页岩油井缝网改造后CO2吞吐与埋存特征及其主控因素

为了明确裂缝性页岩储层注CO₂吞吐后的埋存效果，探究注CO₂吞吐实现CO₂有效埋存的可行性，通过建立含复杂缝网的页岩油井CO₂吞吐与埋存数值模型，对比不同生产与裂缝参数下的吞吐与埋存特征，并引入灰色关联分析方法确定了影响CO₂吞吐与埋存效果的主控因素。结果表明：CO₂吞吐不仅可以提高页岩油的采收率，而且可以实现部分CO₂的有效埋存，埋存系数可达0.40；注CO₂吞吐开发页岩油藏时，吞吐和埋存效果随着吞吐轮次、注入速度、闷井时间和周期注入量等生产参数的增大而增强，其中吞吐轮次对吞吐效果影响最大，可使累计产油量增加22.12%，注入速度对埋存效果影响最大，可使埋存系数达到0.40;CO₂吞吐时间越晚，累计产油量越少，但埋存系数越大，累计产油量每年减少3.47%，埋存系数每年增加39.48%；页岩储层裂缝条数、长度的增加有利于提高采收率、实现更多的CO₂埋藏，累计产油量最大可...     

基于孔隙矿物和流体分布的致密油储层润湿性研究

基于孔隙周围矿物分布和不同大小孔隙内流体分布特征研究致密油储层岩石整体及不同大小孔隙的润湿性。首先基于扫描电镜实验研究了致密油储层中不同尺寸孔喉周围的矿物分布特征,其次借助自发渗吸和核磁共振实验研究了不同流体进入致密油储层孔隙后的分布状态,最后基于孔隙周围的矿物分布特征,通过岩石分别在水相和油相中自吸后的自吸曲线和核磁T₂谱分布判断岩石整体及孔喉润湿性。研究结果表明,目标岩心大孔隙周围以碳酸盐岩矿物为主,小孔隙周围以黏土矿物和硅酸盐矿物为主;自发渗吸和核磁实验相互验证显示岩石整体偏水湿,具体为大孔隙偏油湿,小孔隙偏水湿。该研究为评价致密油岩石整体及不同大小孔隙的润湿性提供了新思路。     

抗160℃超高密度柴油基钻井液体系

由于油气勘探开发逐步向深层、非常规等油气藏发展,要求采用抗高温超高密度油基钻井液钻进,该钻井液必须具有良好流变性、低的高温高压滤失量、良好的封堵性与动/静沉降稳定性。研讨了抗160℃超高密度柴油基钻井液配方。通过大量实验得出,采用重晶石加重,无法配制出具有良好流变性能与动沉降稳定性能的超高密度柴油基钻井液;形成了抗160℃密度为2.4～3.0 g/cm3超高密度柴油基钻井液配方为,0#柴油与25%氯化钙盐水的质量比为90∶10,加入有机土+0.8%主乳化剂+1%辅乳化剂+1%润湿剂+5%降滤失剂+3% CaO+加重剂（重晶石∶MicroMax为6∶4）,其中有机土加量随钻井液密度增加而下降,密度为2.4、2.6、2.8和3.0 g/cm3的柴油基钻井液,最佳有机土加量分别为1%、0.5%、0.3%、0。