元坝气田超深酸性气藏石油工程技术实践与展望

位于四川盆地的元坝气田是我国目前已开发的埋藏最深的大型海相碳酸盐岩酸性气田,其上二叠统长兴组生物礁气藏具有超深、高含硫化氢、中低孔渗、储层厚度较薄等特征,气藏经济评价结果认为只有水平井才能降低总体开发投资进而有效开发该气藏。目前,全球开发该类超深高酸性气藏的石油工程技术实践较少,面临着超深水平井安全优快钻完井、测录井、井下作业、安全环保等一系列石油工程技术难题。为此,中石化西南石油工程有限公司以工程地质一体化为手段,基于成功开发普光气田的经验,通过针对性技术攻关和7年潜心实践,形成了超深高酸性气藏水平井钻井提速提效关键技术、超深水平井测录井关键技术、超深高酸性气藏井下作业核心技术和超深高酸性气藏安全环保技术等18项核心技术成果,在元坝气田一、二期产能建设中应用近40口井,全部建成商业气井,实现了34×108 m3净化气产能建设目标。所形成的超深酸性气藏石油工程系列技术对于国内外类似气藏的勘探开发具有借鉴作用。     

Origin, migration, and accumulation of carbon dioxide in the East Changde Gas Field, Songliao Basin, northeastern China

CO₂ reservoirs are widely distributed within the Yingcheng Formation in the Songliao Basin, but the extreme horizontal heterogeneity of CO₂ content causes difficulties in the exploration and exploitation of methane. Former studies have fully covered the lithology, structure, and distribution of the reservoirs high in CO₂ content, but few are reported about migration and accumulation of CO₂. Using the East Changde Gas Field as an example, we studied the accumulation mechanisms of CO₂ gas. Two original types of accumulation model are proposed in this study. The fault-controlled accumulation model refers to gas accumulation in the reservoir body that is cut by a basement fault (the West Xu Fault), allowing the hydrocarbon gas generated in the lower formation to migrate into the reservoir body through the fault, which results in a relatively lower CO₂ content. The volcanic conduit-controlled accumulation model refers to a reservoir body that is not cut by the basement fault, which prevents the hydrocarbon gas from being mixed in and leads to higher CO₂ contents. This conclusion provides useful theories for prediction of CO₂ distribution in similar basins and reservoirs.     

松辽盆地长岭断陷龙凤山地区油气分布有序性及其主控因素

对于松辽盆地油气分布有序性的研究较为薄弱,其主控因素尚不明确,制约了该区的油气勘探进程。为此,以该盆地油气勘探新区——长岭断陷龙凤山地区为例,从油气藏类型、储量丰度、油气相态等方面刻画了该区油气分布的有序性,结合油气成藏条件划分出S2、S203和S201等3个油气运聚单元,并利用层次分析法对不同成藏要素的配置关系进行定量评价,明确了油气分布有序性的主控因素。研究结果表明:(1)自北部洼陷带向西部构造带,该区油气分布在相态上体现为气藏—油气藏—油藏的有序变化,油气藏类型上则表现为岩性油气藏、构造—岩性油气藏、岩性—构造油气藏、构造油气藏的渐变特征,油气富集程度上呈现出储量及其丰度逐渐增加的趋势;(2)该区油气分布有序性受控于3种因素,断—源时空配置的有效性控制了油气相态分布的有序性,不同运聚单元边界条件的差异性控制了油气藏类型分布的有序性,断—源—砂—盖配置的差异性则控制了油气富集程度的有序性。结论认为,S201运聚单元的油气成藏条件最为优越,源—断—砂—盖配置最好,勘探潜力最大,可作为下一步油气勘探的重点区块。     

沁水盆地寿阳区块煤层气井产水差异性原因分析及有利区预测

沁水盆地寿阳区块多数煤层气井在排采过程中呈现出"高产水、低产气"的特点,较高的产水量严重制约了煤层气单井产能。为此,基于该区64口煤层气井的排采动态资料和相关的地质、钻井及压裂资料,从断裂构造、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合三方面综合分析了煤层气井产水差异性的原因,并据此提出了"避水采气"层次分析方法,预测了该区"避水采气"的有利区。研究认为,该区煤层气井产水差异性主要存在两大原因:(1)部分煤层气井位于断层附近,断层沟通了煤层顶底板的砂岩含水层,导致单井产水量较高;(2)区域地应力类型决定了该区煤层在压裂过程中会产生垂直压裂缝,其压穿岩性组合类型较差的煤层顶底板,从而沟通含水层导致单井产水量较高。结论认为:(1)煤层气生产过程中应进行"避水采气"有利区预测,其层次分析步骤为"一看断裂构造,二看应力类型,三看岩性组合";(2)该区块西部、东北部和中北部为煤层气开发的"避水采气"有利区。     

