Crude oil and natural gas are generated by organic matters in rocks in sedimentary basins. After incisive and systematic research on global petroliferous basins, it is realized that the distribution of oil and gas fields is highly heterogeneous, and most of oil and gas are enriched in a few sedimentary strata. Source rocks are the most significant factor that governs the distribution of crude oil and natural gas in sedimentary basins. The prerequisite to finding out a petroliferous basin is to search for source rocks. The abundance of organic matters determines the quality of source rocks and the quantity of generated hydrocarbons. In a sedimentary basin, the biological nutrients come from rivers. The biological nutrition is the key factor that controls the degree of reproduction and organic matter abundance in source rocks, which is a governing factor for the amount of oil and gas generated and the degree of petroleum resource enrichment in the sedimentary basin. Oil and gas are mainly distributed in three systems in the world: river-lake system, river-gulf system and river-delta system. The river-lake system is the main location of continental oil distribution. Lacustrine oil is mainly produced by organic matters originating from dead algae in lakes preserved in sedimentary rocks. Algae growth mainly depends on the nutrients that come from rivers, especially those with a long history, flowing through a wide area. The nutrients have a large amount of phosphorus, potassium and other minerals dissolved in water, providing a prerequisite to the growth of algae and a guarantee of the formation of high-quality source rocks. The river-gulf system is the main location of marine oil distribution. The gulf is the estuary of the river, which brings abundant minerals to promote the growth and proliferation of aquatic organisms such as algae. Gulfs are relatively closed and their exchange with the ocean is restricted, therefore the gulf is also conducive to the preservation of organic matters. The coaliferous gas has the world's most widely distributed and biggest reserves; many giant coaliferous gas fields are located in the river-delta system. The sediments brought by the river are fertile soil for the growth of higher plants, and the native higher plants on the river-delta plain are the solid material basis for the formation of coal-measure gas source rocks. Well-developed delta reservoirs with good reservoir-caprock configuration are beneficial for natural gas enrichment and accumulation.
针对现有压裂停泵压降模型不考虑支撑剂运移、无法解释支撑剂铺置效果的难题,提出适用于主加砂压裂的停泵压降模型,模型考虑了裂缝系统中携砂液-支撑剂靠黏度和速度耦合的水平运移与沉降运动,以及基质系统中压裂液靠黏性力和重力作用的三维流动,通过将裂缝系统与基质系统耦合求解,实现了主加砂压裂停泵过程的支撑剂运移模拟计算,获得的井底压降导数双对数曲线呈现出"厂"字型的形态特征,并按照停泵时间顺序划分为支撑剂沉降、支撑剂水平运移、支撑剂减速运移、支撑剂压实和支撑剂停止运移5个主控阶段.研究结果表明:支撑剂铺置越均匀(主次裂缝内砂量越接近),压降导数曲线越平缓,支撑剂沉降控制期越长,支撑剂减速运移期越短,支撑剂压实控制阶段会呈现出1/4斜率段;支撑剂充填比例越大(缝网总体积越小),压降导数曲线越陡,支撑剂水平运移控制期越短,支撑剂运移控制阶段的压降及导数会呈现重合趋势.选取涪陵页岩气田一口典型压裂水平井逐段开展停泵压降曲线拟合,反演获得各加砂压裂段的支撑裂缝体积与铺砂均匀程度,为定量评价水力压裂加砂效果、认识压后支撑剂运移规律提供了理论依据.
塔北地区奥陶系鹰山组上段斑状白云岩发育,为探究其成因机理及油气储集意义,基于岩心、岩石薄片和碳氧同位素、全岩及微区微量元素、稀土元素地球化学特征分析,系统讨论了鹰山组上段生物扰动选择性白云石化作用机理及其储层特征.斑状白云岩由白云质斑块和灰质基质构成,白云质斑块占比为30％～75％,沿Thalassinoides潜穴分布,主要由粉晶—细晶白云石组成.白云质斑块具有相对较高的Fe、Mn及Ni元素含量,δ13C值为-1.48‰～0.06‰,δ180值为-8.64‰～-6.95‰;灰质基质的δ13C值为-1.93‰～-0.61‰,δ18O值为-8.14‰～-7.08‰.白云质斑块和灰质基质的全岩稀土元素配分模式均为"平坦型",原位微区测试结果表明白云质斑块具有Eu正异常.鹰山组上段斑状白云岩的形成受生物扰动和微生物活动控制,生物扰动可改善潜穴部分的孔隙结构,为同期海水提供良好的运移通道;潜穴内部生物活动形成的有机质为其繁盛提供了充足的养料,微生物降解有机质生成NH3可提高潜穴微环境的pH值.在氧化环境中,蓝细菌通过光合作用和二氧化碳浓缩机制生成HCO3-和OH-;在还原环境中,硫酸盐还原作用和甲烷厌氧氧化作用消耗SO42-,释放Mg2+,并生成HCO3-,提高白云石化流体的碱度.整体上,微生物活动导致潜穴微环境中的Mg2+浓度和CO32-活性增加,有利于白云石化作用.白云质斑块发育连通性较好的白云石晶间孔,具有重要的储集意义.
