多年冻土区石油污染土物理性质、石油迁移及修复现状

随着多年冻土区石油资源的开发,石油污染问题日益严重。本文概述了多年冻土区石油污染土的物理性质和修复技术,以及石油污染物的迁移规律和模型。通过回顾相关研究发现:①在微观结构上,多年冻土区石油污染土平均孔隙度没有变化,但孔径增大,孔隙数量减少,各向异性程度降低。②土壤受到石油污染后,其导热率和冻结温度会显著降低,从而减少了土壤冻结成冰的分凝量和冻胀量。③位于多年冻土上部活动层的石油随冻融循环调控水分而发生迁移,而低渗透率的多年冻土层是有效阻止石油垂直迁移的天然屏障。④现有的石油迁移模型可分为两类:一是非水相流体在多孔介质中的渗流模型,二是非水相流体在多孔介质中的浓度分布模型。多年冻土区石油迁移模型的建立受多种因素的影响,特别是要考虑多年冻土区特殊的气候条件,如低温、淋滤和冻融循环等。⑤多年冻土区石油污染土壤的修复技术包括物理、化学和生物修复。其中,物理修复是应急首选,快速高效但成本较高;化学修复效果明显,但易造成二次污染;生物修复经济环保,但在多年冻土区受到诸多限制,且时效性长。总体而言,由于多年冻土区的石油污染场地的复杂性和多变性,单一的修复技术往往难以解决污染问题,联合使用物理、化学和生物修复方法是未来重要的发展趋势。

冻融循环作用下土石混合体水-热-变形相互作用过程研究

冻融循环作用显著影响土石混合体的水-热-变形相互作用过程及力学特性。基于此,本文开展了单向冻融循环作用下土石混合体水-热-变形相互作用及无侧限抗压强度试验。通过单向冻融循环装置对30%砾石含量的土石混合体进行了4次单向冻融循环试验,每次循环根据设定的温度变化曲线持续168小时,模拟实际自然环境中冻结和融化的周期。同时,利用微机控制电液伺服万能试验机开展了未冻融和冻融循环后试样的力学特性测试,并探讨了冻融循环对土石混合体微观结构劣化机理的影响。研究结果表明:单向冻融循环对试样内温度、水分和变形有显著影响。冻融循环过程中土石混合体的融化速率大于冻结速率,试样在冻融循环过程中存在着体积未冻水的迁移和重分布。第一次冻融循环对土石混合体变形影响最为显著,试样的净变形随着冻融循环次数的增加先增大后趋于稳定。此外,反复的单向冻融循环改变了试样的孔隙结构。冻融循环后试样的抗压强度和变形模量分别减小了45.31%和60.92%,其衰减幅值随着冻融循环次数的增加而降低。

冻土水热力耦合研究现状及进展

开展冻土水热力三场耦合研究对解决寒区工程问题具有重要的理论指导意义。归纳了冻土水热力耦合的理论基础,认为目前的水分迁移驱动力假说仍然不能很好地解释水分迁移现象,分凝冰的形成机制及判据仍需进行深入的研究。分类和评价了常见的正冻土水热力耦合模型,发现流体动力学模型虽然能够很好地描述水热迁移现象,但未考虑非连续冰透镜体;而较复杂的刚冰模型虽然考虑了冻结缘内水热迁移耦合现象,但是参数众多;热力学模型从微观角度描述了冻土水热力并考虑孔隙吸力,但仍存在参数众多的问题。同时,对预融膜理论在冻土水热力耦合问题中的应用进行了分析和展望,认为可以借助预融膜理论对冻土水热力耦合中的能量、水分迁移驱动力以及迁移速率等进行描述。最后,基于冻土水热力三场耦合研究现状及存在的问题,提出了冻土水热力耦合研究的总体构想:研究与实际情况相符同时适用于稳态及非稳态的通用数学表达式,开展冻土物理学各个参数的动态变化研究,纳入非饱和土体在冻融过程中的水热力相互作用研究,实现水热力在真正意义上的耦合,同时,加强预融膜理论在大尺度、陆面过程以及水热边界等方面的应用研究。

