地质开发特征

地质开发特征（精选12篇）

地质开发特征 篇1

在对油田开发的过程中, 对其地质特征进行详细的分析能够有效的确保油田开发的安全性以及高效性, 从而能够为油田的开发创造出更多的利润, 促进油田开发工作的有序进行。实际过程中会出现一些技术措施以及管理专业化等方面的问题, 对其进行有效的解决是比较关键的。

1 针对我国的油田地质特征分析

为能够对油田地质特征进行形象化的分析, 本文以某地油田为分析对象, 对其浅层气藏的地质特征进行分析, 首先对油型气藏为主要形式的地质特征进行分析, 其主要就是受到断层的控制, 这一浅层气藏基本是和下部的油藏的关系较为密切, 这主要是因为两者受到了断层的阻隔, 但是这一断层又不是完全封闭的, 这样就造成了在下部的油藏脱气并且会沿着这一断层往上窜, 在这一过程中, 如果是上部以及上倾的方向有着较为有利的圈闭时这样就形成了浅层气藏[1]。

在这一储集层主要就是透镜状的砂体, 是岩性尖灭气藏, 在分布方面也会受到断层以及构造的控制。在平面方面的连通性相对较差, 非均质性较为明显, 并且是呈现出零星状的分布, 而在纵向方面的变化会比较大, 气藏的高度相对较小通常的单层厚度小于十米, 根据这些内容能够了解到在这一类型的地质特征主要就是单个含气砂体的面积不大, 但是个数比较多, 在储量方面较为分散, 砂体也会出现出现叠加连片的现象, 从而会形成一定的规模。

另外在气水的关系方面, 每个含气砂体都会形成气水的系统, 从而形成独立的小气藏, 在这些含气砂体方面都有着有边底水, 在这一油田的含气山体的横向上是不连通的, 在纵向方面都是交叠的, 从而就形成了多套互相独立的气水系统。而在储层物性方面, 这一油田的浅层气藏储集层大多是泥质胶结的粉砂岩以及粉细砂岩, 深度相对比较浅, 在成岩的作用方面相对较差, 并且胶结的程度也相对不高, 从其结构上来看比较的疏松, 有的还会呈现出散砂状。

2 针对油田的地质特征的开发对策探究

在油田的开发过程中首先要能够对油田地质特征进行足够的了解, 如此才能够从根本上对油田开发的问题得以解决, 根据以上的相关介绍可以了解到, 该油田的浅层气藏储集层胶结程度相对较低以及结构比较的疏松, 并且在开采的过程中会出现出砂的现象, 再加上泥质胶结, 这就会使得在水的作用下就更加的显得疏松, 故此在这一阶段实施防砂措施是比较必要的, 在这一气田首次投产的气田达到了三十口均是采取了这一防砂的技术, 并且取得了很有效的效果[2]。

然后就是对这一油田的气层实施保护措施, 由于浅层气藏的自身特点对钻井以及作业等的顺利实施有着决定性的作用, 这就需要对气层的作业全过程进行保护, 首先就是在钻井和完井这一阶段的保护, 主要就是通过近平衡钻井技术进行, 然后就是射孔, 在这一过程中要能够充分的对油气水的关系进行重视, 针对气水同层的井如果是厚度在两米以内, 原则上是不需要射的, 而厚度较大的要进行最大化的利用内夹层, 采取油管传输负压射孔的技术进行实施。在生产管理方面要严格的按照规定进行, 在工作制度的变化下会对油压产生很大的波动, 倘若是出现了气井水淹的情况, 那么就需要对底层压力以及产能的大小和底层的渗透性采取相应的措施, 从而有效的避免由于长时间的闭井对井底或者是地层造成的污染。

再者就是对油田开发的相关工艺的分析, 主要就是在开采的前阶段要能够将防砂技术得以运用其中, 对于零散不集中的气井可以采取井下活动气嘴技术, 然后就是采取排水采气来维持气井的生产进入正常的状态, 最后就是增压采气的工艺, 这一工艺实施的主要目的就是对浅层气藏采收率进行有效的提高[3]。

最后就是要能够对最新的油气井的动态资料进行利用, 对这些方面的知识及时的补充吸收, 并对地质模型重新的建立, 对剩余气的分布规律进行确切的探索, 对于一些已经报废的油气井上返采气, 特别是对新井的储量界限含气砂体不能够有效的达到的来进行对其储量的动用程度得以增加, 这样能够有效的对油气田的采收率得以提高。其浅层气藏的单井控制的储量界限如下表所示。

在油田的地质特征不同的作用下对其开采的规律也会存在着一定的差别, 只有结合实际的情况才能够有效的对油田进行开采, 也才能够最大化的增加开采的效益。

3 结语

总而言之, 对油田的地质特征进行详细的分析是油田开发的重要基础, 也是对其开采的策略进行准确合理实施的前提。因此, 在实际的油田开采的过程中, 要能够和实际的情况相结合针对地质结构的不同采取不同的开采措施, 有针对性的对油田进行开采, 这是对于我国的油田开采事业健康发展的关键。

参考文献

[1]李道品, 罗迪强.低渗透油田开发的特殊规律——低渗透油田开发系列论文之一[J].断块油气田, 2014.

[2]罗英俊.在全国低渗透油田开发技术座谈会上的总结讲话[J].西安石油学院学报 (自然科学版) , 2012.

[3]袁立甲, 眭金扩, 张亚琴, 王绍平.浅谈低渗透油田的开发难点及其主要对策[J].中国石油和化工标准与质量, 2013.

地质开发特征 篇2

1.素填土：黄灰色，松散，含少量建筑垃圾和生活垃圾，一般厚度约0.40m，局部厚度达1.20m。

2.种植土：主要分布于拟建道路沿线的农田、经济林表层，黄褐色，松散，含植物根茎，一般厚度约0.4m.局部厚度达0.70m.3．淤泥质粘土：灰黑色，软塑-流塑状态，主要分布于沟、塘、暗沟、暗塘的底部。厚度一般为0.50-1.00m。

4.粘土：灰黄色，可塑状态，含少量铁锰氧化物及较多姜石（粒径2-15mm），夹粉土薄层。主要分布于拟建道路前段约1km,一般厚度0.8m~2.8m。

地质开发特征 篇3

【关键词】塔河油田;奥陶系;稠油油藏;地质特征;开发技术

包含塔河油田在内，奥陶系盐酸盐岩稠油油藏大多分布于含有油气的盆地中，是一种非常特殊的油气藏资源，也是我国埋藏深最大的稠油油藏，约为5000-5700米，储集体基本可分为溶洞型、裂缝型、缝洞型三类，非均质性特点是其最主要的特点。该油藏在开发的过程中，会表现出油井的建产率低，缺乏对单井储量的有效控制，出水后油井的产量会迅速降低等问题。为了能够有效解决这些问题，实现对稠油油藏的有效开采，我们需要加深对该油藏地质特性的认识，并加强对开发技术的研究，这也是今后塔河油田奥陶系稠油油藏开采的重点。

一、塔河油藏的地质特征分析

塔河油田地区奥陶系稠油油藏的地质特点和其他稠油油田相比，在共性特点之外，还具有其特殊的特点，具体可以从以下3个方面进行概括：第一，稠油油藏的储集空间比較复杂，储集的类型和有效储集体的形态以及具体的分布范围很难确定。这是因为，塔河油田处于长期发育古隆起的侧部，其油藏是在长期的构造运动和岩溶作用的共同影响下在缝洞型碳酸盐岩中形成的。这种储层空间主要包括溶蚀孔、溶蚀洞、微裂缝等，具有双重或多重孔隙介质的储集类型。第二，油藏的埋藏较深，无法有效确定油层厚度。其埋深约为5000-5700米，再加上油田中的原油以含硫量和粘度很高的重质流体为主，油藏类型属具底水、低饱和的岩溶缝洞型油气藏，所以难以判断其油层厚度。第三，流体的性质复杂，边界不清，且其密度和粘度高。由奥陶系稠油的地面密度及动力粘度平面分布来看，稠油性质差异较大，存在着普通稠油、特稠油甚至超稠油。