泡沫排水采气(泡排)工艺因成本低、施工简单、见效快,在国内外各大气田中广泛应用,在众多排水采气工艺中扮演"主力军"作用.准确揭示泡排井井筒压降规律对于优化泡排工艺技术参数、提高泡沫排水采气工艺技术水平具有重要意义.由于漂移模型不划分流型,具有形式简单、便于工程计算的优点,是气液两相流发展的重要方向,而漂移模型的核心参数是漂移速度和分布系数.通过在30 mm内径的有机透明玻璃管中开展泡沫多相流实验,测试了不同倾斜角(0°～90°)液流速(0.01～0.20 m/s)、气流速(0～20m/s)及泡排剂浓度[(0～5000)×10-6]下的压降规律,利用实验数据对气液两相漂移模型的漂移速度和分布系数进行了改进,提出了泡沫流动条件下的含气率计算方法,以此建立预测泡沫排水采气井筒压降的新模型.利用现场数据对新建模型进行评价的结果表明,新建模型的预测能力优于采油气工程中常用的经验模型和机理模型.
天然气水合物被视为具有巨大潜力的清洁能源资源,90％以上的水合物分布在深海沉积物中.针对目前水合物开采技术现状,提出了注入常温海水强化海域水合物藏低频电场加热效率的新型开采方法,可发挥降压、电场原位生热、热对流以及海水就地取材等多重优势.通过数值模拟手段,分析了新方法提高海域水合物藏生产效率的可行性及生产机理,探讨了海水注入速率和电压对生产性能的影响.研究结果表明,在电场加热的基础上,注入常温海水进一步提升了产气速率、生产气水比及能效比,增产机理在于海水对流强化传热效率、提供气体流动驱动力以及增强储层导电性.随着注入速率的增加,对流传热效果进一步加强,产气峰值得到提高,但受产水量增加的影响,生产气水比不断减小,能效比先快速增加后趋于稳定.增加电压可显著提高产气量和生产气水比,但也加大了水合物储层内的热耗,导致能效比不断减小,建议在综合考虑气体产量与能效比的基础上对电加热制度进行优化.
边缘海等非大西洋型大陆边缘是当前全球深水油气勘探的前缘领域.南海是全球著名的边缘海之一,其深水油气成藏机理是前缘研究的科学问题.基于地学断面及大洋钻探成果等资料分析,提出南海的形成具有渐进式边缘海构造旋回的特征,即新南海洋盆的SN向打开在晚渐新世—早中新世表现为 自东向西扩展,古南海洋盆的SN向闭合在渐新世—第四纪表现为 自西向东扩展.南海渐进式边缘海构造旋回控制了盆地和油气成藏要素的有序发育.在新南海北部地区,被动大陆边缘盆地的形成具有"东早西晚"的特征:东段珠江口盆地形成始于始新世,发育始新统和下渐新统两套烃源岩、始新统—下中新统储层、中新统—第四系厚层泥岩盖层,含油气层的分布从潜山至中新统;西段琼东南盆地形成始于渐新世,发育下渐新统烃源岩、渐新统—上新统储层、上中新统—第四系厚层泥岩盖层,含油气层的分布从潜山至上新统.在古南海地区,活动大陆边缘盆地的形成具有"西早东晚"的特征:西段曾母盆地形成于渐新世,发育渐新统和中新统两套烃源岩、渐新统—中中新统储层、上新统—第四系盖层,含油气层的分布从渐新统至上新统;东段文莱—沙巴盆地形成始于中中新世,发育中新统烃源岩、下—中中新统储层、第四系泥岩盖层,含油气层的分布从潜山至下—中中新统.基于以上认识提出了南海边缘海油气勘探的新方向.南海北部大陆边缘深水区的新勘探层系为古近系—潜山,南海南部活动大陆边缘的新勘探层系为渐新统—下中新统.