不同养护条件下钢纤维混凝土力学性能试验研究

钢纤维混凝土是在普通混凝土中掺入乱向分布的短钢纤维所形成的一种新型复合材料。基于试验,研究分别在水和质量浓度为5%的NaCl溶液2种养护条件下,不同钢纤维掺量的混凝土试件在一定养护时间内的抗压强度及轴压应力-应变曲线。试验结果表明,混凝土抗压强度随养护龄期的增长而增大,相比在5%NaCl溶液中养护,在水中养护的钢纤维混凝土抗压强度更高。总体来说,混凝土在掺入钢纤维后抗压强度降低,但延性更好,能有效阻止混凝土内部微小裂缝的扩大延伸及大裂缝的生成,在一定程度上证明掺入钢纤维对混凝土抗氯盐侵蚀有利。

冻结硫酸钠粉质黏土强度与本构模型研究

为了研究冻结硫酸钠粉质黏土的变形规律和强度特征,在1 MPa围压下,对-2、-6、-10℃三组温度下不同硫酸钠含量的粉质黏土进行负温三轴剪切试验研究。基于实验数据,计算了冻结硫酸钠粉质黏土的切线模量,研究了轴向应变与偏应力的非线性关系,推导了试样的p-q平面强度准则,提出了冻结硫酸钠盐粉质黏土强度公式,建立了含参数的冻结含盐粉质黏土的修正Duncan-Chang本构模型,并拟合了相关参数,验证了模型精度及适用性。结果表明:试样的偏应力在应变后期趋于稳定,处于向应变硬化过渡的阶段,切线模量E随含盐量的增加呈现先减小再增大再减小的变化规律,切线模量E变化幅度较小,p、q呈明显的线性关系,在0℃至-15℃温度范围内,修正Duncan-Chang本构模型对含盐量小于2.5%的冻结硫酸钠粉质黏土强度具有良好的预测效果。

用硅钙复合堵剂提高采收率

薄层底水油藏水驱条件下的剩余油易形成U型分布,注入水在驱油过程中逐步下移到底水中,降低了驱油效率。向注入水中加入合适的化学剂使之与地层水中含量较高的钙镁离子反应,逐渐形成一套较低渗透率的作用带,引导注入水逐步向U型水淹区的上部驱动,以达到提高采收率的目的。利用底水模拟装置,模拟了硅钙复合堵剂SCAP与地层水中钙镁离子反应形成低渗透带的可行性,从而提高薄层底水油藏的原油采收率。

薄层底水油藏底水锥进控制可视化研究

常规底水油藏采用射孔建立底水隔板控制底水锥进。针对薄层底水油藏的底水锥进提出了不射孔建立底水隔板的方法。该方法通过冻胶型选择性堵剂的选择性注入和由工作液与原油的密度差而产生的重力分异作用形成隔板,控制底水锥进。在隔板建立中,选择性堵剂、高密度盐水和过顶替液起了重要作用。通过可视化物理模拟形象直观地表达了薄层底水油藏不射孔建立底水隔板控制底水锥进的过程。现场应用证明,该方法可以解决陆梁油田的薄层底水油藏底水锥进问题。

陆梁油田薄层底水油藏控制水锥技术研究

提出了一种不重新射孔建立底水隔板封堵底水层的新方法，该方法充分利用了水基堵剂的选择性封堵作用和由工作液与原油的密度差而形成的重力分异作用，通过在油水交界面附近形成底水隔板来控制水锥发展。该方法主要使用了高密度盐水、隔板液和过顶替液3种工作液。对不同工作液的使用性能进行了试验研究和理论分析，确定了施工工艺。采用这种新方法在陆梁油田薄层底水油藏试验了81：3井，有效率达到100％，截至2005年8月底，累积增油2622t，降水4968m^3，含水率下降幅度为11．3％～38．4％。直接投入产出比为1：2．3508。现场试验结果说明，该方法是一种值得推广的新技术。

2区复合油藏水平井试井模型与实例解释

目前关于复合油藏水平井不稳定试井理论与应用研究很少见,针对这一问题,建立了水平井2区复合油藏不稳定试井模型,研究了一种利用拉普拉斯变换、分离变量及特征函数与特征值法等现代数学分析方法对模型进行求解的新方法,获得了拉普拉斯空间中不稳定试井井底压力表达式。利用数值反演,编程绘制了标准的试井分析样版曲线,并分析了2区复合油藏井底压力动态响应特征。不同的外边界条件具有不同的外边界特征响应,对顶定压或底定压边界,压力导数曲线在早期迅速下掉,不能反映出2区复合油藏的复合特性。对顶、底均为封闭边界,样版曲线明显反映出油藏的2区复合特性。实例分析结果表明,该模型可以用于2区复合状油藏水平井的不稳定试井解释,为油田开发生产服务。