二、塔河稠油油藏的开发技术分析

塔河油田奥陶系稠油油藏的开发正处于起步阶段，由于其储层位于岩溶缝洞，再加上稠油本身就属于重质流体，所以大大增加了开发的难度。从上文的分析可知，本地的稠油油藏的原油密度较大，而且黏度和凝固点都较高，所以导致其流动性较差，很难完成井筒的升举操作，影响了施工和生产活动的正常进行。在这种背景下，如何采用科学合理的开发技术，提高本地区的稠油油藏开发效果已经成为当前生产工作的重点。笔者结合稠油油藏的地质特点，从如下三个方面进行了具体分析。

（一）加强对稠油油藏储层非均质性的研究

要想对本地区的稠油油藏资源进行有效开发，对其储层空间的地质特点进行深入研究是非常有必要，尤其是对岩溶缝洞的分布规律要有全面的认知。在此基础上，通过原油本身的特点及其流体性质和渗流特点，就可以对开发的方式进行评价，有选择性地选择开发的方式。

（二）加大对稠油油藏开发方式和开发技术研究的力度

该油藏属于缝洞型碳酸盐岩的底水油藏，其高角度裂缝的发育比较广泛，所以为水体的推进提供了有利条件。与此同时，原油的黏度要远远高于水体，而且两者的流度比值较大，所以油井一旦见水，其含水量就会迅速上升，很容易暴性水淹的发生。另外，在长时间的水洗作用之下，下部分原油的粘度会进一步加大，所以需要加大对油层条件下原油黏度和温度的关系，并加强对稠油和超稠油的驱油效率的研究，除此之外，原油的流变特点和高温相渗试验也是研究的重要内容之一。通过这些开发理论的研究来实现开发方式和技术的优化。比如说，有研究发现原油黏度的临界值对于开发方式的选择具有重要影响，大量的实践也证明，通水驱与热采的地下原油粘度的界限值在100-200mPa·s之间。

（三）稠油油藏的开采技术亟待突破和创新

从塔河油田已经查明的稠油和超稠油的储量来看，约占60%。它们的储层非均质的程度比较严重，同时受到稠油本身特点的影响，所以单个油井无法实现对储量的有效控制。从目前本油田采取的相关措施来看，提高产油量的最佳途径就是参稀采油。因为酸化技术的使用对提高稠油油井的生产能力具有非常重要的作用。但是以目前油田稠油开采的实际情况来看，这一技术的开发还需要进一步加强。同时，稠油油藏本身性质的复杂性极大地限制了传统开采技术的应用，所以进行开采技术的创新和突破是目前研究的重点。

结束语

综上所述，塔河油田奥陶系稠油油藏具有巨大的开采价值，但是在实际的开采过程中却面临着一些问题。为了有效解决这些问题，本地稠油油藏的开采率，笔者首先从3个方面对塔河油田奥陶系稠油油藏的地质特点进行了总结和概括，然后从实际出发，对开采技术未来的研究方向和亟待解决的问题进行了比较全面的分析。但是本文并未对稠油油藏的自身特点和具体的开采技术进行深入分析，这是本文研究的不足之处，也是今后笔者研究的重要方向。

参考文献

[1]刘嘉庆，李忠，韩银学等.塔河油田上奥陶统良里塔格组碳酸盐岩沉积地球化学特征与台地演化[A].中国科学院地质与地球物理研究所.中国科学院地质与地球物理研究所第十届（2010年度）学术年会论文集（上）[C].中国科学院地质与地球物理研究所，2011：14.

[2]苏江玉，俞仁连.对塔河油田油气成藏地质研究若干问题的思考[J].石油实验地质，2011，02（11）：105-112.

[3]侯加根，马晓强，刘钰铭等.缝洞型碳酸盐岩储层多类多尺度建模方法研究：以塔河油田四区奥陶系油藏为例[J].地学前缘，2012，02（18）：59-66.

[4]刘中春.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径[J].油气地质与采收率，2012，06（15）：66-68+86+115.

[5]李新华.塔河12区超深、超稠油油藏评价及开发技术研究[D].西南石油大学，2009.

作者简介

浅析油田地质特征与开发对策 篇4

1 油田地质特征的分析

1.1 对主要地质特征的分析

地质底层的种类是多种多样的, 对地质底层种类的划分是在油田开采过程中一项重要的技术指标。在对油田特征分析之前, 首先要熟悉并了解油田相应的地质特征有哪些, 还要对可能存在油层的地质层进行了解、对油层的空间形态进行分析;其次, 还要对油田的生油层、储集层的相应形态进行判断分析。最后。对上述的分析都要基于对油层的对比分析。油层对比是在对地下含有的矿物质、岩石的组成情况进行分析从而确定的。

1.2 地层对比分析

通过对地层信息的初步了解, 可以为油田的开采奠定良好的基础。地层对比分析的主要需要参考岩石的岩心情况, 岩石的物力性质、带电状况、接触关系以及岩石的具体的结构等, 并构建标准化的剖面图, 对地质的各层进行对比分析, 得出数据图, 完成地层的对比分析。

1.3 油层分布状况分析

油层分布状况的分析, 需要我们用到一系列的数据, 如:油层对比剖面图、油层的连通图、油砂平面图等。并逐步认识到含油砂岩在地层中是由连通体和含油砂岩组成的。油层的对比剖面图主要是用来研究油层的分布、以及砂层纵横向变化规律的图像。在绘制油层对比剖面图时要遵循项目列项要全面、各层的剖面深度要一致、产生的剖面深度与电测量的深度误差不大0.2米等要求。油砂体平面图在绘制过程中要求以所选层中最小的为单位, 再对油砂体的数据进行标准化, 最后确定以油层有效厚度为划分界限的油砂体边界。

2 油田的开发对策

通过对油田特质的测定与分析, 对其有了一定的了解后, 采取对应的以下的开发对策。

2.1 注水开发法

油层的开发和对油层的划分, 需要在油层里注水、注气, 对其注入的水、各种气体等与油层的岩石产生一系列反应, 与储集层产生物理反应, 使油层中的油、气、水的比例发生改变, 油田相应的地质情况也有可能跟着发生改变。在对油层不断的注水作用下, 岩石内的粘土矿物质被不断循环的水冲洗掉, 这样可以加大储集层的孔隙度和渗透率。当油层的温度高于对其注水温度时, 注入的水与油层不断进行温度交换, 这使得储集层温度的不断下降, 油层的温度也跟着不断下降, 然后大量的轻物质和石油便被开采出来。

在进行注水的时候要注意以下几方面:首先, 要使注入的水沿着亲水岩石颗粒的表面, 其次, 注水时要选择孔道较大的, 渗透性比较好的通道, 同时, 在亲水的油层中存在毛管力的作用, 毛管力在细小孔道中对油水的交换起着动力作用, 这样就把小孔道里的石油挤出。

注水开发可以对亲水层里的油进行开采, 开采效果好并提高了驱采效益。

2.2 油田构造和石油储藏分析法

对油田构造的分析以及对油储藏可能的位置的确定, 需要收集大量的数据并对其进行仔细的推敲和分析。读数据的分析首先要了解被开发的油田的地质断层情况、地层分层和其变化情况以及油田附近有哪些油井的信息。然后根据这些信息计算并绘制出地下油井的位置, 最后, 要科学的分析地质的剖面图以及地质的断层情况。在对油储的分析过程中, 要尤其关注水和油的分界和水油过渡带、含油面积、油储的高度等数据。根据这些数据分析油和水对应分布的规律从而确定油水的边界。

2.3 采用精细的地质研究成果

对地质研究进一步深入, 以得出更加精细的地质研究成果, 从而来提高采油的效率, 如:确定在河道砂体的边缘因为一些物理性质的变化差异而剩余油, 如果能的出相应的详细的地质研究成果, 在以上的剩余油的地区进行对油井的补孔、酸化、压裂和卡封, 进行平面层间的挖潜和调整来提高采油率。所以, 采用精细的地质研究成果提高油井的开采量是一种行之有效的方法。

3 结语

合理的油田的开发造福人类, 提高油田的开采效率可以减少浪费。通过对油田地质层的对比分析, 对油田分布状况的深入了解来确定合理的开采方法。采用注水开采法可以提高对亲油层的开采效率:对油田的构造和油储的分析, 为采油提供了技术材料的支持, 使人们对油田的开采更科学合理;对地质不断的研究得出精细的研究报告从而提高油井开采的效果。

摘要：建国以来, 我国的油田开采事业进行的如火如荼, 石油、天然气等作为基础能源, 为社会的很多行业做出了巨大的贡献。在油田开采过程中首先要对作为开采对象的土地进行地质的勘探, 并分析其特征是否符合开采要求, 在确定地质特征适合开采之后, 再选择科学合理的开发对策, 从而提高开采效率和出油率。

关键词：石油开采,地质特征,开发对策

参考文献

[1]贾显英.浅谈油田实物地质资料管理的现状与对策[J].兰台世界, 2010年, 第19期:22~24.

