泥岩盖层的溶蚀作用机理实验——不同pH值盐水中溶蚀速率变化规律

为了查明泥岩在不同性质流体环境中的溶蚀速率及随时间的变化关系,以松辽盆地南部青山口组黑色泥岩为研究对象,开展4组pH值分别为3、5、7、9的水岩相互作用实验研究,实验持续时间为153d,泥岩粉末样品中黏土矿物含量为50%、石英和长石类矿物含量为35%、方解石为2%,还有少量菱铁矿和黄铁矿。结果分析表明,方解石在酸性流体中快速发生溶蚀溶解,Ca离子析出速率高于Mg、Si和Al离子;长石和黏土矿物溶蚀作用缓慢;在中性—碱性流体环境中形成了三水铝石片状矿物沉淀;方解石的快速溶蚀溶解消耗了酸性流体实验中的氢离子,导致溶液pH值由最初的3升高至7.5;4组实验开始的15d内反应速率较快,反应至50d时,各离子浓度基本保持稳定,即反应体系达到平衡状态,平衡状态下各组溶液的pH值为7~9,呈中性—弱碱性;据4组实验平衡状态下Si离子浓度计算得到的泥岩整体溶蚀速率为-13.29~-13.79 mol/(m~2·s),较为接近同等条件下蒙皂石或高岭石单矿物的溶蚀速率,略高于泥岩中含量最高的伊利石单矿物溶蚀速率。实验研究表明,地层中CO_2或有机酸等酸性流体能够对泥岩盖层产生溶蚀溶解作用,而酸性流体对泥岩盖层封盖能力的破坏程度取决于长期水岩相互作用至系统平衡的过程;封闭的流体环境有利于保护泥岩盖层,泥岩中含有适量的碳酸盐矿物有利于缓冲酸性流体对泥岩盖层的溶蚀作用,起到保护盖层封闭性的作用,而碳酸盐等矿物的沉淀作用能够提高盖层的封盖能力。     

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。     

模拟地层条件下泥岩三轴应力实验及其油气意义

泥岩的岩石力学性质既关系到了它能否成为良好的盖层,也关系到它能否成为优质的页岩气储层。为了明确地层条件下泥岩岩石力学性质的变化特征及其影响因素,选取四川盆地南部典型的志留系龙马溪组泥岩,进行了20（常温）,50,100,130℃四个温度点,每个温度点在0,10,20,40,60MPa五种围压条件下的20个三轴压缩实验,获得了泥岩岩石力学参数与温度和围压的关系。实验表明：在60MPa围压范围内,泥岩的弹性模量、泊松比、抗压强度和残余强度随着围压的增加而增加,基本呈线性关系;在130℃温度范围内,泥岩的弹性模量、泊松比、抗压强度的变化与温度变化没有明显的相关性,不同温度下,同一围压条件下,泥岩的岩石力学参数保持相对一致。这说明泥岩的岩石力学性质主要受埋藏深度（围压）的影响,温度变化对其影响不大。从岩石的应力-应变曲线上还可以看出,随着埋深的增加,即使是晚成岩阶段的泥岩也有从脆性向塑性转变的趋势。根据岩石峰值抗压强度和残余抗压强度的数学关系,计算出川南志留系龙马溪组泥岩脆延转变的临界深度约为4200～4400m。作为盖层时,超过该临界深度,泥岩不容易破裂,具有优越的封闭性;作为页岩气储层,超过该临界深度,泥岩的可压性变差。     

苏北盆地黄桥地区富CO2流体对油气储-盖系统的改造作用

查明富CO₂流体对储-盖系统的改造作用,对于研究CO₂活动与油气成藏效应、CO₂储存和CO₂驱油提高采收率有着重要意义。选取下扬子苏北盆地黄桥地区和句容地区的二叠系龙潭组储层和大隆组盖层组合,分别作为有无CO₂流体活动的对比研究对象。通过薄片观察统计、矿物成分和碳同位素分析,查明了两个地区储层的异同点。黄桥地区储层的自生矿物以石英次生加大边和高岭石充填为主,发育少量片钠铝石,句容地区不发育片钠铝石,且次生石英含量不高;黄桥地区储层孔隙度明显高于句容地区,薄片下观察到大量长石溶蚀孔隙,偶见长石溶蚀孔内生长片钠铝石雏晶,是CO₂与长石发生水岩相互作用的直接证据;黄桥地区和句容地区盖层均为黑色块状泥岩,黄桥地区盖层发育微裂隙,但裂隙均已再充填方解石脉,碳同位素数据表明方解石脉为富CO₂流体活动结果,在句容地区泥岩盖层中未见大量裂隙和矿物脉。综合研究分析表明,富CO₂流体充注引起储层砂岩中长石大量溶蚀,增加了孔隙空间,片钠铝石、次生石英和高岭石自生矿物组合序列沉淀,同时富CO₂流体的连续活动导致泥岩盖层发生方解石沉淀,充填盖层裂缝,有利于提高盖层的封盖能力。     

