鄂尔多斯盆地东胜气田氦气分布规律及特大型富氦气田的发现

近年来,随着鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区东胜气田勘探开发进程的逐步推进,发现在该地区天然气中普遍伴生具有工业价值的氦气。通过对东胜气田166口井天然气样品分析发现,氦气含量为0.045%~0.487%,达到含氦-富氦气田标准。气田中部独贵加汗区带及北部什股壕区带2个基底断裂发育区氦气含量较高,平均含量大于0.1%,具有较大的氦气勘探开发潜力。纵向上从下（盒1段）到上（盒3段）氦气含量依次降低,盒1段和盒2段氦气含量较高,均大于0.1%,为主要的氦气勘探开发层系。根据氦气同位素组成发现,东胜气田氦气为典型的壳源成因,主要来源于基底的太古宇—元古宇变质岩—花岗岩系,氦气分布受基底岩相和深大断裂双重控制,高值区主要沿泊尔江海子等通基底断裂两侧分布,在二级断裂的通氦源断裂与四级断裂的输导体系交汇处和太古宇—元古宇变质岩—花岗岩系基底发育区富集。通过对东胜气田重点天然气井中短期内氦气含量随气井生产动态的变化特征研究,发现天然气在较长的开发时期内氦气含量保持稳定;按照体积法计算,其氦气探明储量为2.444×10⁸ m³,三级储量为8.304×10⁸ m³,是目前我国第一大特大型含氦—富氦气田,资源潜力巨大。建议选取东胜气田作为氦气资源开发利用的先导试验区,加快论证建设氦气战略储备基地的可行性;同时加强主要含油气盆地天然气中氦气成藏规律、资源潜力评价以及氦气等伴生资源的综合利用研究,指导氦气资源勘探开发和综合利用。     

油气资源储量分类体系对比及中国最新分类体系特点

掌握中国最新油气资源储量分类体系,了解国内外分类体系的差异,是推动中国资源储量改革的需要,也是开展国际合作交流的前提。在总结中国分类体系沿革的基础上,重点介绍了中国2020年最新油气资源储量分类体系框架及修订重点,并通过对比国内外代表性分类体系的差异,阐明了中国体系特色。中国分类体系经历过5次修订,最新的分类体系简化了勘探开发阶段、油气资源储量类型及经济意义的划分。国际代表性分类体系可分为政府、油公司、国际组织3个层面,中国与国外体系在整体结构框架和构成基本单元上具有共性,在资源储量类型划分以及术语定义方面存在差异。依据“发现—地质认识程度—可采性—经济性”的思路,以油气藏和圈闭为分级基本单元、以地质储量为分类基础的特色分类方案,符合中国政府管理和发展规划的需要,以及复杂地质条件的实际。针对新体系的实施,建议尽快实现相关资源储量数据的套改和评价体系的调整,并积极探索兼顾国内、国际双需求的合作交流模式。     

沁水盆地高煤阶煤层气高效开发关键技术与实践

中国高煤阶煤层气资源量丰富,占煤层气总地质资源量的三分之一,其高效开发利用对保障国家能源战略安全,降低煤矿生产安全隐患,减少二氧化碳排放具有重要意义。为了解决制约我国高煤阶煤层气产业发展的“四低”(探明储量有效动用率低、产能到位率低、单井产量低、开发利润低)问题,在深入分析制约高煤阶煤层气开发核心问题的基础上,通过理论研究与技术研发并重、室内攻关与现场试验并行,规模建设与效益开发并举等多种举措,提出了控产选区评价等新方法。研究结果表明 ：(1)煤层气地质和煤矿地质差异、储量可开采性差异、工程技术适应性、排采科学性是制约煤层气开发效果的主要因素;(2)提出了“四要素”控产认识,疏导式工程改造方法,疏导式排采控制认识,指导建立了高煤阶煤层气高效开发技术系列 ;(3)经实践,优质储量控制程度由 32% 提高到 80%,开发井成功率由 60% 提高至 95%,直井平均单井日产气量提高约 1 100 m~3,水平井钻井费用降低 50 %,单方气操作成本降低 24%。结论认为,建立的高煤阶煤层气高效开发技术系列,有力推进了沁水盆地煤层气高效开发,“十四五”中期,中国石油华北油田煤层气年产气量有望达...     

水驱油藏多目标井网优化方法新探讨

从传统的水驱砂岩油藏采收率与井网密度关系式入手,引入水驱油藏的特征参数对其修正的基础上,结合经济指标应用最优化理论推导并建立了以经济效益为中心、适合混合井网特点的水驱油藏合理井网密度确定模型．提出混合井网加密调整潜力量化方法。为验证该模型的可行性和正确性,将其应用于某油区典型水驱单元的测算。测算结果为：合理单井动用储量为14．49×10^4t／口,具有33口加密调整潜力,其中直井28口,水平井5口。     

高浓度聚合物较常规聚合物驱油使大庆油田的采收率提高2倍

常见的聚合物驱油现在试验和工业应用表明,常规的聚合物驱油的采收率比水驱采收率高10％,原油的原始地质储量的最终采收率为5096,但是由于高渗层的存在,常使得聚合物驱在这些油藏不足或失效。一些聚合物驱的生产井,在聚合物突破后,含水率迅速增加,它对聚合物驱油造成不利的影响,以至于现场提高采收率大大低于20％的实验室估计。2002年。在高浓度聚合物实验室试验的基础上。我们开展了高浓度聚合物的现场试验。通过选择段塞组合和适当的监测和分析,含水率下降了很多,下降率为14．5％,这个很大程度上提高了聚合物驱油的效率。根据现场实验数据表明,高浓度聚合物驱油在初始阶段的采收率较比2005年12月的常规聚合物驱油的采收率高4．2％。在后期阶段较常规聚合物驱油的采收率高3％,这就表明高浓度聚合物驱油在初始阶段的效果比后期阶段的效果更好。聚合物驱的监测和模拟技术预测它可以比水驱多采出19．8％的油,它的采出程度占原始地质储晟的61％。现场的高浓度聚合物的采收率是常规聚合物驱油的2倍。     

