锆冻胶反应进程、微观结构及成冻影响因素研究

本文研究的锆冻胶由非离子聚合物和有机锆交联形成的。采用流变仪表征了锆冻胶交联过程中的黏度变化特征,其交联过程分为诱导期、快速增长期和稳定期3个阶段。采用环境扫描电镜(ESEM)直接证实了锆冻胶为致密的三维网状结构。研究了聚合物浓度、交联剂浓度、温度、矿化度、p H值对锆冻胶成冻时间和成冻强度的影响。研究结果表明:聚合物和交联剂浓度越大,温度、矿化度越高,锆冻胶成冻时间越短,成冻强度越大。三种无机盐离子对锆冻胶成冻性能的影响顺序为:Ca Cl2Mg Cl2Na Cl,当基液p H值在7~8时,成冻效果最好。差示扫描量热分析仪(DSC)测试结果表明锆冻胶适用于温度小于130℃的油气藏。     

基于假四子表面活性剂的pH响应型清洁压裂液的研制与性能评价

黏弹性表面活性剂压裂液又被称为清洁压裂液,由于其破胶完全、无残渣、地层伤害小等优点,已在水力压裂领域受到广泛关注。但合成工艺复杂、成本高以及无法重复利用等问题限制了清洁压裂液的实际应用。基于油酸酰胺丙基二甲基叔胺与丁烷四羧酸在特定pH条件下相互作用形成“假”四子表面活性剂,进而自组装形成蠕虫状胶束的特性,构建了表观相态和流变学行为受p H调控的pH响应型清洁压裂液,系统研究了这种清洁压裂液的pH响应行为,包括表观相态、黏度、流变学行为、pH响应循环性以及微观结构等,并评价了其耐温耐剪切以及破胶性能。研究结果表明,通过调节pH,压裂液的零剪切黏度可达240 Pa·s以上,并能够在高黏凝胶状态与低黏水溶液状态间循环切换4次以上。所构建的清洁压裂液在90℃、170 s^-1条件下剪切60 min后,黏度仍保持在200 mPa·s以上,具有良好的耐剪切性能。此外,该压裂液可在1 h内实现完全破胶,且破胶液黏度低、无残渣。     

长庆油田CO2驱储层溶蚀与地层水结垢规律*

针对长庆油田CO_2先导试验驱地层水矿化度高,Ca~(2+)、Mg~(2+)、Ba~(2+)、Sr~(2+)含量高,储层岩石易溶蚀的特点,开展了CO_2-地层水与CO_2-岩石-地层水相互作用的研究以及CO_2驱对储层岩石的影响模拟实验。结果表明,在地层水注入CO_2的过程中,pH值、压力和温度的改变对地层水中阳离子浓度的影响很小,不会导致无机垢的生成。在注气井近井地带,随着注入压力不断升高,溶解在地层水中的CO_2增加,溶液pH值下降,储层岩石发生溶蚀。岩心片与CO_2作用后,岩心片更加亲水,这有利于改善储层物性,提高原油采收率。在采出井近井地带,由于压力的降低,使原本溶解于地层水中的CO_2大量逸出,地层水中的碳酸氢盐矿物分解成不溶性的碳酸盐沉淀,导致储层渗透率降低,孔隙度减小,对储层造成伤害,不利于长8储层低渗油藏采油。图10表3参13     