高含硫气藏海相碳酸盐岩高温高压水岩反应实验

为研究川东北地区元坝气田高含硫气藏中酸性气体对海相碳酸盐岩储层物性的影响,利用取样的海相碳酸盐岩岩心,通入不同配比的酸性气体(H2S或CO_2),模拟地层温度(121℃)、地层压力(50 MPa)条件,开展酸性气体下的水岩反应实验。实验表明:高温高压水岩反应后,岩心相对分子质量总体呈现减小的趋势,质量改变率最高达到7. 41%;储层岩心渗透率和孔隙度总体呈现增长趋势,渗透率增长幅度最高达644. 99%,孔隙度增长幅度最高达53. 84%;不同酸性气体质量浓度和气体组成对岩心矿物溶蚀效果不一致,单一酸性气体比混合酸性气体的溶蚀效果好,H_2S气体比CO_2气体对储层岩石的溶蚀效果好;酸性气体在地层高温高压环境下对海相碳酸盐岩具有明显的酸蚀改造作用,水岩反应后酸性气体不仅能溶蚀矿物,造成孔隙度、渗透率的增大,还存在矿物溶蚀颗粒运移沉淀堵塞部分岩石孔隙喉道的现象。     

砂岩高温超临界CO_2水岩模拟实验及其地质意义

在中国东部的含油气盆地中发育有较多的高含CO_2天然气藏,其富含的CO_2为深层高温CO_2气体沿断层向上运聚而成。在高温CO_2的运聚过程中,与之接触的砂岩储层会发生超临界CO_2水岩反应,过去对这方面的研究报道较少。为此,利用采自柴达木盆地冷湖构造带南八仙气田新近系的砂岩样品,开展了超临界CO_2—水—砂岩反应模拟实验(温度为150℃、压力为15MPa)。结果表明:①高温超临界CO_2侵入后,主要对砂岩中的方解石、黏土、石英等矿物产生重要影响,而对长石的影响较小;②酸性流体环境导致方解石不仅被大量溶蚀,还经历了由溶蚀→单向短锥形生长→双向长锥形复三方偏三角面体生长的过程;③黏土矿物含量明显减少,石英含量则明显增加,原因在于形成了较多的次生石英,其形成演化经历了微晶石英→他形石英→柱状或团块状石英的过程;④长石含量变化很小,未发现长石明显溶蚀的现象,反而存在钠长石含量的微弱增加。结论认为:高温超临界CO_2水岩反应会推进火山侵入岩围岩中砂岩储层的致密化。     

珠江口盆地深层高温高压下的水岩作用

地层中的酸性流体是含油气盆地内部物质迁移和能量交换的主要介质,是形成次生孔隙、改善储层物性的重要物质基础。通过对珠江口盆地岩心样品进行高温高压水岩反应实验,结合扫描电镜、铸体薄片、储层物性、XRD及ICP-OES等分析测试手段,揭示了深层碎屑岩储层溶蚀作用和次生孔隙发育机理。研究结果表明：①高温高压条件下有机酸性流体对岩石矿物具有溶蚀作用,且发生了离子迁移现象,释放出K⁺,Ca²⁺,Na⁺,Mg²⁺等阳离子,反应后样品孔隙度平均提高了5.6%,提升幅度达31.5%,岩石中的易溶组分含量及易溶矿物的原生结构可影响次生孔隙的发育;②选取具有代表性的样品对少井或无井区域进行深部地层条件下的水岩反应模拟实验是科学有效的储层评价途径,实验可模拟溶蚀过程和刻画溶蚀机理,现今在深部油气勘探成本高、风险大的背景下,高温高压实验结果对深部储层预测和勘探目标优选具有重要参考价值。     

