滇东北雨碌地区晚古生代沉积地球化学特征及古环境分析
摘要：通过对滇东北雨碌地区野外露头剖面的勘查采样和研究,从岩石的沉积地球化学特征方面分析了该区晚古生代的古环境特征。研究表明：1雨碌地区晚古生代时期整体属于海相-海陆交互相的沉积环境,从晚泥盆世到早二叠世期间,海平面出现了3次上升和下降;2在晚古生代时期早二叠世之前整体属于温湿-干热气候,属于滨海环境,而到二叠世早期的时候海平面下降,环境变化比较明显,数据表明这个时期该区应属于陆表海环境,整体环境向陆相逐渐变化。鄂尔多斯盆地湖盆中部长7致密砂岩储层特征
摘要：以岩心观察、测井、分析试验等资料为基础,系统研究了鄂尔多斯湖盆中部长7致密油储层岩石学特征、成岩演化、储层微观特征,结果表明：1研究区致密砂岩储层以（岩屑）长石砂岩为主,沉积物粒度细,软组分含量高,可见孔面孔率低,多物源沉积造成孔隙结构及成岩作用具有明显差异;2储层物性差,孔隙度介于4%-10%,平均约为9.12%,90%以上样品渗透率小于0.3×10-3μm^2,介于（0.16-0.25）×10^-3μm^2,研究区裂缝发育。建立了适于鄂尔多斯盆地致密油储层孔喉分类及定量评价体系,将孔喉分为微米、亚微米、纳米级三类,研究区致密储层以亚微米、纳米级孔喉体系为主,二者占总喉道的70%以上。依据砂体结构、沉积相、岩性、物性、水驱油、启动压力梯度等参数建立了致密油储层分类评价方法,将研究区储层分为3类,其中Ⅰ类是研究区的好储层,主要分布于华庆、合水地区。陇东长7地层组构、理化性能及坍塌机理研究
摘要：采用X-射线衍射、扫描电镜、铸体薄片及高压压汞分析技术对长庆油气田陇东长7地层组构进行研究,并对阳离子交换容量、膨胀率、分散性及页岩稳定指数等理化性能指标进行了测定。结果表明：陇东长7地层主要是由石英和长石组成的泥质致密粉砂岩,黏土矿物质量分数约10%,其成分以伊利石和绿泥石为主,含有一定量的伊/蒙间层;岩心孔隙度小,渗透率低于0.5×10^-3μm^2,无微/大裂缝存在,属于超低渗地层;地层的膨胀率和分散性属于中等偏弱,其中页岩稳定指数（SSI）值中等偏低,阳离子交换容量（CEC）值中等偏高,膨胀率为4%-19%,回收率为88%-92%。该地层井壁失稳的物理化学因素是黏土矿物经钻井液长期浸泡而发生水化膨胀。湘西北下志留统龙马溪组页岩气成藏条件及勘探潜力分析
摘要：对湘西北地区下志留统龙马溪组进行野外地质勘查和样品采集,并进行相关实验分析。研究认为：龙马溪组黑色页岩厚度大,最厚可达150 m;有机碳含量高,平均1.02%;Ro值处于1.06%-4.28%之间,热演化程度高;页岩中微孔隙和微裂缝较发育,为页岩气提供了足够的储集空间。等温吸附实验也表明,龙马溪组页岩具有较强的气体吸附能力,平均1.58 m3/t。因此,湘西北地区下志留统龙马溪组具有形成页岩气藏的良好潜力。根据研究区页岩厚度、有机碳含量、成熟度分布特征以及储层物性等方面的综合分析,认为桑植东北部、龙山—永顺一带为页岩气勘探有利区。广覆式生烃理念在辽河东部凸起油气成藏中的应用
摘要：从烃源岩地层展布特征、生烃特征及影响生烃因素等方面分析辽河东部凸起古生界烃源岩,指出石炭—二叠系的煤系地层具有广覆式生烃特点,为油气藏的形成提供了丰富的源岩基础。从生储盖组合关系的角度将东部凸起油气藏类型划分为新生古储、自生自储和上生下储3种类型。油气成藏主控因素有2个：一是距离源岩较近的砂岩储层最易成藏;二是断裂相对不发育的区带使早期形成油气藏更易于保存。准噶尔盆地克拉美丽气田滴西10井区石炭系火山机构识别及空间模式
