导读:本文包含了建南气田论文开题报告文献综述及选题提纲参考文献，主要关键词:建南气田,南飞叁气藏,开发中后期,剩余气分布
建南气田论文文献综述
刘宇琦[1]（2018）在《建南气田南飞叁气藏剩余气分布研究》一文中研究指出建南气田南飞叁气藏是建南气田的主力生产单元,年产气量占到建南气田总产量的80%以上。近年来随着开发进入中后期,大部分老井产量逐年下滑、稳产难度加大,为保持产量稳定,对南飞叁气藏开展剩余气分布研究十分关键。重点针对飞叁气藏主力出气层段进行开发小层划分,在此基础之上,通过地质、地震相结合指出南飞叁剩余气分布范围,为下步开发井位部署提供有利依据。(本文来源于《江汉石油科技》期刊2018年02期）
胡岸[2]（2017）在《建南气田南飞叁储层分布预测》一文中研究指出飞仙关组叁段是目前建南气田最有效的开发层系,主要生产并位于建南气田南部,储层主要以颗粒灰岩为主,储层整体物性差,单层厚度相对较薄,非均质性强,常规预测手段有一定的局限性,通过引进高精度反演技术,反演出储层的敏感性参数电阻率及波阻抗,有效地提高了储层的识别能力和纵横向分辨率,同时结合传统的地震属性、裂缝预测、含气性检测等多手段预测储层发育有利区,有效地指导了开发井位部署。(本文来源于《江汉石油科技》期刊2017年02期）
杨滢[3]（2017）在《建南气田长二、飞叁气藏合采可行性研究》一文中研究指出建南气田位于四川盆地东部川东褶皱带的石柱复向斜中部,主要产气层为飞叁段和长二段。建南气田长二、飞叁气藏属于低孔、低渗、常压、中—深层碳酸盐岩气藏。建南气田长二和飞叁气藏经多年扥开采现已出现采出程度低,采气速度慢、建井和采气成本高等特点,研究建南气田长二和飞叁气藏合采技术界限,优选合采气井,优化合采井的工作制度,为加快建南气田采气速度,降低采气成本提供技术支持。本文主要通过已有资料的对比、气藏工程研究、气井数值模拟研究和类比调研分析等。完成了如下研究内容:(1)收集整理长二、飞叁气藏静动态资料对比长二、飞叁气藏的构造特征、储层特征、流体性质、目前地层压力,为建南气田长二、飞叁气藏合采研究打下基础。(2)长二和飞叁气藏合采技术界限评价。通过对长二和飞叁气藏合采层间干扰的评价和在储层物性、渗流特征差异下,多层合采与分层开采的效果的对比确定一个适合于气层合采的定量的参数范围。(3)根据长二和飞叁气藏合采技术界限研究结合实际生产资料优选出适合长二和飞叁气藏合采的气井。(4)在优选出合采井的基础上建立合采模型对所选出的气井进行合理配产。(本文来源于《重庆科技学院》期刊2017-06-01）
谢洪光[4]（2016）在《建南气田飞仙关组白云岩储层分布预测》一文中研究指出建南气田飞仙关组叁段是目前最有效的勘探层系。储层主要为颗粒灰岩和白云岩,其中颗粒灰岩储层物性差,白云岩储层物性好,但非均质性强,分布规律还有待研究。通过叁维地震资料开展古地貌分析发现白云岩储层的分布主要受古地貌控制,地貌越高白云岩储层越发育,结合白云岩储层识别模式,预测白云岩发育有利区,发现在太1井区东部及新店3井至乐福1井区东部存在两个滩间洼地,洼地周缘的高地貌区是白云岩发育的有利区带,其中太1井区滩间洼地主要受鄂西海槽控制具有北陡南缓的特点,南部已成功钻遇白云岩储层,因此,北部陡坡带是有利的勘探区域,在白云岩浅滩发育有利区发现未钻探圈闭7个,是下步有利勘探区。(本文来源于《江汉石油科技》期刊2016年04期）
