元坝地区深层礁滩储层多尺度地震识别技术

川东北地区礁滩储层埋深大,空间展布复杂多变,因针对深层复杂礁滩储层的地震预测技术还不够完善,一直制约着该区的勘探发展。为此,以川东北元坝地区长兴组礁滩储层为研究对象,对礁滩储层预测技术进行了探索和总结,形成一套以礁滩储层数值模拟技术、小波多尺度边缘检测技术、基于波形复杂程度的储层检测技术、礁滩复合体空间分布预测技术、地震属性分析技术、地震相分析及沉积相解释技术、低频伴影技术以及“相控法”精细储层描述技术等为核心的多尺度地震识别方法,并在元坝地区获得了良好的应用效果,落实了元坝地区长兴组台缘礁滩复合体、礁后浅滩、礁间滩、台内滩4种类型7个勘探目标,已完钻的井均钻遇白云岩储层,并均获得工业气流,表明该技术方法具有推广应用的价值。     

米泉区块井壁稳定性分析及钻井液的优选

准噶尔盆地南缘山前构造带米泉区块由于构造运动激烈,地层稳定性差,存在大段强水敏性泥岩和煤层。根据米泉1井实钻资料和岩屑分析了易塌和易水化缩径地层的地质特点,编制了米泉区块复杂地层三项压力预测软件,应用米泉1井测井数据计算了3个压力剖面,并据此分析了坍塌地层合理的钻井液密度窗口。在此基础上,对比研究了加入聚合醇的甲酸盐钻井液体系和两性离子钻井液体系。实验和现场应用结果表明,甲酸盐钻井液体系具有稳定井壁、抑制造浆、润滑防卡、抗黏土污染、流变性能好等特点,更适合米泉区块钻井的需要。     

渤海湾盆地南堡凹陷断裂系统对油气成藏的控制作用

摘要：南堡凹陷断裂发育,但断裂与本区丰富的油气有何关系还不明确。通过对地震资料的构造解释和断裂统计来研究断裂的基本特征。在此基础上,结合本区圈闭条件、储层条件和油气运移条件,来研究断裂对油气的控制作用。分析认为,南堡凹陷内部的断裂以NEE向或者近NE向断裂为主,在剖面上形成了“坡坪式”、“铲式”、“多米诺式”等多种构造样式。南堡凹陷内部的断裂可划分为3个级次：一、二级断裂发育于古近纪,一级控凹断裂发育时间最早、持续时间长、活动强度大,二级断裂控制局部构造、发育时间稍晚;三级断裂多为新近纪以来发育的次级断裂,断裂发育时间晚,活动强度小。在不同级次断裂的控制下,本区形成了其特殊的石油地质条件。本区断裂系统对油气成藏的控制作用表现在3个方面,即断裂的发育有利于各类圈闭的形成;断裂引起的裂缝扩大了油气的储集空间;断裂封闭性的差异使得深部油气运移至浅部聚集。     

塔里木盆地塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层主控因素

摘要：利用岩心物性及岩心照片对比分析研究区两类储层的储集性能和储集空间特征,并通过储层纵横向分布及油气水赋存状态研究寻找优质储集体发育的主控因素。研究发现,受沉积相带和断裂活动显著控制的上奥陶统礁滩复合体储层呈现明显的层位性和分段性;而以不整合岩溶和断裂活动为主控因素的下奥陶统岩溶风化壳储层集中发育于不整合面下40～200 m深度范围内,分层性明显。综合对比两类优质储层发现,两类储层发育的关键作用不同,但储层总体呈现“横向连片,纵向叠置”的分布特征,储集性能相当。进一步分析认为,碳酸盐岩优质储层是在沉积〖KG-*4〗-改造双控作用下发育的。塔中西部平台区和塔中Ⅰ号带内带的岩溶次高地与岩溶上斜坡,具有优质储层发育的有利条件,是油气聚集的有利区带,勘探可继续向西、向内拓展。     

四川盆地南江杨坝地区下寒武统烃源岩形成的地球生物学条件

运用地球生物学方法评价烃源岩形成的条件,是对基于残余有机质分析的传统烃源岩评价方法的重要补充,对于高演化海相碳酸盐岩地区尤为重要。在实测野外露头剖面的基础上,通过系统分析四川盆地南江杨坝地区下寒武统各小层的沉积环境、古生物化石、岩石微量元素及总有机碳含量等特征,利用地球生物学基本原理,分析下寒武统烃源岩形成的生境型、海洋古生产力、古氧相及埋藏效率等条件。结果表明,筇竹寺组底部原始有机质数量多,发育于厌氧的沉积环境中,有机碳埋藏效率高,是优质烃源岩发育的有利层段。石龙洞组底部具备一般烃源岩发育的地球生物学条件。     

