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。     

开放体系下升温速率对烃源岩产气率的影响

采用全岩开放体系程序升温热模拟实验装置,对哈2井三叠系灰黑色泥岩样品进行了不同升温速率对产气率影响的模拟实验研究,结果表明:在350~500℃期间,升温速率快时(20℃/m in)测得的产气量与升温速率慢时(5℃/m in)测得的产气量比较接近;在500℃以上,升温速率快时(20℃/m in)测得的产气量大于升温速率慢时(5℃/m in)测得的产气量。这一结果与前人所做的封闭体系下升温速率越慢产气量越高的结论正好相反,认为这主要是因为本次实验采用的是开放体系,其与封闭体系下的实验反应环境和反应过程不同,升温速率对产气率的影响可能与实验体系有一定关系。     

阿尔奇公式中m,n参数与地层水矿化度、围压和温度的实验关系研究

阿尔奇公式中的m,n参数不但与地层岩性和孔隙结构有关，而且还与地层水矿化度，围压和温度的变化有关，本文从岩石物理实验研究入手。以TZ2井等多口井的低孔低渗岩心作为岩电实验研究对象，研究了m,n值随地层水矿化度Pw，围压P和温度T的变化规律。并给出了其理论证明依据。实验发现胶结指数m随围压和矿化度的增大而增加，随温度的升高而减小，饱和度指数n也随地层水矿化度增加而增大，与温度和围压的关系类似于m指数与温度和围压的关系。这为利用阿尔奇公式解释地层含油气饱和度和冲洗带残余油气饱和度提供了可靠的m,n值。     

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。     

不同升温速率下的非等温热解特性及动力学

探究诸如煤等化石燃料在热解过程中的动力学行为是开发和优化相关工艺的基础。本文借助热重仪探究煤样在加热速率分别为10,40,70,100,200,500℃/min下的热解特性和动力学。根据TG/DTG曲线,热解过程可分为四个阶段,第一阶段主要是挥发物的脱除反应,第二阶段是则主要进行一次挥发物的缩聚反应。研究发现热解过程中在较高升温速率下挥发物更容易从煤样品中释放出来,且快速升温时需要更高的温度来完成热解反应。动力学结果显示无模型（KAS和 FWO）和Coats-Redfern两种方法都能确切描述热解过程,而且两种动力学模型计算所得活化能的变化一致。升温速率不能改变整个热解过程中的反应顺序,但较高的升温速率可以使热解初始反应阶段的活化能减小。     

多孔介质中CO_2水合物饱和度与阻抗关系模拟实验研究

确定沉积物中天然气水合物饱和度是评估水合物资源、开发利用天然气水合物工作中的一项基础而关键的工作.利用青岛海洋地质研究所自主设计、研制的天然气水合物阻抗监测模拟实验装置,研究了CO2气体与去离子水在多孔介质中天然气水合物的生成与分解过程.指出:天然气水合物生成过程会使多孔介质阻抗增大;天然气水合物分解过程导致多孔介质阻抗减小.并且多孔介质的阻抗变化与反应体系的温度压力变化相互对应,能够体现天然气水合物生成与分解各阶段的特点.此外,还利用Archie公式,使用天然气水合物的阻抗值计算多孔介质中水合物的饱和度,得到了多孔介质中天然气水合物饱和度随反应时间的增长曲线.     

钻井液CO2污染的预防与处理

柴3井是新疆柴窝铺地区土墩子构造上的1口探井,是柴2井（距柴3井150m)的替身井,设计井深为4500m,地层泥页岩成岩性差,水敏性强,极易不化剥落,含有CO2气体,柴3井应用具有抗CO2污染能力的钾基聚合物石蒌钻井液体系钻井,预防CO2气体的污染,用室内研制的FCLS,CaO,KOH胶液配方处理被CO2严得污染的钻井液,顺利完钻,柴3井现场试验表明,适当提高钻井液密度,能有效阻止地层中CO2气体的侵入,适当提高钻井液的pH值,有利于消除CO2的污染。     

