纳米SiO_(2)强化CO_(2)地质封存页岩盖层封堵能力机制试验

页岩为CO_(2)盐水层地质封存常见盖层岩石类型,强化盖层封堵能力有利于提高CO_(2)地质埋存量和安全性。为探究随CO_(2)混注纳米SiO_(2)(SNPs)强化盖层封堵能力的有效性和可行性,对CO_(2)地质封存页岩盖层样品开展原地条件下的超临界CO_(2)酸蚀反应试验,基础组为页岩样品-地层水、对照组为页岩样品-地层水+超临界CO_(2)、优化组为页岩样品-地层水+SNPs+超临界CO_(2),并采用核磁共振测试、场发射扫描电镜可视化观测、X射线衍射测试和岩石力学试验,探究CO_(2)酸蚀反应前后的页岩孔隙结构、表面形貌、矿物成分及力学性质特征。结果表明:优化组的大孔孔隙分量及孔隙度和渗透率增大幅度低于对照组;与对照组相比,优化组黏土矿物与碳酸盐岩矿物相对含量损失少,表明随CO_(2)混注SNPs可使岩样内部酸蚀作用减弱;SNPs在岩石端面吸附聚集或进入岩心孔喉,可使优化组页岩样品力学性能损伤程度降低;随CO_(2)混注SNPs有利于强化CO_(2)盐水层地质封存盖层封堵能力。

亏空层水泥塞封堵能力实验研究

水泥塞是油气井隔离储层或其他含流体地层的一道重要屏障,水泥浆能否有效封固多个不同渗透率地层,亟须开展实验研究确认,以指导弃井精细化设计。通过自主设计实验方法与装置,模拟常规水泥浆、韧性水泥浆以及膨胀水泥浆在3~10 MPa压差作用下分别进入75×10^(-3)、300×10^(-3)、750×10^(-3)、2 000×10^(-3)μm^(2)不同渗透率地层的情况。实验结果表明:不同水泥浆类型、不同渗透率地层、在不同压差条件下挤水泥,水泥浆只能在井壁形成滤饼,不能进入地层。通过将该研究成果应用于亏空层弃井及固井设计中,现场作业按设计顺利施工。该实验研究成果为指导亏空层弃井及固井精细化设计提供了依据。

泡沫封堵能力试验研究

借助岩心驱替流程试验 ,研究了含油模型水驱之后注泡沫、复合泡沫及聚合物驱后注单一泡沫、复合泡沫的泡沫体系封堵能力 ,结果表明 ,单一泡沫驱在水驱残余油条件下 ,难以形成有效的封堵 ,而复合泡沫体系在各种残余油条件下均能形成有效的封堵调剖能力 ,证明复合泡沫体系是一种性能良好的调剖驱油剂。

泡沫封堵能力影响因素实验研究

按照均匀设计的实验方法进行了12组室内泡沫封堵实验,利用回归分析法,得到了泡沫的阻力因子和残余阻力因子与地层渗透率、气液比、注入量、注入速度和稳泡剂质量浓度5个因素的经验公式。研究结果表明,该公式具有较高的准确性,误差小于13%;渗透率和气液比是影响泡沫封堵能力的最主要因素,随着渗透率和气液比的增加,泡沫的封堵能力均呈现先增加后减小的趋势;泡沫封堵窜流通道的能力较弱,在气液比为1:1时可达到最好的封堵效果;泡沫注入后,岩心中气相饱和度迅速升高,在后续注水阶段,气相饱和度降低,但存在一定幅度的波动,注入6倍孔隙体积的水后,岩心中气相饱和度仍维持在45%左右。

含油污泥调剖剂封堵能力研究

油田含油污泥主要来源于油水井井场、联合站沉降罐等,对油区环境具有较大的危害性,其处理问题一直困扰着各个油田。本文在分析辽河油田锦一联合站含油污泥组成成分和固相颗粒含量的基础上,采用流变仪和岩心实验方法研究了含油污泥中乳化液及固相颗粒的封堵能力,给出了污泥调剖剂中所加颗粒的粒度和浓度范围。

胶质气体泡沫的起泡性能及封堵能力研究

为揭示稳泡剂黄原胶(XG)对胶质气体泡沫(CGA)性能的影响规律及胶质气体泡沫的封堵行为特征,在高速(3500 r/min)搅拌下用起泡剂(甜菜碱表面活性剂)和XG制备了胶质气体泡沫,研究了XG浓度对CGA起泡性能、黏度和泡沫粒径的影响,考察了CGA对均质、非均质填砂管的封堵性能。研究结果表明,随XG浓度增大,CGA待起泡液黏度、CGA低剪切速率黏度和泡沫析液半衰期增加,起泡体积降低。XG质量浓度为6 g/L、表面活性剂质量浓度为4 g/L时,CGA的析液半衰期为46 h,起泡体积为345 m L,低剪切速率黏度大于40 Pa·s。XG浓度相同时,CGA平均直径随静置时间延长而增大;静置时间相同时,CGA平均直径随XG浓度增加而降低;CGA粒径膨胀速率随XG浓度的增加而变缓。CGA拥有较厚的液相保护外壳,不存在Plateau边界,稳定性较高。CGA溶液对均质及非均质模型均有较强的封堵作用,封堵均质、非均质填砂管的最大驱替压力分别为7.52和7.89 MPa,CGA可显著改善地层非均质性,封堵调剖能力较强。

