N-甲基二乙醇胺溶液中CO_(2)气体吸收与水合物生成特性实验研究

目的酸性气田开发气流中往往含有二氧化碳(CO_(2))和硫化氢(H 2S)等酸性组分,易形成天然气水合物(简称水合物),引起管道堵塞。解决酸性组分吸收剂对水合物作用机制不明确问题,为脱除酸性气体组分并防治水合物生成提供理论依据。方法采用恒温恒容法研究了N-甲基二乙醇胺(MDEA)溶液质量分数、搅拌状态及初始压力对CO_(2)气体吸收规律的影响、MDEA溶液对CO_(2)水合物生长速率和宏观晶体形态的影响,并与传统热力学抑制剂乙二醇(EG)效果进行对比。结果CO_(2)气体吸收量随MDEA溶液质量分数的增加表现为先增后减的趋势。开启搅拌和降低压力可加快CO_(2)气体的吸收速率,增加气体吸收量。在气液界面,水合物晶体以二维模式生长,并且MDEA可改变CO_(2)水合物的宏观形貌,增加其质量分数可显著增加CO_(2)水合物覆盖溶液表面的时间、降低CO_(2)水合物的生长速率。与EG相比,MDEA水合物的动力学抑制效果较差,但水合物膜覆盖时间较长,生长速率较慢。结论MDEA可与溶液中水分子形成氢键,与水合物竞争水分子,减少水的活性,同时,MDEA分子可与CO_(2)分子结合,与水合物竞争CO_(2),显著降低水合物生长速率。研究结果对酸性气体的分离捕获和天然气流动的安全保障具有理论指导意义。

L-色氨酸促进二氧化碳水合物生成特性实验研究

深海水合物法封存二氧化碳(CO_(2))被视为极具潜力的碳封存技术,而实现CO_(2)水合物(以下简称“水合物”)快速生成是该技术推广应用的关键。采用恒温恒容法研究了L-色氨酸溶液在不同质量分数和搅拌状态下对水合物生成动力学的影响。同时研究了L-色氨酸溶液对水合物宏观形态的影响。结果表明,0.10%L-色氨酸溶液和纯水在静止状态下,液体表面形成一层水合物膜,阻止气液进一步接触,且水合物生成量较少,对水合物生成没有促进作用;质量分数为0.15%~0.50%的L-色氨酸溶液对水合物生成有促进作用,但促进效果不稳定;1.00%L-色氨酸溶液对水合物成核和生长速率具有显著促进作用,相比纯水显著增加了水合物生成量。开启搅拌可大幅提高纯水和0.50%L-色氨酸溶液的水合物生长速率,增加纯水中水合物生成量,但对0.50%L-色氨酸溶液中水合物生成量几乎没有影响。水合物倾向于首先在气液固三相界面成核,初期以二维横向模式生长,添加L-色氨酸可改变水合物宏观形态。分析认为,L-色氨酸的疏水端吸附在水合物晶体表面,使水合物疏松多孔,亲水端与水分子结合,增强了水合物表面亲水性,强化了气液接触,最终促进水合物生成。研究结果对开发新型绿色水合物动力学促进剂与促进CO_(2)捕集技术发展有理论指导意义。