朝阳沟油田含水预测方法的适应性研究

水驱特征曲线和数学模型方法均是在油田开发中用来预测含水率的常用方法。以朝阳沟油田14个典型研究区块的基础数据,分别对甲型、丙型水驱特征曲线以及逻辑斯蒂含水模型和含水递推梯度模型的含水计算与预测结果进行了检验和比较,探讨了水驱特征曲线与无因次递减曲线联解公式预测含水率的可行性。对于目前处在中低含水开发阶段的朝阳沟油田,不管是甲型和丙型水驱特征曲线,还是逻辑斯蒂含水模型和含水递推梯度模型,都不能对年含水率做出满意的预测结果;通过甲型水驱特征曲线和无因次产量递减曲线联解,可以预测油田、区块或油井在不同开发时间下的年含水率的变化趋势,确定某一阶段的含水率上升范围。     

陕西已探明煤炭储量1700亿吨将成煤炭接续地

陕西省煤炭资源丰富,据统计,截止到2005年底,陕西煤炭资源总量为3850亿吨,其中已探明的煤炭资源保有储量达1700亿吨,居全国第三位。其中灰分小于10％、硫分小于1％的优质煤炭资源占全国探明优质煤炭储量的50％,居全国之首。     

特高含水整装油田不同级次水驱带划分标准与体积计算方法

胜利油区主力整装油田经过长期注水开发,已进入注水开发后期,其综合含水率超过98%,但采收率仅为41%,仍具有较大剩余油储量和提高采收率潜力。通过对胜利整装油田取心井岩心分析,发现各整装油田特高含水期均出现了剩余油饱和度小于残余油饱和度的极端水洗井段,同时也存在含油饱和度大于水驱前缘含油饱和度的弱水驱井段。提出了特高含水储层极端水洗带、强水淹带和弱水驱带的定义和划分标准。研究注入量、驱替速度和渗透率等因素对极端水洗带形成的影响,结果表明,随着注入量的增加,注入水优先突破的区域中,含油饱和度逐步降低、水相渗透率逐步增大、注水分流量逐步提高、驱替速度逐步上升,导致该区域剩余油饱和度低于残余油饱和度,从而形成极端水洗带。建立了不同级次水驱带体积计算方法,并用孤东、孤岛和埕东3个整装油田生产动态数据进行了验证计算,证明所建立的方法是科学、准确的,且具有需要数据易得和计算简单的优势。     

塔河油田奥陶系缝洞型油藏油水流动规律

基于对塔河油田奥陶系缝洞型油藏地质特征及开发特征的认识,建立了概念缝洞结构模型和实际地质模型,采用流线模拟方法探讨了各模型的油水流动规律。研究结果表明：①塔河油田孔、洞、缝空间结构复杂,可分为未充填溶洞、部分充填溶洞、全充填溶洞和裂缝贯穿充填溶洞等4种,不同类型储集体生产特征差异大,井间连通性较好,但横向驱替弱。②研究区不同缝洞结构模型内油水流动规律不同,未充填溶洞内流体均匀流动,在底水驱替下油水界面呈现水平抬升特征;部分充填溶洞在下部充填区表现为底水锥进特征,而上部未充填区油水界面趋于水平抬升,水封下部溶洞内的剩余油;全充填溶洞与砂岩油藏油水流动特征一致,底水锥状驱替;中大尺度裂缝穿过充填溶洞时,裂缝为油水流动的高速通道,呈现裂缝水窜特征,在油井钻遇的充填洞一侧沿缝面到井底呈水锥特征,而缝外侧溶洞内原油基本未动用,为高角度裂缝屏蔽剩余油。③研究区在天然能量开发条件下,流体流动仅受井周有效储集体发育规模控制,以垂向流动为主,单井有效动用范围局限;多井生产时,井间流线仅在油水界面以下相连且分布范围较广,井间干扰少;注水开采期间,井间流线仍以垂向分布为主,仅在底部统一水体位置注采时,井间连接较好,注入水横向驱替弱。     

气顶边水油藏气/水驱产油量贡献评价方法

通过对锦州油田S31油藏的油气、油水两相渗流规律研究,结合物质平衡方程,推导建立了气/水驱产油量贡献评价方法,量化了该类油藏气驱和水驱在累计产油量中的贡献,为气顶边水油藏可采储量和开发效果评估奠定了基础。研究结果表明：①水平井井网将气顶边水油藏分为受气驱作用和受水驱作用2个部分,可分别对其进行可采储量及开发效果评价;②气/水驱产油量贡献评价方法反映了该类油藏气/水驱贡献产油量与生产气油比、含水率存在内在联系,利用生产动态数据可计算出气驱和水驱在累计产油量中的贡献;③利用气驱、水驱贡献累计产油量和生产动态数据,结合气驱、水驱特征曲线,以及气驱、水驱开发效果评价图版,可以评价气顶边水油藏可采储量和开发效果,为油田后续挖潜指明方向。