压力对泡沫驱封堵能力及气泡大小的影响

空气泡沫驱油工艺中,泡沫对孔喉的封堵能力主要受气泡尺寸大小的影响。通过室内驱替实验研究了压力对空气泡沫渗流过程中的封堵能力和气泡大小的影响。实验装置为自制可视化填砂管模型,实验用起泡剂为有效浓度为0.5%的ZY起泡体系。在不同压力下,用精密压力表测定填砂管首尾测压点(p1和p4)和填砂管中间的两个测压点(p2和p3)压力数值;p2和p3之间相距1m,距填砂管首尾两端距离都为0.5m。结果表明:①泡沫的封堵能力与压力成正比,压力越大,泡沫产生的阻力系数越大,封堵能力越强;压力为0.1MPa、5MPa和10MPa时,泡沫产生的阻力系数分别为48、58和70。②气泡的直径与压力成反比,常压(0.1MPa)时,气泡平均直径约为7.38μm;压力为5MPa时,气泡平均直径约为5.46μm。③压力为5MPa时,气泡与孔喉的匹配性比常压(0.1MPa)时更好。

阴阳离子微线团封堵能力实验研究

针对低渗油藏,阴阳离子微线团交替注入有很好的封堵能力。通过室内岩心驱替试验,研究了单一注入阴离子微线团,单一注入阳离子微线团,阴/阳离子微线团交替注入,阳/阴离子微线团交替注入的封堵性能。研究结果表明:单一注入微线团与不同顺序的微线团交替注入对封堵能力有着显著的影响。其中阳/阴离子微线团交替注入在中高渗条件下能够形成有效的封堵能力,起到增加高渗透层流动阻力的作用,两个轮次封堵率可达到87.72%,具有良好的封堵作用,并有较好的耐冲刷性能。室内试验研究表明,可提高原油采收率达28%。

可控自聚集胶体颗粒对特低渗透非均质油藏的封堵能力及适应性评价

为研究可控自聚集胶体颗粒(CSA胶粒)对特低渗透非均质油藏窜流通道的封堵能力及其注入量变化对油藏开发效果的影响,利用人造均质柱状岩心和非均质板状岩心开展调堵-水驱渗流实验和调堵-天然能量开采模拟实验。依靠自主研发的边底水油藏天然能量开采模拟实验装置,实现了室内实验对目标油藏实际开发动态特征的相似性模拟,明确了CSA胶粒注入量对控水、增油、保压、提高采收率和启动基质剩余油的影响。实验结果表明,平均粒径为0.5μm的CSA胶粒针对目标油藏条件兼具较好的注入性和较高的封堵强度;增加CSA胶粒注入量有助于控制油藏水窜、提高低渗透基质波及效率、提高采油速度和降低油藏压力衰减速率,对延长油井稳产期、提高油藏采收率效果明显,但当CSA胶粒注入量超过某一临界值时,继续增加其注入量并不会明显改善油藏开发效果。对于目标油藏,其适宜的注入量为0.3倍窜流通道孔隙体积倍数,此时油藏采收率可达到32.43%。由此可知,特低渗透非均质油藏调堵工艺需要选用适宜的调堵剂和适度的注入量。

碳中和背景下的CO_(2)地质封堵能力评价参数研究

如何达成"碳达峰""碳中和"目标,是构建"绿色、低碳、可持续"高质量发展新格局的重要支撑。本文综合利用铸体薄片和扫描电镜等实验手段对封堵层的岩性、物性、孔隙特征、突破压力等参数进行分析,最后从微观和宏观两方面对封堵能力进行了评价。研究表明:研究区长4+5油层组主要以含泥岩屑长石粉砂岩和含泥极细粒岩屑长石砂岩为主,黏土矿物含量高;孔渗物性差、排驱压力高、孔喉半径比大,属于中高排驱压力-微喉道型;突破压力介于7.92~12.5 MPa,突破压力高且长;封堵层厚度介于20~30 m,综上所述表明研究区封堵层具有很好的封堵能力,能够实现有效的封堵。通过此研究,对于鄂尔多斯盆地CO_(2)的地质封存选址有一定的借鉴意义。