埋藏成岩环境碳酸盐岩溶蚀作用模拟实验研究

在压力不变、不同温度条件下,分别以CO₂、乙酸和H₂S溶液为介质,对各类碳酸盐岩的溶蚀表明,总体上灰岩最易溶,白云岩最难溶,过渡岩类处于两者之间,反映了方解石比白云石易溶的特征.在温度不变,不同压力条件下,乙酸溶液对各类碳酸盐岩的溶蚀表明,在0.2~30 MPa压力条件下,灰岩比白云岩易溶,但在50MPa压力条件下各类样品溶蚀强度明显增加,增强幅度以白云岩类最大,灰岩最小,云质灰岩介于两者之间.结合前人实验结果推测,压力继续增加时,白云岩溶蚀强度可能超过灰岩.而在相同温压条件下,以CO₂溶液为介质,不同粒径的微晶灰岩样品的溶蚀表明,小粒径样品溶蚀率是大粒径样品的1.49倍,说明溶蚀作用强弱除了取决于矿物成分外,流体与矿物接触的比表面积大小是至关重要的因素.      

高温高压致密砂岩储集层气水相渗曲线测试方法

致密气气水相渗曲线一般在常温常压下应用非稳态气水相渗测试方法通过实验测得,所得结果与高温高压下气水相渗曲线相差很大。采用常规标准方法,用氮气和地层水测试3块岩心在常温常压下的气驱水相渗曲线,之后将3块岩心按照实验流程处理,采用自研全直径渗流装置(200℃,200 MPa)对这3块岩心在地层条件下(温度160℃,116 MPa)进行气驱水相渗曲线测试。结果表明,高温高压相渗曲线具有更大的两相共渗区,且束缚水饱和度更低;在相同含气饱和度下,高温高压气相相对渗透率比常温常压的高,说明地层条件下致密气气水两相的渗流能力更强,实际束缚水含量更低。高温高压下,气水黏度比、密度比以及界面张力更低,气驱水波及效率更高。图2表2参10     

中上扬子区关键构造变革期、构造变形样式与油气保存

由于受不同的地球动力学背景和构造应力场控制,中、上扬子区在地史发展的各个阶段经历了多期的构造变革,形成了各种样式的断裂、褶皱和不整合构造,期间共经历了广西运动、印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动等4期关键构造变革期。广西运动在研究区形成了大范围北东走向的构造变形;印支运动主要表现为海陆转换;燕山期为大型陆相湖盆沉积阶段;喜马拉雅期研究区遭受了来自3个方向的挤压。4期关键构造变革期对油气保存的影响主要表现为泥岩盖层的发育和保存。广西运动使中、上扬子区重要的志留系泥岩盖层大面积遭受破坏;中、下三叠统泥岩在印支运动遭受广泛剥蚀;燕山中期的构造运动对四川盆地以外早燕山期的区域盖层造成了严重的剥蚀;喜马拉雅运动使得隆起区上部的中、上中生界和新生界泥岩盖层完全破坏,仅在局部坳陷地区得以保存。除了泥岩盖层的发育以外,关键构造变革期的构造变形样式也制约了中、上扬子区的油气保存。川东地区主要以发育隔档式褶皱为主要特征,由紧闭背斜和宽缓向斜组成;湘鄂西地区的滑脱层较川东地区滑脱层深,主要为志留系和下寒武统泥岩;雪峰隆起由东南向西北的逆冲作用,使得其西北缘发育大量的地表高角度突破断层;在湘鄂西地区则发育低角度的逆冲断层,与下寒武统和志留系盖层形成了重要的油气保存条件。      

Multiphase tectonic movements, cap formations and evolution of the Majiang paleo-reservoir

The Majiang paleo-reservoir is a typical destroyed hydrocarbon reservoir, buried in carbonate strata of China’s southern marine-facies. Field geological explorations, interpretations of seismic profi les and balanced cross-section restorations around this paleo-reservoir reveal that its formation and evolution have been restricted by multiphase tectonic movements of different intensities. A regional tectonic mechanism and model have been s uggested for the formation and evolution of the Majiang paleo- reservoir. Geological fi eld exploration has been carried out along three typical Silurian cross-sections and rock samples were tested in combination with water-rock interaction. Based on the result of cap tests, the planar distribution, the residual thickness, the erosion thickness and the preservation conditions, the Silurian mudstone cap is discussed around the Majiang paleo-reservoir. Combining the hy drodynamic conditions of its formation and evolution and its tectonic movements, we determined the fact that the thicker the cap is, the more resistant it is to hydrodynamic destruction. The multi-phase formation and destructive geological model of the paleo-reservoir is established through an overall analysis of multi- phase tectonic evolutions, cap developments, hydrodynamic conditions and solid mineral metallogenic ages measured by Rb-Sr, Pb and Sm-Nd isotope techniques.     

