鄂尔多斯盆地姬塬地区长8致密储层溶蚀作用及其对储层孔隙的定量影响

鄂尔多斯盆地姬塬地区长8储层中长石含量较高,且普遍存在长石溶蚀现象,对致密储层物性的改善具有重要意义。在对长8致密储层特征的研究基础上,利用高温高压流体—岩石相互作用模拟实验,并结合偏光显微镜、扫描电镜（SEM）和X-射线衍射（XRD）等分析技术,模拟研究区长8储层岩石样品与有机酸的相互作用,分析了溶蚀作用类型及其特征,并解释了相关溶蚀作用机理,定量计算了溶蚀作用对储层孔隙度的影响。为使模拟实验更接近实际地质情况,流体采用0.15mol/L、pH=2.65的乙酸溶液,模拟温度为87~103℃,模拟压力为24.70~30.18MPa。研究表明：长8储层主要岩石孔隙类型为原生粒间孔和长石溶蚀孔,其中长石溶蚀孔较发育,占总孔隙的39%左右,计算得其视溶蚀率为37.8%~50.0%,呈中等溶蚀程度;长石类和碳酸盐类矿物在酸性条件下均能发生不同程度的溶蚀,碳酸盐类矿物的相对溶蚀率整体大于长石类矿物的相对溶蚀率;在95℃左右时矿物的溶蚀作用最为明显,依据地温梯度计算其对应的埋藏深度约为2 370~2 710m,该深度可能是长8储层中有利储层的主要分布区域;溶蚀作用导致长8致密储层的孔隙度增加约3.57%~3.69%,其平均孔隙度增加3.63%,溶蚀作用是研究区长8储层孔隙度增加的关键成岩作用类型,是储层“甜点”发育的主要控制因素。     

高温高压条件下碳酸盐岩溶蚀过程控制因素

近年来的油气勘探实践表明深层-超深层碳酸盐岩具有良好的勘探潜力,地层深部碳酸盐岩储层溶解-沉淀过程是制约深层-超深层碳酸盐岩优质储层预测的关键科学问题,对于该过程的研究有助于深入了解油气储集空间孔隙发育机理。通过开展溶蚀-沉淀模拟实验,利用岩相学和地球化学相结合的分析手段查明常温常压到高温高压条件下（~200℃~70 MPa）温度、压力、水岩比、溶液离子等因素对碳酸盐岩溶解-沉淀过程的影响程度和作用机制。实验得到开放系统碳酸盐岩溶蚀窗温度范围为75~150℃,间歇性开放系统碳酸盐岩溶蚀窗温度范围为120~175℃。在开放系统,0.3% CO₂溶液中,方解石溶蚀率明显高于白云石。在半开放系统,0.3% CO₂溶液中,云质灰岩溶蚀率最高。在开放系统,稀硫酸流体中,当温度超过175℃时白云岩溶蚀量超过灰岩,高温条件下硫酸根离子和矿物晶体表面阳离子的络合过程促进了白云岩的溶解。     

含泥碳酸盐岩埋藏条件下溶蚀作用的实验模拟

通过实验模拟埋藏条件下含泥碳酸盐岩的溶蚀过程,分析了粘土矿物的富集程度和赋存状态。实验结果显示,随着压力和温度的增加,粘土矿物含量是一个先增加后降低的过程,在80~160℃时达到极值。而粘土矿物的赋存状态从主要分布于裂缝中到包裹状再到残余于裂缝之中。溶蚀率大致随着温度和压力的增加而增加,实验中在160℃、48MPa条件下获得了最高的溶蚀率。碳酸盐岩泥质含量的差异对溶蚀率影响并不是十分明显,粘土矿物的赋存状态似乎更为重要。随着溶蚀作用的继续,粘土矿物对溶蚀作用有一定的影响,在80~120℃时,粘土矿物减缓了溶蚀率增加的速度,但是温压继续增加时,这种影响又有所减弱。      

一种测定过硫酸铵胶囊破胶剂释放率的新方法

从分析胶囊破胶剂的释放机理出发,采用甲醛法测定了时间、温度、压力对胶囊破胶剂释放率的影响.实验结果表明,当温度低于70℃时,胶囊破胶剂释放率受时间的影响不大;当温度高于70℃时,胶囊释放破胶剂的初始时间随温度的升高而变短,释放率随温度的升高而上升;压力为30～50 MPa时,释放率约为50%,压力为60～100 MPa时,释放率约为90%.     

