新疆石油天然气

房新娜

2006, 2(2): 1-4.

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油气成藏系统与含油气系统是两个不同的概念,两者既有区别又有联系.研究认为,油气成藏系统是一个相对独立的油气运移、聚集地质单元,包括同一运聚系统内相关的有效烃源岩、输导体系和油气藏以及油气藏形成所需要的一切地质要素和作用.油气成藏系统划分的依据是控制油气运移聚集的主要运载层成藏期古流体势的高势面和有效输导体系的展布特征等.成藏系统分析对高勘探区油气资源评价和成藏组合评价具有重要实用价值.油气成藏系统的研究应首先进行成藏系统的划分,再在纵向上分系统进行成藏组合的划分与评价.以东营凹陷博兴洼陷为例,将其划分为5个油气成藏系统,各油气成藏系统又分别划分出下、中、上三套不同的成藏组合;对各成藏系统、不同成藏组合的成藏特征进行了分析和总结,对各成藏系统的勘探潜力和勘探方向进行了评价和预测.

准噶尔盆地三台-北三台地区第三系勘探潜力分析

罗立崇, 刘得光, 程显胜, 杨红霞, 赵增义, 凌云

2006, 2(2): 5-7.

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从沉积及储层组合、油气运移系统等方面全面剖析了准噶尔盆地三台-北三台地区第三系油气成藏条件,建立了成藏模式,对未钻探区勘探潜力进行了预测;通过分析,认为该区第三系储层物性主体差,断裂更多地表现为封闭性,导致沟通深部油气源的运移体系不畅,致使第三系圈闭不能有效捕获和储集油气.圈闭又比较匮乏,主体勘探潜力不大.北25井西背斜紧邻多期活动的甘诃子北断裂,第三系可能发育较好的储层,相对有利,北25井西背斜应是钻探第三系的首选目标.

断陷盆地岩性圈闭成藏特征及地质风险评价研究

李传华

2006, 2(2): 8-14.

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中国石化东部的济阳坳陷、东濮凹陷、南泌凹陷、苏北盆地、江汉盆地等,均为中新生界陆相断陷含油气盆地,具备相似的构造沉积特征和岩性油藏地质特征,具有建立统一的岩性圈闭地质风险评价方法和评价标准的地质基础.不同的地质条件在岩性圈闭成藏中所起的作用不同,研究5项评价条件及各项地质要素权系数时,应能充分体现这种差异.圈闭地质要素可以归纳为圈闭成藏要素和圈闭品位要素两大类,可分别采用钻探成功率分级法、累计概率曲线法、地质分析法建立分级评价标准.应用表明,建立的岩性圈闭地质风险评价方法和评价标准,能反映探区地质特点和勘探实际情况.

吉尔嘎朗图凹陷宝饶洼槽油气成藏特征及主控因素分析

易定红, 贾义蓉, 雷明, 石兰亭

2006, 2(2): 15-18.

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吉尔嘎朗图凹陷宝饶洼槽是二连裂谷盆地东南部的一个富油洼槽,剩余资源量大,岩性油气藏勘探程度低,勘探潜力大.在综合研究该地区的生油岩、储集体、盖层、运移和储盖组合特征的基础上,指出腾一段和腾二段储盖组合是岩性油气藏勘探的有利储盖组合,凹陷的沉积中心、砂体成因、断层、不整合面和坡折带6种主要因素制约着油气藏形成,其中坡折带是通过控制沉积相带而制约诸集砂体的展布,是油气藏形成的最主要的控制因素,缓坡-洼陷边缘断裂坡折带和沉积坡折带是岩性油气藏勘探的重点领域.

石南地区田头屯河组沉积相研究

凌云, 刘得光, 黄国荣, 吐逊阿依, 杨红霞, 李立

2006, 2(2): 19-22.

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根据20余口岩心和200多口开发井资料,从物源、高分辨率层序地层对比、岩石组构、粒度、沉积构造、砂体形态等方面研究的基础上,综合确认石南21井区头屯河组砂体为一曲流河-三角洲前缘沉积体系,水下分流河道微相是其优势相.该油藏的西北部区域具有一定的扩边能力,是下一步开发的重点.

