热液成矿系统构造控矿理论

构造对成矿的控制是热液成矿系统的典型特征之一,系统剖析多重尺度控矿构造的几何学、运动学、动力学、流变学和热力学对认识矿床成因和预测找矿至关重要;而如何实现控矿构造格架、渗透性结构、成矿流体通道和矿化变形网络由静态到多尺度时-空四维动态的转变,查明流体通道和矿床增量生长过程与控制因素,揭示热液成矿系统的构造-流体耦合成矿机制和定位规律是亟待解决的关键科学难题。为此,我们在对已有相关成果系统梳理的基础上,提出了科学构建热液成矿系统构造控矿理论的基本要点与对应方法及应用范畴:(1)流体而非构造是构造控矿理论的中心,热液系统的流体流动与成矿作用受控于断裂带格架及其渗透性结构,其中渗透率是将流体流动与流体压力变化联系起来理解控矿构造的核心;(2)不同控矿构造组合的关键控制是构造差应力和流体压力的大小,而矿化类型的变化可能是由于构造应力场引起的容矿构造方位的不同和赋矿围岩之间的强度差异所致;(3)流体通道的生长始于超压流体储库上游围岩中孤立的微裂隙沿流体压力梯度最大的方向、随裂隙发育且相互连结而形成新的长裂隙,并最终连通形成断裂网络内的流体通道,矿床的增量生长发生在高流体通量的短爆发期,断层反复滑动驱动其内流体压力、流速和应力快速变化,当由此诱发的流体通道生长破坏了流体系统的动态平衡时,随之而来的流体快速降压就成为金属沉淀成矿的关键驱动因素;(4)以热液裂隙-脉系统野外地质观测和构造-蚀变-矿化网络三维填图为基础,通过宏观与微观各级控矿构造相结合、地质历史与构造应力分析相结合、局部与区域点-线-面相结合、浅部与深部相结合、时间与空间相结合、定性和定量相结合,对各种控矿因素开展多学科、多尺度、多层次、全方位综合研究,是应遵循的基本原则;(5)通过构造-蚀变-矿化网络填图,将蚀变-矿化体与控矿构造的类型、形态、规模、产状和间距等几何学特征联系起来,利用热液裂隙-脉系统和断裂网络拓扑学及矿体三维几何结构分析等定量方法查明控矿构造格架和渗透性结构并揭示矿化变形网络的连通性与成矿潜力;(6)合理构建地质模型,选取合适的热力学参数和动力学边界条件,利用HCh和COMSOL等方法,定量模拟成矿过程中的流体流动、热-质传递、应力变形和化学反应等的时-空变化,是揭示构造-流体耦合成矿机理和定位规律、预测矿化中心和确定找矿目标的有效途径。进而提出了构造控矿理论的研究流程:聚焦构造-流体耦合成矿机制和定位规律这一关键科学问题,选择热液裂隙-脉系统和构造-蚀变-矿化网络为重点研究对象;通过几何学描述、运动学判断、流变学分析、动力学解析和热力学综合,厘定控矿构造格架,定位矿化中心,示踪成矿流体通道和多种矿化样式的增量生长过程及其关键控制,揭示渗透性结构的时-空演变规律及构造再活化与成矿定位的成因关联,建立构造-流体耦合成矿模式,服务新一轮战略找矿突破。以胶东焦家金矿田为例,开展控矿构造理论研究和成矿预测应用实践,证实了其科学性和有效性。

颅底骨折患者脑脊液漏护理效果分析

分析颅底骨折脑脊液漏患者临床实施护理干预的效果。选取灵山县人民医院神经外科收治的80例颅底骨折脑脊液漏患者作为研究对象,随机将患者分为对照组和观察组。对照组行常规护理,观察组行护理干预,比较组间护理效果,以此探讨护理干预的有效性。结果显示,与对照组比较,观察组患者各项临床指标优于对照组,护理舒适度和护理满意度高于对照组(P<0.05)。研究发现,临床针对颅底骨折脑脊液漏患者开展针对性护理干预,可以明显缩短患者临床指标康复时间,提高患者的舒适度和满意度,可于临床推广。

