一种SAN新产品的开发

通过对国内市场上SAN产品的物性指标分析,结合SAN产品用户的要求和本装置特点,制定了SAN新产品的物性参数和工艺操作条件,开发出了SAN新产品通过了加工应用试验。     

地下水资源与地质环境安全管理实践——以天津地区为例

我国北方部分地区地下水超采现象明显。为了探讨地下水资源与地质环境安全管理工作新思路,在综述国内外地下水资源管理法规建设、管理体系建设和管理具体措施经验的基础上,以天津地区作为典型地下水资源超采区和地面沉降区,深入分析地下水资源开采历史及现状,依据地面沉降监测数据划分出地面沉降地质环境问题演化阶段,概要介绍了天津市地下水水资源管理目标任务和法规建设,并着重论述地下水开采量与地下水位双指标控制、地下水禁限采区区划、地下水压采和水源转换、地下水资源开采许可以及加强地热水开采和回灌审查等一系列基于地面沉降防治的地下水资源管理实践。     

水平井砾石充填热采封隔器的研制与现场试验

针对水平井砾石充填防砂施工时铅封封隔器下井过程中外管受力,容易导致中途坐封、铅封作用无法通过液压实现等问题,研制了水平井砾石充填热采封隔器。该封隔器采用鱼顶碰撞,锁块释放丢手,避免了中途坐封,铅封组件采用刚性环的柔性石墨结构,耐温达450℃,耐压12MPa以上。现场应用表明,该封隔器解决了原有热采铅封封隔器不能在水平井段丢手坐封的问题,施工成功率100%。     

聚合物溶液在高盐中低渗透油藏中的适应性——以吐哈雁木西油田为例

吐哈雁木西油田为高盐中低渗透油藏,目前已经进入特高含水率开发阶段。为提高该油田的采收率,以油田储层地质特征和流体性质为模拟对象,开展了聚合物溶液油藏适应性研究。结果表明,聚合物相对分子质量和浓度对聚合物溶液与岩心的配伍性均有影响。当聚合物质量浓度为300数900 mg/L、相对分子质量为800×10~4数2000×10~4时,聚合物溶液对应的渗透率极限范围为20×10~(-3)数70×10~(-3)μm~2。在聚合物相对分子质量一定时,随聚合物浓度增加,渗透率极限增加,聚合物分子线团尺寸Dh呈指数型增加;在聚合物浓度一定时,随聚合物相对分子质量增加,渗透率极限和Dh增大。由渗透率极限岩心孔隙半径中值与Dh间的关系可以得到对应的配伍区和堵塞区。对于雁630区块,油层累积厚度比达到60%时对应的储层渗透率为60.5×10~(-3)μm~2,采用相对分子质量1700×10~4和900 mg/L聚合物溶液可以满足进入规定储层厚度的要求。若采用相对分子质量较低的聚合物,则聚合物浓度需相应提高。图9表2参22     

矿物中氦的扩散过程及控制因素研究进展

研究氦在矿物中的初次运移过程是认识氦气成藏机制的基础。研究对氦的产生、扩散和释放过程及主要控制因素进行了系统综述。放射性元素U和Th发生α衰变后,产生的氦在晶格中可发生间隙迁移、与缺陷位复合,并通过自捕陷、迁移合并或热融合方式形成氦泡并长大,氦泡贯通后促进氦释放。氦也可通过α衰变形成的裂变径迹释放。氦源岩组成与晶体结构不同时,矿物对氦的封存能力存在显著差异;高温有利于氦的扩散与氦泡的长大,促进氦的释放;压裂及矿物转化过程也可引起氦的迅速释放。阐明氦初次运移的微观过程与主控因素,可为系统认识氦气的来源、运移聚集等成藏过程,以及氦气成藏理论的建立提供重要的理论基础。     

水平井在稠油老区应用的数值模拟研究

用现场测试、选层注汽资料和数值模拟方法，研究了辽河油田齐40块直井蒸汽吞吐后期油层剩余油分布。在此基础上，以经济指标为目标函数，重点对水平井与现有直井的组合方式、开采方式、注采参数方案进行了优选。结果表明：蒸汽吞吐阶段，射孔井段上部油层剩余油饱和度为49．9％～52．3％，下部为54．7％～62．0％；水平井组注蒸汽开采的采收率较直井组可提高12．68％，热油比提高0．2627kg／kJ．     