文东油田沙三中油藏储层特征对开发的影响

宋冬梅, 朱学谦, 周琦, 严秋芬

2006, 2(2): 23-26.

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研究了文东油田储层渗透率与孔隙结构的关系及其对油田采收率的决定作用,以及启动压力对开发状况的影响;分析了储层裂缝的存在特征、成因以及对开发效果的影响,并提出了油田开发调整应采取的对策.

砂岩储层渗透率表征方法探讨

魏兴华

2006, 2(2): 27-28.

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渗透率是反映储层渗流能力的重要参数,目前对于单一储层的渗透率表征方法,通常是在岩心分析渗透率或测井解释渗透率的基础上进行厚度加权算术平均.这种方法对于均质的储层来说是适用的,但对于非均质严重的储层,不能准确反映该储层的实际渗流能力.本文提出一种应用可动流体体积权衡表征渗透率的方法,经实际资料验证,能较好地反映储层的实际渗透能力.

用测井方法确定砂岩储层中固体沥青含量方法的探讨

段金宝, 蔡忠贤

2006, 2(2): 29-32.

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塔里木油田志留系砂岩储层中固体沥青含量高,一般方法难以标定,给油气评价带来困难,通过对测井曲线特征分析并结合实验室资料,总结出测井评价方法,能较准确的标定出储层中固体沥青含量,为准确的油气评价和油气生产的顺利进行提供依据.

油基泥浆固井清洗液评价方法初探及性能研究

黄文红, 李爱民, 张新文, 王磊, 徐阿丽, 王秀霞, 张德莲

2006, 2(2): 33-35.

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针对油基泥浆钻井在套管和井壁所形成的泥饼与固井水泥浆之间的胶结质量不好的现象,本实验室研制出了高效润湿性调节剂-TSBN,调配出了能较好改变油、水两个界面间润湿性的高效清洗剂;并从改变油水界面润湿性能力、清洗液流变性、胶结面质量三个方面对清洗液的评价方法做了初步的探讨.并对室内调配出的四种清洗液配方进行了清洗效果评价.

克浅十稠油降粘减阻剂HVR的降粘机理及现场应用

张金波

2006, 2(2): 36-39.

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以克拉玛依油田克浅十区块的稠油为研究对象,针对其特点复配并优选出了经济高效的HVR稠油降粘减阻剂,并对其降粘减阻机理进行了分析.该项技术在克浅十油田大面积推广,取得了良好的经济效益,为提高稠油区块开发的效果及经济性提供了新的途径.

大王北油田大48井区储层建模研究

周红, 国梁, 杨湖川

2006, 2(2): 40-44.

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对三维储层建模技术的原理、方法及步骤进行了概述,并运用Petrel储层建模软件对大王北油田大48井区进行储层建模研究,充分利用该软件强大的井数据处理能力、数据导入能力和复杂构造区域储层建模的角点网格技术,建立了该研究区的构造模型及属性模型.该成果对完善油藏注采井网系统,提高油藏采收率具有重要意义,为油藏下一步的开发决策提供了有力的依据.

高邮凹陷北斜坡大沙埝地区的综合解释研究

廖准良, 周彬, 陈军

2006, 2(2): 45-48.

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大沙埝地区是高邮凹陷的主力勘探区之一,也是一个辉绿岩发育、地震资料品质很差的地区.在强化地质认识的基础上,研究该区辉绿岩的空间展布和其对地震资料的影响,根据辉绿岩的分布特征和发育情况,把大沙埝地0区分为沙埝南和沙埝北.再对沙埝南地区利用各种地震勘探技术如三维可视化技术、相干体技术,对沙埝北地区应用新的地质模式进行断层和层位的综合解释,取得了较好的勘探效果.

隐蔽油藏描述技术在渤南油田滚动开发中的应用

金平信

2006, 2(2): 49-52.

