微泡沫在高温高盐油藏中的驱油作用

针对普通泡沫在高温高盐油藏中稳定性弱、驱油效果差的问题,采用将气体和起泡剂溶液(5000 mg/L甜菜碱表面活性剂SL1+5000 mg/L黄原胶XG)同时注入填砂管泡沫发生器的方法制备了一种稳定性强、尺寸细微的微泡沫体系,即黄原胶稳定的微泡沫。通过微观可视化模型对比了普通微泡沫(5000 mg/L SL1)与黄原胶稳定的微泡沫在原油存在条件的下稳定性差异,分析了驱油机理,借助填砂管模型对比了两种微泡沫的驱油性能。微观实验结果表明:气泡液膜中吸附的黄原胶增加了微泡沫液膜厚度,有效抑制了气泡聚并和液膜排液,使黄原胶稳定的微泡沫具有更强的稳定性和耐油能力。微泡沫越稳定,微观波及体积越高、采油效率越高。微泡沫主要的驱油机理为直接驱替机理、乳化机理、同向液膜流动机理、逆向液膜流动机理。物模实验结果表明,在160 g/L矿化度、90℃条件下,黄原胶稳定的微泡沫驱的采收率可在水驱基础上提高22.9%,比普通微泡沫驱高15.2%。     

水系连通工程下博斯腾湖矿化度时空变化及其驱动因素研究

分析了开都河－黄水沟－大湖区－小湖区连通工程实施后博斯腾湖矿化度的时空变化及其驱动因素,以期为进一步改善博斯腾湖水环境提供科学指导。结果表明：空间变化上,水系连通工程促进了博斯腾湖大、小湖区水循环,改善了博斯腾湖矿化度,使黄水沟河道（南大闸）矿化度降低了0.5~1.0 g/L、大湖区西北角和东南部矿化度降低了0.3~0.5 g/L、小湖区东部矿化度降低了0~1.5 g/L;时间变化上,博斯腾湖黄水沟区、西岸区、大湖区和小湖区矿化度变化具有较高的同步性;水系连通工程的实施对改善博斯腾湖矿化度空间分布作用显著;高矿化度水体的扩散和湖水水位,尤其是水温等因素共同驱动了矿化度随时间的变化。在水系连通工程实施下,科学调控年内入湖、出湖水量并严格阻止污水入河、入湖是改善博斯腾湖矿化度的关键。     

分子模拟技术在页岩气开发中的应用

传统的渗流理论不能合理解释页岩气中甲烷气体的输运行为.针对此问题,运用分子模拟方法建立新的理论模型,探讨分子模拟技术在页岩气开发中的可行性.     

岩石应力敏感曲线机制分析

根据固体力学的有关知识,研究了岩石应力敏感曲线测试过程中的机理问题.岩芯应力敏感曲线测试时因封套的塑性变形,使得加载曲线与卸载曲线产生了较大的差异,也夸大了岩石的应力敏感程度.实际上,应力敏感测试时,岩芯只产生弹性变形,而不产生塑性变形.加载时封套有塑性变形,卸载时封套和岩芯都无塑性变形.卸载曲线的应力敏感程度,包含了封套的弹性变形部分.扣除封套的变形因素,岩石自身的应力敏感程度极其微弱.     

巴楚北部寒武系沉积相及储层特征评价

为认识巴楚北部储层的展布规律,综合岩心、测井及地震等资料,对寒武系沉积相特征进行了分析。结果表明：局限台地相、蒸发台地相及开阔台地相是该区寒武系发育的主要沉积相类型,3种台地类型在时间上互相演化,以局限台地相发育的云坪、灰云坪微相为较好相带。主要储集空间包括次生作用形成的孔隙及溶蚀孔洞、裂缝;上寒武统白云岩晶体间的微孔隙、晶体间的溶蚀孔隙、溶蚀孔洞以及裂缝比较发育,半充填与未充填占比大,孔隙度较低,渗透率稍高,孔渗相关性不大,受裂缝控制,总体上表现为优势储层。储层发育的主控因素为沉积、成岩及构造运动,沉积相是优势储层发育的先决条件;成岩及构造作用能较好改善储层物性,白云石化是储层形成的重要条件。上寒武统的储层储集性好,主要为Ⅰ-Ⅱ类储层,为优势储层发育区。研究结果为该区的储层评价及油气勘探有利区域的选择提供有效指导。     