碳酸盐岩埋藏溶蚀的热力学分析及其地质意义

碳酸盐岩在地下的溶蚀作用本质上是在一定温度、压力条件下的水-岩反应。分析白云石和方解石溶解反应时的吉布斯自由能增量（ΔG）后指出,在25~200℃时,白云石和方解石溶解反应的ΔG随温度变化先减后增,溶解反应先易后难;115~140℃时,溶解最易发生;之后,可能由于沉淀反应加剧,溶解变难。压力的影响相对较小,特别是当压力大于15 MPa时,影响微弱。在相同埋深条件下,白云石较方解石更易溶解。随着埋深的增加,方解石和白云石溶解反应的ΔG同样先减后增,并在4 300~5 000 m达最小值,即埋藏溶蚀最易发生。这为寻找良好的储集层提供了理论依据。     

渤海J油田生物酶-化学复配解堵技术*

渤海J油田开发过程中,因原油中微晶蜡含量较高,其对温度、压力较为敏感,从而在采出过程中易析出沉 积,导致生产井出现井筒及近井地带堵塞、井底流压上升等现象,严重影响油田的正常生产。本文利用生物酶 WZ7与化学解堵剂LV复配开展原油堵塞解堵技术研究,研究了复配体系的配伍性、乳化、原油剥离、降黏、界面 活性、溶蚀、储层渗透率恢复性。结果表明：5%生物酶WZ7/1%化学解堵剂LV复配体系在油藏温度（57 ℃）和 90 ℃下对垢样溶蚀率分别达到42.79%和92.03%,垢样剥离效率达到80%以上,原油降黏率达83%～92%之间, 形成的油水乳液稳定性较高,并表现出良好的乳化性能;储层渗透性恢复物模实验发现,该体系油藏温度（57 ℃） 下渗透恢复率为43.96%,在90 ℃条件下渗透恢复率达74.97%,显示该解堵体系针对渤海油田因重质组分沉积 造成的原油堵塞具有较强的解堵能力。     

钻井泵吸入过程中的汽化汽蚀与水击

对钻井泵吸入过程中钻井液产生汽化、汽蚀与水击现象的机理进行了探讨。介绍了用直接观察法和噪声测试法测取钻井液汽化特性曲线（汽化压力与温度的关系曲线）的装置，并用直接观察法装置测取了长庆油田钻井液的汽化特性曲线。将该曲线与自来水汽化特性曲线相比较表明，钻井液比自来水更容易汽化，且温度越高，二者汽化压力差值越大。当泵缸内钻井液局部温度达８０～９０℃时，钻井液的汽化压力比自来水高２０～３０ｋＰａ。这个差值足以对合理使用钻井泵构成严重危害，把按自来水计算的无汽蚀工作条件用于钻井液，必然导致钻井液的严重汽蚀。最后，为便于进行各种定量分析，给出了用最小二乘法对汽化特性曲线进行拟合的数学模型。     

水平井中吸入水或吸入气导致井温变化的预测方法

随着像光导纤维分布式温度传感器这样的温度测量方法的发展，可以获得高精度的水平井连续温度曲线图。在智能完井中，采用现代温度测量仪可探测到分辨率大约为0．1下的微温度变化，该方法有助于诊断井下流体状况。由于水平井开采过程中吸入流体温度不受升高的地温变化的影响，所以，各相态（油、水、气）的初始温差都是因摩擦的影响所致。 采气时，通常引起温度降低；而吸入水的井筒可能升温也可能降温。吸水层的温度较高是由于产层之下的温热含水层的温水侵入引起的（水锥进）。由于流体温度特征的差异，产出水的温度可能比产出油的温度低。如果油和水产自同一深度，当油和水在孔隙介质中流动时，由于摩擦作用，油的温度会比水的温度增加的更多一些，导致产出水比产出油的流入温度低一些。由于流入温度较高，水锥进的吸水层位的温度变化曲线相对比较容易探测，但水从与油同一深度突破可能不是太明显。 本文中，我们举例说明了流入条件的范围，水或气吸入位置可以根据井的温度曲线图中所测量的温度变化来确定。采用数字井温预测模型（Yoshioka等，2005a），我们计算出了水侵条件下的温度变化。在计算过程中，我们假设，当生产井裸眼段的其它层位产油时，有一段剖面产水或产气。根据地层敏感性研究，我们提出了水和气相对产出率的预测结果，水和气的相对产出率由井筒温度曲线可探测的温度异常确定。通过将该模型与一口水平井的实际温度录井资料拟合。我们证实该模型可用于确定吸水位置。     