李爱荣,李净红,张金功[5]（2015）在《建南气田天然气地球化学特征及成因》一文中研究指出中扬子西部地区经历了多旋回沉积-构造演化,纵向上发育多套生储盖组合,烃源岩为碳质页岩、碳酸盐岩及煤等多种岩性,多数达到了过成熟阶段,深部震旦系—寒武系烃源岩均处于过成熟晚期,具有多阶段生烃、晚期原油裂解供气特征。在多旋回构造演化中,中扬子西部海相天然气呈现多源多期或同源多期混合聚集、多期调整及晚期次生变化的复杂成藏过程。基于对中扬子西部地质演化背景分析和前人研究成果,分析了区域有效主力烃源岩,从天然气组分含量、组分参数相关性、烷烃气碳同位素等资料剖析了建南气田各层系天然气地球化学特征,结合区域油气成藏地质及川东气区资料,厘清了建南气田海相天然气成因及气源。研究认为,建南气田海相天然气均为干气,烷烃气碳同位素呈部分倒转,发生过原油裂解供气;二迭系长兴组及下叁迭统飞仙关组、嘉陵江组气藏气源来自二迭系烃源岩,基本没有志留系甚至更深部气源供给,由原油裂解气和多类型干酪根降解气混合聚集而成,原油裂解气占主体;志留系韩家店组气藏和石炭系黄龙组气藏属于同源不同阶段天然气混合成因,原油裂解气占主体,气源母质为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组碳质页岩,几乎没有受到来自震旦系—寒武系烃源岩的天然气充注。因此,中扬子西部地区海相天然气勘探潜力大,尤其以保存条件较好的鄂西渝东区为主,震旦系、寒武系及志留系天然气勘探前景甚好。(本文来源于《石油学报》期刊2015年10期）
张辉,罗文波[6]（2015）在《建南气田页岩储层可压性评价方法研究》一文中研究指出页岩气勘探开发技术在北美地区海相地层中已经比较成熟,主要形成了页岩气缝网体积压裂形成的判断条件、减阻水大型加砂分段压裂工艺技术、裂缝实时监测技术,实现了储层的有效动用。而建南地区页岩气的沉积类型、矿物组分及流体特征与国外存在一定的差异,因此通过开展岩石力学试验,对页岩气的可压性进行了研究,根据建南地区陆相页岩储层的岩石矿物组分特征,结合室内静态岩石力学试验及地应力大小测试,计算脆性指数和应力各向异性,综合评价页岩储层的可压性。(本文来源于《中国西部科技》期刊2015年08期）
李爱荣,李净红,张金功,宋立军[7]（2015）在《建南气田志留系天然气地球化学特征及气源探讨》一文中研究指出根据建南气田及邻区的天然气组分、烷烃碳同位素等资料,结合区域烃源岩研究资料,研究了该区志留系天然气的地球化学特征及其气源特征。结果表明,建南气田志留系天然气为干气,非烃气体总含量低且无H2S气体;烷烃气碳同位素均小于-40‰,属于油型气成因,其母源为腐泥型干酪根。ln(C1/C2)-ln(C2/C3)相关性表明现今的志留系气藏以原油二次裂解贡献为主。结合该气藏地质特征综合分析认为,建南气田志留系天然气来源于志留系龙马溪组碳质页岩,烷烃气碳同位素局部倒转为同源不同期的天然气混合所致,即晚期原油裂解气与早期干酪根降解气混合。中上扬子区广泛分布且已成熟的志留系龙马溪组页岩预示志留系和石炭系的天然气勘探前景良好。(本文来源于《石油实验地质》期刊2015年04期）
