古大气水

古大气水（通用4篇）

古大气水 篇1

近年来,随着勘探程度的增加,致密砂岩中的优质储层研究已成为储层研究的一个必然趋势。优质储层是指在普遍低孔渗储层中发育的物性相对较好的有效储层。优质储层的孔隙度和渗透率值没有一个固定标准,根据研究区储层中含油气性及产油气状况而定[1]。这种“优质储层”影响因素的研究一般也是在最普遍的沉积因素、成岩因素的基础上开展的[2,3,4,5,6],例如成岩作用研究过程中通过有机质的演化而产生的有机酸会对储层中的矿物溶解从而产生优质储层[7],但缺乏烃源岩的古凸起部位次生孔隙也发育,其成因分析对深部油气勘探具有重要意义。

位于内蒙古自治区呼伦贝尔盟西南部的海拉尔盆地是一个中新生代断陷—坳陷型盆地。面积仅379.72 km2 的贝中次凹处于贝尔凹陷南部(图1),主力产油层为下白垩统南屯组一段储层,该产油层深度从1 500 m至3 400 m,平均2 200 m,其叠合含油面积为50.12 km2,石油探明储量为6 591.15×104 t,单井平均日产量为3.7 t/d,单井最高日产量达31.48 t/d,是一个“小而肥”的富油次凹。

1 岩石学特征分析

贝中次凹碎屑岩储集层岩性以长石岩屑砂岩为主,岩屑砂岩次之,成分、结构成熟度总体较低(图2),为次生孔隙的形成提供了丰富的物质基础。碎屑颗粒中石英平均含量16.23%,长石23.99%,岩屑46.03%。碎屑结构以粉砂岩为主,细砂岩和砂砾岩次之,少量中砂和粗砂,分选中等,磨圆次棱角状—次圆状,长石风化程度中等,结构成熟度差。胶结物主要为碳酸盐、高岭石,一般含量为(3～36)%,最大为45%,平均含量为15%,基质主要为泥质,少量为硅质,多以石英次生加大边的形式出现,胶结类型以孔隙式和薄膜式接触为主,基底式、再生式、混合式次之。颗粒间以点状、点线状接触为主,线接触和线点接触次之。

2 淋滤作用对储层物性的影响

贝尔凹陷是一个构造复杂的海塔盆地中的二级构造单元,多期构造活动形成了多个不整合面,在贝中次凹南屯组一段存在的典型不整合面为T23-2(图3)。在古曝露时期,大气水对淋滤作用加上溶解作用使不整合面以下地层中的易溶性矿物发生溶蚀,从而该处原本储集性能较差的储层的物性大大改善。贝中次凹的希60—58～希47—61井剖面就具有这样的典型古大气水淋滤特征(图4)。从剖面上各井不整合面上下孔隙度变化情况可以明显看出,位于古构造高部位的希60—58井表现为在该不整合面处孔隙度突然增大,随着距离不整合面距离的增大,物性逐渐趋于减小;横向上到古低洼部位的井不整合面或相当于该面的整合面上下孔隙度是渐变关系,可能是由于古暴露时期该区域由于地势较低淋滤作用不强造成的,但该区不整合面以下120 m左右也存在一孔隙度高值带,这可能是由于在古低洼区沉积的泥岩中排出的有机酸溶蚀造成的。

3 古大气水的淋滤作用机制

淋滤作用表现为大气水在自地表向下渗滤的过程中缓慢地、不断地作用于其流经的矿床和围岩,使其中的矿物成分发生不同程度的变化和元素的迁移的过程。在地质历史演化的过程中,先沉积的地层因受地壳运动影响而升出水面,沉积作用发生中断,并在或长或短的时间内遭受剥蚀,由于大气水淋滤作用,老地层顶部即不整合以下地层会发生物理的和化学的变化,由于地表的弱酸性流体在重力驱动下沿着渗透层和断层流动,易溶矿物的溶解作用产生了次生孔隙。通常溶解的矿物包括长石、黑云母、黏土矿物、碳酸盐胶结物等。大气水成岩体系中最具特征的溶解-沉淀矿物组合为长石的高岭石化。水岩相互作用可以改变储层的孔渗性,进而影响储层的质量。