四川盆地新场构造带上三叠统须家河组二段地层水化学动态特征及其成因

四川盆地新场构造带须家河组二段（须二段）地层水化学特征复杂,矿化度分布范围广,部分井在生产过程中地层水化学特征发生动态变化。因此,利用矿化度、氯镁系数、变质系数和诺瓦克相图等分析了须家河组各层段地层水化学特征,探讨了地层水的动态运移。结果显示：须二段地层水矿化度主要集中在70~110 g/L,氯镁系数大于50,变质系数大于10;须四段地层水矿化度主要集中在50~90 g/L,氯镁系数小于50,变质系数小于10;两者诺瓦克相图也具有明显差异。上述特征可作为地层水分布层系判别指标。须二段大部分井在生产过程中水化学特征较为稳定,表明地层水来源较为一致,以同层水为主;部分井如新856井、新2井、新10-1H井和新5井在生产过程中地层水化学特征发生了显著变化,根据判别指标,其地层水来源发生了变化。新2井和新856井在汶川地震后均有高矿化度、高溴离子浓度雷口坡组海相地层水混入;新10-1H井和新5井在生产过程中有须四段地层水进入,断层可能为地层水的跨层运移提供了通道。     

龙王庙组气藏高温高压酸性大产量气井完井难点及其对策

为了实现对四川盆地安岳气田下寒武统龙王庙组气藏的安全高效开发,减少因冲蚀、腐蚀、丝扣渗漏和完井工艺不合理等因素所导致的安全屏障失效和环空异常带压等问题,在分析该气藏完井主要技术难点的基础上,重点进行了完井方式优选、管柱材质实验评价与优选、管柱丝扣密封性能评价、井下管柱结构优化设计以及管柱抗冲蚀性能评价等方面的研究与现场试验。形成了一套适合于高温、高压、含酸性介质、大产量气井的配套完井技术:(1)优选了适合的完井方式、管柱材质和扣型;(2)形成了不同配产条件下的管柱结构;(3)制订了针对直井和斜井的完井工艺及完井过程施工质量控制措施。现场应用效果表明,该配套技术有效降低了大产量生产对管柱和井下工具的冲蚀以及射孔作业对生产封隔器密封性能的影响,提高了完井施工质量,对于减少后期生产过程中环空异常带压具有较好的效果。可为类似气田的开发提供参考。     

沁水盆地安泽区块煤层气藏水文地质特征及其控气作用

在我国华北地区,煤层气藏的水文地质条件与煤层气的运移、散失、保存、富集等关系密切,但过去很少有学者采取 动态监测地下水特征的方式来分析其对煤层气藏的影响。为此,以山西沁水盆地安泽区块煤层气藏为研究对象,在动态监测煤层气 产出水离子浓度、水质水型及矿化度变化的基础上,结合该区煤层气井开发实际与地下水动力场分布特征,讨论了不同水文地质单 元的产气、产水情况,并利用微量元素检测结果分析了合层排采的井间干扰。最后,结合构造、煤质特征探讨了水文地质条件对煤 层气富集与产出的控制作用。结果表明：①该区主力煤层为下二叠统山西组3 号煤和上石炭统太原组15 号煤,煤层顶底板大部分为 砂岩和泥质砂岩;②煤层气产出水离子浓度和矿化度随排采时间的增加不断降低,水型以NaCl 型和NaHCO₃ 型为主;③将该区划 分为弱径流区、径流区和滞流区3 个水文地质单元,其中径流区产气量最高,滞流区产气量最低,合层排采井受15 号煤的干扰较大。 结论认为：该区煤层气的富集主要受断层及水动力条件的控制, 下一步应加大对煤层气优势富集区的开发力度。     

