低品位低碳酸盐砂岩型铀矿石低酸浸出工艺

针对用常规酸法地浸工艺不能经济开采的某低品位、低碳酸盐砂岩型型铀矿石，通过室内工艺试验，提出降低溶浸液酸浓度，在溶浸液ρ（H2SO4）=2—5g/L条件下浸出，浸出率可达到93％以上，酸耗为2—9kg／t；与高酸浓度溶浸液（ρ（H2SO4）=10g／L以上）浸出相比，浸出率相近，而酸耗降低了4．5kg／t以上，有利于浸出液的后处理和开采结束后的地下水复原。该工艺有较好的经济效益、社会效益和环境效益。

裂缝性特低渗碳酸盐岩油藏注烃类气驱油室内实验研究

川中大安寨油田属特低孔、低渗并有裂缝的双重介质油藏，目前主要是衰竭式开发，靠自喷原油采收率只能达到３％～５％。室内实验采用人工造缝的方法模拟地层双重介质系统，在此基础上采用长岩心设备开展不同驱油方式的烃类气驱油效果对比研究，并开展注气压力敏感性试验。结果表明：在裂缝性低渗油藏中，衰竭式开采原油其采收率低，无论注水还是注气均会产生水窜或气窜；单纯注水可适当提高原油采收率，但驱油效率不高；注烃气虽然不能达到混相，但注入压力越高采收率越高。大安寨油藏在目前地层压力下，注烃气比自然衰竭提高原油采收率 ６．２１％，比注水提高３．９１％，效果明显。图３表１参７（郭平摘）

低渗碳酸盐岩油藏储层综合评价方法

低渗碳酸盐岩油藏是中国石油在海外开发的重要油藏类型,该油藏储层微观孔喉结构复杂,与低渗砂岩油藏有明显的差异,急需进行低渗碳酸盐岩油藏储层评价方面的研究工作。在550块低渗碳酸盐岩岩芯测试的基础上,提出了用主流喉道半径、启动压力梯度、可动流体百分数和原油黏度4个参数作为低渗碳酸盐岩油藏储层评价参数。研究表明:不同渗透率的低渗碳酸盐岩岩芯,其喉道半径分布差异显著,全直径岩样的气测渗透率和可动流体百分数有较好的半对数关系;且在相同渗透率条件下,低渗碳酸盐岩岩芯中大部分的喉道半径要比低渗砂岩岩芯小,而可动流体百分数要大于低渗砂岩油藏的可动流体百分数,这与低渗碳酸盐岩储层特点相一致。在此基础上,提出了低渗碳酸盐岩油藏四元分综合分类系数,建立了低渗碳酸盐岩油藏储层综合评价方法。

低渗碳酸盐岩气藏提高采收率技术对策

系统的提高采收率技术对策是改善低渗碳酸盐岩气藏进入开发中后期效果的重要技术手段。针对该类气藏进入开发中后期地质、生产动态以及开发方式上相对于早期的变化,围绕气田挖潜与提高采收率,梳理了该类气藏在面临侵蚀沟槽发育、储层低渗非均质性强、低压低产井多等特征时,剩余储量挖潜、提高储量动用程度和井网完整性评价中的关键技术问题。并在复杂岩溶储层描述、低渗气藏精细动态评价技术的基础上,提出以“沟槽挖潜、井网优化、增压开采、排水采气”为核心的提高采收率技术思路与对策,并将研究成果应用于鄂尔多斯盆地M气田。结果表明:M气田可新增动用储量220.3×108 m3,增产气量303.4×108 m3,提高气田采收率6.8%。研究结果对国内同类气藏的开发与实践具有指导意义。

低渗裂缝性碳酸盐岩储层应力敏感性评价及保护技术研究——以塔里木盆地奥陶系古潜山油气藏为例

在对塔里木盆地奥陶系古潜山低渗裂缝性碳酸盐岩储层地质特征进行分析的基础上,利用人工裂缝岩样进行了应力敏感评价试验。结果表明,试验岩样存在较强的应力敏感性,平均渗透率损失92.48%,裂缝宽度下降76.37%。基于储层应力敏感性试验分析,对目前使用的正电胶钻井液体系配方进行了改进,取得了良好的应用效果。

盐下特低孔渗碳酸盐岩油藏高产带地震预测方法研究(英文)

