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准噶尔盆地中—下二叠统构造-岩相古地理特征与烃源岩分布

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石油学报 2024年第9期45卷 1349-1371页

作者：曹正林周川闽龚德瑜王瑞菊丁立华杨春张志杰中国石油勘探开发研究院提高石油采收率国家重点实验室

晚古生代，伴随着欧亚板块的形成与古亚洲洋的关闭，哈萨克斯坦板块(山弯构造)得以形成。早—中二叠世，因受准噶尔—巴尔喀什洋关闭及炎热干旱古气候影响，位于哈萨克斯坦板块东缘的准噶尔盆地沿洋陆闭合带形成了一系列残余洋与近海陆... 详细信息

晚古生代，伴随着欧亚板块的形成与古亚洲洋的关闭，哈萨克斯坦板块(山弯构造)得以形成。早—中二叠世，因受准噶尔—巴尔喀什洋关闭及炎热干旱古气候影响，位于哈萨克斯坦板块东缘的准噶尔盆地沿洋陆闭合带形成了一系列残余洋与近海陆缘咸化湖盆。岩性、沉积相、地球化学、地震地层和地震岩性综合分析表明：(1)准噶尔盆地中—下二叠统的风城组、芦草沟组、红雁池组和平地泉组以咸化沉积(包括残余洋和咸化湖沉积)为主，其中，风城组主要沿西准噶尔残余洋和北天山残余洋的闭合带分布于玛湖凹陷—盆1井西凹陷—沙湾凹陷—阜康凹陷一线，芦草沟组和红雁池组主要沿北天山—索伦克残余洋分布于阜康凹陷—博格达山一带，平地泉组主要沿卡拉麦里残余洋分布于五彩湾凹陷—石树沟凹陷—石钱滩凹陷一带；(2)咸化沉积的分布规律明显，在早二叠世—中二叠世逐渐呈自西向东、自下向上迁移；(3)风城组、芦草沟组和平地泉组是准噶尔盆地二叠系最主要的烃源岩，含富菌藻类有机质，具有典型的咸化湖沉积特征；(4)准噶尔盆地早—中二叠世残余洋和咸化湖盆的形成与迁移控制了沉积相与优质烃源岩的分布。勘探实践揭示，盆地西部玛湖凹陷和东部吉木萨尔凹陷优质咸化湖相烃源岩控制了十亿至数十亿吨级规模储量聚集区的形成，这预示着在盆1井西凹陷、沙湾凹陷、南缘—阜康凹陷一带等咸化沉积烃源岩分布中心可能有巨大的油气资源潜力，尽管目前尚无深井钻揭，但其勘探前景值得期待。

关键词：准噶尔盆地二叠纪咸化湖盆菌藻古亚洲洋

裂缝作用下CO_(2)吞吐动用基质页岩油特征

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大庆石油地质与开发 2024年第2期43卷 152-159页

作者：刘客张驰中国石油吉林油田公司二氧化碳捕集埋存与提高采收率开发公司吉林松原138000

为明确裂缝作用下CO_(2)吞吐过程中基质页岩油的动用特征,通过采用实时在线称质量方法和核磁共振成像技术,研究了裂缝作用下不同混相压力、基质长度以及基质渗透率对CO_(2)吞吐效果的影响,并建立了注CO_(2)提高基质页岩油动用程度的吞... 详细信息

为明确裂缝作用下CO_(2)吞吐过程中基质页岩油的动用特征,通过采用实时在线称质量方法和核磁共振成像技术,研究了裂缝作用下不同混相压力、基质长度以及基质渗透率对CO_(2)吞吐效果的影响,并建立了注CO_(2)提高基质页岩油动用程度的吞吐方法。结果表明:CO_(2)在非混相、多次接触混相和一次接触混相压力下首轮吞吐动用基质深度分别为12.0、22.5、36.5 mm,累计吞吐采收率逐渐升高;但当压力大于多次接触混相压力后,累计吞吐采收率提高幅度减小;采用逐级增大衰竭压差的吞吐方式,能够弥补基质长度增加对吞吐采收率造成的不利影响,提高大尺寸基质原油的动用深度和动用程度;当裂缝密度保持不变时,基质渗透率的降低会导致累计吞吐采收率减小,且裂缝对吞吐采收率的影响程度降低;虽然增加吞吐次数和闷井时间可以提高低渗透率基质的动用程度,但提高裂缝密度、减小基质原油尺寸才是最有效的提高低渗透基质动用程度的开发方式。研究成果可为提高裂缝作用下页岩油CO_(2)吞吐采收率提供借鉴。