西非下刚果盆地深水水道沉积特征及控制因素

深水水道体系是从大陆斜坡到深海盆地“源-汇”系统的重要组成部分,也是当前国际深水油气勘探的重要储层类型。对下刚果盆地中新统深水水道沉积特征、充填演化和控制因素的研究有助于加深对盆地动力学过程的认知和提高深水储层的预测精度。通过应用三维地震、测井和录井资料综合分析,基于层序地层学、地震地层学和地震地貌学研究的技术方法和手段,对下刚果盆地中新统高精度层序地层格架、深水沉积单元、深水水道发育类型、复合水道体系发生、发展、衰退和消亡的演化过程,以及控制因素进行了深入研究。结果表明：下刚果盆地中新统地层以最大水退面和初始水进面为层序界面,可以划分出14个四级层序,其中四级层序SQ1L,SQ2L,SQ3L,SQ4L,SQ5L,SQ6L和SQ7L是深水水道发育的主要时期。深水水道具有侵蚀界面、水道充填、内天然堤、外天然堤、末端朵体、远洋沉积和滑塌块体7类深水沉积单元,其中水道充填和末端朵体是砂质沉积单元。研究区深水水道可以划分为单期下切、单期加积、垂向加积复合、侧向迁移复合4种基本类型,其中垂向加积复合水道和侧向迁移复合水道同时出现在四级层序SQ7L内,指示了水道充填演化中“自旋回”因素的控制作用。在此基础上,提出构造隆升是形成深水富砂水道体系的原动力,西非海平面变化控制着三级层序的发育,制约着深水水道复合体的发育规模。气候由温室转变为冰室的交替变化控制了深水砂质重力流沉积和深海泥质沉积的四级层序发育部位。     

采用能量色散X荧光仪同时测定Co,Mn,Br元素

建立了用能量色散X荧光仪同时测定Co,Mn,Br 3种共存元素的新方法。优化了操作条件,讨论了影响因素,考察了方法的精密度和准确度。其中Co回收率为95.3％-103.0％,Mn回收率为96.0％-104.0%,Br回收率为94.8％-105.0％。用于精对苯二甲酸化工装置试样中Co,Mn,Br的同时测定,结果满意。     

铵盐颗粒在U形换热管中的流动、沉积特性与垢下腐蚀行为

通过数值模拟软件FLUENT,结合Discrete Phase Model模型,对U形换热管中铵盐的流动、沉积特性进行计算流体动力学（CFD）研究。结果表明：铵盐颗粒的粒径和多相介质流速是影响铵盐流动距离和沉积区域的重要因素。颗粒粒径越小、多相介质流速越大,铵盐流动距离越远,沉积区域越大。通过固体颗粒流动沉积模拟实验进一步研究发现,对于粒径小于0.03 mm的固体颗粒,当多相介质流速大于5.50 m/s时,颗粒的流动距离不再增加。通过对失效换热管进行SEM和XRD分析,发现铵盐沉积腐蚀造成管壁减薄,在管壁内外侧高压差作用下产生诱导裂纹,引发应力腐蚀裂纹,最终导致换热管泄漏失效。     

苏北盆地溱潼凹陷古近系烃源岩显微组分分析

文中采用有机岩石学全岩分析方法, 对溱潼凹陷不同层段烃源岩进行显微组分组成分析,结合有机地球化学分析资料得出: 壳质组和矿物沥青基质含量反映烃源岩的生烃潜力和母质类型,矿物沥青基质在溱潼凹陷泰州组、阜二段和阜四段烃源岩生烃过程中的贡献是不容忽视的。     

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气勘探进展、挑战与前景

四川盆地黑色页岩层系多、页岩气资源丰富,是迄今为止中国主要的页岩气勘探开发盆地。为了给今后四川盆地乃至整个中国南方地区页岩气勘探开发提供指导和参考,以该盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气勘探开发实践为对象,总结了其发展阶段与进展,明确了页岩气富集成藏的有利条件,梳理了制约页岩气发展的理论与技术挑战,进而探讨了未来的勘探开发前景。研究结果表明:(1)深水陆棚相形成高富含有机质页岩且连续段厚度大、品质好,复背(向)斜宽缓区构造相对稳定是该盆地五峰组—龙马溪组页岩气持续聚集的有利条件,保存条件是页岩气富集的关键因素,页理(纹理)、微裂缝发育是页岩气高产的重要因素,超压是页岩气高产的重要条件;(2)制约该盆地五峰组—龙马溪组页岩气工业化发展的技术瓶颈,主要包括富有机质页岩沉积相与沉积模式,页岩储层成岩过程与评价体系,页岩气形成与聚集机理,页岩气层地球物理识别与预测,资源动用率低、不确定性大,3500 m以深页岩气勘探开发技术尚未突破。结论认为,四川盆地五峰组—龙马溪组仍是今后相当长一段时间内中国页岩气勘探开发的重点层系。     