耐高矿化度压裂液体系研究进展

综述了高矿化度采出水配液时存在的问题,分析了高矿化度采出水对常规压裂液体系性能的影响机理,同时对近年来耐高矿化度水基压裂液体系的性能特点和应用情况作出总结,提出了滑溜水速溶粉剂减阻剂体系是未来耐高矿化度压裂液的一个重要研究方向。

中低温淡水基压裂液在海上油田的应用

渤海油田Q-3井为一口探井,储层深度3 020~3 045 m,油藏温度104~110℃,地层压力系数0.99~1.11,目的层测井综合解释孔隙度为11.0%~11.5%,渗透率为2.2~2.6 mD,为低孔特低渗储层,泥质含量约为15.6%~16.7%。所在海域水深约10 m,海水浊度高,过滤效率低,如果采用海水配制压裂液,无法满足供液排量需求,因此提出采用中低温淡水基压裂液体系。本文针对该井储层特征,考虑施工时环境温度,开展溶胀性、防膨性能、耐温耐剪切性、破胶性能等实验,压裂液各项性能指标均达到行业标准且满足施工要求,并在渤海油田得到现场应用。

强封堵防塌型水基钻井液体系室内制备及其应用

选取目标区块进行了储层水化行为特性分析,提出了一种强封堵防塌型高性能水基钻井液体系。优选了封堵剂、降滤失剂、抑制剂与润滑剂为关键处理剂,对其流变性、封堵性、抑制性、润滑性、抗温性以及井壁稳定性进行了实验评价,并进行了现场应用测试。结果显示:基浆、3.0%磺化沥青及5%碳酸钙三者组合可实现体系滤失量最低,3%SAP+6%PAH+0.5%HB降滤失效果最佳,6%PEG和5%FH6为抑制剂与润滑剂。配制的水基钻井液体系滤失量几乎为0,页岩滚动回收率为96.99%,可以很好地起到井壁防塌稳定的效用,综合性能与油基钻井液体系相差不大。现场应用测试过程中高温高压失水量低至3.9 mL,钻井固相质量分数仅为5.29%,极压润滑系数显著低于非测试井,验证了该水基钻井液体系的实用性。

免混配海水基聚合物压裂液流变性研究

通过反相乳液聚合制备了一种速溶耐盐稠化剂,并搭配湛江海水、乙二胺四亚甲基膦酸螯合剂及有机锆交联剂,制得了免混配海水基聚合物压裂液,分析了该压裂液的流变学性能。结果表明,所用稠化剂的临界缔合浓度为0.8%,利用其配制的基液具有较高的结构强度,剪切恢复性能良好。该压裂液用于35750 mg/L的矿化度水,适宜交联温度为100℃,且在150℃以170 s-1的速率剪切2 h后,黏度值仍能保持在50 mPa·s以上。经过高温交联后,压裂液的结构强度更高,黏弹性更为显著。

裂缝性地层油基钻井液用堵漏材料的研究进展

油基钻井液漏失后不仅经济损失较大,而且影响钻采进度,甚至会对环境造成一定污染。油基钻井液相较于水基钻井液更易发生漏失,现场应用中因缺乏专用于油基钻井液的堵漏材料常造成封堵效果不佳。针对裂缝性地层因承压能力不足易发生钻井液漏失的问题,从地层承压能力强化机理出发,阐述了地层承压能力对于控制钻井液漏失的重要性以及堵漏材料在提高承压能力中所起到的关键作用。对油基钻井液用堵漏材料包括桥接、吸油膨胀聚合物、聚合物凝胶、复合、树脂基以及无机胶凝等堵漏材料的特点、堵漏机理以及适用条件等方面进行了综述,并对不同类型堵漏材料的优缺点进行了一定总结。指出了现有地层承压能力强化机理与堵漏材料所存在的不足,并对其未来的研究方向进行了展望。