为满足高温深井钻井需求以及弥补油基钻井液在完井固井和环境保护方面的不足,基于非离子表面活性剂CN-2构建了 CO2和HAc双响应性可逆油基钻井液体系,并比较了两种纳米颗粒(OTS-KH550/SiO2、CTAB/SiO2)对体系性能的影响.结果表明:所建体系在CO2或HAc诱导下从油包水转相为水包油,该转相可由CaO或NaOH诱导回转.CN-2与OTS-KH550/SiO2协同稳定的乳状液性能更佳,抗温达250℃.纳米颗粒OTS-KH550/SiO2的加入不会影响钻井液体系的可逆性能,且能显著地改善体系抗高温性能,使得体系在低油水比50 ∶50～60 ∶40、高密度1.8～2.1 g/cm3及高温180～200℃条件下均具有良好的流变性能和滤失性能.含油钻屑、油基滤饼均可通过CO2鼓泡或HAc溶液浸泡很容易地被清洗.通过红外光谱分析和微观观察揭示机理为:在CO2或HAc诱导下,乳化剂发生盐化,亲水性增强,促使乳状液从油包水转相为水包油,从而所制油基钻井液易于被水清洗.纳米颗粒OTS-KH550/SiO2吸附在油水界面上并形成一层致密的颗粒膜,阻隔液滴聚并,强化了乳状液体系的抗高温稳定性.
宝岛凹陷是琼东南盆地新生代构造活动最强烈的凹陷,2022年在宝岛21转换断阶带发现中国首个深水深层大型气田——宝岛21-1气田,证实了宝岛凹陷的天然气资源潜力.在宝岛21-1气田基本地质特征认识的基础上,系统分析气田烃源岩富集生烃机理、储层-圈闭形成机制、断裂体系运聚机理和天然气成藏期次及成藏模式,总结针对深水深层的地球物理与测试作业攻关创新技术.宝岛21-1构造发育"双源"有机质富集,地壳强烈薄化导致构造具高热流值,烃源岩热演化加速、生气强度大;隆起区物源沿转换斜坡注入凹陷,形成大型三角洲朵叶体控制的构造+岩性圈闭;大型构造脊利于天然气汇聚,主控断层差异活动与三角洲砂岩构成高效输导系统,具备形成大型气田的地质基础.宝岛21-1气田具有多期油气充注,证实转换断阶带发育"半封闭环境富集/高热加速生烃控源—转换斜坡控圈—长期活动断裂控运—晚期多期强充注—弱活动断裂控聚"的天然气成藏富集模式.建立深水陡陆坡崎岖海底区深层油气地球物理探测关键技术,实现了构造精细落实与含气性成功预测;创建深水深层复杂流体流动安全保障与产能释放关键技术,保障了地层真实产能释放.宝岛21-1大型气田的发现,证实强活动型被动陆缘盆地油气成藏富集模式,认为相对稳定的走向斜坡型转换带是大—中型气田富集的"黄金带".研究认识为宝岛凹陷天然气勘探指明了方向,对琼东南盆地乃至南海北部及中—南部天然气勘探具有重要的借鉴与启示意义.
为方便准确地确定自由水界面的变化规律,提出了一种基于特征点的测井曲线对比拾取方法和基于该方法的 自由水界面确定模型及算法流程.首先以测井曲线为对象,通过分析寻找测井曲线特征点,并对比追踪井间地层,得到一系列具有相同或者相似岩石物性的数据集合.然后联合J函数和阿尔奇公式,推导相同特征点下 自由水界面海拔深度、距离 自由水界面深度与电阻率之间的理论数学模型,并同时建立了水平和倾斜两种自由水界面分布模式.在理论模型的基础上,提出了以回归方程判定系数为优化目标的算法,通过预设实验数据以及添加高斯白噪音方法验证了算法的合理性和鲁棒性,最后使用该方法确定了伊拉克生物碎屑灰岩油藏的自由水界面.研究结果表明,某一特征点下电阻率与距离自由水界面高度在双对数坐标下具有线性关系.通过理论模型可以表征自由水界面水平和倾斜情况下的分布模式.基于优化算法求解该模型的精度取决于非均质性程度及数据质量控制,当没有观察误差时,曲线完美拟合,曲线拟合的质量随观察误差的增大而降低,因此运用模型前必须做好质量控制,保证模型精度.实际应用中,可以利用降噪技术对数据进行前处理,从而提高模型精度.新方法对于分析地质现象、进行参数计算具有重要意义,还可以推广应用到测井解释、数据质量控制、沉积相分析、地质建模等方面.