摘要：以准噶尔盆地克拉美丽气田滴西10井区石炭系古火山机构为研究对象,利用振幅时间切片和相干体时间切片识别火山口的平面分布,依据建场测深反演电阻率剖面和常规地震剖面识别火山通道,并刻画火山机构的外部形态。进一步利用钻井取心、测井和地震等资料综合识别火山岩相类型及其组合关系,并划分了火山机构的喷发序列。在此基础上,建立了该区石炭系中心式古火山机构空间模式。结果表明,滴西10井区石炭系发育1处中心式火山机构。该火山机构发育5种火山岩相类型,从火山机构中心往外延伸分别是火山通道相、喷溢相、火山沉积相和爆发相,局部岩浆超浅成侵入形成次火山岩相。火山喷发序列为早期岩浆喷溢、后期火山爆发,火山作用间歇期形成火山沉积相。恩平凹陷含油气系统划分与评价
摘要：以含油气系统理论为指导,应用含油气系统模拟及综合分析技术分析了恩平凹陷含油气系统的基本地质要素和成藏作用过程,划分了不同层次的含油气系统,并在分析主要含油气系统特征的基础上,从规模与类型、油气充注能力及生成聚集效率等方面对次洼级别的含油气系统进行了评价。研究表明,恩平凹陷具备形成油气系统的良好条件,可划分出17洼、18洼和12洼3个相对独立的子含油气系统及更次一级的含油气系统,其中17洼子含油气系统具有规模大、充注能力强及较高的生成聚集效率等特征,是恩平凹陷油气勘探的主要对象。特低渗透砂岩有效应力系数测定
摘要：针对变围压应力敏感性实验结果不能直接用于储层应力敏感性评价,研究了一种对变围压应力敏感性实验进行修正的方法。通过实验测定岩心有效应力系数,分别进行变围压、变内压的应力敏感性实验,分析不同有效应力对油井产能的影响。得出以下结论：实验岩心的有效应力系数介于0.39和0.57之间;基于Terzaghi有效应力会夸大应力敏感程度,基于本体有效应力会削弱应力敏感程度,经本文测定的有效应力系数修正的有效应力评价应力敏感为中等偏弱,对产能的影响结果与变内压实验测试结果非常接近;在生产压差为10 MPa时油井产量下降6.91%,生产压差为20MPa时油井产量下降14.77%。因此,建议在应力敏感性评价及对产能影响分析时采用有效应力系数修正的变围压实验结果。特低渗透油藏压裂水平井衰竭开采参数优选研究
摘要：为深入系统地研究压裂裂缝各参数对水平井开发效果的影响,应用特低渗透油藏非线性渗流数值模拟软件,以长庆油田某区块为研究对象,给出特定区块的最优裂缝参数,并分析各裂缝参数的敏感性。结果表明,在特定储集层渗透率条件下,压裂水平井具有最优的水平井长度、裂缝形态、裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力;通过不同渗透率级别和水平井长度下的裂缝参数优选可知,对于压裂水平井衰竭开采效果最为敏感的参数是裂缝条数,其次是裂缝长度,裂缝导流能力最为不敏感。平面非均质性对稠油油藏蒸汽驱开发效果的影响
摘要：基于某一稠油油藏沉积微相分布特征,采用油藏数值模拟方法建立渗透率、砂体厚度和砂体几何形态3类多个不同非均质级差条件下的油藏概念模型,对比分析了不同蒸汽驱注采方式间的开发效果。结果表明：同一模型在相同的工作制度下,对于厚度平面非均质性,当注采方式为厚采薄注时开发效果优于厚注薄采;对于砂体渗透率平面非均质性,高采低注的开发效果优于高注低采;对于砂体几何形态,宽采窄注开发效果优于宽注窄采;3类非均质性对蒸汽驱不同注采方式的开发效果影响程度不同,渗透率影响程度最大,厚度次之,几何形态最小。烟气在井筒中的酸凝结规律