4 结论

(1) 贝尔凹陷贝中次凹南屯组一段储集层岩性以长石岩屑砂岩为主,岩屑砂岩次之;储层的粒度主要以粉砂岩为主,成分成熟度和结构成熟度较低,这对次生孔隙的形成十分有利。

(2) 大气水淋滤作用改善了贝中次凹南屯组一段顶部不整合面下部地层的储层物性;由古隆起到洼陷中心,随着不整合面的消失,界面附近的储层物性也逐渐变差。

摘要：古大气水淋滤作用是改善不整合面附近储层物性的重要因素。贝中次凹南屯组一段岩性以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主,成分成熟度和结构成熟度均较低,储层的储集空间主要为次生孔隙。由于南屯组顶部不整合面的存在,大气水下渗使得易溶矿物发生溶蚀,淋滤作用大大的改善了储层物性,这对于优质储层的形成十分有利。

关键词：贝中次凹,优质储层,淋滤作用,古大气水,不整合

参考文献

[1]王多云,郑希民,李风杰,等.低孔渗油气富集区优质储层形成条件及相关问题.天然气地球科学,2003;14(2):87—91

[2]宁松华,刘雷颂,回学峰.辽河西部CJ洼陷储层研究.石油天然气学报,2010;32(2):62—65

[3]王兴志,张帆,蒋志斌,等.四川盆地东北部飞仙关组储层研究.地学前缘,2008;15(1):117—122

[4]贾进华.库车前陆盆地白垩纪巴什基奇克组沉积层序与储层研究.地学前缘,2000;7(3):133—143

[5]王占国.异常高压对储层物性的影响.油气地质与采收率,2005;6(12):31—33

[6]王多云,郑希民,李风杰,等.低孔渗油气富集区优质储层形成条件及相关问题.天然气地球科学,2003;14(2):87—91

[7]杨晓萍,赵文智,邹才能,等.低渗透储层成因机理及优质储层形成与分布.石油学报,2007;28(4):57—61

古大气水 篇2

大气、水、噪声污染控制措施

编制：

审核：

批准：

中铁十四局集团公司

北京地铁九号线5标段项目经理部

北京地铁九号线5标段

大气、水、噪声污染控制措施

一、扬尘控制措施

⒈施工现场的主要道路必须进行硬化处理。碴土必须按指定地点集中存放，并采取覆盖或固化措施。

⒉施工现场应当有专人负责保洁工作，配备相应的洒水设备，及时洒水清扫，减少扬尘污染。

⒊施工现场的办公区和生活区，应根据实际情况进行适当的绿化和美化。

⒋施工料具必须按照现场平面布置图确定的位置码放。水泥等可能产生污染的建筑材料应当在库房内存放或者严密遮盖。存放油料必须有防止泄漏和防止污染措施。

⒌现场临时设置的拌合机必须搭设封闭式机棚，并安装降尘防尘装置。

⒍现场碴土采用封闭式运输车及时清运，按规定消纳，严禁凌空抛散、遗撒。

⒎根据北京市门前三包责任要求，对施工现场进行责任划分到人，做到地面无痰迹，烟头、纸屑、无散落或悬挂的塑料袋等废物，无污水污物，无乱停车、乱贴挂等。

二、污水排放

⒈施工现场的出入口必须设置车轮清洗设备和泥浆沉淀设施。废水不得直接排入市政污水管道，经二次沉淀后循环使用或排入主管部门指定的排污水管道。

⒉施工现场砼拌合设备、输送设备的前台清洗处应当设置沉淀池，未经沉淀处理不得直接排入城市排水设施和河道。

⒊施工现场设置的食堂，用餐人数在100人以上的，按要求设置简易有效的隔油池，加强管理，专人负责定期掏油，防止污染。

三、施工噪音控制措施