耐高温海水基压裂液聚合物稠化剂流变性能

为明确聚合物稠化剂分子量、功能单体种类及含量等参数对海水基压裂液流变性能的影响,选用分别具有强电解质单体2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸(AMPS)或可抑制酰胺基水解单体N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)的超高分子量聚合物,研究了聚合物溶液的流变性能。对具有超高分子量及不同AMPS含量的5种聚合物进行了聚合物交联冻胶耐温耐剪切性能研究。实验结果表明,具有超高分子量及较低AMPS含量的聚合物黏弹性更好,具有超高分子量及高AMPS含量的聚合物在高温下耐剪切性能更好,具有超高分子量及NVP基团的聚合物在海水中增稠能力更好,具有高AMPS含量的聚合物耐温耐剪切性能更好;具有超高分子量(分子量不低于2×10^(7))、适宜的水解度(20%~23%)、低AMPS含量(3%~8%(w))的聚合物,更适于作为耐高温海水基压裂液稠化剂。

滴定法测定压裂返排液中的硼含量

压裂过程产生大量复杂的压裂返排液,处理这些液体颇具挑战。硼,一种微量元素,以硼酸和硼酸盐的形式存在于水溶液中,对生态环境有潜在影响。精确测量压裂返排液中残留硼的含量对于消除其负面影响、促进处理后液体的再利用具有重要意义。本研究采用甘露醇酸碱中和滴定法,结合甲基红-溴甲酚绿及酚酞乙醇混合指示剂,对压裂返排液中的硼含量进行测定。实验结果显示,实际样品的加标回收率为99.60%~100.50%,标准偏差约为1%,表明该方法准确可靠。

水基压裂液增稠剂研究进展

增稠剂是水基压裂液的主要添加剂之一,其优异的性能在很大程度上决定了压裂液的性能,而增稠剂大致分为天然植物及其改性增稠剂和高分子增稠剂,前者对自然环境的危害较小,后者可用于不同地质条件下压裂液的现场混配。重点介绍了天然植物改性增稠剂、微生物多糖和聚合物增稠剂的性能,并对各类增稠剂进行了综述,为该领域的后续研究提供理论依据。

油基钻井液与地层流体重力置换实验研究

碳酸盐岩地层连通性较好,多发育裂缝溶洞型地层,经常发生重力置换式溢流,溢流与漏失并存,难以处理。在一些区块中,由于油与油基钻井液发生重力置换溢流,常导致钻井液密度降低,无法平衡井底压力,造成恶性溢流事故。为了及时处理溢流事故,实现安全钻井,需要掌握油与油基钻井液发生地层重力置换的机理,从理论出发指导现场处理重力置换溢流。因此,基于自主研制的井筒-裂缝-地层重力置换实验装置,开展重力置换实验,证明了重力置换现象的存在;配置油基钻井液,开展油基钻井液与油重力置换实验,发现由于地层原油与油基钻井液发生反应,会导致油基钻井液密度与粘度明显下降,导致油基钻井液无法平衡井底压力,影响钻井进程,实验对现场处理重力置换溢流具有指导意义。

超深致密砂岩气藏应力敏感性实验研究

超深致密砂岩气藏储层地质条件特殊、工程作业复杂,建井及生产阶段极易遭受严重的储层损害,储层裂缝应力敏感性损害是超深致密气藏的重要损害形式。以塔里木盆地超深超致密砂岩气藏为研究对象,针对裂缝岩样,开展原状裂缝岩样、重复加载/卸载应力变化路径及钻井液、酸液处理后的裂缝样品的应力敏感性损害实验评价。实验结果显示:超深致密砂岩原状裂缝应力加载过程应力敏感系数介于0.36~0.72,平均0.56,敏感程度中偏强;应力卸载过程介于0.18~0.62,平均0.44,敏感程度中偏弱;循环加载过程中,裂缝渗透率有持续降低的趋势,且有效应力降低后渗透率恢复率极低;油基钻井液处理后致密砂岩裂缝应力敏感性系数介于0.57~0.58,酸液处理后裂缝应力敏感性系数增至0.64~0.69。分析认为,钻井液固相侵入以及工作液处理造成的致密砂岩杨氏弹性模量和抗压强度降低、泊松比增加是工作液加剧裂缝应力敏感性损害的主要机理,敏感性分析显示杨氏模量变化较泊松比变化对裂缝应力敏感程度的影响更显著。研究成果对超致密气藏工作液优选及合理生产压差的制定具有一定借鉴意义。