云南曲靖盆地浅层气藏地震储层预测及勘探前景分析

摘要：云南曲靖盆地茨营组气藏埋深300～450 m,属超浅埋深岩性气藏。主力储层属高孔中渗储层,为三角洲平原相河道边滩沉积的中细砂岩,横向变化极快。因前期尚未形成具有较强针对性的地震储层预测技术系列,导致勘探开发成功率低。通过储层物性及波阻抗特征分析、地震模型正演与储层地震响应特征分析,建立了“丘型或透镜状、低频强波谷振幅、低阻抗”有利储层预测模式。利用地震相及地震属性分析技术手段,预测出有利沉积相带分布,有效排除了泥岩及煤层陷阱。通过AVO特征分析,应用多子波分解技术,建立了“Ⅲ类AVO、低频强/高频弱”含气储层识别模式,预测了含气储层分布。综合储层预测与含气性预测成果,对岩性圈闭进行了综合评价,发现多个有利岩性圈闭,预测结果被实钻验证,勘探成功率明显提高。云南新近系盆地分布广、数量大,勘探潜力大,本次所形成的地震储层预测技术系列可望为该类气藏勘探开发提供借鉴。     

吐哈盆地致密砂岩气藏醇基压裂酸化技术与应用

针对吐哈盆地巴喀和红台两个致密砂岩气藏常规的压裂液、酸化液水敏、水锁伤害严重,对储层的二次伤害大的实际情况,开展了醇基压裂液、酸化液技术研究。室内岩心实验定量分析了储层水敏、水锁伤害程度,确定了压裂液及酸液中甲醇及各添加剂的最佳浓度和加量,建立了既能防水锁水敏伤害、又能实现深部酸化的多氢酸+醇酸化液体系,给出了酸液体系中各酸型的推荐使用浓度,并最终研制出了适合该区致密砂岩气藏储层改造的醇基压裂、酸化液体系,其性能指标优于常规压裂、酸化液体系。现场20口井的试验应用取得了显著的增产效果,说明自主研制的醇基压裂液、醇酸酸液在该区具有很好的适应性     

莺歌海高温超压盆地压力预测模式及成藏新认识

莺歌海盆地中深层特别是高温超压地层中,存在着众多的大型勘探目标,但因其所固有的错综复杂的地质特性,使天然气勘探面临的成藏理论、地层压力预测、钻井安全等问题在业界没有成功的经验可资借鉴,从而导致该盆地勘探进展缓慢。通过近几年对该盆地地层压力预测模式的研究,发现异常压力层段的波阻抗随深度增加而减小,局部有强烈的倒转现象发生,结合已钻井的测压、测试等数据,建立起了盆地不同构造位置的压力预测模型,并在该区压力预测实践中取得了良好效果;同时还在天然气成藏理论上取得了新的认识,DF13E井在中深层的新近系中新统上部黄流组一段获得优质高产气流,证明了中深层强超压领域（压力系数大于1.8）可以形成优质气藏,拓宽了该盆地天然气勘探领域。     

沁水盆地南部樊庄区块地面集输工艺优化与思考

中国石油天然气股份有限公司“十一五”期间在没有任何经验可借鉴的情况下在山西沁水盆地南部建成了我国第一个规模化、商业化、数字化的煤层气田,该气田边试验、边开发、边建设的发展模式给地面集输系统的合理布局带来了新的难题。为此,根据煤层气田的地质、气藏特征及气质组分特点,通过理论研究及现场试验,提出了地面建设新模式和地面集输工艺的优化措施：①简化低压集气工艺;②成功应用非金属管材;③采用井间枝上枝串接工艺;④采用越站集输工艺;⑤实现自动化控制及数字化管理;⑥应用三甘醇脱水技术;⑦采用集成过滤分离器;⑧煤层气集中处理、规模化外输;⑨实行低成本开发。同时,还对在实际生产中暴露出来的采气管线积水问题、气质净化问题、压缩机的适应性问题、湿气计量问题、山区电力线路与采气管线的敷设问题、地理信息系统建设问题、采气半径与集气站数量的关系问题、煤层气田标准化设计及模块化建设问题、压缩机的备用问题和煤层气销售市场定位问题进行了探讨,并给出了相应的建议。     

Characteristics of the Permian coal-formed gas sandstone reservoirs in Bohai Bay Basin and the adjacent areas, North China

This paper focuses on the physical properties and spatial distributions of the Permian sandstone reservoirs in Bohai Bay Basin and the adjacent areas in the northeast China. The coal-formed gas sandstone reservoirs occur in the Permian Shihezi Formation and the maturity of the sandstone in the lower part is gradually higher than that in the upper part. The high-maturity sandstones are mainly the channel lag deposits and widely distributed in the study area. Due to the low porosity and permeability, however, the sandstones formed only the medium-poor reservoirs. The sandstones contain clay matrix and commonly a small portion of calcareous, siliceous, and authigenic clay cement. On the other hand, severe compaction and cementation caused nearly complete destruction of the primary porosity during diagenesis. Therefore, the main space of the sandstone reservoirs comes from the secondary pores. The distributions of reservoirs are affected by several periods of faulting and denudation. The sandstones of the Lower Shihezi Formation are thicker in the Jizhong and Bozhong depressions, and Luxi areas, and those of the Upper Shihezi Formation are thicker in Jizhong and Jiyang depressions and thinner in Luxi areas.