胶结物对东营凹陷储层砂岩弹性特征的影响

储层岩石的地震弹性属性是进行油气储层勘探及动态监测的基础。系统选取东营凹陷古近系各层段砂岩样品250块（以沙河街组为主）,在模拟储层条件下利用脉冲穿透法测试样品的纵、横波速度。样品在纵波速度一泊松比交汇图中表现出两种主要变化趋势,分别对应泥质与钙质胶结物的影响;在每个变化趋势中随泥质含量与钙质胶结物含量的增加,岩石结构从颗粒所构成的骨架支撑逐渐表现为基质支撑,弹性波能量的传播也从通过颗粒接触边界转变为通过岩石基质传播,这是使砂岩样品测试结果表现出两种截然不同变化趋势的主要原因,为利用岩石物理特性从地震资料中提取岩石结构、沉积与成岩特征的信息提供了依据。     

孔隙水压力与恒定时间对砂岩变形的实验研究

探讨三峡库水位在145-175 m之间涨落及蓄水时水压对岩（石）体的变形特性影响。以实验为基础,进行了不同轴向应力（1σ=55.54,34.18和12.82 MPa）条件下,周期孔隙水压力（Pmin=2 MPa,Pmax=6 MPa）与上、下限恒定时间（ΔT=120和240 s）作用下砂岩的变形特性实验。通过分析1ε-T与p-T关系曲线和p-1ε滞回曲线,可知：1ε-T砂岩曲线呈连续正弦波形演化,当孔隙水压力加载时,应变减小;上限恒定时,应变持续减小到谷值;卸载时,应变逐渐增大;下限恒定时,应变持续增大到峰值。砂岩p-1ε滞回曲线的2个阶段变化,一是微孔隙压密阶段,未形成明显的滞回曲线;二是孔隙水压力耦合阶段,形成了稳定的滞回曲线,表现形式由疏变密,并且稳定的滞回曲线呈逆时针演化。还对比了不同轴向应力和不同恒定时间条件下,每个p-1ε滞回曲线的四区段（加载段、卸载段、上限恒定段和下限恒定段）的Δε-n关系曲线。     

加筋格宾挡墙地震反应与动土压力分析

本文通过大型的模型试验,研究了以红砂岩为填料在水平地震作用下加筋格宾挡土墙的地震反应。输入不同类型和幅值的地震波激励,探讨地震作用下模型挡墙的动力特性与动力响应规律。试验结果表明,加筋格宾结构为优良的抗震结构,其墙内对输入加速度有明显的放大效应。沿墙高方向水平加速度放大倍数的增量坡度比较平缓,随着墙高的增大,水平加速度有增大的趋势。墙内各质点对ELCE＿NS地震波的水平加速度放大倍数为1～1.88倍,对HACHI＿EW地震波的放大倍数为1～2.78倍。墙面板的水平加速度放大倍数随振幅增大呈现明显的递减趋势,变化基本上为线性的。竖向加速度峰值响应在墙面及墙顶显著增大,可达到台面水平加速度峰值的44%~56%。推导了加筋格宾挡墙在水平地震荷载作用下的竖向动土压力的振动方程。     

变围压条件下致密砂岩力学性质实验研究

 储层有效应力改变条件下的岩石力学性质认识对气藏高效开发十分重要，但理想的实验方法及结果较少。为研究气藏开发过程有效应力不断增加时致密砂岩力学性质的变化规律，在GCTS–RTR–1000型三轴岩石测试系统上进行了有效应力不断增加条件下三轴压缩变形实验。实验结果表明，随着围压的增加致密砂岩变形模量和泊松比不断增加。与常规恒定净围压下力学实验对比，在同一净围压下，围压不断增加时的变形模量要高于恒定围压下的变形模量、围压不断增加条件下测得的泊松比则较恒定围压下测得的泊松比低。     

三峡右岸换流站泥质砂岩洞穴成因分析

岩石中的洞穴主要分布于以碳酸盐为主的可溶性岩石中。但在泥质砂岩中发现天然洞穴则比较少见,在建设三峡右岸换流站时就发现了泥质砂岩中的天然洞穴,给勘探、施工造成了许多不便。本文收集了工程勘探、施工中的一些资料,分析了其分布规律及其成因,并提出了溶蚀洞穴不仅产生于碳酸盐类岩层中,在一定条件下,砂岩也会产生溶蚀洞穴的观点,与同行探讨。     