随着天然气勘探开发的逐步深入,开发对象由常规气藏向非常规气藏拓展,致密砂岩气逐渐成为天然气增产的主力.鄂尔多斯盆地致密气分布范围广、资源量占中国致密气资源量的58.2％,与其他国家致密气相比,具有气层更薄、非均质性强、地层压力系数低的特点,效益开发难度更大.经过20余年攻关,长庆油田探索形成了致密气开发配套技术,年产量达到360×108m3,建成中国最大的致密气区之一,并将迈入高质量发展新阶段.通过概述鄂尔多斯盆地致密气藏典型特征,回顾了开发历程及其重大转变,分析了长庆油田致密气开发潜力及前景,指明了攻关方向.研究表明:①长庆油田致密气开发历经4个阶段,通过气藏深化认识、工艺攻关、管理提升,解决了大面积低丰度复杂致密砂岩气藏效益开发的难题,实现了长庆气区快速上产.②2016-2020年以来,随着储层预测、水平井开发等7个关键瓶颈技术取得突破,开发指标大幅提升,推动致密气高质量发展.③通过已开发气田、评价新区致密气资源基础及开发潜力评价,明确了致密气"十四五"(2021-2025年)规划目标.④从优化开发技术政策、钻井提速、试气压裂提产等5个方面指明了致密气技术攻关方向,确保长庆油田致密气开发目标的实现.
准噶尔盆地红车断裂带尽管历经60多年的油气勘探,相继发现了多种类型的油气藏,但其成藏富集条件及成藏规律仍缺乏系统研究.综合分析红车断裂带的油气地质和成藏条件,总结成藏模式并指出下一步勘探领域,可为开拓新领域、新层系以及老区挖潜提供新思路.根据区域断裂特征、断裂的组合关系及构造演化等差异,可将红车断裂带自北向南分为红山嘴断裂带、车排子断裂带和红光镇断裂带3部分.红车断裂带的储层岩性以石炭系火山岩和二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系砂砾岩为主,储集条件良好.提出了 2类成藏模式:①远源"源-储断接"油藏模式,该模式主要发育于红山嘴断裂带和车排子断裂带,因其距离沙湾凹陷烃源中心远,断裂的断距大小决定了油藏高度;红山嘴断裂带和车排子断裂带在立体勘探中均获得了较大的油气储量发现,尤其在车排子断裂带,不仅在老区新层系中获得了突破,在老层系的再挖潜中也获得了发现,是未来精细勘探的首选突破口.②近源"源-储对接"气藏成藏模式,该模式主要发育于红光镇断裂带,其距离沙湾凹陷的烃源中心近且发育多套规模储层,具备高压封存箱和规模气藏的形成条件,尽管目前尚无钻探井,但可作为风险勘探的首选领域.
阳江凹陷是珠江口盆地近年获得重要油气勘探突破的凹陷,但其优质烃源岩形成条件尚不明确.综合应用钻井有机、无机地球化学和地震资料,分析了珠江口盆地阳江凹陷始新统文昌组烃源岩特征,探讨了其古湖泊环境和湖盆充填类型,建立了优质烃源岩发育模式.研究发现:①阳江凹陷文昌组发育厚层半深湖相烃源岩,有机质丰度高,有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主,文昌组下段横向非均质性强,TOC平均值为2.2％～3.5％,文昌组上段均质性强,TOC平均值为2.3％～2.6％,以浮游藻类成因有机质为主.②阳江凹陷中、小型物源输入与裂陷活动耦合创造了有利于半深湖发育的可容空间,温暖湿润的气候条件是水生浮游藻类勃发的前提,火山喷发提升湖盆局部初始生产力,强还原性的水体环境有利于有机质的保存.③依据不同裂陷活动、物源供给、古气候和古环境差异耦合作用结果,划分出了 3种湖盆充填类型,其中平衡充填型湖盆在洼陷带发育厚层泥岩与薄层砂岩交互的波动深湖岩相组合,欠充填型湖盆具有满盆广覆厚层均质泥岩的特点,过充填型湖盆基本不发育半深湖亚相烃源岩.④平衡充填型湖盆具有以"生产力+保存条件"双因素控制的优质烃源岩发育模式,湖泊初始生产力高,总体处于中等还原环境,形成有机质类型好、丰度高的非均质烃源岩,欠充填型湖盆具有以"保存条件"主控的优质烃源岩发育模式,湖泊生产力中等,但水体还原性强,形成有机质丰度中等的均质烃源岩.综合分析认为恩平21洼、恩平20洼和恩平27洼的文昌组叠合了平衡充填型与欠充填型湖盆优质烃源岩,具有较高的生烃潜力.研究结果对阳江凹陷以及珠江口盆地其他新区洼陷烃源岩预测具有一定指导意义.