辽河油田杜84块超稠油油藏水平井开采数值模拟

针对辽河油田直井注蒸汽开采超稠油油藏效果差的实际情况，利用最新研制的水平井热采数值模拟软件———ＮＵＭＳＩＰ－４软件，研究了杜８４块不同水平井布井方式和开采方式的开发效果。结果表明，该块最佳开采方式为蒸汽辅助重力驱，并采用成对水平井组合，上注下采，水平段长３００ｍ，注采井距１５ｍ的布井方式。该项研究成果可以为类似超稠油油藏的开发所借鉴。     

沥青质分子聚集体的聚集内因

运用量子力学、分子动力学等方法,研究沥青质分子聚集体形成过程的分子构型变化、能量变化以及电子分布情况。结果表明：沥青质分子形成聚集体过程中形变能很小,沥青质分子发生形变不是沥青质聚集体形成的决定因素,但为沥青质分子聚集进而形成聚集体提供基础,沥青质分子具有很强的本征聚集活性;沥青质分子间相互作用能很大,是沥青质分子聚集体形成的决定因素,其中,属于分子间固有属性的范德华力及泡利排斥作用之和相对较小,与沥青质分子结构特征相关的π π相互作用及氢键作用之和很大,表明由沥青质分子的大芳环体系和多杂原子的结构特征引起的π π相互作用及氢键作用是导致形成沥青质分子聚集体的主要原因;在所研究体系中,金属卟啉分子与含吡啶氮的沥青质分子通过π π相互作用而非轴向配位作用形成聚集体。     

川东北元坝地区须家河组钙质交代-胶结致密层分布与成因

方解石是须家河组砂岩中常见的成岩矿物之一,可在局部层段富集形成钙质交代-胶结致密层,对砂岩的物性有明显的破坏作用。基于岩心观察和薄片鉴定,对川东北元坝地区钙质交代-胶结致密砂岩的岩石学特征开展了分析,刻画了致密砂岩的分布规律;结合全岩X射线衍射、稳定碳氧同位素和微量元素等测试资料,分析了钙质交代-胶结致密砂岩的形成期和物质来源,阐明了钙质胶结物和交代物的形成机制。钙质交代-胶结致密层主要发育在元坝地区西部与须家河组三段（须三段）源岩层相邻的须家河组二段和须家河组四段的砂岩中,在东部须三段源岩层附近的砂岩中则较少;通常出现在厚层砂体的中部,厚度为1~2 m;长石含量或白云岩岩屑含量较高,杂基含量较低;经历的主要成岩作用包括压实作用、方解石的胶结作用和交代作用。方解石的胶结物和交代物主要形成于早成岩阶段B期,此时的地层温度为60~80℃,烃源岩处于有机酸生成的高峰期。由于元坝地区西部须三段烃源岩中含有较高的碳酸盐矿物组分,其排出的富有机酸流体可携带较多的Ca²⁺和HCO₃^-离子进入砂岩层,当砂岩富含长石和白云岩岩屑等碱性矿物时,富Ca²⁺的有机酸流体能被有效缓冲,形成有利于方解石胶结物和交代物沉淀的微环境,从而导致方解石大量沉淀。     

川东北地区须家河组“断缝体”气藏有利勘探目标和预测技术

上三叠统须家河组致密砂岩是川东北地区天然气勘探的重点领域之一,整体具有“埋藏深度大、储层致密,非均质性强,商业动用难度大”的特点。川东北地区须家河组发育“断缝体”气藏,通南巴构造带的通江-马路背地区是“断缝体”气藏勘探最有利区带,优势岩相和裂缝发育区是有效储层发育的有利勘探目标。利用动态构造识别技术、非线性岩性与物性反演预测技术以及综合裂缝预测技术等关键方法,有效地解决了烃源断层识别、相对优质储层预测以及裂缝预测等问题,实现储层“甜点”综合预测。这些技术在川东北“断缝体”气藏勘探中应用效果显著,储层厚度预测误差从16%降低到8%,裂缝预测吻合率从60%提高到85%;依据“断缝体”评价思路部署实施的4口井均取得了较好的效果,钻井成功率100%,提交天然气控制储量367.91×10⁸m³,落实了千亿方资源规模阵地,基本实现了川东北地区通江-马路背区块的高效勘探。