鄂尔多斯盆地高桥构造平缓地区奥陶系碳酸盐岩岩溶古地貌特征与储层分布

鄂尔多斯盆地高桥地区构造平缓,奥陶系顶部碳酸盐岩岩溶古地貌以岩溶潜台发育,而岩溶高地和岩溶斜坡发育局限为特征,岩溶斜坡区和岩溶潜台的东部沟槽区为储层发育区。本文综合利用大量岩心、薄片资料观察、物性实验数据和钻井、测井、地震等资料对高桥地区马家沟组顶的古岩溶识别标志进行了分析,恢复了岩溶古地貌,对岩溶古地貌类型(单元)进行了划分并分析其与储层的关系。高桥地区地层学标志,岩石学标志,矿物学标志,古岩溶发育的形迹说明奥陶系马家沟顶存在沉积间断、古岩溶作用已经是不容置疑的事实;按古风化壳出露层位,结合地震相追踪成果,落实沟槽分布,编制该区前石炭纪古地质图,运用古地质图法、印模法和残厚法恢复高桥岩溶古地貌,编制出岩溶古地貌图。根据岩溶古地貌,按岩溶单元划分为岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶潜台三个二级地貌(类型)单元,岩溶高地可进一步分为岩溶台地、溶洼(洼地)2种三级微地貌类型。岩溶潜台进一步可划分为岩溶台地、溶洼、溶丘(残丘)、沟槽4种三级微地貌类型。高桥处于构造平缓地区,岩溶高地、岩溶斜坡区发育局限,大范围为岩溶潜台区且潜台区东侧沟槽(主沟槽、次沟槽)比较发育。岩溶高地整体储集性较东部岩溶斜坡区及岩溶潜台区差。岩溶斜坡区发育两套岩溶系统,储层条件相对较好,成藏要素配套较好,是下一步勘探开发的有利区域之一。岩溶潜台区总体岩溶作用减弱,储层发育程度变弱,东部沟槽区,因沟槽的存在,加强了垂向岩溶作用深度,间接增加侧向溶蚀作用,岩溶作用变好,储层发育程度增加,加上裂缝的影响,可以形成相对较好的储层。

支持向量机方法在低阻油层流体识别中的应用

在H油田含油层系中,低阻油层与高阻水层并存,储层的岩性和孔隙结构复杂多变,粘土矿物普遍存在,在电性上直接区分油水层比较困难,常规测井解释符合率较低。为此,在认真分析工区低阻油层地质特征的基础上,引入模式识别领域应用较好的支持向量机(SVM)方法,探索了该方法在油水层划分中的应用。首先综合常规测井资料和试油资料构建57个油水层样本(学习样本34个,预测样本23个),并进行数据归一化处理,然后根据训练样本的分布和实验结果选择核函数类型,利用网格搜索寻优法得到模型最优参数,建立起低阻油层目的层段流体识别模型。利用该模型对23个预测样本进行识别,结果正确的有21个,预测精度达91.3%,其中2个误判样本是将油水同层判识为水层。对34个建模样本进行回判,准确率达100%。对某井4号层位(1476～1481m井段)射孔试油结果产油63.7m^3/d,无水,与预测结果一致。由此表明利用支持向量机方法对未知流体属性的正确识别是可行的。

基于粒子群算法的模糊优选神经网络储层识别模型

针对致密储层中气水干层识别准确率较低这一难题,提出基于粒子群算法(particle swarm optimization,PSO)的模糊优选神经网络识别模型。其基本思路:首先对所有的变量进行分析,提取反映储层本质的主要属性,消除重叠信息的输入,然后将粒子群算法与模糊优选神经网络相结合,构建基于粒子群算法的模糊优选神经网络识别模型。以陕甘宁盆地中部气田马五1储层气水干层识别问题为例,选用十九口井分层测试的92个已知样本(其中八十个用于模型构建,十二个用于精度检验),对物性、测井和储渗特征等方面的十个特征参数进行分析,从中提炼出电阻率、自然伽玛、产能系数、储渗因子、介质类型因子等五个主成份控制特征参数,消除重叠信息的影响。并以此作为神经网络输入层的输入,以样本储层的产能赋值作为输出,构建基于粒子群算法的模糊优选神经网络模型。模型的识别正确率达到100%,标准误差比传统模糊神经网络降低了60%。这表明该模型具有更高的识别精度,为致密储层的准确识别探索了又一种新方法,对同类地区的研究在一定程度上具有指导作用。