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渤南洼陷经过40年勘探,资源探明程度已达65%,继续勘探难度很大.本文对渤南洼陷北部地区的勘探潜力进行了分析,通过零星探井的试油试采特征,证明渤北地区有较大的勘探潜力,勘探开发的关键是描述储层沉积特征.通过高精度层序地层分析建立精细的地层格架,应用沉积相分析、相控储层描述技术、测井约束反演技术对渤北地区沙三段浊积砂岩沉积模式由以前认识的席状砂更新为水道砂,首次在渤北地区识别出浊积水道砂体,经过钻探得到证实,完钻16口井钻遇油层到8-15.0米,油井投产日油达到30-95吨,取得显著效果,为该地区以及同类地区隐蔽油藏勘探指明了方向.

一种快速判断产量递减类型并进行产量预测的新方法

连军利, 康永尚, 庞长英, 李斐

2006, 2(2): 53-56.

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针对目前递减类型判断方法存在的理论复杂,不易掌握的问题,提出一种产量递减类型快速判别及产量预测的新方法,对于双曲递减采用基于Excel的二元回归方法进行计算,通过矿场实例验证,该方法理论清楚、操作简单,便于现场推广应用.

凝析气井流入动态模型研究

赵文民, 董长银, 李志芬, 严其柱

2006, 2(2): 57-59.

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相态变化对凝析油气体系在多孔介质中的流动有较大影响.根据相态分布特征,将凝析气井中从地层到井筒的径向渗流划分为三个区域:无凝析油析出的单相气区,凝析油析出但不流动的过渡区,近井地带凝析油气两相区.分别考虑三个区域的相态特征及过渡区和两相区中凝析油析出对流体流动的影响,建立了凝析气井的流入动态预测的改进模型.结果对比表明,本文考虑过渡区的方法比通常使用的二项式模型和不考虑过渡区的两区模型结果更加合理.

凝析气井油管优化机理模拟研究

魏云峰, 王新裕, 崔陶峰, 李志凤, 牟伟军, 丁国发

2006, 2(2): 60-64.

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柯克亚凝析气田是以中孔小喉道、低渗储层为主的凝析气田,地层流体以凝析气为主,原始凝析油含量在300～600/m3之间,且为饱和凝析气藏,在地层压力稍一下降,地层中马上出现大量反凝析液,这要求凝析气井的油管选择不能与干气井、湿气井类同,必须考虑井筒携液的问题,而气田油气井油管尺寸的选择是根据试采期油气藏产能进行编制开发方案时所确定;随着开发时间的延续,油气藏逐渐进入产能递减期,地层压力大幅度下降,井筒的摩阻损失降低、滑脱效应增大,井筒、井底积液情况屡屡发生,油气产能急剧下降,目前采用的油管尺寸显然已不能达到有效携液的目的;为了提高油气产能,通过不同油管粗糙度、流体组分含量、不同井口压力条件、不同油管尺寸对井筒压力损失及合理产气量的影响进行油管优化机理模拟研究,最终确定油管尺寸与油气举升效率、产量间的关系,并在气田成功措施作业2井次,不仅解决了气体滑脱、井底积液的现象,还提高了油气产能.

陆梁油田分层注水过程中注入水对套管腐蚀因素研究

赵玲莉, 李远林, 马立华, 任艳萍

2006, 2(2): 65-67.

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根据目前陆梁油田注入水的情况,分别在陆梁油田注水井井口采集了油田注入水的二种水源,即清水和油田污水,进行了一系列的试验.通过该油田两种注入水中各项指标的测定,注入水静止、流动状态下对油田套管的腐蚀情况室内评价及与之相关的一系列实验,结论证明,油田采用分层注水过程注入水对套管具有很大的腐蚀伤害.

沙埝油田低渗透储层的压裂改造效果评价

张向阳, 师国际

2006, 2(2): 68-72.