⒈施工现场应遵照《中华人民共和国建筑施工场界噪声限值》制定降噪措施，对可能产生噪声污染的生产设备应向工程所在地的环保部门申报。

⒉施工现场的电锯、电刨、搅拌机、砼输送泵、大型空压机、通风机等强噪声设备应搭设封闭式机棚，并尽可能设置在远离居民区的一侧，以减少噪声污染。

⒊夜间施工必须持有经工程所在地主管部门和环保部门批准的夜间施工许可证。

⒋进行夜间施工的，应采取措施，最大限度减少施工噪声，可采用隔音布、隔音棚、低噪声震捣棒等方法。对于人为的噪音应严格控制。

⒌所有车辆进入施工现场严禁鸣笛，装卸材料应做到轻拿轻放，最大限度地减少扰民。

6、采用低噪音设备。

五、主要污染源

1、拌合机

2、临时存渣场

3、水泥库

4、食堂废水排放

5、打桩泥浆

6、车辆、砼泵等清洗产生废水

7、竖井排水

港西古潜山岩溶裂隙水分布 篇3

港西古潜山位于港西太平村一带, 多年来对港西古潜山岩溶裂隙水的分布规律及富水程度均没有进行过详细深入的了解。因此, 我们近一时期对这一地区进行了较为详细的水文地质调研, 对这个地区的水文地质条件及岩溶裂隙水的分布规律也有了较为深入的认识。

1 港西古潜山带的构造形态

港西古潜山带位于歧口、板桥两个凹陷之间, 为早期发育, 后期继承的背斜型古潜山带。主峰位于G13井～G59井一带。

构造形态为北翼缓与南翼徒的不对称长轴背斜, 鉴于石炭系地层与奥陶系地层为假整合接触, 因此, 奥陶系顶面的构造形态也应是不对称的长轴背斜。古潜山带轴向北东50度, 长25公里, 宽3～7公里, 面积1 5 0平方公里 (见港西古潜山形态图) 。

港西古潜山带的发育历史, 从现在所揭露的上古生界、中生界的地层厚度来判断港西古潜山为下古生界末期开始形成, 上古生界、中新生界继续发育的长期继承性隆起带。

古潜山带主要发育北东和近东西向两组断层, 近东西向断层为古生代发育的老断层, 断距一般300～400米, G2井断层最大, 断距达6 0 0米, 此组断层将古潜山带分割成三大块六个高点。中块最高, 下古生界埋藏深为2 5 0 0～3 0 0 0米, 东块下古生界2800米, 北东向断层主要发育于中新生代。

2 港西古潜山岩溶裂缝发育的基本特征

岩溶及裂缝为灰岩地层的主要储水空间, 区内石灰岩的缝洞均比较发育, 但由于后期方解石的充填作用比较强烈, 因而造成缝洞纵横间的连通性较差。

2.1 岩溶特征 (见下表)

从上表可见:

(1) 主要发育于奥陶系马家沟组。

(2) 岩溶发育带集中在灰岩顶面以下80米的范围内。

(3) 从平面上看, 岩溶主要集中在古潜山的高部位, 港西主断层与东西向断层交汇处, 反映了两组断裂的交叉部位岩石破碎, 在地层水作用下形成岩溶。

(4) 放空井段除G3井、G1井有大量漏失外, 其他各井均无明显漏失, 说明岩溶与周围的连通性较差。

2.2 裂缝特征

因岩心资料少, 主要是岩屑资料, 因而对裂缝的走向、延伸情况等难以确定, 所以对裂缝的研究主要根据岩石电性资料及少量岩心。

2.2.1 电测解释的裂缝带的分布特点

(1) 裂缝带在层位上以奥陶系为最发育, 次为震旦亚界, 寒武系最不发育。

(2) 在同一层系的地层中, 各个组的裂缝发育程度差别很大, 奥陶系地层中, 以马家沟组最发育, 寒武系地层中以张夏组最发育, 造成各组间裂缝不发育的主要是岩性因素, 以泥质含量重, 或为泥质岩类裂缝均不发育, 反之灰岩越纯, 含泥越少则裂缝越发育。