鄂尔多斯盆地北部十里加汗区带致密砂岩储层流体赋存状态及分布特征

鄂尔多斯盆地北部十里加汗区带上古生界高产气层与低产气层、(含气)水层共存分布,目前对其气水分布的特征、规律及影响因素认识不清,制约了该区天然气勘探开发的进程。为此,统计分析了该区上古生界地层水的矿化度、pH值及离子含量等数据,发现该区地层水水型基本为CaCl_2型;进而利用钻井岩心、录井、测井及分析测试等资料,结合地层水地球化学特征分类评价结果,厘清了地层水的成因、类型、控制因素和空间分布特征,并建立了该区气层、水层和干层的测井识别图版,明确了储层流体的赋存状态与分布规律。结论认为:1 CaCl_2型地层水指示该区地层封闭性好,有利于天然气聚集成藏;2该区储层流体存在自由水、毛细管水和束缚水3种赋存状态,自由水主要分布在区带西部,束缚水主要分布在区带东部,而毛细管水则在全区普遍存在;3将所建立的测井识别图版在该区锦86等井进行了应用,识别结果与试气结果基本一致,表明该识别图版能够有效识别气水层。     

联探并采:非常规油气资源勘探开发持续发展自我救赎之路

非常规油气资源要实施大规模工程措施才能获得经济产量,但增加作业成本导致勘探开发利润微薄,加之安全环保要求日益严苛、油气价格低位徘徊,对投资者的信心造成了不小的打击,迫切需要用非常规的思维来指导非常规油气资源的勘探开发活动。为此构想:集成适合多种油气资源勘探开发的研究方法和作业技术,实现多种资源信息一并分析、多种资源作业一同施工、多种资源产出一起采集,把通常认为同井开采多种资源相互干扰降低单井产量的顾虑变成相互利用提高单井产量的动力,即多种油气资源联合勘探、一并开发,简称为联探并采。主要依据是油气资源赋存状况决定了联探并采的必然性,技术发展奠定了联探并采的可行性,目前的能源环境决定了联探并采的艰巨性和长期性。结论认为,尽管面临诸多困难,但上述构想不失为一种可行的选择,其实施效果表现为投入相对减少、产量相对增加、企业利润增加、投资者信心提升、能源综合利用效率提高、能源供给状况得以改善,对企业和国家均利大于弊。     

PCO低渗透砂岩油藏裂缝特征综合描述

阿根廷PCO油田VOA1油藏为中孔、超低渗的砂泥岩薄互层砂岩储集层,油藏圈闭是单一大型鼻状构造。通过综合分析岩心资料、构造演化、地震曲率属性、蚂蚁追踪属性及油藏圈闭高部位纯油区内部部分井初产高含水的异常响应数据等资料,对构造裂缝的岩心直观特征、构造应变、空间分布范围和几何特征、动态开启机理等进行了综合描述。研究表明,综合地质、地震、生产等资料从多个角度描述裂缝特征及其相关性,可靠性高,可以大大降低单一方法描述裂缝的不确定性,为生产方案调整提供了有效保障。     

油基钻井液对超深裂缝性致密砂岩气藏的保护能力评价

以塔里木盆地山前白垩系巴什基奇克组某超深、裂缝性致密砂岩气藏为研究对象,探究油基钻井液对其储层的损害机理,以便于完善油基钻井液储层保护能力评价方法和优选原则。为此开展了钻井液滤液损害、钻井液体系动态损害以及滤饼承压能力室内实验,完善了该钻井液储层保护能力的室内评价方法。首先进行固相粒度分析前进行钻井液预处理,然后模拟动态损害过程评价钻井液返排渗透率恢复率,最后开展滤饼承压能力评价。实验结果表明:1主要的储层损害方式为固相侵入、液相圈闭损害;2油基钻井液滤液对基块损害程度为强;3钻井液体系对裂缝动态损害程度达到中等偏强—强,钻井液滤饼仅对100μm及以下缝宽裂缝具有封堵能力。结论认为,应用油基钻井液保护该类储层应优先保证油基钻井液滤饼承压能力,同时兼顾动态损害渗透率恢复率和液相圈闭损害程度。     

致密砂岩储层水力加砂支撑裂缝导流能力

裂缝的导流能力对于水力加砂压裂效果影响很大,分析裂缝导流能力影响因素、研究如何增加裂缝导流能力,对于提高压裂增产效果具有重要意义。针对长庆油田安83区块致密砂岩储层的特点,使用Meyer软件对裂缝的各项参数进行模拟预测,考察了支撑剂类型、粒径、铺砂浓度、嵌入以及压裂液残渣对砂岩储层裂缝导流能力的影响,并进行了增产效果预测。结果表明:陶粒的导流能力远大于石英砂和树脂砂;低闭合压力下,粒径越大,导流能力越高,随着闭合压力的增大,大粒径支撑剂导流能力下降幅度较大;不同粒径组合支撑剂的导流能力下降幅度相比较于单一粒径支撑剂要平缓得多;铺砂浓度越高,裂缝导流能力越高;当闭合压力为70 MPa时,支撑剂的嵌入可使导流能力下降30.1%;压裂液残渣可使不同粒径支撑剂的裂缝导流能力出现不同程度的下降;增产倍数与裂缝导流能力成正比,当陶粒筛选目数10/20、20/40和40/60组合且比例为1∶3∶1时,增产倍数最大。在低渗透储层压裂现场应用,增产效果较好。