四川盆地东南部五峰—龙马溪组海相页岩孔隙连通性实验研究

五峰—龙马溪组富有机质页岩是我国海相页岩气商业开发的目的层,目前对该页岩孔隙连通性的认识仍不够深入。针对此问题,选取渝东南地区渝参6井五峰—龙马溪组的8个页岩样品开展了低压N₂吸附、高压压汞和自发渗析实验研究。结果表明,研究区五峰—龙马溪组页岩中微孔、中孔和宏孔均发育,微孔和中孔占总孔体积的比例高,孔径的峰值分布于2~6 nm;五峰组页岩的MICP孔隙度、总孔体积和总孔比表面积均高于龙马溪组页岩,与样品有机质丰度差异相关;五峰—龙马溪组页岩样品的正癸烷（油润湿）自吸曲线斜率为0.254~0.428,去离子水（水润湿）自吸曲线的斜率为0.258~0.317。表明亲油性孔隙具有更高的孔隙连通性,而亲水性孔隙的连通性适中,五峰—龙马溪组页岩具有混合润湿特征,有机质孔隙的连通率高于无机矿物孔隙。     

1960-2017年北洛河下游冲淤变化特征及其成因分析

基于1960-2010年北洛河状头站实测水沙及1960-2017年北洛河下游淤积断面测验资料,采用原型观测的方法,统计分析了北洛河下游泥沙淤积量、典型横断面及河道纵比降变化,采用Mann-Kendall趋势检验法对状头站的径流量及输沙量变化趋势进行显著性检验,探讨了北洛河下游冲淤变化特点及其成因。结果表明:1960-2017年洛淤1~洛淤21河段累计淤积泥沙2.870×10^8m^3,期间滩面淤高、河道纵比降自1965年的1.618■持续增大至2017年的1.941■,三门峡水库蓄水初期及高含沙洪水是河道淤积的主要时期,其中1994年高含沙大洪水河段泥沙淤积量占累计淤积量31.3%;水沙条件及潼关高程是影响北洛河下游冲淤变化的主要原因,2000年以来,北洛河下游径流量、输沙量显著减小,2000-2010年状头站多年平均汛期输沙量比1960-2010年减少67.5%,漫滩大洪水少有发生,加之在三门峡水库原型试验按非汛期最高水位不超过318.0m运用期间潼关高程缓慢下降,北洛河下游冲淤态势总体保持稳定。     

鄂尔多斯盆地东部石炭系本溪组页岩气地质特征及富集规律

鄂尔多斯盆地东部石炭系本溪组广泛发育富有机质泥页岩,具有良好的资源勘探前景。通过对本溪组泥页岩的有机地球化学特征、孔隙分布特征、含气性等一系列页岩气成藏条件研究,查明了本溪组页岩气地质特征及成藏富集规律,提出晋祠段富有机质泥页岩为本溪组页岩气有利层段,具有四大地质特征：(1)有机质含量高(平均TOC值为3.06%),且普遍处于成熟—高成熟阶段(R_O值平均为1.84%),有机质类型主要为Ⅲ型,生气能力强;(2)发育微纳米级孔缝,以无机孔为主,部分有机质发育有机质孔,微孔和介孔为页岩气提供了主要的赋存空间,平均孔体积为0.024 m³/g,平均比表面积为11.05 m²/g,具备较好的储集能力,页岩气主要以吸附态存在于孔隙之中,其中压力和有机碳含量是影响泥页岩吸附气含量的重要因素;(3)硅质页岩段脆性矿物含量较高,大于40%,表明储层的可压性较大,有利于后期的压裂开采;(4)具有理想的成藏组合特征,以8#、9#煤层分别为顶、底板,煤层与泥页岩间较大的烃浓度差提供了良好的保存条件,2套煤层之间发育炭质页岩和硅质页岩,高TOC的...     

