利用高密度电阻率法预测第四系浅层生物气——以江苏省南通地区为例

采用高密度电阻率法以改善浅层生物气的地球物理勘探效率,并以江苏省南通市海门—启东地区浅层生物气的探测结果为例,论述了高密度电阻率法在第四系岩性和层序结构划分、储层识别和气层预测等方面为应用。结果表明:以实测岩土物性为基础,利用高密度电阻率法的二维反演视电阻率断面图,结合已知钻孔和静力触探信息可以较为详细地划分出南通地区第四系内150m以浅的地层结构。同时可以利用地层的电性特征识别研究区第四系浅层生物气储层并预测含气层:当砂体含气时,表现为高阻;当砂体无气而充水时,则为低阻。     

稠油微生物开采矿场试验研究——以克拉玛依油田为例

为了增加开发效益及进一步提高原油采收率，克拉玛依油田优选了混源采油菌组合，采用单井吞吐的生产方式，分两批对21口稠油开发井进行了微生物开采矿场试验。经采油菌作用，作业区的稠油粘度大幅度降低，在停止注蒸汽的情况下，大多数试验井都能迭到经济产能，试验得到了较高的投资回报率。结果表明，所选用的采油菌组合对胶质、沥青质含量高的稠油作用效果显著，矿场试验的投资少、见效快、收益高。稠油微生物开采技术值得在克拉玛依油田的稠油开发中加以应用、推广。     

稠油油藏化学驱原油黏度界限数值模拟研究——以胜利油田孤岛东区普通稠油油藏为例

稠油油藏常规注水开发主要面临原油黏度高、储层非均质性强、采收率低等问题。以孤岛油田东区南15-5#站普通稠油油藏化学驱效果为基础,针对胜利油区不同原油黏度油藏条件,与矿场实际动态相结合,建立了化学驱油藏数值模拟模型;通过收集不同原油黏度油藏的高压物性、相渗曲线等开发试验数据,研究不同原油黏度对水驱、化学驱开发效果及注采能力的影响;考虑提高采收率和经济性两方面指标,初步确定适合化学驱的稠油油藏的地下原油黏度界限为500 mPa·s。在合适原油黏度条件下,应用化学驱技术可以提高稠油油藏原油采收率。     

稠油微生物开采矿场试验研究——以克拉玛依油田为例

为了增加开发效益及进一步提高原油采收率,克拉玛依油田优选了混源采油菌组合,采用单井吞吐的生产方式,分两批对21口稠油开发井进行了微生物开采矿场试验。经采油菌作用,作业区的稠油粘度大幅度降低,在停止注蒸汽的情况下,大多数试验井都能达到经济产能,试验得到了较高的投资回报率。结果表明,所选用的采油菌组合对胶质、沥青质含量高的稠油作用效果显著,矿场试验的投资少、见效快、收益高。稠油微生物开采技术值得在克拉玛依油田的稠油开发中加以应用、推广。     

油水过渡带薄浅层特稠油微生物开发技术——以准噶尔盆地西缘春风油田为例

为了改善准噶尔盆地西缘春风油田油水过渡带薄浅层特稠油开采效果,以油水过渡带P6-P48井为例,开展了微生物采油技术研究。P6-P48井蒸汽吞吐开采初期由于边水侵入造成高含水关井,分析认为其油藏条件适合采用微生物冷采技术。根据P6-P48井油样组成,筛选内源微生物菌种芽孢杆菌XJZ2-1、假单胞菌XJZ3-1、迪茨氏菌Z4M8-2,外源微生物菌种芽孢杆菌SLG5B10-17,营养液及激活剂。根据近井地带处理半径,设计微生物注入方案,2014年9月注入微生物菌液+营养液及激活剂865 m3后关井反应166 d,2015年3月15日开井生产,至2016年4月30日已生产405 d,产油3 464 t。微生物采油后50℃脱气原油黏度下降了58%,采出液中检测出了注入的活菌,且数量较多,表明注入菌菌种适应地层条件并生长繁殖。与16口蒸汽吞吐的邻井相比,微生物采油有效期长且具有更好的经济效益。微生物采油用于P6-P49和P6-P47井也取得较好的效果。     