[2]张磊.关于油藏地质特征及开发对策研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, (05) .

[3]袁立甲, 眭金扩, 张亚琴, 王绍平.浅谈低渗透油田的开发难点及其主要对策[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, (07) .

[4]夏长淮, 刘军, 郑玲, 刘强鸿, 盖春华, 刘文英.新民油田中洼北油藏特征及开发对策[J].西部探矿工程, 2010, (05) .

[5]袁立甲, 浅析低渗透油田开发难点及其主要对策[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (07) .

地质开发特征 篇5

四川省是我国地质灾害最多的省份之一,具有点多、面广、规模大、成灾快、爆发频率高、延续时间长的特点.通过对5770个已知地质灾害点的综合研究分析,总结归纳四川省地质灾害的.发育规律和特征,建立崩塌、滑坡地质灾害的评判模型,并对全省地质灾害发育强度、地质灾害危险性进行分区评价,提出四川省地质灾害防治体系框架体系及措施,为全省地质灾害的防治工作提供了科学的理论和基础依据.

作 者：徐志文 XU Zhi-wen  作者单位：成都理工大学环境与土木工程学院,成都,610059 刊 名：地质与勘探  ISTIC PKU英文刊名：GEOLOGY AND PROSPECTING 年，卷(期)： 42(4) 分类号：P641 关键词：地质环境   地质灾害   发育特征  

矿井水文地质特征分析 篇6

关键词：矿井；水文地质；特征

引言

对于水文地质特征的分析我们大体上可以从矿井的含水层组，矿区的地质类型和矿井岩层充水性等方面入手。在贺兰山煤田的众多的煤矿中，石炭井焦煤分公司水文地质特征具有一定代表性，无论是它所处的位置，还是它的服务时间、矿井的深度上，对于研究贺兰山煤田的矿井水文地质特征具有重要的参考价值。但是近年来，矿井的生产中出现了一些问题，对煤矿的安全生产造成了一定的影响。这些问题已经引起了公司的高度重视，今年对石炭井焦煤分公司的水文地质资料进行了重新整理，对水文地质类型进行了重新划分。

一、矿井的水文地质情况

（一）石炭井焦煤分公司矿井的水文地质情况。石炭井焦煤分公司处在我国西北地区，贺兰山腹地，为典型山地类型。地下水位较深，地下水普遍缺乏，这是不可抗因素，西北大部分地区属于半干旱地区，少数地区属于干旱地区，降水量稀少，而年蒸发量1784mm远远大于年降水量200mm。该地区的降水受到空气对流的影响，降雨大都集中在七月份到九月份这3个月之间。浅部地下水大都是靠大气降水补给，没有冰山融水的参与。该地区的地下水补给量受到多种因素的影响，比如降水量，地面渗透强度，还有地区的地表特点，石炭井焦煤公司为典型山地地貌，地表起伏较大，降水入渗系数相对较小；而在石炭井焦煤公司附近的海拔在1100米以下的丘陵和海拔在900米以下的平原地区，受到地形的影响，坡度较小，降水入渗系数相对较大，有较多地下水渗入地下，但大部分雨季降水还是沿沟谷流失，这样就在丘陵低山低洼的地段形成积水。

（二）石炭井焦煤分公司的水文地质特征分析。石炭井焦煤公司水文地质类型此前一直被划分为简单，矿井水源不足，岩层富水性能差，导致该地区的地下水无法保障生产生活需要，矿井的最高点海拔较高，最低点比最高点低500m。为了更好地研究对矿区的含水层岩组做了以下划分。

第一岩组：是孔隙潜水含水层组，该含水层组主要存在于第四系松散堆积层中，在白垩系砾岩地层中少量存在。孔隙潜水含水组的岩性有三部分组成，最主要的就是风成沙，砂砾石含量次之，还有少量的卵砾石。该岩组的地下水主要是孔隙潜水，含水量较小，单位涌水量小，在该岩组中至今还未发现地下水露头。

第二岩组：岩性总体以砂岩为主，中粒岩石最多，粗粒砂岩次之，每个旋回底部常含有煤，在富水性方面比第一岩组相对较高，是主要含水组之一。水位埋深57.54米到58.95米之间，地层累计厚度203.57米到580米之间。该含水层的上部分里面的含水层的富水性和第二岩组沉淀时的孔隙深度之间有着紧密的联系。下端部分的主要是砂岩，该含水层与矿井开采的无直接水力关系。

第三岩组：该岩组层位相对于第一、二岩组较为稳定，含水层由多种级别的砂砾组成，第三岩层的厚度基本上在129米到230米之间，平均厚度在168米左右，该岩组的含水性很弱，基本上可以不予考虑。

第四岩组：该岩组由三角洲体系和浅湖体系组成，三角洲体系主要为前缘相。岩层厚度达104米到174米之间，总体上来说砂岩占大多数。该岩组富水性也不强，因为该组的煤岩含量相对较多，对煤层的进一步发展有消极影响。

第五岩组：该岩组的底部是由河流冲积而成的三角洲平原相组成，向上渐变，逐渐成为了堤泛沉积。该岩组的含水层的含水量相对于第一，二，三，四岩组较小，岩层含水性极弱。

（三）地下水的补给条件来源分析。上面我们已经提到，石炭井焦煤分公司矿井附近的浅层地下水补给主要是靠大气降水，一小部分地表降水沿破碎岩层裂隙，然后入渗到地下，成为地下水。剩下的大部分降水沿着基岩面，排泄到了附近的河流。在低洼的地段，容易形成集水区，该部分地区浅部地下水含水性较强。

基岩层整体位于底部，水的循环性相对较差，勘探地段的水大都是各个含水层渗流补给的。总体上来说，基岩层中含有的地下水影响煤矿的开采，需要在井下引流、排干，这部分地下水受到该矿井周围煤矿井开采的一定影响。

二、矿井充水的探究和分析

（一）受到正在开采的煤矿井的影响。一个是受到焦煤公司南侧另一开采矿井的影响。该矿井主采煤层和石炭井焦煤公司所采煤层一致。共有7个主采煤层。各个煤层的顶部采用的是垮落式样的顶板设计模式。矿井水文地质类型为中等 ，老空积水较多，主要发生在煤层开采过的地方，矿井的涌水量相对较大，最高涌水量达到了每小时250立方米，平均涌水量每小时170立方米。该集水区的积水量和该地区的降水量没有直接关系，地下水大都来自二叠系、石炭系砂岩含水层。

第二个是受到石炭井焦煤公司自身开采的影响。石炭井焦煤公司涌水量最高每小时350立方米，平均涌水量每小时219立方米，主要出水点的最高涌水量在每小时36立方米到每小时56立方米之间，平均涌水量在每小时45立方米左右。面对这么高的涌水量，需要采取相关的措施来改善这一现状，具体操作就是在老空区附近多打一些排水孔，加大老空區积水的排放。

（二）石炭井焦煤分公司的充水影响。第一方面，第四系含水层的主要来源是大气降水，开采煤层的水源大都是二叠系和石炭系砂岩含水层，地下含水组充水性较强，各个含水组在垂直方向上联系不大，这样就导致了矿井涌水量和大气降水量没有直接的联系。在众多的充水水源中，地下含水层组起到了关键的作用，是矿井充水水源的主要组成部分。

一方面：在外界风化作用的影响下，露在地面或者埋藏较浅的基岩裂隙得到了很好地发育，然后历经再次沉积作用，这些缝隙逐渐的被沉积层所覆盖，由于沉积层和缝隙之间接触不完全，角度不搭配，导致了沉积层含水组和风化壳含水组联系密切，整合到了一起，共同存储着一定数量的地下水。然后这部分水经过裂隙汇流到地下，为深层含水组提供水源，影响矿井生产。

另一方面，层状裂隙间的充水多出现在深部含水层，浅部含水层不会存在，岩石在短时间内成型，造成了岩石表面裂隙众多，层状岩石主要存在岩组岩性变化的过程中，提高了岩组的富水性，为地下水的富集和存储做好了准备条件。由于层状裂隙含水层中泥岩和粉砂岩含量较多，这样只要环境适宜就能够转换为很好的存储水的结构。再加上在裂隙发育的过程中，存在不均匀性，导致了各个岩层的透水性不同，这样各个矿井主要煤层的涌水量也就不同，在巷道最初发现的涌水层中，涌水量较大，能在很长一段时间内提供补给，但是时间一长，涌水量减小，甚至是被排干，就不能很好地供给了。