摘要：注烟气开发稠油技术中,确定烟气酸凝结点温度已经成为避免发生低温酸腐蚀、提高注烟气采油安全性的关键。通过建立烟气在井筒中的流动与传热模型,计算了不同烟气成分及参数下沿井筒深度的酸凝结点,分析得到不同注入介质及参数对酸凝结点的影响规律。结果表明：烟气注入压力越高,水蒸气含量和三氧化硫含量越高,则烟气酸凝结点温度越高,酸凝结位置离井口越近;注入流量越大、注入温度越高,则井底温度越高,酸凝结位置离井口越远。提高注入温度和流量,降低注入压力,对烟气进行脱硫、脱水处理,可以防止井筒内出现酸凝结。花土沟油田复合微生物驱油实验研究
摘要：青海花土沟油田是一个高矿化度油田,产能低,运用聚合物驱等方法提高采收率在该油藏中作用受限。从青海当地油藏环境中分离到2株具有良好驱油效果的菌株,高产生物表面活性剂,经鉴定为铜绿假单胞菌QH2（CCTCC NO：M2012468）和枯草芽孢杆菌QHQ110（CCTCC NO：M2012467）。实验评价了花土沟本源驱油微生物降低表/界面张力的能力、驱油性能以及对当地油藏的环境适应性。结果表明,复合菌株发酵液可将水的表面张力从72 mN/m降低到26.29 mN/m,并且发酵液的油水界面活性较高,平衡界面张力约为0.272 8 mN/m。筛选的微生物菌体在青海油田油藏环境中可大量繁殖,能够很好地适应当地油藏环境。室内驱油模拟实验表明,经微生物驱替段塞作用后,采收率平均可提高15.3%,说明筛选的菌株驱油性能较强。微生物驱油室内评价结果为其在花土沟油藏现场应用提供了可靠的实验依据。纳米级页岩孔隙吸附厚度计算方法及其对比分析
摘要：为解决页岩吸附层厚度的计算问题,通过对不同吸附方程推导获得3种吸附层厚度计算表达式。结合龙马溪组页岩资料的实例计算,得到吸附层厚度随温度、压力的变化规律,并对各种吸附层厚度计算式进行了适用性分析。结果表明：1Langmuir与Polanyi方法计算式可以计算不同压力下气体吸附厚度,而FHH方法仅适用较低压力（p〈10 MPa）情况;2吸附厚度随压力升高而增加,其敏感性随压力升高而降低;3吸附厚度随温度增加而减小,但Polanyi方法计算吸附层厚无明显变化;4Langmuir方法适合储层丰度较低、含气量不高的储层吸附层厚度计算,Polanyi方法适合储层丰度较大、含气量高的储层吸附层厚度计算,FHH方法适合埋深较浅的储层吸附厚度计算。适于低渗透储层的QC-VES清洁压裂液体系实验研究
摘要：针对陕北＂低渗、低压、低温＂的储层特点,研制了QC-VES清洁压裂液。首先,以QC-1表面活性剂为主剂、JH-1为反离子助剂、KCl为黏土稳定剂,运用单因素实验法得到了清洁压裂液配方：1.2%QC-1＋0.3%JH-1＋0.2%KCl。按照SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》和SY/T 6376-2008《压裂液通用技术条件》对QC-VES清洁压裂液体系进行了综合性能评价。结果表明：QC-VES清洁压裂液体系为假塑性非牛顿流体,稠度系数为1.93,流动指数为0.32;具有较好的黏温特性,在80℃、170 s-1剪切速率下连续剪切60 min,黏度仍保持在70 mPa·s左右;具有优良的黏弹性,悬砂性能良好;破胶液黏度为3.42 mPa·s,易返排;残渣接近于零,对于低渗储层岩心伤害率较小,静态平均伤害率为8.59%。CO2增稠剂研究述评
