铝铁铜无机多核型絮凝剂的合成

试验合成制备了铝铁铜共聚物,通过改变Al^3＋、Fe^3＋、Cu^2＋的配比及调节溶液的pH值,并用该产品对污水进行净化处理,得出最佳配比和最佳溶液pH值。研究结果表明：铝铁铜共聚物的最佳配比为Al^3＋：Fe^3＋：Cu^2＋=7：3：5,最佳溶液pH值为3．5。     

基于岩石薄片图像的海陆过渡相页岩纹层识别方法及应用

岩石薄片图像是识别页岩纹层最直接、有效的手段之一。常规方法利用图像色彩分割技术识别页岩纹层,应用于纹层形态复杂多样的海陆过渡相页岩时,识别效果依赖于图像的局部特征,且受纹层形态影响大。针对上述问题,运用二维离散傅立叶变换将岩石薄片图像转换为频域图像,并结合主成分分析技术提取频域图像特征,建立页岩纹层结构发育程度的表征参数,从而提出了一种海陆过渡相页岩纹层结构识别方法。将该方法应用于研究区目的层段的岩石薄片图像分析中,应用结果表明：该方法相比常规方法更适用于复杂多样的海陆过渡相页岩地层,纹层识别符合率达到90%以上。该方法可为页岩结构分析和各向异性评价等工作提供有力支持。     

基于嵌入式离散裂缝模型优化的海陆过渡相页岩气压裂水平井数值模拟

近年来,鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块海陆过渡相页岩气勘探开发取得了突破性进展,进一步展示了该领域良好的开发前景,但对该区页岩气水平井产能评价理论的认识还不够深入,从而制约了后续开发井生产方案的优化制订。为了模拟鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气压裂水平井生产动态,基于嵌入式离散裂缝模型理论,考虑了储层不同类型孔隙中流体流动差异,采用有限体积法建立了地质参数建模与压裂缝网表征相结合的数值模拟技术,并结合压裂改造后裂缝网络的展布特点,对现场实例井进行了生产动态分析。研究结果表明：(1)海陆过渡相页岩气藏压裂水平井整体产量偏低,压裂施工规模和单井产能之间相关性较弱,压裂裂缝的合理表征是生产动态预测的关键;(2)页岩储层渗透率极低,压力传播范围有限,未与井筒或水力裂缝沟通的天然裂缝在生产过程中贡献率较低;(3)天然裂缝为气体在低渗透致密储层提供了渗流通道,提升了水力裂缝网络的复杂度,应优选裂缝发育区对气井进行压裂改造。结论认为,优选压裂改造甜点位置和提高压裂井缝网改造程度是海陆过渡相页岩气藏压裂水平井产量提升的关键,该认识为我国海陆过渡相页岩气高效开发提供了理论支撑。     

煤系地层致密砂岩气甜点区地震逐级预测——以鄂尔多斯盆地东南缘下二叠统山西组2~3亚段为例

鄂尔多斯盆地东南部下二叠统山西组2~3亚段(以下简称山2~3亚段)为该盆地重要的天然气勘探目的层,但该亚段储层薄、厚度变化快、非均质性强,储层预测和勘探目标优选难度大。为了准确预测该亚段煤系地层致密砂岩气甜点区、提高天然气勘探成功率,针对该套储层的特征和预测难点,提出了90°相移技术识别河道外形、模型约束波阻抗反演刻画砂体厚度和子波衰减梯度属性识别含气砂体的地震逐级预测技术。研究结果表明:①山2~3亚段上覆5号煤地震强反射层,下伏储层地震反射能量弱,加之为稀疏二维地震测网、井控程度低,致使致密砂岩气甜点区预测难度大;②所提出的技术方法通过地震逐级预测约束,可以有效地刻画河道砂体分布并识别有效含气储层,提高了对勘探开发目标预测的精度;③基于该技术方法指导部署的勘探开发目标实钻效果好,地震预测结果横向分辨率高,真实地反映了河道及河道砂体的变化特征。结论认为,采用该方法可以有效地解决二维地震勘探区煤系地层强非均质性、薄储层致密砂岩气甜点区预测的地质难题。     

低渗透油藏注CO2提高采收率技术探讨

低渗透油藏具有低孔、低渗、自然产能低、注水注不进采不出等特点,针对国内大部分低渗透油田开发难题,伴随着大批CO2气源的发现,低渗透油藏注CO2驱油成为提高采收率的一种方法。探讨了低渗透油藏注CO2提高原油采收率技术的驱油机理和适应性。     

裂缝性低渗透砂岩油藏井网与裂缝方位的匹配研究

井网中井排方向部署是否合理是裂缝性低渗透砂岩油田注水开发成败的关键环节。分析井排与裂缝成45°、22．5°、0°时的3种反九点注水井网的优劣势．运用数值模拟方法,模拟裂缝发育程度不同时对井网的影响,根据采出程度、含水率、采出程度与含水率的关系以及累积产水量,得出裂缝发育程度不同最合适井网也不同。     

鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块山西组23亚段致密砂岩气储层“甜点区”评价

鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块下二叠统山西组23亚段煤系地层致密砂岩气藏是目前该区块主要的天然气勘探开发层系。随着工作的不断深入,储层非均质性强、横向变化大、单井生产效果差异大等问题凸显,落实优选“甜点区”成为提升该区勘探开发效益的核心问题。为此,基于野外露头剖面、地震、岩心、录井、测井、压裂试气及生产动态资料的系统分析,刻画沉积微相特征,对山23亚段储层特征和发育规律进行综合评价,预测“甜点区”。研究结果表明：①山23期发育水下分流河道、河口坝-远砂坝、分流间湾等3种沉积微相,水下分流河道砂体是主要的储集体,其砂体叠置样式可划分为孤立型、垂叠型、侧叠型和空叠型等4种,其中以垂叠型为主,其余次之;②山23亚段储层以细-粗粒岩屑石英砂岩、石英砂岩为主,胶结类型主要为孔隙型、接触型和次生加大型,孔隙类型以岩屑溶孔、粒间溶孔和粒间孔为主,属于低排驱压力-细喉道储层;③山23亚段发育东西两条砂带,砂岩主要分布在东砂带内,主体砂岩厚度大于6 m,西砂带河道呈现窄条带状,主体砂岩厚度大于4 m;④山23亚段可划分为3类“甜点区”,其中Ⅰ类区位于水下分流主河道位置,地震响应明显,测井曲线以钟形-箱形为主,砂体厚度大,叠置样式以垂叠型为主,生产效果好;⑤研究区可优选出8个“甜点区”,合计面积为60.7 km2,其中Ⅰ类区1个,Ⅱ类区2个,Ⅲ类区5个。     

地质工程一体化在保德煤层气田勘探开发中的实践与成效

保德煤层气田位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带北段、河东煤田北部,煤层气资源丰富。保德区块煤层气地质条件具有埋藏浅、含气量低、易碎易垮塌、机械强度低、低孔超低渗、欠压储层等特点,煤层气勘探开发面临着从地质评价、钻完井、储层改造、采气工艺到地面集输等一系列技术问题。针对这些问题,中石油煤层气有限责任公司在系统梳理前期勘探成果的基础上,充分利用现有各类煤田钻孔、地震、钻井、测井、试井、样品分析化验等资料,全面研究区内中低阶煤煤层气的地质特征和储层特征,开展煤层气精细选区评价技术研究,开发适应于中低阶煤的煤层气勘探开发技术系列,坚持地质工程一体化研究,攻克煤层气勘探开发技术瓶颈,不断完善和优化从物探、钻井、压裂、排采到地面工程工艺等系列技术方案,实现了保德区块煤层气的高效开发,建成了目前中国规模最大的中低阶煤煤层气田。     

沉积微相控制下的煤系地层致密砂岩气储层预测方法——以鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块下二叠统山西组为例

随着鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块煤系地层致密砂岩气勘探开发的深入,常规的储层预测方法已不能满足精细开发井位论证的要求。为此,利用岩心资料、测井资料和分析化验资料对该区块下二叠统山西组23亚段煤系地层致密砂岩气储层进行精细沉积微相刻画,结合古地形分析山23亚段下砂岩发育的地质主控因素,研究主河道的分布规律,基于压制煤层强反射、90°相位转换等特殊处理方法,进行敏感属性优选和多属性地震相分析,精细刻画砂体分布,最终形成沉积微相控制下煤系地层致密砂岩气储层预测方法。研究结果表明：①大宁-吉县区块山23亚段发育2条北西-南东向主分流河道带,其水下分流河道砂体是主要的储集体,该微相砂体在测井曲线和地震反射特征上有着很好的对应性;②压制煤层强反射结合90°相位转换技术可以有效提高地震资料对储层的识别能力;③山23亚段下砂岩沉积受太原末期古地形控制,砂体发育时其对应的反射结构表现为一般呈顶平底凹或顶凸底凹的透镜状;④单井微相标定后开展多属性地震相分析有利于地质解释,减小单一地震属性地质解释的多解性。结论认为,该方法有效提高了大宁-吉县区块储层预测工作的精确度,为该区块下一步致密砂岩气勘探开发井位论证提供了技术支撑。     

考虑段间SRV非均质性的海陆过渡相页岩气压裂水平井产出剖面预测模型

准确认识水平井压裂后各段产出贡献、返排规律及井底生产动态是判断压裂改造有效性和提升设计针对性的依据,对提高气井产能和降本增效具有重要意义。为此,针对海陆过渡相页岩气长水平井非均质性和差异化增产改造引起的各段改造程度差异性问题,建立了考虑页岩储层非均质性和各段改造体积与改造程度差异的5区不稳定线性流压裂水平井产出剖面预测模型,运用现代数学物理方法和Stehfest数值反演方法获得了气井产量及各压裂段流量产出贡献曲线,并分析了各段的天然气产出规律及其影响因素。研究结果表明：(1)压降双对数、产能递减和各段产出贡献曲线可划分为裂缝线性流、裂缝改造区流、改造区外流、系统拟径向流及边界控制流5个流动阶段;(2)改造区渗透率和面积对裂缝线性流动阶段、裂缝改造区流动阶段的产出贡献率影响为正相关关系;(3)改造区外渗透率增加,系统拟径向流阶段产出贡献率增长且持续时间增加;(4)实际页岩气井产出剖面预测与示踪剂监测结果吻合较好,验证了模型的实用性和可靠性。结论认为,考虑段间SRV非均质性的页岩气压裂水平井产出剖面预测模型,可以有效解决页岩气藏工程中产出剖面预测难的问题,对页岩气压裂工艺优化及效益开发具有...