鄂尔多斯盆地安塞地区页岩油地质-工程一体化技术实践

页岩油是目前国内外油气勘探开发的热点,其地质要素、富集机制与开发特征具有特殊性,实施地质-工程一体化是实现页岩油效益开发的有效举措。采用野外地质调查、岩心观测与采样、测井资料解释、地质与工程参数分析测试等技术方法,在页岩油地质评价方面重点关注岩性、厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度、裂缝发育程度及甜点优选;在工程评价方面针对不同类型甜点,提出适合于鄂尔多斯盆地安塞地区页岩油的开发方式和开发参数。主要认识有：①鄂尔多斯盆地安塞地区三叠统延长组7段（长7段）发育典型陆相页岩油,为三角洲前缘和半深湖亚相沉积,源内致密砂岩主要为低孔-超低孔、超低渗储层或非储层,根据地质和力学参数,由好至差储层综合划分为Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ和Ⅳ共4类,其中Ⅰ和Ⅱ类储层是甜点目标。②长7段页岩油藏依赖储层流体与岩石的弹性膨胀驱动及溶解气驱动,注气补充能量潜力相对有限。针对地质评价优选出的Ⅰ类储层,采用九点法、七点法或交错排状水平井网的准自然能量开发,而Ⅱ类储层采用七点法或五点法水平井网。③长7段典型井页岩油水平井初始产量不高,初期递减率较高,后期递减率逐渐降低,生产周期较长,产量相对比较稳定。     

高含水旋转湍流场中油滴分散特性的数值模拟

旋转湍流场中液滴的分散特性是流体机械设计优化过程中的难题。采用新型同心旋转圆筒装置获得了均匀分布的旋转湍流场，在Hinze模型的基础上考虑了分散相黏度对油滴分散特性的影响，对旋转湍流场和油滴分散特性的关系进行了初步探讨，获得了雷诺数为5.5×104~2.4×105，相对离心力为21.9~643.3时，流场特性与油滴分散特性的经验关系式，完善了旋转湍流场内油水分散特性的研究，为旋转湍流场内液⁃液分散特性提供新的研究思路。     

鄂尔多斯盆地延长组多烃源层生排烃定量及成藏贡献厘定

鄂尔多斯盆地中生界延长组发育多套烃源层,目前认为长7段烃源层为延长组产油层的主力烃源层,但对其他烃源层的生排烃以及烃源层的成藏贡献缺少评价手段。通过盆地模拟手段,依据大量基础地质资料和勘探成果,建立地质体模型和热史模型,开展基于地质约束下的延长组多烃源层生排烃以及成藏模拟研究。结果表明延长组各烃源岩生烃转换率主体分布于45%~75%之间,仍具有较大生烃潜力,具备开展页岩油原位开采的地质条件。当前累计生烃量达1 233×10⁸ t、排烃900×10⁸ t,主要以{\mathrm{C}}_{{\mathrm{14}}^{+}}的重质烃类为主。烃类大量生成期和排烃期均集中在早白垩世,占总生排烃量的68%~82%。成藏模拟结果揭示白垩系沉积之前延长组各地层只有少量烃类充注,早白垩世为烃类充注成藏的关键时期。各烃源层上下呈“近源成藏”的特征,盆地模拟结果与盆地探明油藏和预测油藏分布范围具有较高的吻合程度。研究提出将“长7段主力烃源层多层系立体勘探”模式跨越到“多烃源层近源成藏”模式,助推鄂尔多斯盆地中生界延长组页岩油和新区新层系的石油勘探。     

用于多层油藏层间干扰预测的渗流阻力计算方法

通过计算多层油藏水驱过程中各层渗流阻力与层间阻力差异,可直接表征层间干扰程度及其在开发过程中的变化,但目前渗流阻力公式存在计算复杂或精度不高的问题。基于Buckley-Leverett理论,提出一种新的一维油水两相渗流阻力计算方法,并验证了其准确性。基于该方法进一步提出了多层油藏水驱过程中层间阻力差异计算流程,可用于预测和分析开发过程中层间干扰变化特征。结果表明:本文方法与数值模拟结果一致性较好,相对误差低于12%,渗流阻力变化可分为线性、渐缓和近平缓3个下降阶段,分别对应无水采油期、中-高含水期和特高含水期;多层油藏水驱过程中层间阻力差异在高渗透层进入特高含水期后达到峰值,可作为调控措施转换节点;渗透率级差增加将使层间干扰程度迅速增大,因此多层合注油藏及早实施调控措施至关重要。