三、结语

经过上面的水文地质的分析和对矿区的水文地质勘探分析，我们依据含煤组岩组的富水性和成分组成将矿区分为了五个含水层组，然后我们又总结出了含水层的补给条件弱，稳定性强的特点，这些结论对公司的安全生产具有积极意义。

参考文献：

[1]李白薇.为矿井安全保驾护航——记中国煤炭科工集团西安研究院矿山水文地质产业[J]. 中国科技奖励. 2011（12）

[2]米万隆，李学军，李娟，路学忠. 宁夏羊场湾煤矿复杂地层大口径电缆孔施工技术[J].探矿工程（岩土钻掘工程）. 2010（04）

[3]严永胜，陈艾，刘小明. 羊场湾煤矿大断面巷道支护参数分析与选择[J]. 西安科技大学学报. 2010（01）

[4]郭天辉.宁夏冯记沟煤矿水文地质特征及矿井水利用分析[J]. 中国煤炭地质. 2009（02）

地质开发特征 篇7

关键词：地质遗迹,旅游开发价值,广西凤山

1 前言

凤山县地处云贵高原的东南缘, 广西壮族自治区的西北部、河池市的西北部, 介于106°40′21″—107°17′33″E、24°15′00″—24°49′30″N。地势西北高 (最高海拔1318m) , 向东北和南部渐低 (最低海拔262 m) 。主体海拔500—1000m, 地形起伏较大, 高差一般为300—500m。

凤山县凤山岩溶国家地质公园地质遗迹资源丰富、规模宏大、特征鲜明, 共有15类岩溶为主的地质遗迹类型, 具有科学研究和旅游开发价值, 本文从旅游消费需求角度出发, 从多方面对其旅游开发价值进行了研究。

2 区域地质背景

2.1 地层

区内出露地层主要有泥盆系、石炭系、二叠系和三叠系。其中泥盆系至下二叠统为碳酸盐岩, 厚度1007—3156 m, 出露在凤山县的东北部的林峒—砦牙、西南部的更沙—中亭—江洲、东南部的坡心—月里等地 (图1) , 岩溶作用强烈, 发育有峰丛、洼地、谷地、地下河、溶洞、天坑等地质地貌景观, 构成凤山国家地质公园的主体与核心;而上二叠统和三叠系以碎屑岩 (非可溶岩) 为主, 出露在碳酸盐岩的外围区域。

2.2 地质构造

研究区构造线总体上呈北西向、北东向和南北向。印支运动使区内中泥盆统至中三叠统 (D2-T2) 普遍褶皱和断裂, 岩石中裂隙发育, 为岩溶作用提供了适宜的构造条件。

注:①巴合背斜;②弄占背斜;③林隆背斜;④凤山向斜;⑤坡心向斜;⑥逻楼向斜。

3 地质遗迹资源类型

凤山岩溶地质公园内地质遗迹类型丰富, 根据《中国国家地质公园建设技术要求和工作指南》, 并根据本区具体情况, 增加了岩溶塌陷天坑、边缘坡立谷和溶蚀洼地3个基本类型, 将主要地质遗迹资源划为两个主类 (地文景观、水域风光) 、4个亚类和15个基本类型 (表1) 。

注:摘自张远海, 黄保健, 陈伟海, 等.广西凤山岩溶国家地质公园综合考察报告。

4 地质遗迹资源特征

凤山岩溶地质公园景源主体由遍布全区的地表、半地下和地下的岩溶遗迹构成, 具有独特的景观特征。

4.1 地表岩溶景观

正向地貌形态则以峰丛为主, 负向地貌形态以洼地、谷地为主, 分布在峰丛之间, 峰丛山体与由碎屑岩组成的土山之间为宽广的边缘坡立谷, 发育有天生桥。正向形态与负向形态的有序组合, 展示了大自然惊人的自组织平衡能力。主要有:①峰丛洼地。峰丛是指“联座的峰林。峰与峰之间常形成‘U’形的马鞍形地貌”, 峰丛洼地则指“峰丛与洼地的组合地形”[1]。地质公园内外的峰丛洼地以高峰丛、深洼地形成特色的典型组合形态。峰丛高200—500m, 发育有大量洞穴;峰丛上残留有构造抬升的遗迹——夷平面和多层洞穴, 尤以坡心附近的良利、仁安、坡龙、弄者等地的峰丛形态最为优美。②边缘坡立谷。边缘坡立谷是指岩溶区与非岩溶区交界处 (接触带) 所形成的面积较大的大型谷地, 为接触带岩溶现象之一[1]。公园内外的边缘坡立谷形态典型、体量较大、底部平坦、可溶岩一侧多为悬崖绝壁为其特色, 缘坡立谷分布于雄奇的峰丛地貌区边缘。在众多的边缘坡立谷中, 以松仁、坡心、平旺、谋爱等谷地最为典型。③天生桥。天生桥为地下河与溶洞的顶板崩塌后横跨沟谷的残留顶板, 其两端与地面连接, 中间悬空而呈桥状。凤山国家地质公园范围内的天生桥主要有江洲仙人桥、蚂拐洞天桥、马王洞洞中天桥等。凤山国家地质公园内的江洲天生桥拱孔跨度144m, 桥高约64.5m, 拱孔高约46m, 桥的东西两端宽度分别为110m和72m, 中部宽度较小, 其跨度仅次于广西乐业布柳河仙人桥 (177m) 。马王洞内洞口大厅附近的天生桥高约70m、宽约20m, 跨度100m, 规模很大, 是目前已发现的最大的洞内天生桥。④象形山石。由于岩性差异、构造作用、水的溶蚀与侵蚀以及生物岩溶作用, 形成了地质公园内众多的奇特象形山石。松仁谷地的美女山与人面石、三门海景区附近的雷劈岩旅游价值较高。由于雷劈岩岩块发育为一组平行的垂向节理, 富含CO2的雨水长年累月地溶蚀扩大而成, 岩块高大、“刀口”整齐深切, 是石峰平行后退的极好例证, 具有雄、险、奇的形象美。⑤地表水域。由于公园内大部为岩溶区, 大气降水常潜入地下, 不易在地表形成集中的地表河流。岩溶泉是指“岩溶水向地表流出的天然露头”[1]。凤山县岩溶区分布有20余处的岩溶泉, 其中鸳鸯泉为常年泉, 流量达到一定规模, 具有较高的旅游观赏价值。

4.2 半地下岩溶景观

地质公园内竖向洞穴——天窗、竖井比比皆是, 还分布有一定数量的天坑。这种沟通地表、地下的岩溶景观, 如果底部为地下河, 则构成一种特殊的具有较高旅游开发价值的奇观。 三门海天窗群即是这种奇观的典型代表, 分布在坡心地下河出口段的山坡上, 发育于下二叠统茅口阶灰岩中。自地下河出口往西依次为天窗Ⅰ、天窗Ⅱ、天窗Ⅲ、天窗Ⅳ (表2) 。三门海天窗群特征是:形态典型、体量巨大、分布集中、景色奇特优美, 堪称世界级天窗。在600m的短短距离内构成了4个天窗与洞道、深潭相连的景观配置格局, 在全世界地下河中不多见。天坑是规模最大的喀斯特地貌形态之一[2], 凤山国家地质公园内的天坑形态特征保存完好, 规模均属于大、中型塌陷天坑。地质公园区内三门海附近约3km2范围内发育有飞马天坑、半洞天坑、弄乐天坑3个天坑, 此外还有蚂拐洞天坑、响水天坑等 (表3) 。

4.3 地下岩溶景观

地质公园范围内地下岩溶景观资源丰富精彩。洞穴空间规模庞大, 在已实测的22个洞穴中大厅中, 洞宽一般都在30m以上, 最宽达160m以上, 洞高在20m以上。马王洞最为突出, 有长达2km、洞高达150m以上的洞穴廊道, 是世界上最高的洞穴廊道。园区内面积在2万m2以上的洞厅已发现的就有7个 (表4) , 最大的洞厅为穿龙岩大厅, 面积达4.15万m2, 还有3个大于3万 m2的大厅。