气体密度对于小口径的气体涡轮流量计性能的影响

为了评定气体密度变化对小口径气体涡轮流量计的影响，本文给出了对一个口径为10mm（DN10）的气体涡轮流量计的变密度试验结果和一些试验误差曲线。试验前，首先使用一个旋转活塞式标准流量计，以空气为介质，在绝对压力0．2MPa下，对DN10气体涡轮流量计进行了检定。该标准流量计可溯源到一个国外试验室。然后，再分别使用氮气（N2）、氩气（Ar）、氦气（He）以及空气（air）在0．2MPa和0．9Mpa工作压力下对该DN10气体涡轮流量计进行了检定试验。试验结果表明，当气体密度ρ，在0．3Kg／m3和1．5Kg／m3之间变化时,气体涡轮流量计的试验误差曲线随着气体密度变化而变化,其最大偏差值为％。当使用空气介质做试验时，其试验结果的复现性误差优于±0．5％、而用其它种类气体时，复现性误差约为±4％。在工作压力为0．2MPa下，使用空气、氩气和氮气的试验误差曲线在形状和数值上都相近；而在同样压力下，氦气的试验误差曲线与上述气体的误差曲线相差很大。值得注意；在0．2MPa工作压力下，空气、氩气和氮气的密度值约为2～3Kg／m3，而氦气价密度约为0．3泌Kg／m3。换句话说，在0．9MPa工作压力下，氦气的密度约为1．5Kg／m3。其误差曲线接近于上述气体在0．2MPa工作压力下的误差曲线。亦即对于小口径的气体涡     

综合测试工艺及应用研究

综合测试新工艺利用智能计深仪和电子压力计同时录取井下压力、温度、深度、张力数据。在对测试数据进行回放处理时，以时间为横坐标对压力—时间、温度—时间和深度—时间3条曲线进行拟合，生成压力—深度、温度—深度剖面图。剖面图直观准确地反映井筒内压力、温度随井深的变化。     

CH4、CO2与稀有气体溶解度的估算模型及其地质应用

CH₄、CO₂、稀有气体的溶解度模型在地球科学领域应用广泛。它们的溶解度模型在研究流体包裹体的均一化压力、古气温变化、天然气运移与聚集规律、富氦天然气成藏、储层中气—水体积比等方面发挥着重要作用。主要综述了纯水与NaCl水溶液中CH₄、CO₂、稀有气体溶解度研究的新进展。重点介绍了精度高且适用性广的模型的建立过程及其适用范围,并给出了部分模型的计算结果。包括：①0~250 °C、0.1~200 MPa、0~6.0 mol/kg NaCl溶液中CH₄的溶解度模型;②0~450 °C、0.1~150 MPa、0~4.5 mol/kg NaCl溶液中CO₂的溶解度模型;③0~80 °C范围内大气稀有气体溶解度与亨利常数的计算模型;④纯水中稀有气体亨利常数计算模型;⑤0.1 MPa、0~65 °C、0~5.8 mol/kg NaCl溶液中稀有气体的溶解度模型。CH₄与CO₂的溶解度模型复杂,但精度高,适用范围广。稀有气体溶解度模型的精度相对较低,适用范围相对较小,有待进一步提高与改进。CO₂—稀有气体—水体系中,低密度的CO₂对稀有气体溶解度的影响较小,而高密度的CO₂对稀有气体的溶解度有较大的影响。目前还无法判断CH₄—CO₂—稀有气体共存时对彼此溶解度的影响程度,其混合气的溶解度模型需要加强研究。     