关键词：裂缝基质磁悬浮天平核磁共振成像 CO_(2)吞吐页岩油

气水两相下降流中泡状流与段塞流转换边界研究

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特种油气藏 2024年第2期31卷 166-174页

作者：冯一波石书强王建海丁保东李婷婷徐梓然王珍韩宇飞中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室新疆乌鲁木齐830011 重庆科技学院重庆401331

针对塔河油田气水混注驱替“阁楼油”过程中泡状流与段塞流转换边界不清的问题,利用数值模拟方法对气水两相下降流中泡状流与段塞流进行了模拟分析。结果表明:在气相表观流速为0.01~1.00 m/s、液相表观流速为0.03~2.00 m/s、管径为76 m... 详细信息

针对塔河油田气水混注驱替“阁楼油”过程中泡状流与段塞流转换边界不清的问题,利用数值模拟方法对气水两相下降流中泡状流与段塞流进行了模拟分析。结果表明:在气相表观流速为0.01~1.00 m/s、液相表观流速为0.03~2.00 m/s、管径为76 mm的模拟条件下,管道中主要为泡状流和段塞流;与模拟结果相比,Barnea、Kokal、薛玉卿模型预测的转换边界偏小,Bhagwat和Yijun模型预测的转换边界偏大;随着气相表观流速增加,泡状流向段塞流转换时所需液量逐渐增大;在低液量条件下,越靠近管道中心,气泡数量越多,空隙率越大;随液量增加,单个小气泡体积减小,气泡在整个管道横截面上分布越均匀。基于漂移模型,考虑气泡群滑脱速度,建立了新的泡状流与段塞流转换边界模型,216组文献数据验证结果显示,新模型准确率为95.37%,准确度较高。建立的泡状流—段塞流转换边界模型,不仅可提高井筒压力、温度模型的计算精度,同时对塔河油田现场注入井井口参数优化、注入设备优选和提高“阁楼油”驱替效率有很好的理论指导意义。

关键词：泡状流段塞流转换边界气水混注阁楼油缝洞型油藏

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塔里木盆地塔河油田逆冲背斜区奥陶系古暗河系统发育特征

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石油实验地质 2024年第2期46卷 333-341页

作者：张长建蒋林文欢吕晶昌琪中国石化西北油田分公司勘探开发研究院乌鲁木齐830011 中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室乌鲁木齐830011

塔里木盆地塔河油田古暗河系统研究尚处于初始阶段,主要从暗河的深浅分布、结构样式等特征开展暗河洞穴的划分,较少从构造、断裂、古地貌、地下水位等地质方面综合分析复杂暗河系统的空间发育规律,致使暗河的主次从属关系、空间叠置样... 详细信息

塔里木盆地塔河油田古暗河系统研究尚处于初始阶段,主要从暗河的深浅分布、结构样式等特征开展暗河洞穴的划分,较少从构造、断裂、古地貌、地下水位等地质方面综合分析复杂暗河系统的空间发育规律,致使暗河的主次从属关系、空间叠置样式、原始连通关系难以厘清,从而制约了塔河油田开发后期的综合治理研究。为了明确塔河油田主体区逆冲背斜区奥陶系古暗河系统发育特征,利用构造断裂解析、古地貌恢复、地震属性刻画、纵断剖面解读等方法进行了S67井区古暗河的类型识别、系统划分和地质成因研究,尤其首次识别并剖析了潜流回流暗河。结果表明,S67井区处于塔河主体区岩溶台原南缘的低地势区,发育幅差较小的峰丛洼地、溶丘洼地,地表水系下切深度较浅;逆冲背斜为低角度逆冲推覆构造样式,逆冲背斜之上的网格状断裂为多层状暗河系统提供有利溶蚀通道。研究区奥陶系发育相对独立的、树枝状结构的地下水位暗河系统和潜流带暗河系统,地下水位型暗河可分为主干型、支流型和废弃型,潜流回流暗河可分为上升型、对称型。控制逆冲背斜区古暗河发育的主要因素有古地貌、地下水位、逆冲背斜构造和次级断裂网络等。

关键词：走滑断裂逆冲断裂古地貌暗河潜流回路地下水位奥陶系塔河油田

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氢能管道输送技术最新进展

化工进展 2024年

作者：张家俊国丽萍东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室

在当前“双碳”背景下，氢能因其清洁、零碳、高效，储量丰富等特点，将逐渐发展成为世界能源的重要组成部分。氢能的长距离管道输送技术是其产业规模化应用的关键技术，亦是制约其发展的瓶颈技术。管道输送被认为是氢能长距离运输的最... 详细信息