洞穴的观赏旅游价值除洞穴体量这一重要指标外, 更重要的是洞穴堆积物, 尤其是次生化学沉积物 (钟乳石类) 的分布丰度、体量、形态、纯度及色彩等指标[3]。凤山国家地质公园内洞穴数量多、规模大、洞顶高, 发育有多种类型的洞穴化学沉积物, 滴石类的石笋、石柱尤为发育。一是石笋数量多, 形态类型特别丰富;二是有与高大洞道 (厅) 相匹配的巨大体量的石笋、石柱, 仅在鸳鸯洞中就有高度大于10m的石笋32根, 其中两根高度分别为36.4m和29m。钟乳石类大多纯度较高, 呈乳白色、乳黄色、金黄色等。流石类也发育壮观, 壁流石高20—30m、宽30—50m, 底流石中以巨型石田发育居多, 巨大的穴珠、穴球、穴饼令人叹为观止。众多的洞穴中, 以西西里洞、鸳鸯洞、水源洞、马王洞、社更洞的旅游开发价值较高。

5 资源评价

凤山国家地质公园地质遗迹景观资源丰富、品味高, 具有以下优势:①典型性和稀有性。凤山国家地质公园内有许多具有世界意义的地质遗迹:洞穴通道规模世界最大, 巨型洞穴厅堂数量多、密度大, 以群体方式出现的地下河三门海天窗;以高大石笋为代表的洞穴化学沉积物世界罕见, 拥有世界上最大的洞内天生桥和我国跨度第二的江洲天生桥。②科学价值。凤山岩溶国家地质公园在北纬24°度上形成规模巨大、数量众多的洞穴。马王洞高达150m的洞穴廊道为确定地壳变动的速率和岩溶水系统变化之间的关系提供了最好的研究基地, 也为研究同一纬度巨大洞道形成机理、条件和演化规律提供研究条件[4];江洲地下长廊、江洲天生桥、马王洞、社更穿洞、三门海天窗群、半洞天坑和凤巴连体天坑等共同构成有序的洞穴—水文地质系统, 它们之间既有空间分布规律, 又有时间上的先后生成顺序, 是一处极好的岩溶洞穴和岩溶水文地质研究的天然实验场所[5]。③美学观赏价值。地质公园区内拥有的多处世界级岩溶景观:三门海天窗群、大型洞穴群、峰丛、江洲天生桥、马王洞的半洞天坑、地下河等, 类型丰富、规模宏大、形态奇特, 具有极高的观赏和旅游开发价值。

6 旅游开发价值

地质旅游资源自身价值的优势并不等同于以旅游者体验为核心的旅游开发价值[6]。凤山地质公园具有世界级地质遗迹景观, 但作为旅游开发, 必须从旅游者消费需求角度出发, 衡量其旅游价值。笔者认为, 旅游安全、交通、服务、体验、经济五大要素构成了旅游开发价值 (图2) :①旅游安全。出游安全是大众观光旅游者考虑的首要因素, 当地社会治安的稳定以及当地居民对外来旅游者是否友善都会影响旅游者对旅游地安全性的判断[7]。此外, 凤山地质公园的地质资源特性决定了还应该预防地质灾害, 确保景区地质景观环境的安全性, 以保证旅游者游览的人身安全。②旅游交通。交通工具选择的多样化和路程所需时间最小化是旅游者出行的重要条件[8]。凤山县属国家级贫困县, 县内既无铁路, 又无水路, 交通运输全部依靠公路, 交通成为凤山旅游发展的一大“瓶颈”。改善交通路况、提高交通通达性、缩短交通时间, 让旅游者出行易、耗时少、游得缓, 充分提高旅游者的旅游交通价值, 是实现旅游开发的前提条件。③旅游服务。旅游者的旅游活动不仅仅是一种单一的感知景点的审美活动, 而是一次全身心的旅游行为体验。舒适的睡眠环境、当地的特色佳肴、导游专业的讲解、景区管理人员热情周到的服务、景区优美的风景和干净卫生的旅游环境等综合构成了旅游者的体验[9]。因此, 加强基础接待设施建设, 提高硬件服务水平;加大环境保护投入与宣传, 加强导游人员培训, 提高景区管理人员服务意识和服务技能;引导当地居民对待旅游者的友善态度, 全面提高凤山旅游的“软服务”, 也是实现凤山地质公园旅游开发价值的重要方面。④旅游体验。旅游者在特定的地质旅游环境中与个人相关的旅游知识被激活, 才能体验到“参与”某种旅游活动的真正乐趣[6]。凤山地质公园优质的地质遗迹资源组合可以满足旅游者的视觉审美需要, 但在具体旅游产品设计环节中必须注重旅游者的参与性与互动性, 如攀岩、洞穴生存、表演等活动。目前, 凤山地质公园主要以单一的三门海景区观光为主。只有依据凤山地质公园特色的地质旅游资源, 设计满足旅游者求新求奇的多样化旅游产品, 突出“凤山水上天坑地质旅游”特色, 旅游者才能获得较高质量的旅游体验, 凤山地质公园也才能真正实现旅游开发的价值。⑤旅游经济。旅游活动的经济支出与旅游体验收获的性价比直接关系到旅游者的出行决策, 也关系到旅游地旅游价值的实现。因此, 合理制订门票价格, 增加旅游者经济支出与旅游体验回报比值[10], 以及制订吃、住、行、游、购、娱旅游要素的价格, 必须全局考虑旅游活动对旅游者和地质公园“双赢”的经济价值。

7 结论

凤山国家地质公园旅游地质遗迹资源的典型性、稀有性均在国内外同类地质遗迹中名列前茅, 具有极高的科学价值和美学观赏价值。作为一个地质旅游资源富集、亟待旅游开发的国家地质公园, 在保护地质遗迹资源的前提下, 提高旅游者的旅游安全、交通、服务、体验、经济各方面的综合价值, 其自身的旅游开发价值才可能得以实现。

参考文献

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[8]徐胜兰.卧龙自然保护区生态旅游可持续发展模式研究[D].成都:成都理工大学地球科学学院, 2004∶36-39.

[9]徐胜兰.重庆武隆喀斯特世界自然遗产旅游品牌价值与运营[A].陈伟海, 朱德浩, 朱学稳.洞穴探测、研究、开发与保护——全国洞穴学术会议论文选集 (一) [C].北京:地质出版社, 2008∶98-169.

关于油藏地质特征及开发对策研究 篇8

某油田地处南部海域, 四周有3处油田, 并且都在陆地上, 该油田的油藏开发工作受到诸多外界因素的阻碍, 比如:有海流、风暴、潮汐等非常恶劣的海域自然环境。油藏的显著特征是具有高饱和、高渗透, 储油层具有良好的物性, 孔隙度之间的平均值达到29.8%。该油田的油藏埋藏位置相对比较浅, 并且压实度不强, 在油田的开发初期阶段很容易产生出砂现象;纵向上的含油量要大很多, 不过对于数量比较多、井段又长, 每层的厚度相对较薄的油层, 其横向上的油藏储层不怎么稳定, 连通性不好, 存在着诸多的变化因素, 地层总体的饱和差较低, 缺少天然能量, 获得的产量让人不满意。

2 有效开发油田的若干种对策

相比较其他油田的开发而言, 该油田的开发划分层系具有一定的基础条件, 由于所在油田的自身特征较为明显, 需要结合开发油田的具体情况, 根据不同的低渗油藏, 启动最小压力梯度, 对该油藏的注水压力进行确定, 在完善注采井网的基础上, 改善渗流的条件, 对水驱动程度进行提高, 在缩小注采井距后, 控制注水强度, 此外需要加强对储层的改造工作, 提高油井的产能, 在满足一定的标准和经济范围内, 制定开发对策, 在对注采井网进行部署时, 一定要做到注水井排方向, 从而避免油井暴性水淹, 从而符合油田的发展要求, 最大限度地提高水驱采收率, 以该油田开发的具体地质条件为前提, 可以选择的开发对策有以下几种。

2.1 最优井网井距的开发对策

该油田在开发过程中, 需要对相关的数据进行模拟计算, 通常可以使用反四点法、五点法和九点法注采井网形式来进行分析。并评估所采集数据的经济指标, 相应的评估结果显示, 频率最高的是采用四点法施行注采井网, 油井的数量也是最多的, 在此情况下, 油藏的开发效率大大的提高, 给企业带来的经济效益也尤为显著。当然, 需要针对该油田的具体情况, 相关的技术人员应该遵循稀井高产的原则对开发井网进行合理部署, 在进行评价的末尾阶段, 井距数值较小可以获得较高的油藏采出量。