土体冻融特征研究现状与展望

冻土中水分迁移是导致土体冻胀的关键因素,而研究水分迁移及其驱动力的核心问题是要充分理解未冻水含量与温度、基质吸力等变量之间的关系,这些关系可充分体现土体在冻融过程中土水变化特征.长期以来,对土体冻融特征的研究采取的是与非饱和土力学中的土水特征类比的方法进行,结果也证明了二者存在一定的相似性.但是冻土中因冰-水相界面作用产生基质吸力与融土中水-气相界面作用产生基质吸力的机理并不完全相同,而由于相变等其他作用产生的冻融滞后效应与融土中孔隙"墨水瓶效应"等引起的滞后效应机理也有区别.针对这些机理性的不同,还需要做大量的研究工作才能真正揭示土体的冻融特征.通过对目前土体冻融特征方面研究进展和存在问题的归纳总结,笔者认为今后在这方面还需深入开展如下研究:建立适合各类土壤冻融特征的一般预测模型,使得在缺少数据条件下能快速获取所需土样的冻融特征;研究土体在冻融和干湿变化过程中存在的类似性及区别,对冻融过程中存在的滞后效应机理给出合理的解释;提升冻融特征变量的测试技术水平,研发高精度的相关仪器设备.

透镜状薄层底水油藏水平井开采技术研究——以陆梁油田为例

陆梁油田陆9井区呼图壁河组油藏为特殊的低幅度薄层边底水油藏。未动用储量,大多分布在透镜状薄层带边底水的小砂体中,油层平均厚度小于3 m,油水关系复杂,直井开采难度大,效益差。通过精细解剖含油单砂体、细分流动单元、准确识别纯油层和低阻油水同层等,开展了水平井开采先导试验,进行了精确的井眼轨迹控制、水平段合理长度、布井方式与注采井距等研究,初步形成了一套适合这类油藏的水平井开采技术,对油层跨度800 m范围内不同油水关系、不同地质特征的未动用储量,整体优化部署水平井104口,建产能40×104 t,储量动用程度由51.8%提高到82.6%.

准噶尔盆地玛东斜坡百口泉组岩性油气成藏特征——以陆梁油田YB4井区为例

针对近年准噶尔盆地玛东斜坡百口泉组岩性油气藏成藏机制及分布规律不清的问题,运用层序地层学与沉积相成因理论,精细剖析了YB4井区已发现油气的成藏特征与条件。揭示该区百口泉组油气藏主要为上倾尖灭岩性型,主要受控于“发育上倾尖灭的扇根河道或辫状河道砂体”、“上倾方向有泥石流封堵”、“上覆有高水位泥质盖层”和“下倾方向有沟通油源的断层”4个基本因素,其中“泥石流封堵”和“高水位泥质盖层”是其成藏的关键控制因素。该上倾尖灭岩性油气藏主要分布于百口泉组水进体系域上部的百二段顶部与百三段底部,是今后玛东斜坡区主要找油目标。

确定特殊的薄层底水油藏水体规模的方法

根据特殊的地质和水动力学特征,对常规物质平衡方程进行了改进。将烃类和油层下伏的底水视为油藏分系统,含油区外的水体视为水体分系统,建立适合薄层底水油藏的物质平衡方程;应用常规的边水侵模型,通过生产动态资料线性化处理确定水体大小。同时建立了包括水体在内的三维底水油藏数值模型,并进行了数值模拟对比研究。两种不同方法预测的底水体大小基本一致,表明采用改进的物质平衡方程和常规边水侵模型,确定该类特殊底水油藏水体大小的方法是可行的,并具有简便、实用等特点。

准噶尔盆地陆梁油田超薄层低阻油藏水平井开发技术

针对准噶尔盆地陆梁油田陆9井区呼图壁河组多层系单砂体刻画难度大、低阻超薄油层识别难度大、水平井实施风险大等诸多开发难点,综合应用地质学、测井、油藏工程、地质建模、录井、水平井地质导向等多学科理论和技术,以砂层组为单元建立了低阻油层电性识别标准,刻画并落实了多层系超薄油层展布形态,结合数值模拟研究成果,确定了水平井开发部署参数,按照"新老直井分注+水平井采油"的方式进行了整体开发部署。通过超薄层水平井精细设计及实施优化,实现了水平井轨迹精确控制。在29个超薄层低阻油藏成功实施57口水平井,平均油层钻遇率达到90.4%,平均单井初期日产油为13.0 t/d,建成产能12.4×10~4t/a,取得了显著效果。该技术的成功实施可为同类油藏的开发提供技术参考。