库车克拉苏构造带地下盐岩变形特征分析

基于三维地震解释,对克拉苏构造带地下盐岩的空间展布形态进行分析,通过井震结合,建立盐内地震相模式,探讨研究区盐内变形特征和对高压盐水层分布的影响。研究表明,克拉苏构造带克深和大北工区地下盐岩的空间展布存在较大差异,先存的底辟构造、古隆起和盐岩的原始沉积边界导致不同区域的盐岩分布存在差异。研究区盐内可识别出的地震相模式可分为沉积型、流动型、褶皱型和断层型4类,不同类型的地震相指示了盐内不同的流变状态。纺锤型地震相是研究区最常见的、发育高压盐水的地震相,鞘褶皱的核部及平卧褶皱和断层共同封闭的空间也容易发育高压盐水。在钻遇上述地震相时,需要谨慎操作,可减少甚至避免钻井事故的发生。     

塔里木油田钻柱转换接头失效原因分析及预防

对塔里木油田2006年1—5月发生的钻柱转换接头失效事故进行了分析研究,对失效的钻柱转换接头尺寸进行了测量,对钻柱转换接头断口形貌进行了宏观分析,发现钻柱转换接头断裂位置都在外螺纹接头危险截面上。通过分析计算认为,钻柱转换接头断裂原因与外径不符合标准及内、外螺纹接头弯曲强度比不合理有关。对钻柱转换接头刺漏形貌分析结果认为,刺漏与接头密封能力不足有关。进一步调查研究发现,钻柱转换接头失效与没有严格执行SY/T5200行业标准和API SPEC 7标准有一定关系。在调查分析的基础上,对如何防止或减少钻柱转换接头失效事故提出了有效的预防措施。      

低渗透变形介质砂岩油藏注水见效时间及影响因素

针对低渗透变形介质砂岩油藏存在启动压力梯度和介质变形的特点,为了更加准确地预测其不同影响因素下的注水见效时间,以考虑启动压力梯度和介质变形系数的渗流公式为基础,建立非稳态渗流模型,通过反复迭代求解激动区域内平均地层压力,结合物质平衡法建立了低渗透变形介质砂岩油藏注水见效时间计算模型。注水见效时间主要受注采井距、激动区平均地层压力、介质变形系数和启动压力梯度影响。注采井距和激动半径增大,注水见效时间增加;启动压力梯度和介质变形系数越大,注水见效时间越长。     

高温高盐条件下十二烷基二甲铵基羟磺基甜菜碱的热稳定性和吸附规律

选择Shim-pack VP-ODS 250L×4.6色谱柱、RID-10A检测器以及甲醇和水组成的混合溶剂为流动相,通过优选甲醇和水组成的比例、流动相速率和柱温,建立了测定200～250 g/L盐水中十二烷基二甲铵基羟磺基甜菜碱表面活性剂含量的方法。热稳定性评价结果表明：在250 g/L盐水中130℃热处理30 d,十二烷基二甲铵基羟磺基甜菜碱含量保留率在90%以上,但此后热处理时间每增加30 d,其含量保留率持续降低5%～10%;热处理温度越高,十二烷基二甲铵基羟磺基甜菜碱含量保留率降低越快,在150℃热处理60 d,其含量保留率降至70%以下。吸附性评价表明：在热处理温度130℃、水中NaCl质量浓度为250 g/L、甜菜碱质量分数小于1%时,十二烷基二甲铵基羟磺基甜菜碱在80～100目石英砂表面吸附量小于1 mg/g;在热处理温度130℃、甜菜碱质量分数为0.4%、水中NaCl质量浓度为200～250 g/L条件下,十二烷基二甲铵基羟磺基甜菜碱在80～100目石英砂表面吸附量随着溶液中NaCl含量的增加而增加;在热处理温度130℃、甜菜碱质量分数为0.4%、水中NaCl质量浓度...     

塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带克深地区典型断背斜天然裂缝分布特征

为明确超深层储层断背斜内天然裂缝的分布特征,以库车坳陷克拉苏构造带克深地区白垩系巴什基奇克组为例,结合地质、地震、FMI成像测井、地应力以及岩石力学参数等资料,通过储层地质力学法明确了克深地区典型断背斜构造样式内天然裂缝的分布特征,为该区致密气的有利勘探提供了地质依据。结果表明：不同断背斜垂向上具有从顶部、中部到底部天然裂缝密度“高-低-高”的普遍特征;断背斜的翼间角越大,顶部和中部的裂缝分布越局限,底部裂缝分布越广泛;距断背斜轴部越远的部位,顶部和底部的裂缝分布越局限,中部的裂缝分布越广泛。断背斜顶部转折端相对中部与底部储层天然裂缝较发育,改善了储层的物性,为致密气提供储集空间和渗流通道。