氢键抑制方法减少瓜尔胶压裂液对砂岩储层的吸附伤害

为了减轻瓜尔胶压裂液在砂岩多孔介质中产生的吸附伤害、降低其对致密砂岩储层渗透率的伤害,以四川盆地中侏罗统沙溪庙组砂岩为研究对象,根据热重实验确定瓜尔胶在砂岩表面的吸附量,并利用X射线电子能谱测试结合岩心流动实验,分析瓜尔胶压裂液在砂岩多孔介质中的吸附作用机理,再通过核磁共振和CT成像,研究压裂液吸附对砂岩孔喉结构变化和氢键抑制剂对压裂液综合性能的影响。研究结果表明:(1)压裂液会吸附在岩石多孔介质内部,导致岩石孔径变小、储层渗透性变差,吸附量约为3.9 mg/g;(2)砂岩表面的含氧基团与瓜尔胶分子形成的多重氢键作用是砂岩多孔介质与压裂液之间发生吸附的主要作用力,氢键抑制剂可以降低瓜尔胶在砂岩中的吸附量和对储层渗透率的伤害程度;(3)氢键抑制剂的加入对压裂液流变性影响不大,但却可以有效地降低破胶液的表面张力和残渣含量。结论认为,氢键抑制剂可以解除瓜尔胶与砂岩的吸附作用,有效地降低瓜尔胶压裂液对储层的伤害,并且不会影响压裂液的综合性能;该研究成果对于认识氢键抑制剂的性能、改进瓜尔胶压裂液体系、提高致密砂岩储层的增产改造效果等都具有重要的意义。     

带油环凝析气藏动态储量计算――以板中北高点带油环凝析气藏为例

带油环凝析气藏(凝析气顶油藏)是最复杂的油气藏类型之一,对其开采过程中的动态分析特别是动态储量的计算同样是非常复杂的。运用现代油气藏工程原理和分析方法并结合目前国内外同类油气藏开采的新方法、新技术,对板中北高点带油环凝析气藏的动态特征进行了研究。依据该油气藏的动态特征,准备了详细的参数并进行了动态储量计算。认为该研究和计算为油气藏的剩余油气分布研究和地质储量、可采储量管理提供了依据,为同类油气藏的高效开发提供了范例。     

聚类分析在储层综合评价中的应用

针对常规分析方法在储层分类中存在的一些问题，本文筛选不同储层特征的最有代表性参数作为变量，利用综合聚类分析方法，对研究区油层组各主力储层进行了详细的综合分类评价。划分Ⅰ类储层115个，Ⅱ类储层105个，分类结果经已开发区证实吻合性强，对有利目标区的优选具有一定的指导意义。     

高密度水基钻井液在小井眼水平井中的应用

狮49H1井位于青海油田柴达木盆地英西地区狮49井区,钻探目的是为了提高狮49井区背斜构造部位产能,扩展E₃2-V油组产能规模,进一步了解狮子沟油田E₃2油藏油气富集规律,为储量计算提供参数。三开储层井段优选BHWEI钻井液体系,解决了钻井液在小井眼高密度条件下环空压耗大、悬浮稳定性、流变性、窄窗口、抗污染能力难以控制、井控风险高等难题。完钻井井壁稳定,平均井径为159.88 mm,井径扩大率为4.9%。应用钻井液密度为2.10 g/cm3,创英西区块水平井使用钻井液密度最高记录,水平段钻进无托压现象,起下钻无阻卡,完井作业顺利,该井获高产工业油流,体系具有良好的储层保护特性。      

油层岩石的孔隙结构与驱油效率的关系

根据岩石的毛管压力曲线资料．在矩法确定的岩石孔隙结构特征值基础上,提出了孔隙结构特征值函数的方法．室内驱油实验结果证明,孔隙结构特征值函数与水驱油效率有很好的正相关性,利用孔隙结构特征值函数可以预测油藏的水驱油效率．     