董凌峰,刘全有,孙冬胜,林娟华[8]（2015）在《建南气田天然气成因、保存与成藏》一文中研究指出结合四川盆地地质与构造演化特征,利用天然气组分、稳定碳氢同位素组成和气田地层水地球化学指标,探讨了建南气田天然气成因类型、母质来源、油气保存条件以及不同类型气藏的成藏方式。建南气田天然气以烃类气体为主,CH4含量占87.26%~98.63%,平均为95.31%,干燥系数均大于95%,属于典型的干气。非烃气体除含有一定量的CO2和N2外,天然气中普遍含有H2S,含量占0~4.34%,平均为0.75%,属于低含H2S天然气。天然气δ13 C1值介于-37.4‰~-30.8‰之间,δ13C2值介于-41.8‰~-33.7‰之间,δ13 C3值介于-27.6‰~-40.8‰之间。石炭系天然气主要来自志留系烃源岩,而上二迭统天然气主要来自二迭系烃源岩,下叁迭统飞仙关组和嘉陵江组天然气为后期气藏调整过程中上二迭统天然气调整运移形成。建南气田烷烃气碳同位素普遍存在δ13C1≥δ13C2<δ13C3的特征,可能与TSR改造有关,不存在志留系与二迭系生成天然气的混合。建南气田地下水化学特征表明飞叁段、长兴组、石炭系储层中,地层水矿化度普遍大于35g/L,且以CaCl2型为主,指示油气藏保存条件良好,可能与嘉陵江组膏岩有效地阻止了地表水向下交替有关。嘉陵江组因局部地区受断层影响,膏岩遭受地表的淡水淋滤,水型以Na2SO4为主,矿化度低,油气封存能力变差。(本文来源于《天然气地球科学》期刊2015年04期）
张德政,王世彬,郭建春[9]（2015）在《建南气田长兴组碳酸盐岩酸岩反应规律研究》一文中研究指出建南气田长兴组碳酸盐岩储层由于前期对酸岩反应规律的认识严重不足,酸压改造效果并不理想。因此开展了旋转圆盘、岩心驱替、扫描电镜等相关实验,以揭示其酸岩反应规律。实验结果表明,岩石成分变化以及晶粒成熟度对酸岩反应速率影响显着,生屑灰岩与胶凝酸的反应速率约为生物灰岩的1.3倍,为灰质云岩的1.4倍,为普通灰岩的1.9倍,20%胶凝酸与4种岩心反应,表面均能形成非均匀刻蚀;溶孔云岩过酸后,由于压实、颗粒运移作用,易造成二次污染,渗透率降低;生物灰岩和生屑灰岩过酸时,胶凝酸更易与方解石充填物发生反应,且优先在晶间孔、晶间缝进行溶蚀,但形成的酸蚀蚓孔较少。针对不同类型储层,分别提出了前置液酸压、加砂酸压、小型酸化、自转向酸酸压等工艺技术(本文来源于《钻井液与完井液》期刊2015年02期）
蒋小琼[10]（2014）在《普光与建南气田碳酸盐岩礁滩相储层埋藏溶蚀作用对比研究》一文中研究指出世界上约有叁分之一的油气资源赋存于碳酸盐岩储层中,许多大型-特大型油气田均与碳酸盐岩密切相关。我国碳酸盐岩储层的油气勘探不断取得重大突破,尤其在四川盆地东部,除发现我国目前规模最大的整装碳酸盐岩气田-普光气田外,还发现了罗家寨、渡口河、铁山坡、建南等大型油气藏,并且在其周缘还不断取得新的发现,显示川东北地区二迭系-叁迭系碳酸盐岩储层中巨大的油气勘探潜力。前人对川东北地区二迭系-叁迭系碳酸盐岩储层开展了广泛的研究,研究表明二迭—叁迭系碳酸盐岩优质储层的形成与埋藏溶蚀作用密切相关。普光气田与建南气田均位于川东北地区,长兴组、飞仙关组储层均为碳酸盐岩礁、滩相储层,储层中孔隙的发育都与埋藏溶蚀作用的改造密切相关,但普光气田长兴组、飞仙关组储层无论规模还是储集性能均大大强于建南气田。本论文根据普光、建南气田碳酸盐岩储层的研究现状和存在的主要问题,结合国内外埋藏溶蚀机理研究现状,按照“区域背景分析—典型剖面解剖—实验模拟—埋藏溶蚀作用控制因素—埋藏溶蚀作用模式建立”的研究思路,以碳酸盐岩储集空间的形成与演化为主线,采用宏观与微观、地质与实验相结合的方法,通过对普光、建南气田沉积埋藏史、典型剖面成岩作用分析,研究埋藏溶蚀作用在碳酸盐岩孔隙形成和演化中的贡献,同时,综合深埋条件下碳酸盐岩溶蚀序列、流体-岩石相互作用以及埋藏溶蚀作用动力学模拟实验,研究普光与建南气田长兴组和飞仙关组碳酸盐岩储层埋藏溶蚀作用的主控因素及其差异,明确优质储层的主控因素,建立埋藏溶蚀的成因模式,为碳酸盐岩储层预测和进一步勘探选区提供理论依据。