2.2 划分层系的开发对策

根据主体区域的油藏储存显示, 油田的储存比陆上要多很多, 不过海上的油田开发需要投入大量的成本, 并且涉及的风险也比较大, 对单井产量的要求上也提出更为严格的要求。因此, 在通常情况下, 不会选择划分层系的开发对策。根据最近几年的油田开发数据分析可以发现, 海上油层的发育比较好, 油藏的储存条件也较为理想, 不过却没有采取相应的开发对策, 为此, 需要结合所在油田的实际情况, 加强企业技术人员的开发和创新力度。

2.3 开发对策和压力维持在水平状态

将该油田组建三维地质模型, 接着按照相关的模型数值进行分析, 三种井距的设计深度在三百至六百之间, 根据黑油模型, 对油田开采中所获得的特征进行评估预测, 结合相关的数据情况, 该油田的底层压力呈不断下降趋势, 在一定时间内没有办法获得满意的净现值, 经济效率不太明显, 与此同时, 对该油田进行注水, 对相关的数据进行计算分析, 从分析结果可以看出, 在注水期间和水平压力条件下, 获得的开发效果较为明显, 具有较高的经济效益。

3 结语

通过以上的研究分析可以看出, 油藏地质特征的了解对油气勘察和开发工作具有重要的指导作用, 本文结合沉积学、构造地质学等相关理论和分析方法, 对油田的油层分布和储层、流体等特征进行分析, 只有使用有效的开发对策才能获得理想的经济效益, 此外, 需要结合油田开发的具体实际情况, 将科研成果转变成为实际应用能力, 采用相关的技术, 对先进的设计形式进行创新使用, 在充分了解油藏地质特征的基础上, 考虑各个方面的因素, 强化横向联合、使油藏得到全面完整的发展, 从而降低投资和管理成本, 油田企业在油藏开采过程中, 应结合油田开发的需求, 研究具体的开发对策, 制定合理有效的开发对策方案, 避免资金的浪费, 企业应该培养一些复合型人才参与到实际的油藏开发中来, 这样才能提高整体的开发速度和效率, 切实提升开发对策的操作性、针对性及可行性, 争取获得能源的高效利用率。

参考文献

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地质开发特征 篇9

1 油气田地质特征及对油田开发的影响

油气田的地质特征主要包括四个方面, 地质构造特征、沉积特征、储层物性特征、油层分布及砂体分布特征。我们要从这四个特征着手, 展开分析。其中, 地质构造特征是最为基础的, 只有了解了这个项目, 才能更好的开展其他的研究。我们要了解油田的单油层、砂层组油层组以及含油层系, 通过这些来分析如何能够更好的进行开发。

1.1 油田的地质特征对驱油效果的影响

油气田的开发过程中, 有一个很重要的步骤就是驱油, 经过开采和研究, 我们发现, 亲水油层比亲油油层的驱油效果更好, 主要原因主要包括以下几点, 第一, 当注水之后, 亲水岩石的表面会形成水流, 而当水流在岩石颗粒中运动的时候, 岩石孔隙的石油会被很快的驱出, 神域的有地也只是在较大的孔道中。第二, 亲水油层有毛细作用, 能够提供油水交换的动力, 这对于驱油来说也是非常重要的一点。

1.2 油田的地质特征对后期开采过程中的影响

油气田在不断的开采之后, 大量的油气被开采, 油层的压力就小了很多, 随着油层压力的减小, 对后期的开发是有一定的影响的。所以, 我们为了后期能够更好的开采石油, 要先将水注入到储层当中, 保证其油层的压力。此外, 当油层分布不断发生地质特征时, 油层中的水、气以及油的性质也会相对应的发生变化, 从而对油气田的开采产生重要的影响。我们在开采过程当中, 一定要严格执行注水的程序, 提高油层的孔隙, 提高油气的质量和产量。

1.3 油气田开采的启示

在油气田的地质构造当中, 我们会发现, 一些小断块中的油气储存量非常丰富, 所以, 对于这一部分的开采是十分重要的。其次, 这些小断块的面积比较小, 不利于正常的开采, 所以, 我们要仔细的研究地质特征寻找开采办法。同时, 油层的连通性和沉积性的分布情况影响广泛, 在刚开始的油气田开采时要注意不能进行多层的开采, 防止出现问题。

2 提高油田开采效率的措施

针对上文所述的内容, 我们要采取一些有效的手段, 通过我们勘察和分析得到的油田地质特征合理的对油田进行开发, 从而提高开采效率, 有助于油田的发展。

2.1 深入研究油层体系

长庆油田是我国规模比较大的油田, 其地质条件还是比较复杂的, 我们要不断研究油层体系, 知道油田的结构, 争取找出新层新块以及含油砂体等等, 从而能够从这些数据中, 找到油田的储量以及产能, 这样, 对于我们的开发就起到了一定的指导性作用。同时, 在研究的时候, 要注意资料的保存, 方便以后分析工作的进行。对于老油田来说, 我们要进行油层的重新对比, 因为经过一定时间的开采之后, 油层发生了一定的变化。我们要对油层进行重新的分析和优化组合, 从而重新规划对老油田的开采方式。此外, 对于像长庆油田这种比较老的油田来说, 可以进行新旧油田的对比, 通过对比, 可以找到更好的开采方式, 对油田的存储量也能也能有进一步的了解, 对油田的可持续发展是很有好处的。

2.2 采用大段合采的方式进行油田的开发

有些油田的开发需要采取大段合采的方式进行, 这种情况下, 一方面, 我们要不断的利用地质资料建立起油田的储存情况, 并通过高科技手段, 对油田进行分析, 预测石油的储量, 找到剩余的油田。另一方面, 采取大段合采的方式有助于提高石油的产量, 对于油气田的建设也是十分有效的。我们在开采和分析的过程中, 要根据具体的情况, 不断改善方案, 做到最优化的开采。

2.3 对油气田进行认真的评估工作

随着科学技术的不断进步, 我们的开采方式也进行了革新和升级, 利用计算机软件进行分析, 可以准确的确定油气层的位置和储量, 从而制定出比较翔实的方案。同时, 利用先进的手段, 可以不断的勘探地质结构, 有助于我们进行油气田的评估工作, 提高油气田的开采率。

3 结语

长庆油田一直以来致力于地质的勘测, 对地质特征进行的深入的分析, 有效的指导了油田的开采。在接下来的工作中, 我们将继续利用高科技手段, 不断勘测地质特征, 制定合理的开采策略, 促进油田的发展。

摘要：长庆油田是我国重点建设的油田项目, 对我国的经济发展做出了重要的贡献。而在石油的开采过程中, 油气田的地质特点是十分重要的因素, 将对油田的开发造成重要的影响。本文对相关问题进行了阐释, 希望对油气田的发展有所帮助。

关键词：油气田开发,地质特征,影响

参考文献

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[2]周福.油气田地质特征对油田开发的影响研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2014, 10:190.

[3]李海菲.关于油田地质特征与开发对策的分析[J].化学工程与装备, 2014, 08:111-112.