高压电脉冲钻井技术具有破岩效率高、井壁质量好等优点,是一种新型破岩方法.为研究岩石内部孔隙特性对其局部电击穿的影响,构建了多孔隙随机分布的多物理场耦合岩石电击穿二维数值模型,从电路场、电流场、击穿场和温度场耦合的角度实现了多孔隙岩石内部高压电脉冲等离子体通道生成及破岩全过程,主要研究了孔隙特征(即孔隙率、孔径大小和孔隙介质)和电极间距对岩石局部电击穿(即岩石内部等离子体形成)的影响规律.数值研究发现,岩石孔隙对电脉冲破岩效率影响较大,当孔隙内介质为空气时,孔隙发生电击穿,等离子体通道贯穿孔隙;当孔隙内介质为水时,孔隙没有被电击穿,等离子体通道沿着孔隙表面延展;随着孔隙率增大,电脉冲的破岩效果逐渐增强;随着孔隙介质水/气比值减小,等离子体通道生成时间减小,电脉冲破岩的效果逐渐加强;随着电极间距的增大,岩石电击穿时刻逐渐减小,岩石内部"电损伤"区域面积减小.通过开展电击穿破岩的室内实验,再现了电脉冲破岩过程及岩石内部等离子通道形态,电击穿实验结果和仿真试验结果相符合.
库车前陆盆地前缘隆起位于库车前陆盆地的南端,油气资源丰富,是库车前陆盆地重要的油气勘探领域.目前在前缘隆起下部的海相克拉通构造层系和上部的陆相前陆构造层系中均获得油气勘探发现,复杂的地质背景使两套构造层系的油气成藏特征差异明显,制约了进一步油气勘探.综合钻井、岩石薄片和烃源岩测试、储集物性分析及油气化验资料,系统研究了库车前陆盆地前缘隆起西段的油气来源、油气成藏期、油气运移方向及输导体系特征,阐明了前缘隆起西段的油气成藏条件,并结合典型油气藏剖析,明确了研究区油气藏类型及分布特征.研究结果表明:①库车前陆盆地前缘隆起西段的油气主要来源于盆地北部三叠系—侏罗系湖相烃源岩和煤系烃源岩;②研究区发育中生界—新生界砂体—构造共控型油气藏和海相古风化壳主控型潜山油气藏,根据沉积背景与岩性差异,可将后者进一步划分为海相碳酸盐岩古风化壳型潜山油气藏和海相碎屑岩古风化壳型潜山油气藏;③综合各成藏要素,在研究区优选出海相古风化壳潜山有利勘探区(Ⅰ类有利区)、古近系底部砂岩砂体—构造共控型勘探有利区(Ⅱ类有利区)和白垩系巴西改组砂体—构造共控型勘探有利区(Ⅲ类有利区),以期为下一步油气勘探提供理论指导.
三元复合驱是进一步大幅度提高原油采收率的重要方法之一,目前已进入工业化推广阶段,但仍存在注采系统结垢及生产维护成本较高等问题.根据大庆油田三元复合驱的强碱、弱碱和无碱化战略部署,用氯化钠代替碳酸钠研发出无碱三元体系,但其乳化能力弱,采收率提高值比弱碱三元体系低2％～3％.为提高无碱三元体系的乳化性能,提升驱油效果,以无碱三元体系为基础,采用E表面活性剂与石油磺酸盐复配,研发出大庆油田无碱三元乳化驱油体系.体系不添加醇和助剂,且在表面活性剂质量分数较低(0.3％)时能够与大庆原油形成Winsor Ⅲ型中相微乳液.进一步研究表明,其增黏性、界面活性、黏度及界面张力稳定性、抗吸附性能与弱碱三元体系基本一致.驱油实验结果表明该体系具有注入能力强、色谱分离弱、乳化能力强的特点,可比水驱提高采收率41.12％,较弱碱三元体系增加提高采收率11.25％.根据室内研究结果,初步测算该体系吨油化学剂成本较弱碱三元体系下降42.90％.研发出的大庆油田无碱三元乳化驱油体系不仅实现了三元复合驱无碱化的目标,而且实现了从超低界面张力复合驱到低浓度中相微乳液驱的跨越,达到了大幅度提高采收率和降本增效的目的,具有广阔的应用前景,也可以为其他陆相砂岩老油田的高效开发提供技术借鉴.
