普光气田与建南气田长兴组、飞仙关组储层对比研究

普光气田和建南气田位于四川盆地东北部,两气田的主力产层二叠系长兴组、三叠系飞仙关组均为礁滩沉积,但储层规模、储集性却差异很大。普光气田储层厚度大、物性好,以中孔中渗、高孔高渗的大套溶孔白云岩为主,而建南气田储层厚度小、物性差,以低孔低渗为主,岩性为灰岩和少量白云岩。研究认为,白云岩成因的差异造成了2个气田储层的差异。普光气田以准同生白云岩化为主,形成了大量早期白云岩;建南气田以埋藏白云岩化为主,形成的白云岩数量少。白云岩成因的差异与沉积环境密切相关,普光气田礁滩沉积毗邻局限台地或蒸发台地,容易获得高Mg/Ca比咸水,有利于准同生白云岩化发育;而建南气田礁滩沉积毗邻开阔台地,不利于准同生白云岩化的发育。因此,毗邻蒸发台地或局限台地等环境的礁滩相更有利于优质储层的发育。     

建南气田飞仙关组飞三段储层特征及主控因素

通过岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、物性、孔隙结构和压汞资料的综合分析,对建南气田飞仙关组飞三段储层特征进行的研究结果表明:飞三储层储集空间以粒内溶孔、晶间溶孔等次生溶蚀孔隙为主;颗粒灰岩储层物性较好-差,主要为特低孔-低渗储层和低孔-低渗储层,孔喉连通性较差、分选性中等-差,以微喉为主;白云岩为相对优质储层,以中孔、中渗储层为主,孔喉连通性和分选性好,以中喉为主;灰质云岩与云质灰岩储层物性为较好,以低孔、低渗储层为主,孔喉连通性、分选性较差,以微喉为主。通过沉积、成岩以及构造因素对储层的控制作用分析认为,高能浅滩和潮坪亚相为储层发育的有利相带,白云石化作用、埋藏溶蚀作用及构造破裂作用使储层得到改善。     

普光气田飞仙关组层序特征及有利储层分析

为了对普光气田主体碳酸岩沉积体系和各种微相特征深入研究,建立区域地层格架,对普光气田主体井层序界面进行识别与划分。研究表明:主要发育有升隆侵蚀层序不整合面、海侵上超层序不整合面、水下沉积间断层序不整合面、局部暴露层序不整合界面和岩性岩相转换界面等五种三级层序界面,同时发育岩性的突变面、沉积相转换面、GR值正向漂移和成岩作用变化等四种四级层序界面。普光102-1井下三叠统飞仙关组可划分为一个二级层序、两个三级层序和九个四级层序,并对其中可作为有利储层的层序进行分析。     

建南气田北部下三叠统飞仙关组飞三段白云岩成因

在鄂西渝东区建南气田下三叠统飞仙关组飞三段沉积相研究的基础上,详细论述了区内泥-粉晶白云岩、藻纹层白云岩、细晶白云岩及具残余粒屑结构(灰质)白云岩的岩石学特征,并结合碳氧同位素、微量元素、成岩温度和盐度的岩石地球化学特征资料认为:泥-粉晶白云岩和藻纹层白云岩为渗滤回流白云化作用形成;细晶白云岩和具残余粒屑结构(灰质)白云岩为埋藏白云化作用形成。图4表3参8     

建南地区飞仙关组三段白云岩储层成因探讨

建南地区飞仙关组三段发育白云岩储层,是研究区物性最好的储层,但一直以来对白云岩储层的展布及成因缺乏系统认识,从而制约了白云岩储层勘探的进展。将建南地区飞三段划分为3个Ⅳ级层序,弄清了白云岩储层一般分布在颗粒灰岩的上部,位于每个层序的高位域晚期。在此基础上进一步利用C、O同位素和稀土元素等分析手段,首次指出建南地区飞仙关组三段白云岩为浅埋藏成因。     

川东北元坝地区长兴组—飞仙关组地层类型研究

根据川东北元坝地区长兴组—飞仙关组岩性、古生物、测井曲线特征、地震响应标志等相关资料内容的综合分析,得出结论:长兴组划分为即碳酸盐台地型、台地边缘礁滩型、台地边缘斜坡型及陆棚型。飞仙关组分为台地前缘斜坡型、开阔台地型及陆棚型三种类型。     

川东北地区长兴组—飞仙关组储层特征

为研究川东北地区黑池梁台地南江东-黑池梁、镇巴地区储层特征及差异性主控因素,开展了露头及新增钻井岩心观察描述、岩石普通薄片及铸体薄片鉴定、储层物性测试、地震解释等工作。从沉积、成岩方面入手,系统对比与剖析了南江东-黑池梁及镇巴地区长兴组-飞仙关组储层岩性、储集空间、储层厚度及物性的差异性,并对其成因进行了分析。结果表明,这2个地区在储层岩性、厚度、储集性能等方面具有一定的相似性,同时也存在一定的差异,并且认为古地貌及基底断裂、成岩作用与构造作用均是造成储层差异的关键因素。该研究成果可为川东北地区下一步油气勘探提供地质依据。     

建南气田志留系天然气地球化学特征及气源探讨

根据建南气田及邻区的天然气组分、烷烃碳同位素等资料,结合区域烃源岩研究资料,研究了该区志留系天然气的地球化学特征及其气源特征。结果表明,建南气田志留系天然气为干气,非烃气体总含量低且无H₂S气体;烷烃气碳同位素均小于-40‰,属于油型气成因,其母源为腐泥型干酪根。ln(C₁/C₂)-ln(C₂/C₃)相关性表明现今的志留系气藏以原油二次裂解贡献为主。结合该气藏地质特征综合分析认为,建南气田志留系天然气来源于志留系龙马溪组碳质页岩,烷烃气碳同位素局部倒转为同源不同期的天然气混合所致,即晚期原油裂解气与早期干酪根降解气混合。中上扬子区广泛分布且已成熟的志留系龙马溪组页岩预示志留系和石炭系的天然气勘探前景良好。     