Catalyst Deactivation, Kinetics, and Product Quality of Mild Hydrocracking of Bitumen-Derived Heavy Gas Oils

To assess mild hydrocracking as an option to improve the quality of the heavy gas oil (HGO) fraction of Syncrude's synthetic crude oil (known as Syncrude Sweet Blend or SSB), severe hydrotreating tests were performed by using Athabasca oilsands bitumen-derived coker HGO, heavy vacuum gas oil, and a blend of the two in a pilot-scale down-flow reactor over a typical commercial NiMo/Al₂O₃ hydrotreating catalyst. Kinetics of sulfur and nitrogen removal, 343°C+ conversion, and aromatics hydrogenation were investigated by incorporating the effect of catalyst deactivation. The total liquid products (TLPs) from the pilot tests were distilled into naphtha, light gas oil (LGO), and HGO fractions, and the TLPs and distilled products were characterized. Cetane number (CN) was determined by engine test for selected LGOs and by ignition quality tester for all LGOs. The quality of product HGOs as fluid catalytic cracking (FCC) unit feedstock was evaluated by using correlations (developed based on feed properties including GC-MS data) to predict FCC product yields. The CN of the LGOs and the predicted gasoline yields from HGO products were much better than that produced from the corresponding fractions of current SSB. The CN and FCC gasoline yield were related to the level of 343°C+ conversion (i.e., the higher the conversion, the higher the CN and FCC gasoline yield).     

四川盆地桐湾期古隆起震旦系储层沥青特征与天然气聚集机制

四川盆地桐湾期古隆起震旦系近期获得了天然气勘探的新突破,但是对其天然气成藏机理的认识还存在着较多的争议。该古隆起震旦系储层普遍发育沥青,使得据沥青的发育规律来研究其古油藏与气藏的关系成为一种可能。为此,开展了针对该区震旦系储层沥青发育特征与规律的研究。结果表明:①古隆起震旦系储层沥青主要发育于四川盆地重要热液事件之后,即著名的二叠纪中晚期的峨眉地裂作用之后;②沥青的分布主要与印支期—燕山期古构造所控制的古油藏有关,这一时期的古构造高部位沥青含量较丰富;③桐湾期古隆起震旦系大规模的油气聚集发生于印支期—燕山期,形成了乐山—资阳古油藏与高石梯—磨溪—广安古油藏,这些古油藏主体部位原油的裂解控制了现今天然气藏的发育;④震旦系储层沥青的发育不仅反映灯影组古油藏的油气主要来自下寒武统烃源岩,而且还证明震旦系储层中聚集的天然气应为震旦系古油藏裂解晚期阶段的产物;⑤四川盆地印支期—燕山期震旦系的古构造是其古油藏发育的有利地区,寻找这一时期震旦系油气大规模聚集的区带,对开拓震旦系天然气勘探新领域具有重要的意义。     

北非三叠盆地 H 区块储层特征及主控因素分析

三叠盆地是非洲北部阿尔及利亚的大型复合含油气盆地,油气成藏条件优越。 三叠系 Tagi 组和奥陶系 Hamra 组砂岩为该区的主要储层,研究其特征及控制因素对该地区的油气勘探具有重要的指导意义。结合区域地质资料,通过岩心和薄片的观察对三叠盆地 H 区块 Tagi 组和 Hamra 组砂岩储层的岩石学特征、沉积相特征、物性特征、微观孔隙类型进行了研究。 结果表明：研究区 Tagi 组主要发育河流相石英砂岩和岩屑石英砂岩,结构成熟度和成分成熟度均为中等,储集空间以粒间孔和粒间溶蚀孔为主; Hamra 组发育滨岸相石英砂岩和长石石英砂岩,结构成熟度和成分成熟度均较高,储集空间主要为溶蚀作用产生的裂缝和少量的溶蚀孔。 物性数据显示这 2 套储层均为特低孔、特低渗和低孔、低渗储层。 Tagi 组储层发育的主控因素是沉积作用,成岩作用对其具有一定的改造作用;Hamra 组储层主控因素为溶蚀作用。 预测该区三叠系 Tagi-2 段是优质储层发育的层段,勘探潜力极大。     