陆梁油田低幅度中高渗薄层底水油藏井网调整方式

针对陆梁油田下白垩统呼图壁河组中高渗、低幅度、薄层底水油藏,充分利用密集的穿层井和2008—2012年位于注采井间的穿层井常规测井水淹层解释资料,建立了精细油藏地质模型和数值模拟模型。较好地处理了泥、钙质薄夹层规模及延伸方向和油水过渡带问题,获得了满意的生产动态历史拟合,模拟结果与实际水淹位置、厚度较吻合。准确地确定了薄层底水油藏剩余油分布和水驱规律,提出了薄层底水油藏合理优化的井网调整方式,为后续水驱体系改善、提高水驱效果及采收率奠定了基础,对类似油藏开发研究具有重要参考价值。

准噶尔盆地陆9井区J_2x_4油藏井间动态连通性

油田开发后期,油、水井间连通关系随开发条件改变而呈现"动态"变化规律。采用多元线性回归思想,提出了一种基于油、水井生产动态的油藏连通性反演方法。在准噶尔盆地陆9井区J2x4油藏的应用结果表明,井间连通关系可划分为各向均匀连通型、单向连通型、线状连通型和单井突进型等4种类型。其中,单向连通型和单井突进型注水井组所占比例较大,反映了油藏非均质性特点;对于边底水活跃油藏,注、采井间连通性越好,地层能量越可以得到有效补充,越可有效抑制边底水入侵。

提高薄层底水油藏注入水存水率室内研究

针对薄层底水油藏的注入水沿水平高渗透孔道易窜至油井和沿垂直高渗透部位进入底水层的问题,提出了提高薄层底水油藏注入水存水率的方法。该方法的原理是沿高渗透层建立层内隔板和沿油层与底水层界面建立底水隔板。为了建立层内隔板和底水隔板,研究了清洗液、密度调整液、隔板液和过顶替液4种工作液。并设计了清洗隔板液通道、局部提高底水密度、注入隔板液、过顶替和关井侯凝等施工工艺。通过合理选择工作液和建立施工工艺,可使层内隔板和底水隔板在一次施工中同时完成。隔板的建立由可视化物理模拟形象证实。

油藏滚动勘探开发的实践与经验——以准噶尔盆地石南21井区为例

准噶尔盆地石南21井区头屯河组油藏继2004年建成产能56．49×10^4t以后，利用测井、三维地震、试油试采和动态分析等多种资料开展了为期4年的油藏地质研究。查明了砂体变化规律、断层产状，确定了物源方向，精确识别了沉积微相，精细刻画了储集层、隔夹层及流体的三维空间分布，评价了薄层生产能力，修正了油藏油水界面。经4年的油藏滚动勘探开发，使含油面积、石油地质储量有了大幅提高。

薄互层砂岩储层非均质性对油气分布的影响——以陆9井区K_1h_2~6油藏为例

在三角洲前缘沉积背景下,砂体呈薄互层特征,形成较强的储层非均质性,并对原始油气的充注产生重要控制作用。以陆梁油田陆9井区K1h26三角洲前缘油藏的宏观非均质及油气分布的关系为例,分析油藏岩心观察、测试和测井等资料,分别精细刻画沉积微相、隔夹层、砂体形态和韵律性等4个方面的非均质特征;利用储层非均质性综合指数,总体表征储层属性在空间上的差异性分布特征,建立综合指数和油气分布的关系。结果表明:油藏顶部稳定隔层和砂层良好的空间配置关系使油气发生优势充注和聚集;沉积微相成因的局部储层质量差异控制油气在砂层内的分布,在整体砂体发育好、物性特征好和夹层频数少的东部井区,非均质性综合指数较高,含油性普遍好。

低渗高饱和岩性油藏高效开发技术——以石南21井区为例

准噶尔盆地石南21井区头屯河组油藏为低渗透率高饱和度岩性油藏,油层单一、储量丰度低、持续稳产基础差。在开发过程中利用油藏精细描述技术、数值模拟技术和油藏工程方法,逐步深化油藏地质认识和开发规律,不断优化开发方案及实施配套增产措施,提高水驱开发效果。油藏自2004年投入大规模开发,2005年产油量达到百万吨并连续稳产6年,截至2010年12月,区块采出程度达21.01%,采油速度在3%以上,实现了高速、高效开发。