大平房油田曲流河储层沉积微相特征及注水调整研究

复杂断块大平房油田东营组储层为陆上曲流河相沉积类型,其中曲流河点坝相储集层为主要产油层,而该油田此相带储集层规模较小,表现为储层物性较差,连通性差,开采过程中生产动态复杂,造成注采体系不完善,水驱效果差,水驱采收率较低,通过以岩心分析资料和大量的测井、生产动态资料为基础,对各种沉积相标志的分析,研究了曲流河储集层微相组成及主要沉积微相特征,综合评价出Ⅱ、Ⅲ类储层,找出影响注水开发效果的各类因素,有针对性地对注采系统进行调整研究,提高水驱控制程度。     

四川盆地中部中二叠统热液白云岩储渗空间类型及成因

近年来,四川盆地川西北地区有多口井在中二叠统栖霞组、茅口组钻获高产气流,展现出该层系巨大的天然气勘探潜力,但有关该盆地中二叠统白云岩储层的成因机理则众说纷纭,一直未达成共识。为此,基于川中地区栖霞组、茅口组岩心及薄片等岩相学特征,以及碳、氧、锶同位素和包裹体均一化温度等地球化学特征,开展了中二叠统热液白云岩储渗空间类型及储渗相特征研究,分析了白云岩储层的成因及其控制因素。结果认为:(1)茅口组、栖霞组石灰岩地层经历了构造控制热液活动,发育萤石、鞍状白云石、天青石的热液矿物组合和膨胀角砾结构;(2)较之于宿主石灰岩,细—中晶云岩和鞍状白云石均呈现出δ18O负偏移、87Sr/86Sr正偏移;(3)中二叠统形成由热液溶孔、热液白云岩晶间孔、热液溶洞、热液扩溶缝等4种储渗空间构成的热液白云岩储渗体。结论认为:(1)热液白云岩储集相发育和分布受深大断裂的控制,呈"透镜状"分布在具"下凹"地震反射特征的区域;(2)中二叠统热液白云岩储集相与下伏烃源岩和上覆封堵层的有机组合可构成有利的天然气勘探目标。     

下荆江窑监河段河床演变及整治初步研究

三峡水库蓄水后,改变了下游来水来沙条件,河床演变也相应发生变化.长江中游窑监水道属典型的弯曲分汉河型,在分析三峡蓄水运用前后河床演变的基础上,采用二维水沙数学模型预测了三峡工程蓄水运用后20a河床演变趋势.计算表明,窑监河段主流仍保持在乌龟洲右汉,主支汉的河势没有发生变化,虽然整个河段呈冲刷趋势,但出浅碍航段航深随着枯水位降落有减小的趋势.在对历史演变分析及演变趋势预测的基础上,利用建立的数学模型研究了航道整治方案.     

濮城油田砂岩储集层物性下限标准研究

制定砂岩储集层物性下限标准是准确判定其产油部位、划分油层有效厚度的基础工作之一。分析了影响物性下限取值的经济因素（主要有石油政策、经济指标、开发工艺、分析化验、资料丰度等）和地质因素（主要有储油层岩性、胶结物成分及含量、孔隙结构、原油性质、储集层压力、储集层裂缝等）。利用东濮凹陷濮城油田沙一段、沙二段砂岩储集层的取心井样品分析及单层试油等资料,采用５种方法（物性试油法,经验系数法,储油能力和产油能力甩尾法,钻井液侵入法,测试分析法）研究储集层的物性下限,并对各研究方法加以分析评价。据此确定了濮城油田合理的物性下限标准（孔隙度为１２％,渗透率为１．５×１０－３μｍ２）。影响储集层物性下限标准的因素较多,必须从多个方面反映各因素的影响,避免因方法单一导致下限标准取值偏差过大;不同地质条件和油田开发工艺条件下的物性下限标准有差别,应根据各油田的情况确定相应的物性下限标准。同一油田不同层位的储集层地质特征差别较大时,也须分别制定各自下限标准。当油田开发工艺、资料丰富程度等有较大变化时,应重新确定物性下限标准。图５表１参３（邹冬平摘）     

四川盆地下二叠统,上三叠统水动力场与天然气保存

下二叠统和上三叠统储集层是四川盆地油气主力产层。在对其水动力场控制因素分析研究的基础上，对实测地层压力资料进行数据处理，分别建立了Ｐ１和Ｔ３地层压力预测模型。地层埋深，孔隙度，构造抬升率和褶皱强度等为现今水动力场的主要控制因素，其中地层埋深对地层压力的影响最大。