非常规油气藏水基压裂液流变、携砂与破胶性能实验研究

滑溜水压裂液替代瓜尔胶压裂液并应用于非常规油气压裂液已取得巨大成功,但常规滑溜水压裂液携砂性能较差这一缺点无法得到有效的解决。因此,在常规滑溜水的基础上,提出了粘度可调的变粘滑溜水体系。为了明确瓜胶压裂液、常规滑溜水压裂液和变粘滑溜水压裂液三种体系之间的差异,本文系统性评价与比较了三种体系的流变、携砂与破胶性能,并结合非常规油气藏储层特征与开发技术难点,分析三种体系之间存在的优缺点。研究表明:相较于瓜胶压裂液和常规的滑溜水,变粘滑溜水在兼顾了增粘与携砂性能的基础上,也表现出了良好的破胶性能及低残渣含量的特点。此外,它还具备一定的减阻性能,使其成为未来常规压裂液体系的主要潜在替代产品。本研究为其他研究非常规油气藏水基压裂液技术的科研人员提供一定的借鉴。

耐温水基聚合物压裂液制备及性能评价

针对低渗油藏水基压裂液体系进行了实验研究,通过室内性能评价测试优选了耐温水基聚合物压裂液体系配方,结合红外光谱及热重分析等微观手段对其结构、热稳定进行了分析,利用室内评价实验测定了其流变性、携砂性、返排防膨性及滤失性等相关特性,并在油田现场进行了先导性试验。压裂液主体配方(质量分数)为:0.2%~0.8%HPAM稠化剂、1.0%B3黏土稳定剂、0.1%~0.3%M2破胶剂、0.3%G6助排剂、0.2%TB破乳剂及0.02%~0.06%FS交联剂。微观测试结果表明其具备优良的热稳定性。压裂液破胶残渣远低于其他体系,对于黏土质量分数大于18%的岩屑防膨率可以达到88%。压裂液体系不需要额外降滤失剂的添加,对储层的伤害程度相较于胍胶体系压裂液可降低超过10%。

新型油基压裂体系制备及对储层损伤的研究

针对传统压裂体系因耐温性差和滤失性不足而对储层损伤较高的问题,提出一种新型油基压裂液的制备,并以传统水基压裂液和传统油基压裂液为参照,对新型油基压裂液的性能进行考察。实验结果表明,新型油基压裂液表观黏度为122.5mPa·s,表观黏度降低至50mPa·s以下的温度为135℃,渗透滤失系数为1.654×10^(-4)m·min^(-1/2),初始滤失量为1.97×10^(-4)m^(3)·m^(-2),滤失速度为0.428×10^(-4)m^(3)·(m^(2)·min)-1,对岩层的伤害率仅为4.2%;在一定温度条件下,新型油基压裂体系的破胶液黏度低于5mPa·s,满足现代油田现场70℃的破胶要求;破胶后,残渣量较少,可以明显改善压裂液污染地层的情况,对低孔和低渗地层有很好的应用效果。