沉积有机质微生物降解与生物气源岩识别——以柴达木盆地三湖坳陷第四系为例

生物气的主要组分甲烷是不同微生物菌群协同降解复杂有机质的终端产物,研究生物气生成过程中微生物对沉积有机质降解的生物标志化合物特征,对柴达木盆地东部生物气气源层识别具有重要意义。柴达木盆地三湖坳陷涩北一号气区第四系沉积物饱和烃生物标志化合物的研究发现,一些泥岩层内饱和烃组分遭受微生物降解,使部分正构烷烃和无环类异戊二烯烷烃消失,色谱不可分辨的复杂有机混合物显著升高。微生物降解作用明显的泥岩,降解参数升高,可溶有机质含量与烃转化率也显著升高,反映第四系部分泥岩层中高的可溶有机质含量与烃含量,是微生物活动和降解原始沉积有机质的产物。在微生物降解作用明显的泥岩中,检测到了丰富的产甲烷菌特殊生物标志化合物2,6,10,15,19-五甲基二十烷等,表明降解程度高的泥岩中,不仅厌氧降解细菌活动强烈,产甲烷菌活动也很强烈,是生物气的优质烃源岩。因此可以得出:可溶有机质含量,特别是其中烃含量以及微生物降解参数,是评价生物气气源岩的重要依据。     

严重生物降解稠油成熟度判识——以准噶尔盆地三台—北三台地区为例

严重生物降解作用形成的稠油轻重组分均遭损失,其演化阶段性判识是油气成因研究的一个难题。该文以准噶尔盆地三台—北三台地区为例,在前人研究的基础上,进一步对Ts/Tm对成熟度的敏感性进行了分析,认为在同源条件下,Ts/Tm能有效的随成熟度增大而增大,且抗生物降解能力强,可以用来对严重生物降解原油成熟度进行判识。文章以此为指标指出三台—北三台地区重质稠油和储层沥青主要是低—未成熟阶段的原油并遭严重生物降解所致,中质稠油主要是成熟阶段原油遭中等生物降解或散失所致。     

浅层特稠油水平井注蒸汽开发数值模拟——以克拉玛依油田九6区为例

针对克拉玛依油田九6区特稠油水平井试验区,进行了水平井倾斜方向、注汽附管长度等参数敏感性分析,并在注采参数优选的基础上,进行了不同生产方式的指标预测,得出九6区水平井应以吞吐生产为主的结论,为今后的水平井生产提供了指导。     

气库上方土壤中甲烷氧化菌群落研究——以大港油田板873储气库为例

利用基于甲烷氧化菌（MOB）功能基因pmoA克隆建库以及变形梯度凝胶电泳（DGGE）分子生态学方法来研究已知的大港油田天然气库上方土壤样品甲烷氧化菌群落多样性。构建了同一取样点不同深度土壤样品5个甲烷氧化菌功能基因pmoA基因克隆建库,所有的克隆都属于甲烷氧化菌。克隆文库结果显示同一剖面不同深度土壤中MOB的优势菌群有所不同：优势菌甲基弯曲菌属（Methylosinus）出现在所有的5个克隆文库中。甲基孢囊菌属（Methylocystis）在文库中所占得比例从11%（DG0.5）上升到30%（DG1）,在文库DG1.5达到31%,接着下降4%（DG2）,在文库DG2.5没有发现甲基孢囊菌属（Methylocystis）。DGGE电泳图也同样显示出以上的甲烷氧化菌菌群的变化。     

普通稠油油藏聚合物驱提高采收率研究与实践——以孤岛油田B21单元为例

普通稠油油藏水驱开发面临原油黏度高、指进严重且采收率低的问题,亟需转换开发方式,进一步提高采收率。以孤岛油田B21单元普通稠油油藏为目标区,通过数值模拟,建立了不同原油黏度油藏聚合物驱的驱替相与原油合理黏度比界限图版;通过室内增黏实验,确定目标区适用的聚合物质量浓度界限;再采用数值模拟方法,优化确定聚合物最佳注入浓度;结合物理模拟实验,优化高低浓度交替注入方式,相同聚合物用量下可更大幅度提高采收率;考虑开发效果和经济性两方面指标,制定了不同原油价格和不同聚合物价格下聚合物经济极限用量界限图版,对普通稠油油藏聚合物驱持续经济高效开发具有重要指导意义。现场应用结果表明,截至2021年7月,日产油量由285 t/d最高上升至441 t/d,最大升幅为156 t/d,综合含水率由89.1%最低降至76.2%,最大降幅为12.9%,已累积增油量为61.4×104 t,已提高采收率达7.0%,降水增油效果显著。     