主要成果和认识如下：1、普光与建南气田储层成岩作用序列普光气田长兴组、飞仙关组储层成岩作用序列大致为：海底环境的藻粘结、泥晶化作用→一世代纤柱状胶结→大气淡水选择性溶蚀→二世代粒状胶结→白云岩化、新生变形作用→埋藏阶段的压溶、充填作用→构造挤压作用、重结晶作用→Ⅰ期埋藏溶蚀及充填作用→进油→油演化为沥青→Ⅱ期埋藏溶蚀作用及晚期充填→进气；建南气田长兴组、飞仙关组储层白云岩化发生在埋藏期、构造挤压作用之前,其余成岩作用序列与普光气田一致。2、普光与建南气田储层溶蚀作用普光与建南气田长兴组、飞仙关组储层均经历了叁期溶蚀作用：大气淡水溶蚀作用、早期(I期)埋藏溶蚀作用、晚期(II期)埋藏溶蚀作用。早期大气淡水溶蚀形成的孔隙与原生孔隙在早成岩期—中成岩期早期大多已被胶结物填塞,现今孔隙主要为埋藏溶蚀孔隙。I期埋藏溶蚀作用的溶蚀流体与有机质热演化过程中生成的有机酸及CO2有关,相应的温度为90℃—120℃；Ⅱ期埋藏溶蚀作用的溶蚀流体与H2S及产生H2S的TSR反应有关,相应的温度为165℃-180℃左右。普光气田I期埋藏溶孔形成于侏罗纪,Ⅱ期埋藏溶孔形成于白垩纪；建南气田Ⅰ期、Ⅱ期埋藏溶孔形成于侏罗纪。3、普光与建南气田储层埋藏溶孔识别标志主要根据储层成岩序列对埋藏溶孔进行识别,识别标志如下：①在普遍发育构造挤压作用的地层中,溶孔完整未变形。表明溶孔形成于构造挤压作用之后,为埋藏溶蚀孔隙。②细—粗晶白云石被溶蚀。细一粗晶白云石为早期白云岩化后在埋藏阶段重结晶形成或埋藏阶段白云岩化而形成,这类白云石被溶蚀表明溶蚀发生在埋藏阶段。③与压性缝、碎裂缝及碎粒有关的孔隙被溶蚀。说明溶蚀作用发生在挤压作用之后。④保存较好未变形的孔隙中无沥青充填,而孔隙附近有沥青产出。表明该类孔隙发育于油演化为沥青之后,为晚期埋藏溶孔。⑤充填于早期溶孔中的白云石晶体外缘有沥青衬边且被溶蚀,表明溶蚀发生在油演化成沥青之后的埋藏阶段。4、普光与建南气田白云岩储层成因①普光与建南气田长兴组、飞仙关组白云岩储层成因不同。普光气田白云岩储层主要为准同生期白云岩化产物,形成了大量早期白云岩；建南气田白云岩储层主要是埋藏期产物,形成的白云岩数量少。这是造成普光和建南气田白云岩发育规模巨大反差的主要原因,也是普光气田储层储集性能好、建南气田较差的主要原因。②普光气田与建南气田白云岩化成因的差异与沉积环境密切相关。普光气田长兴组及飞仙关组为台地边缘礁滩相,礁滩后发育局限台地或蒸发台地,为准同生期白云岩化提供了充足的高镁钙比盐水,因而形成规模较大的白云岩层(体)；而建南气田礁滩沉积毗邻开阔台地,海水不易发生强蒸发作用,不利于准同生白云岩化作用,因而发育埋藏白云岩层(体),且规模较小。③普光与建南气田白云岩化成因及白云岩化强度的差异,直接影响到埋藏溶蚀作用程度和储层发育。5、构造挤压作用构造挤压作用对普光与建南气田长兴组、飞仙关组储层中埋藏溶孔的发育,具有重要的建设性作用,是埋藏溶蚀作用形成优质储层的重要一环。在碳酸盐岩储层中,尤其对白云岩储层,挤压构造应力作用非常重要。岩石更易被挤压破碎、碎裂,形成大量的微裂缝和裂缝,为酸性流体进入储层提供了重要的通道,有利于后期埋藏溶蚀作用发育。6、埋藏溶蚀机理模拟实验(1)流体-岩石相互作用模拟实验表明,不同酸性流体对碳酸盐岩溶蚀最强时的温度段不同①乙酸对碳酸盐岩埋藏溶解实验表明,在50MPa压力下,由常温到200℃,乙酸对碳酸盐岩的溶蚀作用呈现出弱→强→弱的变化趋势。