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针对江苏沙埝低渗透油藏的地质特征,对沙埝低渗储层压裂改造后影响产能的主要因素从储层地质条件和压裂施工技术优化两大方面进行了阐述和评价,提出了适合于沙埝低渗透储层改造的选井选层地质条件及优化方案并对今后压裂改造的方向提出了新思路.

塔河油田深层碳酸盐岩水力加砂压裂试验与认识

张烨, 李新勇, 米强波, 张义

2006, 2(2): 73-77.

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介绍了塔河油田碳酸盐岩储层水力压裂的选井选层、地应力及岩石力学参数模型、压裂液体系筛选、支撑剂的优选、压裂设计优化、压裂工艺及其配套技术研究,根据几口井的现场试验,对塔河油田碳酸盐岩储层水力压裂改造获得了初步的认识.

排水采气工艺技术新进展

魏纳, 刘安琪, 刘永辉, 刘小平, 冉乙钧, 周祥

2006, 2(2): 78-81.

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国内外气藏大多属于封闭性的弹性水驱气藏,在开发过程中都不同程度地存在地层出水.产出水若不能及时排出,就会聚积在井底,增大井底回压、降低产气量,严重时造成气井水淹停产.长时间的积液浸泡还会对地层造成极大的污染和伤害.快速有效地排液复产,是保持气井产能、高效开发气田的关键.因而,排水采气是气田开发所面临的一项重大课题.多年来,国内外石油工作者通过科研攻关已开发出了一系列新的排水采气工艺,如:井间互联井筒激动排液复产工艺技术、同心毛细管技术、天然气连续循环技术、深抽排水采气工艺、单管球塞连续气举工艺等工艺技术.通过这些新技术的应用,稳定了气田生产、提高了采收率、促进了油气田的发展.

石蜡沉积模型的改进

马艳丽, 梅海燕

2006, 2(2): 82-83.

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油井结蜡是含蜡原油开采中的不利因素,结蜡是影响原油稳产高产的重要因素之一.对含蜡原油在紊流条件下蜡沉积的影响因素进行了分析,并采用分子扩散和剪切效应的总效应来描述石蜡沉积机理,推导并建立了固相沉积厚度及固相沉积中的石蜡分数随时间的变化关系的预测模型,并把该模型与TU单相沉积模型和Singh et al.提出的模型进行对比,且通过实例进行论证.

天然气液化工艺的选择

黄莉, 袁宗明, 商永滨

2006, 2(2): 84-88.

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液化天然气在天然气的远洋运输,边远气田气体的利用以及城市燃气调峰中起到了重要的作用.本文概述了液化天然气的净化和液化工艺,对每种工艺的优缺点进行了分析比较,并指出了液化工艺的新的发展动向.另外,对新疆呼图壁、彩南、莫北三个油气田所产的天然气提出了液化方案.

模糊多层次综合评判法在长输管线失效风险程度评判中的应用

龙学渊, 袁宗明, 李龙强

2006, 2(2): 89-92.

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针对引起长输管线发生失效的主要构成因素,提出应用多目标多层次模糊综合评价管线失效风险程度的方法.以致命、严重、中等与轻微四个等级作为评判抉择集,以管线失效概率、失效对系统性能的影响以及管线可维修性为着眼因素集,每一个因素类又由若干影响因素组成,通过多层次模糊综合评判得到长输管线失效风险程度的大小.文章阐明了该方法的基本原理和数学模型,应用结果表明,该方法是可行的.

CNG加气站卡机联动及网络管理系统的分析与应用

何鑫

2006, 2(2): 93-96.

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随着CNG技术的广泛应用,天然气汽车数量的不断增加,CNG站将逐步使用卡机联动及网络管理系统,全面实现自动化管理,提高工作效率.针对大港油田CNG站2005年引进卡机联动及网络管理系统,我们对卡机联动、通讯功能及定额、定量加气功能等方面进行了分析、改进,使该系统在应用上更加快捷、高效、准确.文中从卡机联动系统功能,卡机联动改造分析与研究以及系统的优势等方面进行了较详细的阐述.

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