地质开发特征 篇10

1 油气田地质特征

在分析油气田的地质特征时, 应从四个方面入手, 即地质构造特征、沉积特征、储层物性特征及岩性特征、油层分布及砂体分布特征。地质构造特征分析是了解油田地质的前提, 只有在明确构造特征的基础上才能够为其他特征的分析提供依据。在分析油田当中油层地质单元时, 需要考察的指标包括单油层、砂层组、油层组及含油层系[1]。单油层指的是油层当中的小分子层, 其内部含有不同的隔层分隔。砂层组指的是单油层组, 如砂层组相同, 则单油层的岩性基本保持一致。油层组由砂层组构成, 其底层及盖层均由泥岩构成。含油层系指的是油水特征、岩石类型及沉积成因基本一致的多个油层组, 同一含油层系具有相似的底界面及顶界面。除了以上分析的几种地层特征之外, 储层特征分析也是油田地质分析的重要工作, 储层特征分析包括综合评价、模型建立、地质因素、裂缝性研究及非均质分析等。

2 油气田地质特征对油田开发的影响分析

2.1 对驱油效果的影响

驱油是开发油气田的重要步骤, 笔者在实践工作中发现, 相对于亲油油层而言, 亲水油层具有更好的驱油效果。亲水油层具有良好驱油效果的主要原因包括两种:

(1) 注入水之后, 亲水岩石表面就会形成水流, 水流在岩石颗粒中运动时, 存在于岩石孔隙当中的石油就会被快速驱出, 剩余油滴仅存在于较大的孔道当中。由于注入水容易窜进亲油岩石当中的高渗透及大孔道, 因此亲油岩石当中的狭小孔隙及孔壁难以实现有效驱油。

(2) 由于亲水油层当中存在较为强烈的毛细作用, 所以在进行驱油时毛细作用能够提供油水交换动力, 确保石油能够及时从油层中驱出。从另一方面来看, 将水注入亲油油层时, 毛管力相对较弱, 因此在进行驱油时会产生一定的反作用力, 对正常驱油造成不良影响[2]。此外, 地质特征还会通过间歇注水对油井产量造成影响。间歇注水是开发油气田的重要手段。间歇注水的过程中会对地层中的流体分布造成影响, 如停注, 则在一定程度上可以使石油含水率得到控制, 但间歇时间过长时, 就会导致油层压力不断降低, 因此可能会降低油井的产量。

2.2 油田后期开发中受到的影响

在开发油田时需要采出大量的油气, 当部分油气被采出后油层压力就会不断下降。当油层压力过小时, 便会对后期开发造成不良影响, 因此为了能够正常开采原油, 则必须将水或气注入到储层当中, 以便能够避免油层能量受到影响。因油层岩石与注入的水、气会发生相互作用, 所以油田储层物理性质及特征会不断发生变化。当油层分布及储层物性等地质特征发生改变时, 会引起油层中的水性质、气性质及油性质出现改变, 进而影响到原油质量[3]。另外, 由于开发油田时需要长期注水, 当油层被注入大量水时, 就会导致储层的渗透率以及孔隙度不断增加, 因此会对后期油田开发中的地质录井工作造成一定的影响。如油层温度高于注入水的水温, 则会导致原油中轻质组分的含量过大。

2.3 利用地质特征提高油田开发效率的措施

有效了解油气田所具有的地质特征不但能够保证油田开发工作的有效进行, 同时还可以为油田开发方式的改善提供有效的参考依据。为了提高油田开发效率, 则在分析其地质特征时, 可以从以下几个方面入手:

(1) 如油田的储层及构造较为复杂, 则应不断深入研究主力油层系及周围的油层系, 以便能够找出新层新块及含油砂体等, 从而为储量及产能的增加提供有效保证。在研究主力油层的过程中应注意收集好相应的测井资料、钻井资料及地震资料等。

(2) 对于已经开发的老油田, 则要对油气田当中的油层进行重新对比, 并同时根据分析资料对各个断层重新进行优化组合, 以便能够做到精确描述老油田的油藏情况。在对油田储层展布及构造变化情况进行分析的过程中, 应注意适当外扩含油边界, 以便能够为储量的增加提供参考。如油层段的电阻较低, 则可对有效厚度的下限标准进行重新分析, 以便可以发现漏滑的油层。此外, 如发现存在水窜及气窜油层, 则可以依据地质资料对原有的开发方案进行补充。

(3) 在复核地质储量时, 应选择2~3个具有较大开发潜力及储量规模的开发区进行地质评价工作, 并做好储量估算、储层评价以及地质构造复核等相关工作[4]。

(4) 如需要开发非均质油田或采用大段合采的方式开发油田, 则可以先利用地质资料建立起油藏数模, 并利用计算机数模对剩余油的分布状况进行模拟预测, 以便能够将剩余油富集钻井及地层段找出, 从而为油井位置的调整提供依据。

(5) 应根据地质资料状况对油田中所使用的采油工艺进行认真评估, 同时制定出相对应的油井举升优化方案, 为油田产量的增加提供有效的技术参考。此外, 还应根据地质特征对地面采油设施进行评估, 以便为地面采油工程系统的优化提供技术支持。

3 结束语

综上所述, 油气田的地质特征与油田开发工作息息相关, 两者存在着相互影响的关系。为了能够有效改善当前的油田开发工作, 则应对油气田的地质特征进行分析, 如地质储量、储层分布状况及构造特征等。此外, 还应了解油气田地质特征对油田开发工作可能造成的主要影响, 以便可以通过利用地质特征资料提高当前的油田开发效率, 从而为我国油气产量的提供奠定坚实的基础。

参考文献

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通达铁矿矿体地质特征的认识 篇11

关键词：通达矿区；磁铁矿；地质特征

矿区位于燕山山脉中段南麓，属低山丘陵区，海拔标高200～280m，相对高差80m，当地侵蚀基准面标高190m，区内沟谷发育。

1、矿区地质特征

区内出露地层较为简单，主要为太古界迁西群三屯营组和第四系冲洪积、残坡积物。主要分布于矿区西部，岩性主要为黑云角闪斜长片麻岩、斜长角闪岩及磁铁石英岩等。地层总体走向北西，倾向南西，倾角60°～75°，磁铁石英岩矿体呈透镜状产于其中。

2、地球物理特征

区内出露基岩主要为黑云角闪斜长片麻岩，少量斜长角闪岩和磁铁石英岩，根据本次采集的岩矿物性标本测试成果结合区域岩石磁性统计结果（见下表1）黑云角闪斜长片麻岩和斜长角闪岩属微磁或弱磁性岩石，磁铁石英岩具有较高的磁性，与围岩磁性差异明显，采用磁测方法在本区寻找铁矿效果较好。

本次地磁工作在测区范围内圈定一个北西向异常带，该异常带由数个相互平行的走向北西～南东的条带异常组成，其中规模较大异常ΔT极大值超过10000 nT。从异常的形态特征分析，异常带由多条北西向平行板状薄层矿体引起，矿体沿走向连续性较差，推测单个矿体厚度一般不超过5m，矿体倾向西，延深最大不超过200m。由于测区范围较小，个别异常未封闭（见下图）。

3、矿体地质特征

3.1 矿体特征

工作区内铁矿体主要呈似层状，大致平行产出，矿体往往集中分布，构成主要含铁矿带。区内主要有三个含铁矿带，分别位于矿区北部、中部和东南部。总体呈近南北走向，断续延长约1.5km，向北逐渐尖灭。

各矿带一般由1-2条主矿体组成。矿带之外，零星分布一些薄层磁铁石英岩，大多规模很小，未能构成工业矿体。

3.2 矿石质量

3.2.1矿石矿物成分、结构构造

矿石呈灰黑色，中～细粒变晶结构，似条纹状、条带状构造，主要金属矿物为磁铁矿及少量赤铁矿和微量黄铁矿，脉石矿物主要为石英，次为角闪石，斜长石和黑云母。磁铁矿一般呈它形粒状，集合体呈似条纹-条带状定向排列，粒度0.25-1mm，少量呈半自形粒状镶嵌于石英颗粒之间，含量30-35%；脉石矿物石英一般呈他形不规则状；辉石、角闪石常与磁铁矿交织在一起，含量不超过5%。

3.2.2矿石化学成分

从矿石化学全分析结果可知，矿石化学成分主要为SiO2（40.25%～43.25%）、Al2O3（4.12%～4.38%）、FeO（12.72%～13.59%）、Fe2O3（46.33%～48.83%）。

3.2.3矿石的有益有害组分及其变化

从矿石组合分析样品的分析结果、光谱半定量全分析可知，矿石主要有用组分为Fe3O4；有害组分S含量0.20%～0.32%，P含量0.04%～0.05%，其有害组分含量较低，未见可利用的伴生有益组分。

3.3 矿石类型和品级

3.3.1矿石类型

根据本区矿石的矿物组合及结构构造特征，其矿石自然类型为条纹状-条带状磁铁石英岩型，工业类型为需选铁矿石。

根据铁物相分析结果，矿石中铁矿物主要为mFe，次之为oFe、sfFe及少量cFe、siFe。oFe含量在2.16%-2.68%，oFe占有率7.11%。氧化矿大部分集中在构造带附近，但为数不多，绝大多数为原生矿。

3.3.2矿石品级

根据确定的工业指标，块段加权平均品位mFe≥20%的圈定为工业矿石，块段加权平均品位15%≤mFe<20%的圈定为低品位矿，经计算本区以工业矿石为主，低品位矿在空间分布上无一定规律。