溶蚀作用最强的温度段为90℃左右,温度高于90℃之后,溶蚀作用呈下降趋势,且越接近200℃,各类样品的溶蚀能力差异越小。②CO2对碳酸盐岩埋藏溶解实验表明,在50MPa压力下,由常温到200℃,CO2对碳酸盐岩的溶蚀作用呈现较强→强→弱的变化趋势。溶蚀作用最强的温度段为60℃-90℃,90℃时溶蚀量最大,温度高于90℃之后,溶蚀作用呈下降趋势,200℃时,各类样品的溶蚀率越趋于一致。③82S对碳酸盐岩埋藏溶解实验表明,由常温到200℃,H2S对碳酸盐岩的溶蚀作用温度范围较大,为60℃-150℃,溶蚀作用最强的温度段为120℃—150℃。温度高于150℃之后,溶蚀作用明显下降,各类样品的溶蚀率趋于一致。(2)碳酸盐岩溶蚀序列模拟实验表明,矿物成分、酸性流体与矿物接触的比表面积是影响碳酸盐岩埋藏溶蚀作用强弱的重要因素不同酸性流体对碳酸盐岩埋藏溶蚀实验表明,在不同温压条件下,方解石均比白云石更易溶；不同粒度、不同压力溶蚀实验表明,流体与矿物接触的比表面积是控制溶蚀强度的重要因素。在其它条件相同的埋藏环境中,白云岩比灰岩更易溶蚀,更易成为优质储层。(3)以乙酸、CO2溶液为流体介质的埋藏溶蚀—沉淀的动力学实验表明,埋藏条件下低温区溶解、高温区沉淀,验证了埋藏溶蚀的热循环对流驱动机制7、碳酸盐岩储层发育的选区条件对比分析普光气田与建南气田储层成岩作用、构造、沉积背景,综合埋藏溶蚀机理模拟实验,认为优质储层的发育与礁滩沉积相、白云岩化作用、构造挤压、埋藏溶蚀作用密切相关,有利于碳酸盐岩储层发育的选区条件如下：①白云岩化作用发育区有利于优质储层发育。②礁滩相为有利相带,紧临局限台地或蒸发台地或潮坪相的礁滩相更有利,这样的沉积环境有利于礁滩相灰岩获得充足的高镁钙比流体而白云岩化。③构造挤压作用发育的地区更有利。在碳酸盐岩储层中,尤其对白云岩储层,挤压构造应力作用非常重要。岩石被挤压破碎、碎裂,从而形成大量的微裂缝和裂缝,有益于后期埋藏溶蚀的进行。④与烃源岩接近的古温度为90℃-120℃左右及165℃-180℃左右的古构造高点有利于Ⅰ期、Ⅱ期埋藏溶蚀作用发生,可能为有利的储层发育区。(本文来源于《中国地质大学》期刊2014-11-01）
建南气田论文开题报告
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
飞仙关组叁段是目前建南气田最有效的开发层系,主要生产并位于建南气田南部,储层主要以颗粒灰岩为主,储层整体物性差,单层厚度相对较薄,非均质性强,常规预测手段有一定的局限性,通过引进高精度反演技术,反演出储层的敏感性参数电阻率及波阻抗,有效地提高了储层的识别能力和纵横向分辨率,同时结合传统的地震属性、裂缝预测、含气性检测等多手段预测储层发育有利区,有效地指导了开发井位部署。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
建南气田论文参考文献
[1].刘宇琦.建南气田南飞叁气藏剩余气分布研究[J].江汉石油科技.2018
[2].胡岸.建南气田南飞叁储层分布预测[J].江汉石油科技.2017
[3].杨滢.建南气田长二、飞叁气藏合采可行性研究[D].重庆科技学院.2017
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[5].李爱荣,李净红,张金功.建南气田天然气地球化学特征及成因[J].石油学报.2015
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