深层—超深层是目前油气勘探的重点领域,寻找规模优质储层是实现深层—超深层油气勘探突破的关键.构造作用、沉积相和成岩相对优质碎屑岩储层的形成与发育具有重要影响,其中,沉积相是优质储层形成的基础,成岩相是优质储层发育的关键,构造作用通过影响裂缝发育和地应力场来改善储层品质.以库车坳陷白垩系巴什基奇克组储层为例,分析深层—超深层碎屑岩储层的基本特征,从沉积微相、成岩相和构造(裂缝、地应力)"三元控储"的角度揭示了深层—超深层储层品质的控制因素.沉积背景和成岩相控制了深层—超深层储层基质孔隙的形成与发育,裂缝可改善储层的渗透率和产能,不同构造样式下现今地应力的差异分布控制了基质孔隙保存和裂缝有效性.基于"三元控储"机理、成岩综合系数和储集物性,将库车坳陷深层—超深层储层划分为4类,其中,优质储层主要形成于高能水动力环境和低应力场背景,经历了弱—中等压实作用和弱胶结作用,溶蚀作用和裂缝发育常叠加改善储集物性.综合常规测井资料和成像测井资料分别建立了沉积微相、成岩相、裂缝发育和地应力场的测井评价方法,实现了库车坳陷白垩系深层—超深层优质砂岩储层的测井预测.研究方法与认识可以为开展深层—超深层储层综合评价与有利区带预测提供理论指导与技术支持.
2022年5月,位于准噶尔盆地夏盐凸起西翼的夏盐26井在石炭系和三叠系百口泉组获高产工业油流,在二叠系夏子街组和下乌尔禾组见良好的油气显示,证实夏盐凸起具备多层系立体勘探前景.目前对夏盐凸起多层系油气的富集条件、成藏模式及主控因素的系统研究比较薄弱,制约了油气勘探开发的进程.基于最新的地震和钻井资料,精细刻画了夏盐凸起及其周缘的地质结构,系统总结了夏盐凸起的油气成藏条件及成藏模式,并指出下一步勘探有利区带.夏盐凸起纵向上划分为石炭系、二叠系、三叠系—侏罗系和白垩系—新生界4个构造地层单元,平面上呈"三鼻三洼相间分布"构造格局,其中,玛东3井(1号)鼻凸带、夏盐2井(2号)鼻凸带及石南4井(3号)鼻凸带呈"西南端散开、东北端收敛"的帚状.凸起西部的1号、2号鼻凸带发育新生古储、源-储大跨度侧接的近源成藏模式,烃源岩为玛湖凹陷下二叠统风城组泥页岩;凸起东部的3号鼻凸带发育新生古储、多输导体系纵/横向调整的远源成藏模式,烃源岩为盆1井西凹陷下二叠统风城组和中二叠统下乌尔禾组泥页岩.夏盐凸起1号、2号鼻凸带石炭系潜山垒块顶部发育火山岩风化壳孔隙-裂缝型规模储层,具备良好的油气保存条件,是下一步开展精细勘探、落实规模储量、实现增储上产最为现实的有利区带.