Experimental study on interaction between simulated sandstone and acidic fluid

In order to investigate the controlling mechanism of temperature, fluid and other factors on water-rock interaction in the diagenetic process, we performed a series of simulated experiments on the interaction between two kinds of fluids with different salinity and a composite mineral system （simulated sandstone）, which contains albite, K-feldspar and other minerals. The experimental results showed that acidity was the most important factor that affected the dissolution of minerals in the composite mineral system. The lower the pH value, the more easily the minerals dissolved. At the same pH value, the dissolution abilities of different acids for various mineral components were also different. Compared to hydrochloric acid （inorganic acid）, oxalic acid （organic acid） was more able to dissolve aluminosilicate minerals. However, the dissolution ability of oxalic acid for carbonate minerals was lower than that of hydrochloric acid. In the process of fluid-rock interaction, dissolution of feldspar was relatively complicated. Increase of temperature would accelerate the dissolution of feldspar. Under acidic conditions, albite had a higher dissolution rate than K-feldspar. K-feldspar could dissolve and convert into montmorillonite and kaolinite, while albite could dissolve and convert into kaolinite both at 40℃ and 80℃. Presence of organic acid, and decrease of pH value and water salinity were all favorable for the dissolution of feldspar, but weakened the ability to form clay minerals.     

致密储层不同驱替方式下超临界CO2蓄能返排效果实验研究

目前超临界CO2辅助压裂技术已成为致密油开发的有效方式之一,在压裂过程中,压裂液的蓄能返排效果成为近年来关注的热点之一。为了对超临界CO2驱替过程中储层蓄能效果和流体的返排效果进行定量评价,自主设计实验装置对不同驱替方式下超临界CO2蓄能返排效果进行研究。在油藏温度和压力下,对比单独注气、单独注水及水气交替注入方式下岩心系统的平均压力变化以及控压返排效果,并对水气交替注入方式的注气段塞进行优化。实验结果表明：以超临界CO2作为前置液的压裂可以大幅度提高后续注入滑溜水的蓄能效果;注入的超临界CO2使原油及束缚水体积发生膨胀,其膨胀程度受超临界CO2的溶解量影响较大,而受岩心系统压力影响较小;先注超临界CO2再注滑溜水的驱替方式蓄能效果最佳,且能实现超临界CO2封存,滑溜水的返排效率及出油效率最高;从蓄能返排效果来看,0.5 PV的超临界CO2段塞注入量最优。     

底水油藏CO_2控水实验

文中采用物理模型的方法,分别研究了CO_2驱替水相和油相的效果、CO_2压水锥后油相和水相渗流能力以及CO_2控水稳油效果;分析了底水油藏注入CO_2控水的主要机理,并对控水效果进行了评价。实验结果表明:在相同注入压力下,注入的CO_2气体驱替水相的能力较强,对油相的驱替能力较弱;通过注入CO_2气体压水锥后,地层水被推至地层深处,油相的渗流能力增加,而气体的贾敏效应会导致水相的渗流能力降低;对于非均质性严重的底水油藏,CO_2控水效果具有一定局限性。     

升温速率、时间和含水率对油页岩热解后物性变化的影响

针对升温速率、加热时间和油页岩本身的含水率对油页岩原位转化开采物性的影响,利用烃源岩生排烃模拟实验装置,开展了不同升温速率、加热时间和含水率作用下、终温为350℃的油页岩原位热解模拟实验,对热解后油页岩样品进行了核磁共振测试分析,探讨了这些因素对油页岩原位开采热解物性变化的影响。结果表明：较慢的升温速率有利于有机微孔的发育,较快的升温速率有利于微裂缝的发育;恒温时间的增加,可以改善油页岩物性,随着恒温时间的增长,小孔隙逐渐发育成相对大的孔隙;高温水可能作为催化剂、反应物和溶剂参加反应,一方面有利于与有机质反应生成有机孔,另一方面高温水与油页岩矿物可能发生反应,改善了油页岩的物性。     

CO_2干法压裂液体系的研究与试验

为提高低压、低渗透、强水锁/水敏伤害致密砂岩储层压后产量,开展了CO2干法压裂液体系的研究。采用分子模拟技术,研究液态CO2与提黏剂分子间微观构型,评价不同CO2提黏剂对液态CO2的提黏效果,优选提黏剂,并建立CO2干法压裂液体系配方。通过研究发现,在62~63℃、15~20 MPa条件下,CO2干法压裂液体系黏度提高至5~10 m Pa·s,较超临界CO2的黏度提高240~490倍;对气井岩心渗透率平均损害率为2.75%,对油井岩心渗透率平均损害率为0.98%。该压裂液体系在苏里格气田成功进行了国内第1口CO2干法加砂压裂现场试验,增产效果明显。