3.4 矿体围岩和夹石

本区各矿体顶底板围岩主要为黑云角闪斜长片麻岩含磁铁黑云角闪斜长片麻巖。后者为矿体的近矿围岩，灰黑色，中-粗粒变晶结构，片麻状构造。

矿体内局部见有少量夹石，主要为含磁铁黑云角闪斜长片麻岩，规模大小不等，且不稳定，分布于矿体的不同部位。大部分夹石小于剔除厚度，对矿体造成了一定的贫化。

3.5 矿床成因及找矿标志

本矿床矿石自然类型为似条纹状、片麻状磁铁石英岩型。矿体呈似层状。矿石具柱粒状变晶结构，似片麻状构造，受变质作用改造明显。矿床成因为受变质沉积铁矿床。其特点为：

1.矿床赋存于变质岩系中，矿体呈似层状产出与围岩产状基本一致；

2.矿石以磁性石英岩为主具有明显的似条纹状、片麻状构造和变晶结构，与围岩具有明显的物性差异。

3.找矿标志以航磁和地磁异常为主要标志。

4、结论

认识查明了矿体分布情况，矿体规模、形态、产状、和矿石质量。基本查清矿床开采技术条件和矿石加工技术性能。对矿床开发的经济意义提供了依据。

地质开发特征 篇12

X断块构造上处于北大港构造带北翼, 紧邻板桥生油凹陷, 为一受大张坨断层及滨海断层夹持的垒式断裂带。该地区西邻洪湖油田, 东靠滨海油气富集带, 北侧与大张坨断层相隔, 南侧为港中油田, 构造带东西长18km, 南北宽8km, 总面积140km2。本区主要含油目的层为下第三系沙三段, 油藏埋深2900-3900m, 本区为低渗透构造岩性油藏, 整体实施存在较大风险。优选在X断块有利储量区进行注采先导试验部署, 也为该地区低渗油藏的有效开发奠定研究基础。

2 油藏地质特征

2.1 构造特征

X断块为一夹持于大张坨断层和滨海断层之间, 并且被一系列北东向断层切割复杂化的垒式构造。主要发育大张坨断层、G8井断层、滨海断层三条大断层, 地层向北东倾伏加厚, 向西南抬升并上倾减薄, 沙三段部分地层遭受剥蚀。构造研究明确在G35-G50井区存在一个隐伏构造, 它为港西凸起向东北方向的隐没部位, 由于北部大张坨断层与刘岗庄断层的交会, 以及南部港西断层的活动减弱分叉, 断距变小, 从而使该区成为构造转换带, 使两边呈现出不同的构造格局, 从而使该区成为有利油气聚集区。西边港西北坡发育与刘岗庄断层平行的北东向顺向断层, 油气受其影响主要聚集在高部位断块圈闭及垒式构造-岩性圈闭中[1]。

2.2 储层特征

区域地质资料及钻井资料研究表明:歧口凹陷存在北部燕山和西部沧县隆起两大物源体系。受西部沧县隆起物源控制, 该地区古近系沙三段主要发育扇三角洲沉积体系, X断块位于扇三角洲前缘亚相。该亚相储层发育, 物性较好。储层纵向上发育, 横向展布变化较大:受物源、断层、沉积相的控制作用, 砂体紧靠大张坨断层根部发育, 向四周不断减薄。其中, 沙三2油组储层厚度10-50m, 沙三3 油组储层厚度20-80m。据井壁取心孔渗测试资料, 沙三段孔隙度10-15%, 渗透率0.18-13.9×10-3μm2, 属中低孔、低渗储层。

2.3 油藏特征

X断块油藏类型为中深层低渗构造岩性油藏, 油层中深3500m。单井累计油层厚度15.7-53m, 最大单层厚度11.1m, 平均油层厚度20.8m。射孔求产资料表明, 本区地层温度梯度为3.5℃/100m, 属正常温度系统。X断块为正常压力系统, 射孔求产测静压为33.37MPa, 压力系数为0.98。在含油面积内, 利用地震拓频技术, 刻画目标层的展布范围, 并以此作为有利区的面积。利用重新落实的构造及有利区储层分布范围, 结合井的试油及试采资料, 对控制储量区X断块进行了有利区储量的计算。

3 开发技术对策

3.1利用开发动态分析手段明确低渗透油藏生产特征

特征1:初期产量相对较高。

试采的5口井中, 有3口井初期日产油高于15t/d, 初期平均日产油12.4t/d。

特征2:累计试采时间短, 累产油量低。

试采的5 口井中, 除Bin85 井维持低液量生产外, 其余4 口井均为间开井, 平均生产时间在1 年左右, 平均单井累产油2108吨。

特征3:储层自然产能低, 压裂改造有一定效果, 但有效期短, 单井次压裂增油量低。

特征4:油井产量递减快, 天然能量不足。

特征5:油井含水低, 处于中低含水阶段。

3.2 开发方案部署原则

整体部署、分期实施、及时调整、逐步完善;结合油藏特点选择合理开发方式、确定注水时机 (X断块为正常压力系统, 适宜早期注水开发) ;借鉴低孔低渗油藏开发经验, 筛选适合本油藏的合理井网井距;针对油藏物性特点, 应用先进的采油工艺技术, 实现高效开发[2]。

3.3 开发层系划分论证

该区纵向上油层井段长156-460m。但是主力油层2、3小层分布集中, 井段长56—224m, 横向分布稳定, 单井有效厚度22.6-29.2m, 平均25.8m。而其它各小层各井分布不均, 且油层生产能力低, 不具分层开采的条件, 同时各油层的原油性质一致, 并具有同一油层压力系统;另外, X断块储层埋藏较深、物性较差, 试油及投产井产能较低, 单层开采难以达到经济产量, 不适合分层开发, 而且两套目的层的压力系统一致, 因此采用一套层系开发。

3.4 开发方式可行性分析

从老井的生产特征上可以看出, 该断块天然能量不足, 油井产量递减快, 为了保证在一定采油速度下稳产, 应采用注水开发。滨85 断块为正常压力系统, 可早期注水来保持地层能量。

3.5 合理井网井距

该地区地面条件复杂, 不适合分散布置井场, 因此, 利用现有井场, 全部部署直井存在一定的难度, 所以注水开发方式采用以常规井为主, 在油层发育较厚的地方部署大斜度井。

该区井网部署时借鉴国内低渗油藏的开发经验, 结合断块的构造形态、储层物性和储量丰度情况, 最后确定X断块以排状注水井网为基础, 平行主断层方向部署采油井排、注水井排, 其优点:灵活性大、适应性强, 可以在开发实施过程中根据地质情况的变化对井网密度、注水方式进行调整。

依据极限井距、合理井距计算结果, 结合大港油田部分低渗透油藏的井网分析结果, 同时借鉴国内低渗油藏的开发经验, X断块确定以排状注水井网为基础部署, 平行主断层方向部署采油井排、注水井排, 油水井采用200-250 米井距的井网投注。

3.6 单井产量预测

根据米采油指数计算法结合油井试采情况 (初期日产油平均12.8吨/天) , 确定常规井单井初期产量为12吨/天, 大斜度井与常规井产量按1.5 倍计算, 推算大斜度井单井初期产量为18吨/天。

4 结语

4.1 在地质及油藏工程综合研究的基础上, 在X断块储层有利区域部署试验井组, 总井数8口, 油井6口, 水井2口, 建成能力2.4万吨。

4.2 试验井组7口新井均钻遇较厚油层, 单井平均钻遇油层60m, 但由于储层非均质性强, 单井产能差异较大, 构造高部位大斜度井现场实施效果较好, 目前日产油15吨以上。

4.3 建议开展相关的油层保护研究, 摸索钻井、试油和注采过程中如何有效地保护油层, 要求钻井液、注入水均达标, 尽量减少油层污染。

4.4 继续跟踪试验井组生产动态, 加强低渗透油藏精细研究, 为同类油藏的开发提供技术支撑。

摘要：针对X断块井控程度低、储层性质认识不够、对目标区低渗透油藏的开发难度大等问题, 该断块整体实施存在较大风险, 因此需要部署评价井进行砂体边界的探测, 并选取关键区块进行开发试验, 开展精细油藏地质研究, 为注采方案编制提供依据, 从而采用一些开发技术对策确定了合理的开发方案, 加深对X断块低渗油藏的认识。

关键词：低渗透油藏,评价井,开发技术对策,开发方案

参考文献

[1]谢丛姣, 等.石油开发地质学[M].武汉:中国地质大学出版社, 2004.