柴达木盆地某油气聚集区电性结构研究

柴达木盆地某油气聚集区地质条件复杂,地震勘探效果不明显。 在该区布设了 5 条广域电磁法测线,采用 2 n 序列伪随机信号发射源和广域电磁法油气目标识别技术,研究了该区电性结构特征。 结果表明,该区存在 5 个主要电性层,产气层为高电阻率特征,产气层反演电阻率是非产气层的 2 倍以上。 反演
结果与钻井及地震资料对比证明,广域电磁法对油气层识别较有效。 由于施工简单,成本低,广域电磁法有一定的推广应用价值。     

鄂尔多斯盆地富县地区马五段白云岩储层特征与演化

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组马五段发育一套风化壳储层。 通过岩心、岩石薄片、阴极发光、电子探针、碳与氧同位素和物性测试等实验分析并与中部气田区同类储层对比,研究了富县地区风化壳储层特征和形成演化规律,发现膏质结核溶模孔是本区最主要的储集空间,溶孔充填物多样且充填程度差异较大。 研究认为：沉积相直接影响孔隙度大小（结核溶孔大小与数量）,并间接影响储层渗透性（孔间释压裂缝的发育程度）;表生期成岩作用决定储层的储集性能,大气淡水的选择性溶蚀构建溶孔轮廓,古地貌低部位孔隙被方解石完全充填;埋藏期成岩改造作用有限。 明确了有利储层分布于马五段沉积期含膏云坪相和岩溶古地貌高部位叠置区域。 沉积相和古地貌的精细描述是下一步有利储层预测的关键。     

柴达木盆地三湖坳陷横波勘探中的低幅异常消除技术

近年来,在柴达木盆地三湖坳陷开展了横波地震勘探,但是由于该区低幅度构造发育,横波静校正引起的"低幅"异常与上述低幅度构造相互混杂,难以区分。为此,针对该区横波表层调查难以控制表层横波速度模型的变化、横波近偏移距初至污染严重、横波折射层发育导致高速界面难以确定等问题,首先采用曲线拟合技术预测污染区横波初至时间确保初至完整性,然后采用面波模型与多层折射分层联合约束反演横波表层速度,最后通过基于速度谱分析的层位匹配建模技术确定合理的横波速度界面,形成了横波表层"低幅"异常消除技术,并进行了现场应用及效果评价。研究结果表明:①曲线拟合技术可以弥补近道污染区横波初至空白,保证层析反演模型的完整性;②基于瑞雷波的频散特性反演建模可以为确定该区浅层横波速度提供可靠的资料,提高浅层模型精度;③面波模型与多层折射分层联合约束反演能够更准确的反演该区表层横波速度场,较好地建立横波速度模型,消除横波剖面上"低幅"异常现象。结论认为,所形成的横波地震勘探低幅异常消除技术消除了横波静校正引起的"低幅"异常现象,提高了横波地震资料的成像品质。     

苏里格气田国际合作区河流相储层井位部署关键技术

苏里格气田国际合作区位于该气田中南部,其开发层系属于二叠系复杂河流相岩性气藏,掌握河流相储层的类型、分布、规模和集中程度,是合理高效部署开发井位的前提和基础。通过实践探索与技术攻关,在该区形成了以三维地震泊松比岩性识别、棋盘式井网主河道带预测、河道微相精细解剖、动—静结合高产井筛选及东—西向水平井钻探为核心的井位部署关键技术。应用效果表明:(1)泊松比地震反演可有效识别厚砂岩(砂岩泊松比介于0.19~0.25,泥岩泊松比介于0.27~0.30),把握大河道带的分布;(2)通过提取棋盘式井网净砂岩(自然伽马小于60 API,有效孔隙度大于6%,含气饱和度大于60%)厚度能快速识别河流中心部位;(3)明确该区发育2类叠置河道带、5种主要沉积相和10种河道微相;(4)单井动—静态数据分析表明,具有低自然伽马值(小于40 API)、高有效孔隙度(超过10%)及较高深电阻率响应(大于90Ω·m)是上古生界二叠系下石盒子组盒8段高产井(单井最高可采储量超过1×108 m~3)的典型配置;(5)在辫状主河道带中心区域部署东—西向水平井有利于横向沟通多期河道。结论认为,该套井位部署关键技术加深了对该区河流相储层地质规律的认识,有效支撑了该合作区的开发建设。