肯吉亚克油田石炭系油藏属特低孔渗、异常高压碳酸盐岩油藏,它除了具有埋深大,非均质性强,油气成藏控制因素复杂等特点外,其上还覆盖巨厚盐丘,造成盐下地震反射时间和振幅畸变严重,地震成像差、信噪比低和分辨率低,给储层预测工作带来极大困难。如何正确预测油藏高产带分布规律是高效开发这类油藏的关键,本文研究从分析形成碳酸盐岩油藏高产带的主控因素入手,通过井震标定,优选反映碳酸盐岩岩相、岩溶、物性和裂缝的地震属性,结合地震、地质、测井、油藏工程和钻井资料,把盐下特低孔渗碳酸盐岩油藏高产带预测问题分解成构造解释、岩相预测、岩溶预测、物性预测、裂缝预测和综合评价等六个环节。宏观上,通过建立断裂、岩相、岩溶模式,定性预测储层分布有利区带;微观上,通过多参数储层特征反演和多属性综合分析,定量、半定量预测有利储层分布,有效解决盐下碳酸盐岩油藏高产带预测难题,基本搞清本区碳酸盐岩油藏高产带分布规律,为优选有利勘探和开发目标提供依据。文中提出的方法和技术对解决国内外碳酸盐岩油藏高产带预测和其他复杂储层预测问题有借鉴作用。

裂缝性低渗透碳酸盐岩脉冲注水实验研究

在裂缝性低渗透碳酸盐岩油藏,毛管自吸作用使润湿相进入喉道将原油从多孔基质岩块驱至裂缝,在油田开发中,采用脉冲注水方式和合理的开发参数能够有效的利用渗吸作用来改善该类油藏的水驱开发效果,有助于提高石油的采收率。本文通过大量的室内实验研究,分析碳酸盐岩岩芯自然渗吸规律和脉冲注水对注水驱油效果的影响,研究合理的注水参数。川中碳酸盐岩油藏基岩物性差,自然渗吸驱油效率低;脉冲注水比自然渗吸可提高驱油效率0.608～8.916个百分点,提高幅度与脉冲注水压力、注水周期和脉冲次数有关。研究成果对该类油藏合理注水开发方式具有参考作用。

中东低渗透碳酸盐岩油藏多层水驱物理模拟

为研究中东某低渗透碳酸盐岩油藏在不同驱替方式时的渗流机理,提高各类油层的动用程度,开展了3种不同驱替方式的水驱油物理模拟实验。选取2组不同渗透率级别的岩样,针对1-1号和2-1号岩样进行2层合注分采实验,1-2号和2-2号岩样进行分注合采实验,1-3号和2-3号岩样进行常规单层注采实验,并结合低磁场核磁共振技术,分析了不同注采模式时微观孔隙结构的开发效果。实验结果表明,同一注采方式时,不同岩样的含水率和最终采收率差距很大,低渗透层采取合注分采时的采出程度高于单层注采,高渗透层采取单层注采时的采出程度高于合注分采,分注合采时的采出程度相差不大。核磁共振数据还表明,原油主要分布在大孔喉半径范围内,经过水驱之后,动用的主要是大孔喉范围内的原油,小孔喉半径部分内的原油主要是通过渗吸作用得到动用。

低渗孔隙型碳酸盐岩油藏储层改造适应性及优化设计

中东地区低渗孔隙型碳酸盐岩油藏开发潜力巨大,但其储层物性差,渗流能力低,压裂改造是解锁其商业潜能的关键手段,对达成中国石油“高速开采、快速回收”的开发目标具有重要意义。本文针对该类油藏压裂改造方式不明确,改造后单井产能差异较大等开发难题,开展了基于物模实验的合理储层改造方式论证和基于数模模拟的改造方式优化设计。通过真三轴物理模拟实验验证了低渗孔隙型碳酸盐岩储层压裂的可行性,明确了胍胶和滑溜水在压裂裂缝形态上的差异性。使用井下全直径岩心制作岩板,基于支撑剂导流能力实验确定了最佳支撑剂粒径和配比。基于中东某油田S油藏测井数据,建立了典型的地质力学模型和数值模拟模型,以净现值为目标,优化了低渗孔隙型碳酸盐岩压裂施工参数并形成配套施工工艺。研究结果表明:对于天然裂缝不发育或发育较少的低渗孔隙型碳酸盐岩储层,可使用水力加砂压裂进行储层改造,室内岩心压裂改造实验显示,利用滑溜水和胍胶的混合压裂液可形成相对复杂的裂缝形态。相同闭合压力下,支撑剂粒径越大,相应的导流能力越大。70~140目粒径支撑剂在30 MPa闭合压力下其导流能力不足3 D·cm。对于S油藏,当压裂段数为6段、射孔簇数为4簇、每段压裂液340 m、每段支撑剂50 m时,压裂效果最好。现场应用结果显示压裂效果良好。该研究成果对中东低渗孔隙型碳酸盐岩油藏经济高效开发具有一定的指导意义。