天然气水合物造成的油气井筒、管道和设备堵塞是石油天然气行业的一个重要问题,其会导致减产或生产中断,之后进行的解堵作业将进一步增加油田生产成本.针对目前缺乏准确可靠的 自生热解堵剂解堵计算模型和实验数据的问题,建立了一种新的水合物自生热解堵剂解堵过程数学模型,该模型基于水合物相平衡热力学和分解动力学建立,包括水合物解堵过程的能量模型和质量模型;通过数值模拟进行了模型的求解,分别研究了纯自生热体系、含电解质(盐)自生热体系和含醇自生热体系解堵剂解堵过程及参数变化规律;基于实验结果,计算并分析了不同浓度和发热峰值的两种解堵剂解堵过程解堵时间、解堵剂用量与解堵剂浓度关系.研究结果表明:①该数学模型计算值与实验值吻合度高,能较好地计算并分析不同工况水合物堵塞及解堵剂解堵情况;②随自生热解堵剂发热温度、解堵剂中钠和镁离子浓度以及解堵剂中甲醇和二甘醇浓度的增加,水合物分解速率增加、解堵时间减少,发热温度小于295 K、含镁离子和二甘醇离子体系对水合物分解过程影响更大;③基于所建立模型绘制的解堵剂加注量及解堵时间图版表明,解堵剂的解堵效果与解堵剂发热峰值、成分、浓度等关系密切,实验所用解堵剂解堵效果均能满足工程现场需求,相同条件下铵盐与亚硝酸盐自生热体系解堵剂作用效果优于多羟基醛自生热体系解堵剂.在水合物解堵作业中配置高温发热体系的 自生热解堵剂,并在不改变原有解堵剂发热性质的前提下添加适当浓度的电解质及醇类物质增强解堵效果,可实现水合物的快速清除并防止水合物的二次生成.
塔里木盆地台盆过渡带玉科地区的奥陶系获得了较好的油气勘探成果,其多相态油气藏沿斜坡带的有序分布和共存机制是勘探开发亟待探索的问题.基于油气物理性质和地球化学参数的分析认为:玉科地区的奥陶系油气主要来源于下寒武统玉尔吐斯组烃源岩,原油为成熟—高成熟油,天然气为干酪根降解气与古油藏裂解气的混合气.烃源岩的生烃史及油气成熟度特征显示,玉科地区存在多期油气充注.中寒武统膏盐岩层的封堵是控制玉科地区油气差异充注的主要原因.海西晚期是玉科地区轻质油充注的主要时期;喜马拉雅晚期,玉科地区东部因无膏盐岩盖层遮挡,强气侵作用导致凝析气藏和挥发油藏形成,并导致玉科地区中—西部奥陶系轻质油藏具有"早期成藏、垂向充注、膏岩封堵"的成藏特征,而东部凝析气藏具有"多期充注、侧向调整、晚期气侵"的成藏特征.以玉科地区为代表的台盆过渡带的深层油气勘探具有巨大潜力.玉科地区中—西部下奥陶统鹰山组和蓬莱坝组走滑断裂内的油气资源和东部走滑断裂控制的凝析气藏是值得关注的有利勘探目标.
准噶尔盆地是中国西部典型的含油气叠合盆地,其陆梁隆起滴南凸起经过多年的持续勘探已发现储量达千亿立方米的克拉美丽气田、滴水泉油田、滴西12井油藏、滴西121井气藏4个高效油气田(藏),主要含油气层位为石炭系、二叠系、侏罗系八道湾组和头屯河组、白垩系呼图壁河组,显示出多层系的油气富集特征.滴南凸起以往由于石炭系气藏的规模较大,其石炭系火山岩多受关注,二叠系、侏罗系和白垩系的油气相关研究较少,更缺乏从多层系的角度开展整体宏观、系统的油气富集特征分析.通过对滴南凸起的沉积、构造、储层、烃源岩、油气特征和成藏模式进行多方面系统总结,分析了滴南凸起多层系的油气富集条件,形成以下认识:①滴南凸起及其周缘发育石炭系煤系和二叠系湖相两套烃源岩,其中,石炭系烃源岩油、气兼生,是滴南凸起内天然气藏和石炭系油藏的油气来源,二叠系烃源岩以生油为主,是侏罗系和白垩系油藏原油的主要来源;②滴南凸起在石炭系内、石炭系—二叠系、三叠系、侏罗系和白垩系中发育多套储-盖组合,其中,储层以火山岩、砂砾岩、砂岩为主,盖层多为区域厚层泥岩盖层;③滴南凸起的石炭系气藏受烃源岩、断裂、构造和有利火山岩相带控制,油气沿石炭系的不整合面运移成藏,且在受断裂改造、调整后于浅层三叠系、侏罗系和白垩系的构造、岩性圈闭中形成次生油气藏.滴南凸起多层系含油气的特征表明其具有立体勘探前景,是准噶尔盆地寻求油气规模、高效发现的现实领域.