在当前“双碳”背景下，氢能因其清洁、零碳、高效，储量丰富等特点，将逐渐发展成为世界能源的重要组成部分。氢能的长距离管道输送技术是其产业规模化应用的关键技术，亦是制约其发展的瓶颈技术。管道输送被认为是氢能长距离运输的最佳方式，具有安全、高效、节能的特点。该论文对氢能管道输送技术最新进展进行全面的概述和总结，分析表明：在国内对于氢能管道输送技术研究中，受限于掺氢比、安全性和相关技术工艺、设备不完善等问题，氢能长输管道技术规范标准和风险评估体系尚未完整建立，氢能的规模化应用尚未实现;要实现氢能大规模应用，关键在于氢能管道输送核心技术的突破和氢能管道输送技术标准体系的建立和完善。

关键词：氢管道输送天然气安全性相容性

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基于分子模拟方法的纳米气泡溃灭过程分析

物理学报 2024年

作者：张雪松范振忠仝其雷付沅峰东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室

采用分子动力学模拟方法研究纳米气泡逐渐凹陷并发展至溃灭的过程，本文主要研究冲击速度和气泡尺寸对纳米气泡溃灭的动力学特性影响机制。结果表明：纳米气泡溃灭大体上经历三个阶段。首先是气泡外侧水分子压缩阶段，然后是冲击波导致... 详细信息

采用分子动力学模拟方法研究纳米气泡逐渐凹陷并发展至溃灭的过程，本文主要研究冲击速度和气泡尺寸对纳米气泡溃灭的动力学特性影响机制。结果表明：纳米气泡溃灭大体上经历三个阶段。首先是气泡外侧水分子压缩阶段，然后是冲击波导致液膜稳定结构被破坏阶段，最终发展至气泡完全溃灭阶段；在冲击速度较大时，较小尺寸气泡在更强的冲击效果作用下，气泡溃灭时间更短；纳米气泡溃灭后高速射流后在速度等高线右端形成凸起，随着气泡尺寸和冲击速度增大，凸起程度就越大，水分子向气泡中心汇集，在气泡上方和下方形成涡旋结构，有效的增强了流体内部传质作用；随着气泡尺寸和冲击速度的增大，气泡周围密度也逐渐增大，气泡完全时溃灭时局部密度可达1.5 g/cm3附近；当气泡体系衰减至一半时，出现水锤冲击效应，随着气泡尺寸和冲击速度的增大，水锤冲击作用愈发明显，对于up=3.0 km/s，D=10 nm的纳米气泡结构塌陷后射流水锤冲击所形成的局部压强可达30 GPa。

关键词：纳米气泡分子模拟气泡溃灭水锤冲击

甲烷裂解——中国南方寒武系页岩含气量低的一个重要原因

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天然气地球科学 2024年第5期35卷 902-916页

作者：米敬奎帅燕华姜林马行陟提高石油采收率国家实验室北京100083 中国石油勘探开发研究院北京100083

对中国南方页岩气地球化学特征统计分析结果表明,寒武系筇竹寺组页岩气除了具有与志留系龙马溪组页岩气相似的干燥系数极高(>98.9%)、碳同位素倒转的地球化学特征外,还具有N_(2)含量高,页岩含气量低的特征。在对目前各种高过成熟阶段天... 详细信息

对中国南方页岩气地球化学特征统计分析结果表明,寒武系筇竹寺组页岩气除了具有与志留系龙马溪组页岩气相似的干燥系数极高(>98.9%)、碳同位素倒转的地球化学特征外,还具有N_(2)含量高,页岩含气量低的特征。在对目前各种高过成熟阶段天然气碳同位素倒转成因理论分析的基础上,提出甲烷裂解过程的聚合作用是高过成熟阶段天然气碳同位素倒转的重要原因。这一观点得到了CH_(4)+N_(2)混合气体及碳同位素正序天然气裂解模拟实验验证。不同条件下CH_(4)+N_(2)混合气体裂解模拟实验结果证明,甲烷大量裂解时氮气也不会分解,且页岩对甲烷的裂解具有催化作用。结合有机质结构及页岩储层导电性能随成熟度的演化、不同结构烃类分子裂解键能的对比,认为有机质在生气结束后(甲基完全脱落)的强烈石墨化作用会导致页岩电阻率明显降低,并伴随着甲烷的裂解。相关模拟实验结果表明有机质演化过程中氮气生成虽主要发生在烃类气体生成将近结束阶段之后(R_(0)>3.0%),但氮气生成量与有机质整个演化过程烃类气体的生成量相比非常少。寒武系页岩气地球化学特征、生烃模拟实验结果、甲烷与天然气的裂解模拟实验、寒武系页岩含气量与页岩储层物性及页岩成熟度综合研究结果表明,除了地质保存条件外,甲烷裂解应是寒武系(特别是R_(0)>3.0%区域)页岩气低产及高含N_(2)的另一个重要因素。