川东沙罐坪飞仙关组构造裂缝分布与评价

根据沙罐坪飞仙关组岩心、常规测井等资料,对研究区井剖面中裂缝的发育情况及面上裂缝的可能分布情况进行了识别,并对地层中裂缝的参数进行了计算和评价。结果表明,地层中主要有构造成因的垂直裂缝、斜交裂缝及成岩期的泥质充填缝,垂直裂缝是主要的有效裂缝,裂缝发育程度不均。由于有效垂直裂缝主要为构造裂缝,同时曲率法研究的是地层中构造裂缝的发育情况,因此采用构造变形的主曲率法对研究区构造裂缝分布进行了预测评价。曲率法研究结果:构造轴线、高点、构造鼻凸等部位因变形大,曲率值高,裂缝应该相对越发育。

赤水及邻区燕山期古构造特征与油气聚集关系

中国石油化工股份有限公司南方勘探开发分公司研究院,云南昆明650200为了弄清赤水及邻区燕山期古构造特征与油气聚集的关系,首先应用钻井资料、地震资料、部分野外露头实测资料,以陆相碎屑岩地层的5个界面为研究对象,采用"标志层"拉平技术——标志层一厚度法恢复了主要目的层在燕山期的古构造面貌,查清了古隆起的分布范围,编制了古构造图,并分析了古构造的发育情况和演化特征。须家河底面的古构造总体上表现为"三隆两凹"的构造格局;须家河顶面的古构造主要表现为被"X"形的古凹陷分割的4个古隆起平台;东岳庙顶面和凉高山顶面的古构造相似,具有继承性发育的特点。大致以现今的官渡构造带为界,工区东部古构造形态相对较简单,凸起和凹陷的幅度均不大,中西部古构造相对较发育,表现为多凸多凹.凸凹相间的古构造格局。结合前人对区内生烃史和烃源岩演化史的研究结果,分析了古构造与油气聚集的关系.认为燕山期古隆起与下伏海相烃源岩和上三叠统烃源岩的生烃高峰期相匹配,是油气运聚的有利指向区。

四川盆地元坝地区上三叠统须家河组的潮控河口湾与潮控三角洲沉积

通过盆地边缘地表剖面,以及元坝区岩芯的研究,发现须家河组并非长期以来人们普遍认定的陆相沉积,而是海岸系统产物。须二段属潮控河口湾环境,包括冲积河道、潮汐-河流水道、UFR沙坪、潮汐沙坝、泥坪和盐沼等相。须四段属潮控三角洲环境,包括三角洲平原河道、分流河口潮汐沙坝、三角洲前缘与前三角洲、泥坪与盐沼等相。这两种环境(沉积),都是海侵的产物,都是地史上的暂时现象。当其被充满时(海退),就变为潮坪-海岸平原环境,分别对应于须三段、须五段的细粒含煤序列。基于储层质量与原始沉积环境密切相关,划分了5类储层相。根据我们研究安岳地区须家河组的成功经验,提出了勘探建议。

楚雄盆地北部T_3-J地层天然裂缝形成期次确定

楚雄盆地T3—J地层经历了多期复杂的构造运动，裂缝形成期次多、特征复杂。通过野外地面裂缝调查和样品的实验室分析测定，采用4种方法研究和确定了T3—J地层裂缝的形成期次。野外地面裂缝调查见4组裂缝发育；裂缝样品的声发射实验表明地层至少存在4个构造应力破裂期，应力作用历史复杂。燕山期构造应力场方向以NE向为主，喜马拉雅构造应力场变为SE向。晚期构造应力（喜马拉雅期）强度大，为主要的破裂期。ESR测试分析表明该层存在5个破裂期；碳氧同位素测定表明研究区地层天然裂缝存在3期以上成因序列；包裹体测定结果按均一温度大小分布可划分出5个破裂期。综合研究区天然裂缝特征、地质构造演化历史，确定出该区地层中天然裂缝为构造裂缝，且组系清楚。裂缝有5～6个破裂期，与构造活动期对应较好，主要破裂期为燕山期、喜马拉雅期。