低渗碳酸盐岩气藏产水动态规律及开发对策研究--以磨溪气田雷-^(1)气藏为例

识别低渗碳酸盐岩边底水气藏产水动态规律,为该类气藏有效控水防水提供依据,以四川盆地川中地区磨溪气田雷一^(1)气藏为例,开展低渗碳酸盐岩气藏产水动态规律研究。结果表明:气藏产水主要由孔隙可动水、局部封存水和边水构成,其中局部封存水对气藏影响较小。气井生产普遍受到孔隙可动水的影响,几乎没有无水采气期,生产中水气比逐渐增大。气藏中区、东区边翼部位气井受到边水侵入影响。气藏边水沿层均匀侵入,气井距气水界面距离不同,水侵特征也不同。气井距气水界面越近,气井水侵特征出现的越早,水侵越活跃。根据不同产水类型的气井,针对性的提出了控水开发对策。

改善低渗透碳酸盐岩油藏注水开发效果的技术及应用

低渗透的碳酸盐岩油藏的开发,难度系数非常大,为了达到预期的开发效果,需要改善注水开发的状况,优化设计针对低渗透碳酸盐岩油藏的注水方式,提高油藏的最终采收率。由于储层的非均质性严重,岩性比较特殊,给油藏开发带来困难。因此,有必要研究该油藏的最佳开发方式,才能提高低渗透碳酸盐岩油藏的开发效率。

低渗透碳酸盐岩油藏的多侧向注水开发

Saih Rawl油田（阿曼）的Shuaiba石灰岩储层是一个几乎无断层的大面积低起伏构造。渗透率较低（1－10mD），受基质控制。储层含有约90×10^6m^3的轻质油（35° API），油柱高度一般为15－30m。油田的工业生产始于油田有效引进水平井技术后的二十世纪九十年代早期，此时距它的发现已有二十年。如今，油田的面积注水开发中运用了每口井拥有7口分支井的多侧向注水技术。单井在储层中钻穿的裸眼总长度已达11km。迄今，钻穿的生产井的裸眼长度是166km，注水井的裸眼长度是107km。有着167口水平分支井，原油生产水平达到9000m^3／d(60000bbl/d）。原始开发井与其注水分支井之间的井距原先是250m，现已逐渐缩短为60m，但还是符合经济标准。在2000－2001年间，为找到短期和长期意义上的更长远的开发目标，油田回顾了自身的开发历史。在油田内，运用一系列的油藏管理新方法来预测储层对不同开发方案的反应效果。为检测这些开发方案和广泛收集数据，确定出一块监测区，最后开展实验性研究和可行性研究。此次回顾制定了短期和中短期开发活动的投资组合方案，包括加密钻井至井距为40m和在现有的注水井间补钻注水分支井；还识别出油田冀部的开发地区的上盘（油柱下部的15m）；以后将对鱼骨结构式的侧向钻井以及将水反注入现有生产井的措施进行试验，其间计划将波及优化方法，如封水法及再次增产措施法的目标定为采收率达到50％。

成像测井和核磁共振测井在墨西哥南部低孔隙裂缝碳酸盐岩中应用及地层评价

黑西哥南部油田的白垩系地层是深海沉积环境下的碳酸盐岩沉积，但 由于重力和其它多种快速剧烈构造力的作用（如：盐溶的影响），地层序列发生了变化，因而在这个地区形成的构造裂缝碳酸盐岩与原沉积地层序列有很大的差别，因为这个地区的主要生产储层的碳酸盐岩组成。由于裂缝的存在，储层中油气含量及生产能力受到极大的影响。由于地层中岩性（方解石云岩和混和物）和构造（很低的原始孔隙度、封闭和张开的裂缝、复杂的角砾构造及溶洞的存在。）在复杂性，尽管在计算孔隙度、颗粒地层真电阻率方法上有很大的改进，但常规的测井对地层评价仍非常因素，对一口井的产量预测来说，常规测井对地层水饱和度评价也存在着很大的缺陷。这篇文章将介绍的是，在裸眼井中，运用微电阻率扫描成像测井来评价裂缝和确定岩石构造，以及运用核磁共振测井对孔隙度和渗透率计算，从而祢补常规测井的不足，提高原始生产率。油气是通过在碳酸盐岩储层中由于压力作用引起的自然裂缝中或者是在高裂缝和断裂的角砾岩中生产出来的。因而，用这种新的测井方法来确定生产储层也同样适合产量测试。也就是说，在碳酸盐岩沉积序列中，如果能清析的识别和确定出裂缝和微裂缝网存在，那，这些碳酸盐岩储层中的油气产量将有很高的潜在能力。