普光气藏长兴—飞仙关组微量元素及海平面变化分析

沉积环境及沉积相的识别对于古地理的恢复及油气勘探有着非常重要的意义.通过对川东北普光地区长兴组—飞仙关组进行密集取样,利用对沉积环境变化较敏感的地化指标和环境参数Mn/Ti、Mn/Fe、Rb/Sr,研究其在纵向的分布特征和变化规律,来指示它们与海平面变化及其与沉积相的演化的对应关系.认为从长兴组到飞仙关组,微量元素呈有规律的变化,其Mn/Ti、Mn/Fe值逐渐降低,反映了长兴组末期到飞仙关组沉积期海平面降低,代表此期总体上处于海退期.飞仙关组一段、二段,沉积鲕粒白云岩为特征,Rb/Sr值最大,反映海平面较低,其气候湿润,地层出露遭到淋滤,属于台地边缘礁滩相沉积;在飞仙关组三段沉积期,以泥微晶白云岩为特征,Rb/Sr值较小,海平面较低,气候干旱,处于局限台地潮坪相沉积.     

建南气田天然气水合物的危害与防治

建南气田天然气开采、集输过程中,由于天然气水合物的生成,曾多次造成井筒、输气管线的堵塞,影响了建南气田的正常生产。从建南气田天然气水合物的形成及危害出发,探讨了水合物生成的原因,采用了提高节流后天然气的温度、加强气水分离、加注抑制剂等防治措施,取得了明显的成效。     

江汉油田分公司建南天然气净化厂技术改造总结

针对建南天然气净化厂一、二期工程设计及操作过程存在的问题,经过对原设计工艺及设备的技术改造,选取更为有效的设备,使净化厂能满足生产需要,操作平稳可靠,达到了技改目的。     

建南气田油管选型技术

建南气田是江汉油田分公司唯一一个生产气层气的单位，部分气藏H2S浓度高（高达60g／m^3），同时含CO2，油管在井下极易腐蚀，从而导致安全事故和经济损失。该气田以前从未系统地开展过油管选型方面的研究，管柱腐蚀严重，部分气井油管下井不到一年便腐蚀断脱。通过对当前井下管柱腐蚀原因的分析，结合油管挂片和拉伸试验研究成果，优选出适合于建南气田自身特点的油管，为气田安全生产起到良好的促进作用。     

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本文从渤海湾盆地区域地质背景、烃源岩及储盖组合等方面分析了天然气形成的良好条件,并对所发现的气藏进行了归纳和分类,总结出断陷六单元结构的特点及形成的气藏类型序列,最后指出了勘探的有利方向。     

鄂尔多斯盆地中北部上古生界气田天然气气源与运聚研究

采用生烃动力学和碳同位素动力学的方法,通过对苏里格气田、榆林气田和神木气田的剖析,认为这3个气田的气源主要来自其南部或西南部的石炭-二叠系的煤系地层;烃源岩生烃始于150Ma左右,出现在定边及以南的气源岩区,并存在由南向北、由西向东推进的趋势;天然气区域运移方向是由西南向东北,局部运移方向是由下向上.在这种地质地球化学背景下,苏里格气田、榆林气田和神木气田开始充注的时间分别为150、140和120Ma左右.在此基础上,进一步总结了该区天然气运聚规律.     

蜀南黄家场构造气藏地球化学特征及气源对比

通过对黄家场构造二、三叠系的天然气及储层沥青地球化学特征的分析，并把该构造气源及成因类型进行了对比和判识。认为：黄家场构造三叠系嘉陵江组生烃条件较差，但下伏二叠系烃源丰度较高，且有多条切穿二、三叠系的断层，为油气向上运移提供了通道，嘉陵江组天然气主要来自下伏二叠系。     

克拉2气田天然气处理装置工艺运行分析

介绍了克拉2气田天然气脱水、脱烃工艺以及通过对常见的几种工艺方案进行分析和比选确定该工艺的过程。实际运行证明该工艺基本达到了最初的设计目标。该工艺运行中也发现存在一些问题,针对这些问题提出了解决办法和建议。     

建南气田低压低渗碳酸盐岩气藏储层改造技术

为了更好地开发鄂西地区建南碳酸盐岩气藏,通过三年的技术攻关,研究了一套低压低渗碳酸盐岩气藏的改造技术。在水平井上,实施屏蔽暂堵钻井、氧化解堵和水平井段酸压;在储层深部改造技术方面,进行了酸化、胶凝酸深部酸压和水力加砂压裂措施,并成功应用了2井次压裂、酸压复合工艺。同时还研究了3种配套的酸压措施管柱。     

松辽盆地北部深层地质特征与天然气勘探方向

松辽盆地深层包括上侏罗统火石岭组、下白垩统沙河子组、营城组断陷地层和下白垩统登娄库组、泉头组一+ 二段坳陷地层。断陷地层分布于一系列分割断陷中,控陷断裂为北北东向和北西向,断陷沿嫩江断裂带、孙吴—双辽断裂带和哈尔滨—四平断裂带分布。火石岭—沙河子组沉积时期为断陷大规模伸展期,沙河子组沉积末发生了大规模的反转,奠定了断陷期地层的改造格局。断陷期湖相泥岩和煤层是最重要的生烃层系,以登二段、泉一+ 二段和青一段三套区域盖层分开了四套天然气生储盖组合。临近生烃凹陷的古隆起、控陷断裂带和断陷内的古构造是天然气聚集的有利区带。