新疆风城地区油砂地质特征及成因浅析

据新一轮油气资源评价显示,油砂资源在国内众多盆地皆有分布,其中以准噶尔盆地西北缘风城油砂性质最好。虽然在该区的钻探已取得了较大的进展,但整体而言,其勘探程度还相对较低。通过大量岩心、薄片观察和储集物性资料分析,对风城油砂的储层特征进行了整体评价,分析认为上部白垩系地层与下伏地层相比,具有孔隙度大、含油率高及油砂分布面积广等特点,其河道心滩沉积是有利的油砂储集体,可作为下一步勘探开发的重点目标区。另外,通过对盆地西北缘油砂油藏的地球化学性质演化研究,探讨了油砂油的成因类型,为进一步勘探和开发丰富的油砂资源提供了有效依据。

准噶尔盆地乌尔禾地区油砂成矿的因素

准噶尔盆地乌尔禾地区丰富的油砂资源主要来源于玛纳斯湖凹陷二叠系烃源岩,这套烃源岩中生成的油气沿着该地区发育的断裂和不整合面向上运聚成藏,并在地表附近由于水洗、氧化、生物降解等作用,原油中的轻质组分不断消耗,最终形成油砂矿。该地区油砂的分布与断裂和不整合面紧密相关,油砂矿体沿断裂和不整合面分布。

泌阳凹陷安棚油田核三段储层裂缝成因、期次及分布研究

根据定向取心、成像测井、常规岩心及薄片资料对安棚油田核三段储层天然裂缝特征进行分析的基础上,通过对20个裂缝充填物的稳定同位素测定,5组样品的声发射实验,结合岩心裂缝特征、地质构造历史等,确定出核三段地层中裂缝为区域性裂缝,以垂直或高角度张性缝为主,成组出现,产状稳定,不受局部鼻状构造控制,确定出裂缝有4个破裂期,主要破裂期为第二期。从岩石力学性质、刚性岩石分布情况和岩(砂)层厚度、构造应力场强度等方面入手,系统地讨论了控制裂缝发育的地质因素。区域应力场强度与裂缝发育程度有密切关系,是影响裂缝发育的主要外因,而岩性、岩石密度和厚度是影响裂缝发育的主要内因。采用构造滤波法、应力场模拟法、主曲率法对研究区Ⅶ、Ⅷ、Ⅸ油组的平面裂缝分布进行了预测和评价。

镇泾地区曙光油田延长组构造裂缝分布评价

根据曙光油田延长组岩心、常规测井等资料,对研究区井剖面中的裂缝发育情况及平面上裂缝的分布情况进行了预测,并对地层中裂缝的参数进行了计算。结果表明,地层中主要有构造成因的垂直裂缝、高角度斜交裂缝及重力卸载作用形成的层理、纹理缝,垂直缝及高角度斜交缝是主要的有效裂缝,裂缝延伸长度大且无充填或充填少量的方解石。由于地层中的有效裂缝主要是构造裂缝,因此采用反映构造变形的主曲率法和构造滤波技术对研究区的构造裂缝发育情况进行了预测评价。研究结果表明:构造轴线、高点、构造鼻隆等变形大的部位且正向构造叠加次数多的区域,裂缝相对越发育。

风城地区白垩系沉积特征及油砂成矿富集规律

通过岩心观察、孔渗分析、含油率分析、薄片鉴定、组分分析等方法,分析风城地区白垩系沉积相及油砂成矿主控因素,得出风城地区油砂成矿的主控因素(砂体展布、断层和不整合面)和风城地区油砂的成矿模式.结果表明:砂体展布主要受沉积相控制;断层和不整合面是油气向上运移的主要通道;油气在近地表的地层中形成生物降解成因的油砂矿.该结果为准噶尔盆地西北缘的勘探提供了理论依据.