新型捕收剂RA-92在低品位碳酸锰矿选矿中的应用

微细粒低品位锰矿由于颗粒间的非选择性聚集、浮选药剂用量大、浮选效率低等技术难题而致使其利用困难,造成大量浪费.在品位低于13%的锰矿浮选技术研究中,捕收剂最受关注,前人已研究了多种类型的捕收剂,所得精矿品位在16.9% ～18.3%之间,回收率为56% ～97%,回收率比较理想,但精矿品位总体不高.本文将新型捕收剂RA-92应用于湖南凤凰-花垣地区低品位碳酸锰矿（锰品位为10.7%）的选矿工艺中,实验研究了磨矿细度、pH值、抑制剂和捕收剂用量对浮选效果的影响,在最佳工艺条件下,精矿品位由原矿的10.7%提升至17.4%,回收率达到80.2%.研究表明RA-92对碳酸锰矿具有良好的捕收性能,浮选工艺相对简单且捕收剂用量少,浮选成本较低,可为此种捕获剂在微细粒低品位碳酸盐锰矿选矿中的应用得到推广.

补CO_(2)对高硬低碱水质电化学除硬的增强作用

针对典型高硬度、低碳酸盐碱度的煤气化灰水直接电化学除硬效果差的问题,提出在隔膜法电化学除硬之前预补加CO_(2)来提升除硬效果。实验首先验证了该方法的可行性,然后在不同电流-流量条件下考察了CO_(2)补加量对电化学除硬率、除硬速率、电流效率及能耗的影响。结果表明,补加CO_(2)能明显提升除硬效果,在5 A-5 L/h电流-流量下,当补加CO_(2)使总无机碳含量接近总硬度时,除硬率提升至60%左右,电流效率提升至50%,除硬速率提升至470 g/(m^(2)·h)(以CaCO_(3)计),去除单位质量CaCO_(3)的能耗降至13.5 kW·h/kg。同比例降低电流-流量可进一步降低能耗,同时电流效率仍稳定在50%,但除硬速率也同比例降低。固定流量(5 L/h),进一步补加CO_(2)使pH=5.57,并提升电流至10 A,除硬率增至80.6%,但能耗增加明显。因此,合理调控CO_(2)补加量和电解电流是提升灰水电化学除硬效果的关键,后续研究可关注提升隔膜离子导电性、电流效率或加速垢晶析出,以降低能耗、提升设备性能。

利用水平井进行碳酸盐岩油藏的随钻动态研究与应用

以塔里木油田英买力潜山油藏为研究对象,开展碳酸盐岩岩性油藏水平井动态可行性研究及实践。介绍了所研究水平井的技术要求、主要技术手段及建立油藏应考虑的问题。结果表明在油田开发中,利用水平井钻井技术进行低孔低渗裂缝-孔洞型碳酸盐岩油藏开发潜力大,尤其在调整井、老井侧钻和滚动开发井的部署中均起着关键性作用,可以实现少井高产、油田高速高效开发,较大幅度增加泄油面积、提高单井产量、增加可采储量、提高油藏采收率。

保护缝洞性碳酸盐岩储层的钻井液技术

塔里木盆地玉北地区储层损害机理主要表现为碱敏程度中等偏强,储层水锁损害严重。针对以上损害机理,通过加入理想充填暂堵剂、无荧光仿沥青和超低渗透成膜剂,形成了钻井液优化配方,其高温高压滤失量可降至小于12 mL,岩心渗透率恢复值可达85%以上,达到储层保护的要求;建立了暂堵剂粒度分布与储层裂缝宽度上限值之间的匹配关系:当缝宽上限小于150μm可使用超细碳酸钙;当储层缝宽上限值大于150μm之后,应使用超低渗透成膜剂和无荧光仿沥青。玉北5井和玉北9井的现场试验表明,所使用的优化四开钻井液性能优良,井浆的岩心渗透率恢复值达到87%以上,对储层的保护达到预期效果。