(3) 奥陶系马家沟组裂缝带主要分布在奥陶系顶面以下400米范围内。

2.2.2 岩心及岩石薄片的研究

本区钻井取心较少, 但从少量岩心看, 裂缝比较发育, 且以垂直层面的裂缝为主, 裂缝宽度较大。一般1～3毫米, 最宽可达6～7毫米。但裂缝均被方解石充填, 岩石薄片也充分说明了裂缝的充填程度较高。

3 港西古潜山岩溶裂隙水的分布特征

下古生界石灰岩上覆盖层的时代及性质, 反映了石灰岩暴露地表, 遭受风化剥蚀时间的长短及地层水对石灰岩溶蚀的强弱, 直接影响了缝洞的发育及连通程度的好坏, 岩溶裂隙水的分布及富水性也就有明显的差异。

(1) 以G59井为中心的北翼地区奥陶系灰岩之上覆盖有石炭二迭系及中生界地层, 表明石灰岩受风化淋滤的时间远比覆盖层为新生界的短, 因而缝洞发育差, 加之方解石充填, 连通性变差, 水动力条件弱, 径流较滞缓, 富水性差, 地层水性质与他区相比, 具有矿化度、钙离子和钠离子高的特点, 为C a C L2水型。

(2) 以G2井为中心, 包括H5、G87井、G23井、G45井、G1井、T6井、T2井在内, 从构造位置看, 本区地处主断裂的北西向张性断裂的交汇处, 由于各断裂交汇所形成的破碎带和开启通道, 促成水动力条件较为活跃, 但由于岩溶裂缝发育和连通的不均匀性, 即使同一区块的某一局部地段, 水动力条件有明显差异。例如:位于本区的G1井、G2井、奥陶系上覆盖层为新生界地层, 缺失中生界及石炭二迭系地层, 且水中出现其他各区所没有的碳酸根离子, 说明与新生界孔隙水有一定的水力联系, 缝洞发育, 地下水较活跃, 富水性相对较好, 地层水矿化度和氯离子含量低于其他各区。

(3) 以T4井为中心, 包括T5井以东地区从构造位置看, 本区位于主断裂线上, 地层水性质与水动力条件介于上述两者之间。

综上所述, 港西古潜山岩溶裂隙水的分布及富水性主要受裂缝的开启程度和连通程度的控制, 由于各地段和各层系裂缝的发育程度和填充程度不一, 裂缝的连通性也很局限。因此, 不但造成各层系有自己独立的水动力系统, 即使是同一层系的不同地段, 也各有其独立的水动力系统。

4 结束语

由于港西古潜山石灰岩地层在第三纪沉积前长期处于深埋状态, 水交替迟缓, 水温较高, 水化学成分复杂。从现有奥陶系水质化验资料分析, 总矿化度均在三万P P M以上, 反映由于缝洞的闭塞, 其水质仍保持了石炭系沉积早期的水性, 为埋藏型裂隙岩溶水。

摘要：本文通过对港西古潜山带的地层、构造的发育情况及岩溶裂缝发育特征论述了该地区岩溶水存在的基本条件, 通过水化学成分、地层的缺失、地下连通性的强与弱, 阐明了港西古潜山岩溶裂隙水的分布特征, 确定港西古潜山为埋藏型裂隙岩溶水。

古大气水 篇4

曙一区稠油古潜山油藏含油面积为5.2k m2, 石油地质储量为700×104t, 油藏储集空间由孔隙和裂缝2种体系组成, 主要以裂缝为主, 尤以高角度裂缝为主。据取心井岩心分析统计, 裂缝开度平均为0.38mm, 岩心基质孔隙度平均为5.6%;渗透率平均为7.9×10-3μm2。

该区块油藏为边底水块状油藏, 底水能量充足, 高角度裂缝较发育, 随着采出量的增加, 在各井点又形成漏斗状局部降压区, 在不断增大流动压差作用下, 底水锥进速度非常快, 致使油层逐步水淹, 大多数油井高含水生产, 既增加吨油生产成本, 也影响区块整体开发效果。