生物-热催化过渡带气气藏形成的地质条件——以辽河盆地为例

生物-热催化过渡带气概念的提出受到国内外同行的关注,生物-热催化过渡带气气藏的发现(如在我国的苏北、胜利、辽河等盆地,意大利的波河盆地发现的气田和前苏联的乌连戈依气田等)增强了人们寻找这种埋藏浅、见效快的资源的信心。本文从构造地质背景、沉积环境特征以及生、储、盖层适时匹配关系等方面对热催化过渡带气气藏形成的基本地质条件进行了讨论。     

地震属性在预测生物气中的应用——以柴达木盆地三湖地区台南构造为例

柴达木盆地三湖地区台南构造生物气藏分布范围广,生物气资源非常丰富但分布规律十分复杂,且该区地震资料品质差,反射特征复杂,严重制约了该区生物气的勘探开发。在高精度地震数据的基础上,通过地震反射特征分析,对地震属性进行提取和筛选,并结合实钻测井资料,确定了三湖地区台南构造最能反映储层生物气变化特征的3种地震属性——平均频率、吸收系数、烃指数。经钻井资料证实,3种地震属性能够较好地检测出台南构造生物气储层的地质层位及平面分布范围,为台南构造气田拓展及其边界的确定提供了重要依据。     

特稠油油藏过热蒸汽驱数值模拟研究——以井楼油田A区为例

针对泌阳凹陷井楼油田A区特稠油油藏的特点,开展了过热蒸汽驱数值模拟研究。首次利用CMG-STARS数值模拟软件,在吞吐阶段历史拟合、单井拟合好的基础上,对A区吞吐阶段的压力场、温度场、注采参数等进行数值模拟。模拟结果显示A区适合过热蒸汽驱提高采收率,过热蒸汽驱可使全区采出程度达到52.19%,比普通吞吐方案的采收率高出6.79%。     

稠油油藏蒸汽驱影响因素数值模拟研究——以齐40块蒸汽驱为例

以齐40块蒸汽驱为例,应用CMG数值模拟软件,建立蒸汽驱基础模型,研究了各因素对蒸汽驱开发效果的影响。结果表明,采出程度和油汽比随正韵律油藏渗透率变异系数的增大逐渐增加,当渗透率变异系数超过0.7后采出程度和油汽比减小;采出程度和油汽比随反韵律油藏渗透率变异系数的增大逐渐减小;截止到蒸汽突破时,采出程度随倾角的增大逐渐减小;采出程度和油汽比随隔层厚度的增加逐渐减小;无论油藏有无隔层情况下,射开下部1/3位置时,开发效果最好;平面渗透率各向异性越强,开发效果越差;分层注汽级数越多,开发效果越好。     

复合成因碳酸盐岩储层及其动态发育过程——以塔河地区奥陶系碳酸盐岩为例

塔里木盆地下古生界碳酸盐岩经历大气降水的地表岩溶、有机流体的埋藏溶蚀、深部岩浆热液流体的热液溶蚀等多种类型的次生溶蚀改造作用。以塔河油田为例,奥陶系碳酸盐岩在加里东中期、海西早期和海西晚期经历3次强烈的地表岩溶作用,分别在塔河油田西部和南部、塔河主体区以及塔河地区西北部发育。受加里东期、晚海西期、喜马拉雅期油气充注成藏影响,碳酸盐岩在有机流体作用下发生多次埋藏溶蚀作用,叠加在早期已有储集空间之上,在塔河地区奥陶系一间房组尖灭线以南的碳酸盐岩中较为发育。伴随海西晚期（二叠纪）强烈而广泛的岩浆—火山活动,深部热液流体也异常活跃,使碳酸盐岩发生显著的溶蚀改造作用,主要发育在塔河地区西部和西南部且叠加在早期已有储集空间之上。由此可以看出,碳酸盐岩储集空间的发育并不是在单一机制短期作用下形成的,而是多种流体作用复合叠加、长期动态发育的结果。     