直觉模糊MABAC法在低渗碳酸盐岩气藏有利区优选中的应用

低渗碳酸盐岩气藏地质构造和储层特征复杂,数据获取和解释的不确定性较高,导致有利区优选的难度较大。提出了最优最劣法(BWM)赋权下的直觉模糊MABAC(多属性边界近似区域比较)法低渗碳酸盐岩有利区优选模型。首先,根据低渗碳酸盐岩地质特征、生烃能力和储气能力等信息,建立综合考虑低渗碳酸盐岩成藏的地质条件、施工条件的综合评价指标体系;然后利用BWM方法确定各关键评价指标权重,同时考虑多个因素对不同的油气田的影响并掌握因素之间的优先级关系;最后,利用直觉模糊信息替代精确信息,建立改进的直觉模糊多属性决策模型,对低渗碳酸盐岩气藏开发有利区进行优选。利用10个碳酸盐岩气藏区块进行实验,结果表明:剩余动态储量、有效储层厚度等因素表现良好的C区块为最优。对碳酸盐岩气藏开发有利区块按照整体距离的值进行降序排序,结果为:C区>I区>H区>A区>D区>G区>J区>E区>F区>B区。将提出的直觉模糊MABAC法与现有方法进行对比,并结合数值模拟结果分析,验证了该方法的有效性和合理性。

CO_2用作低渗透裂缝性气藏储气库垫层气的扩容分析

低渗透碳酸盐岩气藏在开发后期为了提高气井产量,经常采用加压开采和水力压裂等技术,导致储层被水侵且含有大量微裂缝。因此,当CO_2用作低渗透裂缝性气藏储气库垫层气时,如何快速有效地注气驱水扩容和制定气水边界稳定运移的控制策略就成为低渗透气藏改建地下储气库扩容的关键问题之一。为此,建立了双重孔隙介质储层中注CO_2驱水的气水两相渗流的数学模型,以国内某裂缝性气藏改建的地下储气库为研究对象,主要分析了边缘气井注CO_2驱水扩容的气水界面的运移规律,并讨论了CO_2溶解、井底流压、注气流量、微裂缝参数等因素对储气库扩容时气水界面稳定性的影响。结果表明:(1)储气库采用"多注少采"的方式扩容时,扩容速度在第5周期达到最大值,随后逐渐降低;(2)CO_2在水中溶解度随储层压力而变化的特性有利于储气库扩容时气水边界的稳定;(3)定井底流压和定流量扩容时,适当地增大井底流压和中心区域气井的注气流量能有效提高储气库的扩容速度;(4)在高渗透率区域和裂缝—基质渗透率比值较大的储层区域,应适当地降低注气流量,防止因渗流过快造成气水界面的指进现象,同时应通过观察井严密监控气水界面的运移,以防止气体从边水突破逃逸或高渗透带见水或水淹。该研究成果为我国应用CO_2作为低渗透裂缝性气藏储气库垫层气的驱水扩容提供了技术和理论支持。

塔中地区深层低丰度碳酸盐岩有效烃源岩评价及其对油气藏贡献

热演化程度较高、有机质丰度偏低的碳酸盐岩烃源岩的有效性及其对油气藏的贡献评价正成为影响我国深层碳酸盐岩油气勘探的一个关键性问题.以塔中地区为例,通过有效烃源岩TOC下限确定、有机质丰度的测井响应和影响因素分析,建立了碳酸盐岩烃源岩判别标准,研究了低丰度（TOC≤0.5%）烃源岩的地化和地质特征,利用物质平衡数值模拟法和生烃潜力法评价了低丰度烃源岩对油气藏的相对贡献.结果表明：未成熟、成熟、高成熟和过成熟阶段的碳酸盐岩有效烃源岩TOC下限分别是0.50%、0.30%、0.20%和0.15%;碳酸盐岩烃源岩测井响应与泥质烃源岩的测井响应有相同点也有差异,其中自然伽玛、声波时差和弹性参数响应特征相同且与TOC关系较好;烃源岩有机质丰度主要受沉积环境、岩石颜色、岩性的影响.低丰度烃源岩的厚度为24-500m,占地层总厚度的37%左右,是高丰度烃源岩厚度的1.54-5.92倍.根据排烃量、有效排烃量、可供聚集烃量和可供资源量评价,低丰度烃源岩对油气藏的相对贡献分别为32.6%、27.4%、30.7%和29.6%,在理论研究和资源评价中不可忽略.