2 现场化学堵水措施作用机理

为了抑制底水锥进, 油田科技工作者进行了许多有益的尝试。经过大量室内实验研究, 研制开发高温化学堵水技术, 主要包括颗粒型、凝胶型和复合段塞型化学堵水方式。

2.1 颗粒型堵剂

颗粒型堵剂主要由植物纤维颗粒、栲胶、油溶性树脂、HPAM、JB复配物等组成。其作用机理体现在:体膨型植物纤维颗粒在高分子溶液携带下挤入油层后, 遇水膨胀, 卡封孔隙喉道与裂缝, 达到封堵高渗层的目的;由油溶性树脂组成的暂堵剂, 在油井抽油生产过程中, 遇油溶解或分散, 恢复一定的油层渗透率。

颗粒型堵剂的粒径分布与地层岩石孔道的配伍性, 对堵剂的封堵效果影响较大。粒径过小, 堵剂不易在孔道内形成桥堵;粒径太大易在岩石表面形成暂堵而不能进入孔道深处。根据架桥理论, 考虑到地层非均质性严重及堵剂颗粒体积膨胀等因素, 确定堵剂颗粒粒径, 保证堵剂既能进入一定深度, 又能在 (大) 裂缝 (孔喉) 处架桥封堵, 保证其封堵效果。

2.2 凝胶型堵剂

凝胶型堵剂主要由磺甲基聚丙烯酰胺、油溶性树脂、橡胶粉、纤维素、有机交联剂、热稳定剂及高温发泡剂组成。聚丙烯酰胺和有机交联剂在一定时间内形成强度较大的凝胶。加入的油溶性树脂、橡胶粉和纤维素等固相, 对地层起到暂堵作用。凝胶溶解液中含有的高温发泡剂利用蒸汽作为气相发泡, 通过贾敏效应和岩石孔隙中泡沫的膨胀作用, 增大了水在孔隙介质中的流动阻力。同时, 泡沫液中的表面活性剂具有降粘、助排作用。

2.3 复合段塞

复合段塞堵剂由强凝胶堵剂和耐高温封口剂组成, 其中强凝胶堵剂具有较好的流动性, 易到达地层深部, 可有效地扩大堵水半径, 在地层中成胶后可形成稳定的隔水层, 强凝胶堵剂耐温可达140℃, 耐高温封口剂耐温可达300℃, 堵水的同时, 在近井地带对强凝胶形成保护带, 防止强凝胶因蒸汽影响受到破坏, 从而形成一套整体的堵水体系。

3 现场应用及效果分析

2002年以来, 在曙一区稠油古潜山油藏推广应用该项技术, 通过规模实施高温化学堵水措施, 油藏开发效果得到明显改善。共实施各类堵水措施133井次, 实现措施增油13.54×104t, 区块产量规模维持稳定。

3.1 油井蒸汽吞吐效果得到改善

统计化学堵水第1周期结束36口井数据, 从注汽参数上看, 化学堵水后注汽压力平均上升1.4MPa, 注汽量每井下降91t。化学堵水前油井一般生产2a以上, 化学堵水后, 周期生产天数为上升为311d, 周期内平均单井日产油5.3t/d, 日产水下降16.5t/d, 综合含水下降了5.3个百分点 (表1) 。

目前化学堵水措施已成为该块的主要开发手段, 油井实施化学堵水初期效果明显, 措施后油井产能增加, 含水下降, 随着蒸汽吞吐周期增加, 措施后周期平均产能呈下降趋势, 周期含水上升, 但仍好于措施前 (表2) 。

3.2 底水锥进速度减缓, 综合含水明显下降

1995～2002年油水界面平均每年上升5.04m, 近5a油水界面上升速度有所减缓, 2002年平均油水界面为-1196.7～-1144.3m, 2007年油藏平均油水界面1191.4～-1142.1m, 对比仅上升了3.1m, 平均每年上升0.6m。油藏综合含水2002年92.6%, 2007年下降到87.5%, 下降了5.1个百分点。2001年油藏水侵量为95×104t, 2003～2007年水侵量在32～37×104t之间, 水侵量大幅下降。

4 结论

(1) 该技术采用的堵剂具有较好的耐温和封堵性能, 适合于热采稠油井堵水技术。