深盆气形成机理与成藏阶段划分——以鄂尔多斯盆地为例

上古生界煤系是鄂尔多斯盆地深盆气形成的基础,煤层在埋藏初期排出大量有机酸,有机酸溶解铝硅酸盐矿物,使岩石变松软、易于压实,以及地层水中Al3+和Si2+的有机络合物随温度升高分解形成SiO2沉淀,造成煤系砂岩的区域致密化.晚侏罗世-早白垩世,随埋深加大和构造热事件的发生,鄂尔多斯盆地上古生界煤层在由贫煤向无烟煤的演化过...     

深盆气形成机理与成藏阶段划分——以鄂尔多斯盆地为例

上古生界煤系是鄂尔多斯盆地深盆气形成的基础,煤层在埋藏初期排出大量有机酸,有机酸溶解铝硅酸盐矿物,使岩石变松软、易于压实,以及地层水中Al3+和Si2+的有机络合物随温度升高分解形成SiO2沉淀,造成煤系砂岩的区域致密化.晚侏罗世-早白垩世,随埋深加大和构造热事件的发生,鄂尔多斯盆地上古生界煤层在由贫煤向无烟煤的演化过程中,大量生成天然气并逐渐稀释、扩散和溶解汽化的地层水,形成只见气而不见水的深盆气.晚白垩世-古新世,鄂尔多斯地区的不均衡抬升剥蚀和东北高西南低大型单斜构造的形成,使二叠系煤层埋藏变浅,地温梯度降低,大量天然气散失,深盆气边界萎缩,"气舱"内水蒸气凝析成水和凝析水在重力作用下重新聚集成"酸点",并出现气水倒置、负压异常等一系列变化.     

原油裂解气的地球化学特征、形成条件与资源评价——以塔里木盆地台盆区为例

根据模拟实验所揭示的原油裂解气和干酪根裂解气化学组成地球化学特征,结合塔里木盆地实际气藏天然气化学组成的剖析,证明塔里木盆地台盆区确实存在两种C_2/C_3与C_1/C_2、C_2/C_3与C_1/C_3、C_2/C_3与100×C_1/(C_1-C_5)分布关系不同的天然气,认为C_2/C_3与C_1/C_2、C_2/C_3与C_1/C_3、C_2/C_3与100×C_1/(C_1-C_5)关系图版可作为区分原油裂解气和干酪根裂解气的有效图版;原油裂解气藏所在地区的石油地质条件的分析表明,原油裂解气的分布大多与深大断裂或断距较大的断层有关,且古油藏埋深较大;利用正演法和反演估算法对原油裂解气资源量进行计算,得出C_2/C_3与C_1/C_2、C_2/C_3与C_1/C_3、C_2/C_3与100×C_1/(C_1-C_5)可以用来判定原油裂解气和干酪根裂解气在天然气中所占的比例,并以此确定了台盆区主要气藏天然气混合比例.     

火山-幔源与有机成因CO2气混合模型探讨——以南海北部边缘盆地为例

以南海北部边缘盆地为例，选取典型火山-幔源型CO₂气和不同有机成因CO₂气的碳同位素值作为端元，模拟计算了2种成因CO₂气按不同比例混合后碳同位素值变化规律。结果表明，无论有机成因CO₂的同位素值（-10‰～-25‰）和初始有机成因CO₂气含量（0.5%～2.0%）如何变化，当CO₂气含量小于10%（摩尔分数）时，混合后的δ¹³C_CO2值随总的CO₂气含量增加而迅速增大；而当CO₂含量超过约10%（摩尔分数）时，δ¹³C_CO2值增加缓慢，最后都迅速趋近火山-幔源型CO₂的端元碳同位素值（约-4‰）。该模拟结果合理地解释了为什么世界上所发现的火山-幔源型CO₂气为主天然气藏，其CO₂含量多高于10%（摩尔分数）或15%（重量分数），其碳同位素值大都介于-4‰~-7‰之间。模拟结果与北部湾盆地福山凹陷和珠江口盆地实测CO₂气的碳同位素值变化趋势吻合很好。