准噶尔盆地西北缘白碱滩油砂成矿因素分析

对白碱滩油砂矿区油砂的分布、油源、储集砂体、油气运移通道等成矿因素进行分析。该区油砂主要分布于白垩系吐谷鲁组和侏罗系齐古组,且分布面广、含油率中等;含油层系主要是来自玛湖坳陷中二叠系风城组;齐古组、吐谷鲁组主要为河流三角洲沉积,该环境下形成的良好砂体为油气聚集提供了储集空间;断裂、不整合面作为油气运移通道,控制了油气的运移;并在此基础上建立了符合该地区的"披覆型"、"沥青封堵型"和"上倾尖灭型"3种成矿模式,对今后该地区油砂勘探具有一定的指导意义。

利用BP网络技术预测碳酸盐岩储层孔隙度

利用径向基函数(RadialBasisFunction,RBF)神经网络的原理对储层参数(孔隙度、渗透率)进行了预测,运用有效测井数据和岩心测试资料作为网络模型的学习样本,通过网络的学习、训练,建立了测井解释的RBF神经网络模型。应用此模型定量计算了鄂尔多斯盆地杭锦旗地区多口井的碎屑岩层的孔隙度和渗透率。与用传统的统计方法比较,神经网络的方法显示出了更好的精度和更强的实用性。

苏里格气田盒8气藏气水层测井识别研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8气藏为弹性驱动的河流相低效气藏,储层非均质性强,在开发中普遍见水。根据试采情况将气藏储层分为气层、水层、气水层三类,开展气、水层的测井识别研究。以区内26口井50个射孔层段各层的试油结果作为依据,选出了700个样本点作为判识建模的标本,以声波时差和中子孔隙度等8个原始测井值作为判识变量组合,采用模糊判别分析,建立了各层的判识模型。回判结果表明,模型对气层精度达到97%,水层为89%,气水层为94%。利用未参加建模的出水井射孔段对模型进行验证,判识结果基本符合实际情况,模型具有较高精度。

川西龙门山前上三叠统小塘子组沉积环境、构造含意与含气远景

在实测绵竹汉旺和广元何家湾小塘子组(T_3t)地层剖面的基础上,详细研究了它们的沉积相。何家湾T_3t属浅水环境:滨面砂坝、陆架泥、潮坪和浪控三角洲。汉旺T_3t则以显著的深水相为特征:滨面砂坝,海湾泥、中缓坡水道与滑塌席、三角洲前缘沉积。对汉旺剖面所含黄铁矿结核作了初步研究。T_3t总的说符合富砂泥缓坡的沉积模式。指出汉旺剖面中部的半深水泥岩标志着龙门山活跃的逆冲构造运动,而以上的HST以至须二段下部厚砂体才是构造活动平静期的产物。认为小塘子组底部滨面砂体极具天然气勘探远景。

苏里格气田西区低阻气层成因分析

苏里格气田西区上古生界二叠系的主要含气目的层为盒8段及山1段,而此区域高阻气层与低阻气层共存,运用电阻率难以区分气层与水层,这给测井评价带来很大难度。因此正确认识低阻气层的成因,对准确识别储层中流体类型十分重要。本次研究从沉积背景、储层岩性、储层物性和钻井工程的角度出发,对低阻气层的成因和特点进行了分析,认为粘土矿物分布,泥浆滤液侵入是造成气层低阻的主要因素,而高不动水饱和度是引起该区气层低阻的最主要原因。另外高地层水矿化度,也是造成该区低阻的成因。通过此次研究,其成果可为该区低阻气层的正确识别和评价提供重要依据。

苏里格气田东二区北部盒8段水体分布及主控因素

苏里格气田东二区北部盒8段气藏出水层位多且分散,气田的合理、有效开发难度大。在对储层砂体和水体纵横向对比的基础上,分析了研究区盒8段水体赋存类型及分布特征,并明确了其主控因素。研究区盒8段水体可划分出河道砂体局部边(底)水、河道底部低凹处滞留透镜体水、致密砂岩封隔的透镜体水、孤立砂体形成的透镜体水和致密层残留水5种赋存类型。剖面上,纵向水层多为单个的薄层,横向为孤立的水体或被致密砂岩封隔的水层;平面上,水体分布相对分散,无区域性大面积连片分布的水体。综合分析表明:河道砂体的展布是水体分布的基础;水体分布不受区域构造的控制,在局部独立的气水系统中受局部构造控制,水在构造低部位聚集;储层非均质性使得水体在储层中往往是孤立的,呈透镜状,横向上互不连通。