鄂尔多斯盆地马家沟组碳酸盐岩储层成岩相测井识别评价

基于岩心分析、常规测井和成像测井等资料,对鄂尔多斯盆地马家沟组五段5亚段-10亚段储层的储集空间类型、成岩作用类型和强度、成岩矿物组合特征等进行了研究。马家沟组五段5亚段-10亚段储层的岩性以粉晶、细晶白云岩为主,储集空间以晶间孔、晶间溶孔和溶孔为主,偶尔伴生成岩裂缝。根据成岩作用、成岩矿物和储层物性,马家沟组五段5亚段-10亚段可划分出晶间孔相、溶蚀相、成岩微裂缝相、压实压溶相、钙质胶结相和膏质充填相6种成岩相。结合成岩相在常规测井曲线上的响应特征,引入成像测井孔隙度谱分析方法,实现了单井成岩相的测井识别,分析结果与试气资料吻合较好。成像测井孔隙度谱的定性分析与常规测井相结合可揭示孔隙的发育状况和分布,判别测井成岩相,为储层评价和预测提供理论指导和方法支持。     

黄陵矿区煤矿井下围岩喷涌气体致灾机理及防治措施

鄂尔多斯盆地南缘黄陵矿区黄陵一号等煤矿在采掘过程中出现井下围岩大量气体喷涌现象,导致矿井停采停掘,对煤矿安全生产构成严重威胁。为了揭示喷涌气体的成因及致灾机理,以地面钻孔补充勘探和钻探资料及围岩气体地球化学参数测试数据为基础,采用气样地球化学特征分析、热演化史模拟、烃源岩对比、运移通道识别等多种方法,查明围岩气体的砂岩储集层平面及剖面分布特征,研究区内异常致灾围岩气体的成因类型和来源,分析围岩气体异常喷涌的致灾机理,建立以顶底板砂岩探抽为主的分源综合立体抽采防治模式。研究结果表明:(1)该区煤矿井下围岩气体喷涌具有突发性、隐蔽性、涌出集中和涌出量大等特点,涌出气体主要成分为甲烷,气体主要来源于围岩;(2)顶、底板围岩气体主要为原油伴生热解成因的油型气,生气源岩为上三叠统延长组长7等段腐泥型主力烃源岩,经燕山运动形成的北东向基底断层及其周围大规模垂直裂缝运移而来;(3)油型气主要储集砂岩层呈区带式分布,受构造和岩性双重控制;(4)针对围岩油型气以游离态储集在砂岩中、由采动裂隙导通涌出的特点,采用分源综合立体抽采的防治模式进行围岩气灾害治理,取得了良好的治理效果。     

鄂尔多斯盆地西南部延长组7段致密油充注影响因素分析

通过岩心观察、试油资料分析、岩石薄片鉴定、CT三维成像与主控因子分析等技术手段,研究了鄂尔多斯盆地延长组7段(长7段)致密油的源—储组合特征,明确了致密油充注的主控因素。结果表明:鄂尔多斯盆地长7段发育源夹储、源—储互层与储夹源3种源—储岩性组合类型;不同源—储岩性组合内部发育薄层、中厚层与厚层3类烃源岩;构造裂缝、层理缝与微观孔喉网络为长7段主要的源—储通道。烃源岩厚度与源—储岩性组合是影响致密油充注的主要因素,源—储通道的影响相对较弱。厚层优质烃源岩是致密油充注的物理基础,剩余压力为致密油充注的主要动力,源—储岩性组合是致密油充注的空间场所。中厚层烃源岩与源夹储及源—储互层型岩性组合发育的区域为致密油有利的充注区。     

致密气和煤层气联合开发选区量化评价新方法

现有的致密气和煤层气联合开发选区评价方法存在着方法通用性不强、储量与储层物性等参数不能反映两气联采产量差异等问题。为此,以建立致密气和煤层气两气联采通用量化评价指标体系为目的,定义了两气联采有利区综合评价系数,以两气联采产量为评价目标,采用正交设计结合数值模拟手段,确定影响联采产量的关键参数及其对产量的影响程度,建立了两气联采开发选区量化评价新方法,并将新方法应用于鄂尔多斯盆地东缘KNW矿区的两气联采开发选区评价实践中。结果表明:(1)新方法建立和确定了两气地质赋存模式、关键评价参数及正交试验方案设计、评价参数对产量的影响程度、两气联采有利区综合评价系数等;(2)采用优选出的12个关键参数对KNW矿区两气联采开发选区的量化评价结果显示,该矿区南部、北部KNW-37井区为单采煤层气有利区,矿区内的KNW-10、KNW-33、KNW-9井区为单采致密气有利区,矿区中部和西南部为两气联采有利区。结论认为,所提出的致密气和煤层气联合开发选区量化评价新方法具有通用性,对两气联采开发选区具有参考意义。     