前置蓄能压裂中的CO2在玛湖凹陷砾岩油藏中的作用

准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩储集层致密,渗流能力差,油藏产量递减快,稳产难度大.CO2前置蓄能压裂比水力压裂效果好,但对CO2与玛湖凹陷原油及储集层岩石间的作用规律尚未有系统研究.因此,对CO2水溶液的置换能力及其对岩心矿物的溶蚀、岩心孔隙度和渗透率的改变等进行了研究.对于玛湖凹陷砾岩油藏,CO2水溶液置换原油率高于纯CO2...     

饱和CO2地层水驱过程中的水-岩相互作用实验

为了研究CO₂注入后储层岩性和物性的变化情况,利用室内岩心驱替装置,模拟了地层条件下(100℃,24MPa)饱和CO₂地层水驱过程中的水-岩相互作用,并对CO₂注入后,组成储层岩石的矿物溶蚀、溶解和沉淀情况以及渗透率变化的原因进行了研究。通过对实验前后反应液离子成分变化、岩心扫描电镜和全岩X-射线衍射(XRD)资料的分析表明：实验后砂岩岩心中的碳酸盐矿物出现明显的溶解现象,且方解石溶解程度最高,片钠铝石次之,铁白云石最低;反应液中K⁺质量浓度的变化主要是由碎屑钾长石颗粒溶蚀造成的;实验后有少量的高岭石和中间产物生成,其中间产物的成分主要为C、O、Na、Cl、Al和Si,并有向碳酸盐矿物转变的趋势;新生成的高岭石、中间产物和由碳酸盐胶结物溶解释放出的黏土颗粒一起运移至孔喉,从而堵塞孔隙,降低了岩心渗透率。通过以上实验再现了CO₂注入后,短时期内储层岩石中长石和碳酸盐类矿物的溶蚀和溶解过程以及新矿物沉淀情况,并且揭示了储层渗透率变化的原因,从而为CO₂的地下捕获机制提供了地球化学依据。     

温压共控生烃模拟实验烃类产率演化特征及地质意义

为探究深层环境“煤系”烃源岩生排烃潜力及生烃机理,利用WYMN?3型高温高压（HTHP）模拟仪对柴达木盆地北缘DMG1井中侏罗统烃源岩（Ⅲ型有机质,炭质泥岩和煤的R_O值分别为0.67%和0.64%）进行了半开放体系温压共控条件下的生排烃模拟实验。结果显示：①炭质泥岩和煤的最大总油产率分别为79.38 mg/g_TOC和37.30 mg/g_TOC,且总油产率整体呈“双峰”型演化规律;②较低演化阶段（T≤300 ℃,P≤42.0 MPa）,2类源岩的排出油产率均小于残留油产率,排烃效率较低,但在400 ℃（51.0 MPa）排油/烃率大幅增加,分别达到了76.84%和83.72%;③排出油族组分主要为非烃和沥青质,其族组分产率演化特征也与液态烃产率演化规律总体相似,炭质泥岩排出油族组分产率整体较煤的族组分产率高;④模拟气主要由烃类气和非烃气（CO₂、N₂）组成,气态烃产率随着热演化程度的增加而升高,2类源岩最大烃类气产率分别为116.46 mL/g_TOC和36.85 mL/g_TOC;⑤镜质体反射率（R_O）均随温压条件的升高而增加,与温度呈良好的一致性变化规律。此次温压共控模拟实验结果表明,温度仍然是有机质热演化的主要因素,流体压力对Ⅲ型有机质烃产物的形成具有“双重”控制作用,“煤系”烃源岩在高过演化阶段仍具有较强生烃潜力。该研究为进一步认识柴达木盆地北缘侏罗系深层“煤系”烃源岩生排烃规律提供了一定的数据参考。     

