较吻合,图3参3(周丽清摘)。 相似文献
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水力压裂技术是有效动用致密气、页岩气等非常规油气资源的主体储层改造技术。为解决储层纵向非均质性导致的水力压裂裂缝垂向过度延伸或延伸受限等问题,采用大尺度岩样(762 mm×762 mm×914 mm)水力压裂物理模拟实验,优化建立了基于离散格子理论的全三维水力压裂数值模型,分析了薄层致密砂岩、多层理页岩两类储层的水力裂缝扩展形态及其主控因素。研究结果表明:(1)鄂尔多斯盆地苏里格地区致密砂岩储层水力裂缝形态以径向缝、椭圆和长方形为主,层间水平应力差、储隔层厚度比是水力压裂裂缝形态的主控因素,通过控制排量、增加滑溜水注入比例方式可降低裂缝垂向过度延伸;(2)页岩储层由于层理面的存在,三维空间形态更为复杂,裂缝垂向扩展分别呈现“1”“丰”“T”“十”和“工”字形共5种形态;(3)对于走滑构造型页岩气藏压裂,层理面胶结强度是压裂裂缝展布形态主控因素,通过前期高黏液造主缝,后期低黏滑溜水沟通水平层理的“逆混合”改造技术模式可提升页岩储层三维空间有效改造范围。结论认为,开展现场尺度下水力裂缝空间三维扩展形态模拟及其影响因素分析,可为非常规油气提高储层高效体积改造工艺技术优化提供参考依据。 相似文献
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智能化油气田建设关键技术与认识 总被引:1,自引:0,他引:1
分析智能化油气田的主要特征、发展趋势、解决方案、建设要点及国内外智能化油气田技术差异。智能化油气田主要包括实时监测、模型建立、决策与实施3个环节,其主要特征为"时效+协同+持续"。智能化油气田的核心是基于模型系统的最优化,包括4个层次:单井优化、生产优化、油气藏优化以及整体资产优化,最终追求的是系统的整体优化。智能化是智能化油气田建设的手段,实现油气田高效开发是其目的;数据是智能化油气田的基础与关键;智能化油气田决策的本质是基于模型的决策;建设智能化油气田需要高科技行业技术的配套支撑。中国与国外智能化油气田技术的差异主要表现在油气田勘探开发运作模式和管理理念、技术手段和研究团队、决策的时效性、不同专业人员的职责及开发对象等方面。图1参11 相似文献
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低渗透高含水饱和度砂岩气藏气水分布模式及主控因素研究 总被引:3,自引:1,他引:2
具有低孔隙度、低渗透率、强非均质性的低渗透砂岩气藏,复杂的孔喉结构及其配置关系决定了内部气水分布的复杂性.通过观察铸体薄片、分析压汞实验资料,对须家河组低渗透高含水饱和度砂岩气藏复杂的孔喉结构成因进行了深入的剖析,解释了高含水饱和度的成因.结合须家河组气水分布,初步总结了3种气水分布模式,其中"储渗单元"控制的气水分布模式是强非均质性储层主要的气水分布类型.根据气水分布特征、构造特征、储层非均质性特征,从宏观和微观、整体与局部分析了控制气水分布的主要因素:区域构造背景控制气水宏观分布;储层的非均质性控制气水局部分布;储层的孔隙类型和孔喉结构的空间配置影响气水微观分异. 相似文献