超长水平段油基钻井液技术在威204H47-10井的应用

位于川中威远区块的威204H47-10井是一口水平段长达3210 m的页岩气开发井,在超长水平段的钻进过程中会钻遇泥页岩层及裂缝带,易出现泥页岩水平段垮塌、裂缝性漏失和井眼清洁难度大等问题。针对这一系列问题,本文通过优选出油基钻井液处理剂形成了一套具有强封堵性的油基钻井液体系,同时针对龙马溪组页岩易脆性地层及裂缝带制定了相应的防塌、防漏技术措施,具体配方为:白油+20%~25%盐水(CaCl2质量体积为20%~30%)+5%HYOZ+1%~2%HYOL+1%~2%TYODF-101+2%~3%HFLO+1%~2%FHXS+5%CaO+重晶石。威204H47-10井的顺利完钻表明,优选的油基钻井液体系和采取针对性防塌、防漏技术措施能在保障超长水平段安全钻进的同时提质增效,可为威远区块、甚至川渝片区超长水平段的钻进提供参考。

海上大规模压裂地面流程设计及研究

海上低渗油田已经成为增储上产主要领域,大规模压裂能实现低渗储层的彻底改造,但海上压裂作业面临着面积小、泥浆池容积有限、设备能力有限等难题,经过多口井海上压裂作业实践,将压裂流程区分主流程、备用流程,并区分高压及低压区域。加上使用海水基压裂液搭配连续混配施工工艺,优选快速变粘海水基压裂液,节省存放压裂液的甲板空间,在多台压裂泵泵注下,对地层进行压裂。为保障安全顺利高效压裂作业实施,低压区设置供液备用流程,尽量减少变径接头及弯头的使用以降低地面管线的振动,同时在方井口与压裂井口四通间设置应急排砂管线,应对在压裂泵注过程中出现的复杂情况,形成一套海上大规模压裂连续混配海水基压裂液技术,为海上大规模压裂地面流程设计提供参考。

南海东部古近系低渗储层压裂作业实践

南海东部古近系储层探明地质储量大,是南海东部增储上产的重要接替力量,但古近系储层物性差,常规措施无法实现有效开发。为此,针对古近系储层实施了水力压裂试验,取得了一些认识:针对海上生产井复杂的井身结构及生产状况,论证了不同的压裂方式,最终采用预置管柱分段压裂方式;针对低渗储层大斜度定向井压裂,形成了“多段塞+低排量+低砂比+大砂量”的工艺设计思路;根据海上作业条件及储层物性,优选并成功应用了海水基压裂液体系;针对海上平台特殊的作业环境,形成了生产平台压裂及拖轮压裂作业方法,可为后续海上压裂作业提供良好的借鉴。

压裂液技术研究新进展

压裂已经广泛应用于增产当中,压裂液的性能在作业中起到至关重要的作用,压裂液存在着破胶难,污染环境,污染储层,抗温抗盐性能差的问题。为此,在研究大量文献的基础上,回顾了压裂液技术的发展和现状,总结了适合不同地层条件的国内外压裂液新技术,以及现阶段存在的问题,展望了未来的发展方向。研究结果表明,目前仍是以聚合物增黏剂为主的水基体系,并且研究出了抗高温清洁压裂液、微束聚合物压裂液、无聚合物压裂液以及新型原油基压裂液等等。水基压裂液残液五步处理法,在现场应用效果明显。残渣、破胶性能、相容性、水锁伤害是储层伤害的主要原因。压裂液将主要朝着地层伤害小、抗温抗盐、地层适应性强、环境友好的方向发展。

粘弹性表面活性剂基压裂液的研究与分析

粘弹性表面活性剂基压裂液(VES压裂液)作为环保压裂液在国内外油田的应用已经取得良好的效果,对储层无污染,且能提高充填层导流能力。论述了粘弹性表面活性剂基压裂液的体系组成、主要特点和压裂机理。该压裂液及剪切稳定性、零伤害性、自动破胶性和低滤失性于一体,在油田具有广阔的应用前景。特别是纳米技术的应用,进一步优化了VES压裂液体系,使该压裂液也适应于干气气藏。介绍了VES压裂液在国内外的研究进展,提出了其应用的优越性和存在的不足。