氧化石墨烯作为新型促进剂加速CO_2水合物生成实验

为了解决气体水合物生成速率慢、储气密度低、生成条件苛刻等难题,利用高压反应釜生成实验装置,探究了添加质量浓度为0.2 g/L的氧化石墨烯对CO_2水合物生成的诱导时间、气体消耗量及CO_2水合物相平衡压力的影响,揭示了温度和压力的变化规律,与去离子水中CO_2水合物生成实验进行了比较并分析了其促进机理。结果表明:①氧化石墨烯具有动力学促进和热力学促进的双重作用,能够加快CO_2水合物体系的传热传质效率,促进气体溶解,提高成核速率和气体消耗量,降低相平衡压力;②与去离子水相比,氧化石墨烯体系下CO_2水合物生成诱导时间缩短了74%~85%;③温度为6℃时,随着初始压力的不同氧化石墨烯均能提高气体消耗量,在4 MPa时气体消耗量增长幅度最大,达17.2%,提高了水合物储气密度;④氧化石墨烯降低CO_2水合物相平衡压力的最大降幅为20%。结论认为,该新型促进剂能够提高CO_2水合物的生成速率和储气密度。     

柴达木盆地英西地区古近系下干柴沟组上段TSR与储层改造

硫酸盐热化学还原反应(TSR)作为溶蚀作用的一种重要机制在储层研究中具有重要意义.通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、测井等资料的分析,研究了柴达木盆地英西地区下干柴沟组上段TSR特征及其对储层的改造作用.研究结果表明:①TSR反应物主要为烃类与硫酸盐岩,生成物为高含量的H2S,CO2及蚀变烃类、方解石、单质硫、黄铁矿、...     

河北博野某地热井结垢位置预测及影响因素分析

地热井开发过程中的碳酸钙结垢严重制约了地热能的可持续开发利用,为了给地热井阻垢技术的应用提供理论依据,对河北博野地热井X井结垢位置进行了数值模拟研究。基于地热井井身结构,利用WELLSIM软件,进行了结垢位置预测和结垢影响因素分析研究。研究结果表明:根据出口流体成分反推得到的井底流体温度为128.0 ℃;地热流体沿井筒上升过程中压力迅速降低,在井下56.10 m处发生闪蒸,其干度、CO₂分压随之发生突变;地热井内流体闪蒸位置随CO₂质量分数、NaCl质量分数和地热流体流量增大而下移,其中CO₂质量分数对地热水闪蒸位置的影响最大。现场防垢时,潜水泵的下入深度或阻垢剂的加注深度均应在闪蒸点56.10 m以下。研究表明,控制井口压力和流量可以调节闪蒸位置,实现地热开采与防垢技术的协同优化。      

蒸汽渗透膜技术分离碳酸二甲酯-甲醇混合物

以聚辛基甲基硅氧烷-纳米无机粒子杂化复合膜( POMS 25)为渗透膜,采用蒸汽渗透膜技术,对碳酸二甲酯(DMC) -甲醇(MeOH)混合物进行分离.结果表明,在渗透膜前原料压力为0.40 MPa,渗透膜前温度为105℃,渗透物真空度为2.0～2.7 kPa的优化条件下,当原料中DMC,MeOH质量分数分别为15％ ～30％,70％～ 85％,杂质NH3不超过0.2％,H2O不超过2％时,DMC渗透通量为8～23kg/(m2·h),渗透物中DMC质量分数为25％～43％.     

可视装置中CO2与正戊烷或原油接触特征和表征方法

CO₂混相驱油过程复杂，其中包括传质、对流和相变等问题，有些机理尚不明确，需要进行深入研究。采用联合研制的CO₂混相可视驱油实验装置，恒定不同的实验压力，研究CO₂在不同相态下与正戊烷、原油的垂直静态变化特征。CO₂和正戊烷、原油在不同压力下表现为不同的接触形态，正戊烷、原油相对高度-时间曲线为幂函数关系，低压时曲线也可为近似线性变化。提出了“溶解膨胀速率”，不同压力条件下CO₂-正戊烷、原油溶解膨胀速率随着时间变化呈减小趋势，变化曲线均为负对数关系；影响正戊烷、原油相对高度和CO₂-正戊烷、原油溶解膨胀速率的因素主要是压力和流体。