基于水足迹的黄河流域生态补偿标准研究

流域生态补偿机制的建立为黄河流域生态保护与高质量发展提供了重要保障。基于水足迹视角,探讨了黄河流域九省(区)2011—2020年水资源利用情况,确定了生态补偿的主、客体及生态补偿标准。结果表明：黄河流域水足迹整体呈现增长态势,构成比例从大到小依次为农业、工业、生活、出口虚拟水、进口虚拟水足迹和生态水足迹;黄河流域生态补偿标准存在波动变化且为补偿主体,2015年补偿标准最高,为3 415.42×10⁸元,2020年最低,为12.75×10⁸元,补偿金额年均值为1 772.51×10⁸元。宁夏回族自治区、山西省、河南省和山东省为生态补偿的主体呈上升趋势,补偿金额年均值排名为河南省＞山东省＞山西省＞宁夏回族自治区。四川省是处于较快上升趋势的生态补偿客体,受补偿金额年均值为3 060.09×10⁸元;青海省为较慢上升趋势的生态补偿客体,补偿金额年均值为1 340.14×10⁸元。甘肃省是由生态补偿主体逐渐转变为客体;内蒙古自治区仅在2013年为生态补偿客体,其他年份则为补偿主体;陕西省生态补偿的主、客体身份不断发生变化。黄河流域应发挥区域优势推动农业高质量发展,建立完善的生态补偿机制,通过创新节水技术和提高用水效率等方式缓解水资源需求压力。     

鄂尔多斯盆地西部古峰庄地区三叠系延长组长7—长9段裂缝特征及油气意义

天然裂缝对鄂尔多斯盆地三叠系延长组低渗透油藏的勘探开发具有重要的作用。盆地古峰庄地区延长组油气资源丰富,具有良好的勘探前景,但有关裂缝研究成果较少,对其分布规律和活动时期认识不清。通过古峰庄地区延长组长7—长9段岩心、成像测井、碳—氧同位素、流体包裹体、岩石声发射及构造应力和断裂活动分析,对其天然裂缝的特征、形成期次及成因进行研究,并探讨了裂缝对油气成藏的作用。古峰庄地区长7—长9段天然裂缝较发育,尤以长7段最发育;以高角度和垂直裂缝为主,走向以NEE向为主,NE向次之,少量NW和NWW向;裂缝以未充填和方解石半充填为主,有效性较好;裂缝面较平直,可见油侵、油迹、油斑等明显的油气运移痕迹。长7、长8、长9段氧同位素均值分别为-15.8‰,-17.5‰,-18.7‰,裂缝的形成深度分别为1 675,2 338,2 785 m;由流体包裹体均一温度峰值90~100 ℃,120~130 ℃,换算得裂缝形成深度范围在1 750~2 000 m,2 500~2 750 m。该区长7—长9段裂缝活动具有多期性,可划分为印支期、燕山期和喜马拉雅期,燕山期和喜马拉雅期为主要活动时期。不同时期发育的有效性裂缝改善了研究区低渗透储层的物性,为长7—长9段等多层系—深层系油藏的形成提供了重要运移通道和储集空间,并影响着油井的产能。     

玛湖凹陷与沙湾凹陷上乌尔禾组储集层差异及成因

通过薄片观察、扫描电镜分析、黏土矿物X射线衍射分析、阴极发光实验等,对准噶尔盆地玛湖凹陷和沙湾凹陷上二叠统上乌尔禾组成岩差异进行对比分析,明确了成岩产物类型和孔隙演化过程。压实作用、碳酸盐矿物胶结与沸石胶结是研究区储集层物性差异的主要控制因素,玛湖凹陷压实作用相对较弱,沙湾凹陷溶蚀作用更强。砂体成岩孔隙演化具有差异性,玛湖凹陷储集层以长石颗粒和凝灰岩岩屑溶孔为主,沙湾凹陷储集层以长石颗粒、凝灰岩岩屑以及浊沸石溶孔为主,2类储集层都少量发育原生孔隙。以上2个地区储集层的差异性主要是由成岩流体性质和岩石组分不同导致,其中,岩石组分是导致玛湖凹陷和沙湾凹陷砂砾岩储集层孔隙结构特征差异的主要原因。     

柴达木盆地涩北气田疏松砂岩气藏水气体积比及水侵预警

柴达木盆地涩北气田属于弱边水驱动的背斜型浅层疏松砂岩气田,采用衰竭式开采。根据水气体积比,其气藏生产过程可分为4个阶段,即低含水稳产阶段、初期水侵阶段、边水突破阶段和强水侵阶段。依照水气体积比变化,可以准确监测水侵的发生,水侵突破阶段可以作为预判边水大规模水侵的时间窗口,以调整开采方案,延长稳产期;高含水的强水侵阶段,生产周期较长,是带水开采提高采收率的重要阶段。     

川西马井气田蓬莱镇组致密砂岩储层可动水饱和度计算方法

马井气田主力产气层段为侏罗系蓬莱镇组地层,该地层主要是具有复杂岩性、复杂孔隙结构、低孔隙度低渗透率等特点的致密砂岩储层,储层岩电参数之间表现出明显的非阿尔奇现象,使得常规阿尔奇模型难以准确计算储层含水饱和度;现有的建立在常规砂岩储层中的束缚水饱和度模型在复杂孔隙结构致密砂岩储层中应用效果较差,利用阿尔奇含水饱和度与常规束缚水饱和度的差值难以准确确定储层可动水饱和度.在储层基本特征分析的基础上,结合岩电实验数据研究认为双孔隙导电体积模型能较好表征储层的导电规律;在双孔隙导电体积模型的基础上,推导建立了可动水饱和度计算模型.基于岩电实验、核磁共振束缚水饱和度测试结果以及常规测井数据,分析了模型中的各个参数,提出确定束缚水饱和度的新方法,进而确定了模型中微孔孔隙度这一关键参数.现场实例应用表明,可动水饱和度计算结果与储层产水特征相符,利用计算的可动水饱和度判别储层中流体的可动性运用效果较好.