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压力封闭是毛细管封闭明显不同的盖层封油气机理，主要靠盖层与储集层之间孔隙流体压力差来封闭油气的，它既可封闭游离相的油气，又可封闭水溶相的油气。压力封闭的形成仅存在于具有欠压实的泥岩盖层中，其封闭能力的大小可根据等效深度法和利用声波时差值计算得到。     

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。     

加拿大M区块浅层油砂SAGD开采盖层稳定性研究

高温条件下上覆盖层的稳定性及对注入蒸汽的有效封堵作用对于浅层油砂蒸汽辅助重力泄油（SAGD）的成功开发至关重要。为了在加拿大M区块应用SAGD技术时为开发方案设计与安全生产提供技术支撑,通过X射线衍射分析、CT扫描、稳态平板法与三轴应力测试,获取了该区块油砂盖层岩心的矿物组成、微观结构、热力学参数及岩石力学参数;利用小型水力压裂试验确定了油砂储层及盖层岩石的最小地应力与地层破裂压力梯度;采用油藏流体模拟与应力模拟耦合的方法,分析了SAGD开发过程中盖层的应力分布状态。试验与模拟结果表明:M区块油砂盖层岩心中黏土矿物含量较高,遇水可能发生膨胀,造成强度降低;盖层岩石没有裂隙或微裂缝,但存在弱面区,岩石物性表现出非均质性;盖层的最小主应力为3.65 MPa,沿垂直方向,有利于对注入蒸汽进行有效封堵;整个开采生命期盖层的Mises应力最大值始终低于最小主应力,在设计的SAGD注汽温度与压力条件下,M区块油砂储层上覆盖层不会发生塑性形变或破坏,在整个生产期间能够保持密封的稳定性。研究形成的油砂SAGD开采盖层稳定性评价方法,为该类油藏热采注汽压力优化设计与矿场施工提供了理论依据。      

试论柴达木盆地第四系盖层的封盖机理

通过对柴达木盆地第四系高孔隙度、低突破压力和具有一定渗透性的特殊盖层研究后指出:这种特殊盖层封盖天然气的机理在于其中饱和高矿化度的地层水;泥岩盖层中孔隙流体压力同下伏气藏压力值很接近;区域盖层厚度巨大;盖层是源岩层;区内气候寒冷,冰冻期长,冰川广布。     

Investigation of supercritical carbon dioxide, aspheltenic crude oil, and formation brine interactions in carbonate formations

Asphaltene precipitation and rock dissolution can significantly hinder the success of carbon dioxide flooding of asphaltenic crude oil in carbonate heterogeneous formations. It is essential during CO₂ flooding when both processes exist to study separately the effect of each phenomenon on the flooding process. Ten core flooding experiments under similar reservoir conditions of 4000 psia pressure and 250 °F temperature were conducted to evaluate each phenomenon separately. Actual rock cores representing different areas of carbonate oil field saturated with actual fluids of filtrated brine and asphaltenic crude oil were used to evaluate the interaction between supercritical (SC)-CO₂, carbonate rock, and its contained fluid. Asphaltene content of the produced crude oil, water and mineralogical rock analyses, and scanning electron microscopic (SEM) photos of rock pores were performed to evaluate the effect of supercritical (SC)-CO₂ flood on the permeability and mineralogical variation characteristics of the limestone cores. Results indicated that calcite dissolution and/or precipitation is the major reason for permeability improvement and/or impairment. It is also proven that the amount of permeability damage depends on the fabric of the rocks, salinity of the brine, and initial core permeability. The results also indicated that CO₂ injection in fresh water saturated carbonate rock led to complete collapse of that rock. It is recommended that fluid assessment should be conducted to the different areas of the field.     

中国大中型气田盖层特征

在对我国主要大中型气田盖层的岩性、厚度等宏观参数统计分析与排替压力、扩散系数等微观参数的实验分析基础上,对我国大中型气田盖层分布进行定性和定量研究,认为我国大中型气田盖层分布具有以泥岩为主、盖层厚度大(大部分分布在50~350 m之间)、排替压力较高(主要分布在10~30 MPa之间)、大中型气田扩散系数普遍较低(主要小于10^-6 cm²/s)和岩性大中型气田相对其他类型大中型气田在盖层厚度和排替压力等方面要求相对较低等特征。