关键词：寒武系页岩气氮气含量成熟度演化甲烷裂解

塔河油田良里塔格组迷宫型岩溶洞穴系统发育特征

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新疆石油地质 2024年第5期45卷 522-532页

作者：张长建蒋林汪彦曾清勇马雪健中国石化西北油田分公司勘探开发研究院乌鲁木齐830011 中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室乌鲁木齐830011

为了明确塔河油田上奥陶统良里塔格组迷宫型岩溶洞穴系统的样式和结构,利用古地貌恢复、古水系刻画、测井地层对比、构造断裂解析、地震属性刻画等方法,进行了塔河油田11区的古水文地貌恢复、岩溶层组格架构建、岩溶洞穴识别和成因模式... 详细信息

为了明确塔河油田上奥陶统良里塔格组迷宫型岩溶洞穴系统的样式和结构,利用古地貌恢复、古水系刻画、测井地层对比、构造断裂解析、地震属性刻画等方法,进行了塔河油田11区的古水文地貌恢复、岩溶层组格架构建、岩溶洞穴识别和成因模式分析。结果表明:塔河油田南部加里东运动中期Ⅱ幕古地貌西北高、东南低,发育北北西—南南东向树枝状地表深切沟谷,良里塔格组发育近水平状分布、闭合管道结构及溶蚀强度较高的迷宫型岩溶洞穴系统;良里塔格组岩溶洞穴系统与澳大利亚Judbarra地区Bullita洞穴系统成因相似,属于典型的表生岩溶扩散下渗型迷宫型岩溶洞穴系统;上奥陶统恰尔巴克组泥岩段为隔水层,控制了良里塔格组迷宫型岩溶洞穴系统的侧向溶蚀作用;沟通地表水系的断裂为岩溶水主要下渗溶蚀通道,随着区域基准面下降,岩溶水沿断裂下渗进入中奥陶统,中奥陶统一间房组形成断溶体。塔河油田加里东运动中期Ⅱ幕表生岩溶“双层”迷宫型岩溶洞穴系统的认识对上奥陶统油藏开发具有重要意义。

关键词：塔河油田奥陶系加里东运动中期迷宫型岩溶洞穴系统断溶体古地貌古水系

关井阶段CO_(2)作储气库垫层气的动态影响规律

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石油与天然气化工 2024年第3期53卷 37-42页

作者：曹洪源柏明星杜思宇张志超刘业新东北石油大学石油工程学院东北石油大学提高采收率教育部重点实验室

目的为应对地下储气库中的垫层气损失,采用经济气体CO_(2)作为垫层气,目前,CO_(2)作垫层气在实际应用中存在各种条件限制,且对其在关井阶段的应用研究较少,有必要对在关井阶段CO_(2)作垫层气对天然气储气库的运行影响因素进行研究。方... 详细信息

目的为应对地下储气库中的垫层气损失,采用经济气体CO_(2)作为垫层气,目前,CO_(2)作垫层气在实际应用中存在各种条件限制,且对其在关井阶段的应用研究较少,有必要对在关井阶段CO_(2)作垫层气对天然气储气库的运行影响因素进行研究。方法利用有限元模拟CO_(2)作储气库垫层气时,研究关井阶段储气库动态参数(注气压力、注气速率和CO_(2)垫层气比例)对混气带的影响规律。结果注气压力对混气带的影响不大,将其控制在12 MPa左右最为合理,此时混气带占储气面积的比例为23.7315%;混气带面积占比随注气速率的增大而减小,但是在注气口附近会出现混合区域,导致回采天然气时出现大量的混合气体,所以注气速率控制在0.7×10^(8) m^(3)/d时最为合理,这时混气带面积占比为18.3246%;CO_(2)作垫层气的比例对天然气-CO_(2)之间的混合影响明显,当CO_(2)垫层气比例为20%时,混气带面积占比为7.2365%。结论根据实验结果设计针对混气带的控制措施,当注气压力控制为12 MPa时,注气速率为0.7×10^(8) m^(3)/d,当CO_(2)垫层气比例为20%时,能让储气库的运作更为经济,实验结果可为实际储气库的建设提供参考。

关键词：地下储气库 CO_(2) 关井阶段注气压力注气速率垫层气比例混气带占比