摘要：在液体CO2压裂和CO2驱提高采收率中,都要使用稠密的CO2。由于其黏度较低,导致压裂施工时支撑剂沉降过快、砂比较小、滤失较大;CO2驱时极易沿高渗带窜流,严重影响其波及效率。为了解决这一难题,在稠密CO2中加入增稠剂,可以提升悬砂效果,降低滤失,增大波及体积。目前国内CO2稠化研究进展缓慢。基于对国内外CO2增稠剂研究的梳理总结,对研发过程中的主要问题进行分析,并在此基础上,展望CO2增稠剂的未来研究方向,以期推动国内CO2稠化剂的研究。一种交联聚合物微球的合成及性能评价
摘要：以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-甲基丙磺酸、丙烯酸为单体,以N,N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂,以Span80和OP-10为复合乳化剂,煤油为介质,采用反相乳液聚合法合成了一种丙烯酰胺类交联聚合物微球。讨论了引发剂用量、交联剂用量、反应温度、pH值等因素对微球吸水性能的影响,获得的聚合物微球最佳制备条件为：反应温度45℃,pH值为7,引发剂过硫酸铵和亚硫酸氢钠单体质量分数为0.2%,交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺单体质量分数为0.1%。利用显微镜和激光粒度仪对所制备的微球进行了表征,考查了不同质量浓度盐溶液对聚合物微球吸水性能的影响。结果表明：交联聚合物微球球形完整,平均粒径约20μm;随着盐溶液质量分数的增大聚合物微球吸水倍率减小,在不同的盐溶液中微球吸水降低程度不同,二价盐的影响较一价盐降低更显著。微球在清水中浸泡72 h的吸水倍率为60,而在1%的NaCl、CaCl2和MgCl2水溶液中浸泡72 h的吸水倍率分别为50、23和23,该聚合物微球具有一定的耐盐性。电荷转移盐[Fe（Cp）2]4[HSiMo^VMo^（VI）11O40]·2CH3CN·H2O的合成、晶体结构及谱学表征
摘要：在乙腈溶液中二茂铁与（Bu4N）4[SiMo12O40]反应高产率地合成了一种新的电荷转移盐[Fe（Cp）2]4[HSiMo^VMo^VI11O40]·2CH3CN·H2O。单晶结构分析表明,每个单电子还原的Keggin阴离子与相邻的9个[Fe（Cp）2]^＋近距离地通过静电引力相互作用,Keggin阴离子骨架氧原子与二茂铁中茂环的碳原子间的距离在2.90-3.21A;在[011]方向相邻的[Fe（Cp）2]^＋形成一维链,链内相邻的相互平行的茂环之间存在着强的π…π堆积作用。固态漫反射光谱在620 nm附近呈现了一个新的强吸收峰,归属于二茂铁阳离子给体与杂多阴离子受体之间的电荷转移。对该电荷转移盐的红外、紫外、荧光、循环伏安等谱学性质进行了讨论。储层出砂、生产压差及改造压力对射孔套管强度的影响
摘要：分析了射孔出砂形态及出砂段套管所受轴向压力;考虑不同出砂程度,建立了射孔出砂段套管三维有限元力学模型;分析了出砂分布及出砂程度对射孔段套管应力强度安全性的影响;分析了不同生产压差及改造压力作用下射孔套管等效应力的变化趋势。结果表明,射孔出砂掏空空洞的构形曲线为一个与上覆岩层压力、套管外径有关的二次曲线;空洞构形的曲率半径越大,套管所受轴向压力越大;即使轻微出砂,只要形成空洞,射孔段套管的强度会大大降低;集中出砂时套管的应力比分散出砂时的高;出砂量越大,最大等效应力越大,套管的强度安全性越低。