直径1016 mm的O形圈封堵长输管道快速封堵器的制造结构及封堵能力研究

针对管道施工中封堵管口时的成本高、封堵时间长等缺陷,研制了一种采用O形圈进行封堵的长输管线快速封堵器。介绍了快速封堵器的结构及封堵原理,并用直径1016 mm规格的封堵器在管段进行封堵试验。结果证明当管段内气压小于0.023 MPa时,管段内严密性良好。当管外部压强小于0.23 MPa时,焊接盲板管段保持良好,能够满足长输管道施工过程中临时封堵管口的要求。

岩心表面润湿性对化学选堵剂油水封堵能力的影响分析

所谓岩心,就是指地质勘探工作者为了工作的需要,采用环形的岩心钻头以及其他的取心工具,把圆柱形的岩石样品从孔中取出来。本文将从以选用阳离子聚丙烯酰胺类选堵剂,展开具体的模拟实验,重点探究在其他条件不变的情况下,岩心表面不同的润湿性对化学选堵剂封堵油水能力的影响。

1016mm管道球状双封封堵器的结构设计及封堵能力

针对传统悬挂式封堵器的被动封堵模式难以一次成功封堵的缺陷,研制了一种球状双封封堵器。该封堵器具有球状一体化设计,在球形中部放置两个可通过液压缸压缩的密封胶筒,由此实现对管道的主动封堵。设计了用于1 016 mm管道的球状双封封堵器的结构,并对球状双封封堵器的封堵能力进行了分析。结果表明:球状双封封堵器在介质压力为10 MPa的1 016 mm管道中,封堵机构内置的驱动液压缸提供20 MPa的载荷时,密封胶筒的最大封堵能力可达13.93 MPa,能满足压差10 MPa的要求,可以实现一次性成功封堵,因而提高了工作效率,使管道封堵作业的安全性更高。

断层封堵能力评价方法分析

在调研大量文献的基础上,对断层的封堵机制进行了总结分析,并针对5种常用的断层封堵能力评价方法,从各种方法的原理出发,综合分析其优缺点及适用范围。通过比较分析认为:每种评价方法都有其局限性,需要根据该地区具体地质情况综合运用多种方法。开展断层封堵能力定量评价研究的前提是首先要实现上下两盘岩性对接,断层涂抹因子法是目前最为成熟也是应用最广泛的断层封堵性能定量评价方法。

冻胶泡沫体系封堵性能评价

将聚合物ZWP与交联剂DY-1复配成冻胶体系,加入一定浓度起泡剂GX和氮气,形成冻胶泡沫体系,评价了冻胶泡沫体系的封堵性能。冻胶泡沫体系配方为ZWP(0.3%)+DY-1(0.3%)+GX(0.6%),成冻后注入冻胶泡沫的岩心进行正向水驱时的封堵能力大于进行反向驱替的岩心的封堵能力,且冻胶泡沫体系对油水层具有选择性。通过对不同体系的封堵能力对比,相同渗透率及注入速率下,冻胶泡沫的封堵能力最强。

珠江口盆地断层封堵特征及其影响因素

珠江口盆地在南东—近南北向拉张应力的作用下形成了北西、近东西和北东向3组断层,其中以正断层为主,正、反向正断层共存。断层两盘的毛管压力差与油气排替压力的关系决定了断层的封堵能力,不同性质的断层在流体运移过程中的作用不同,同一断层在不同时期对流体的控制作用也不同。对珠江口盆地断层的形成机制、发育特征、断面内部结构和应力状态进行了研究,对珠江口盆地断层封堵的特点及其影响因素进行了综合分析。结果表明,封堵盘泥岩含量是断块构造封堵成藏的主要因素,同时断层的断距、起伏状态、走向、倾角、活动时间及次生后期断层均对断层的封堵能力有一定的影响。

纳米石蜡乳液封堵材料的合成与性能评价

采用乳状液转换点法(EIP法)和乳化剂在油中法相结合,以Span80、Tween80为复合乳化剂,并加入乳化助剂疏水缔合羟乙基纤维素(HMHEC)制备出性能稳定的纳米石蜡乳液。其中,复合乳化剂的HLB值为10.5,浓度为11%,乳化助剂HMHEC浓度为0.6%,纳米乳化石蜡乳液平均粒径在65 nm。制备的纳米石蜡乳液稳定性良好,静置24 h的纳米石蜡乳液沉降稳定性良好,24 h的沉降率在5%左右。与常用钻井液处理剂的配伍性实验结果表明,抑制剂NH4-HPAN和增黏剂XC会使纳米石蜡乳液粒径增大,超过100 nm;纳米石蜡乳液与其他钻井液处理剂的配伍性良好。封堵实验结果表明,纳米石蜡乳液对页岩级泥饼孔隙具有良好的封堵能力,封堵率可以达到92.59%,封堵效果优于无机纳米封堵材料氧化锌和碳酸钙。

泥页岩微裂缝模拟新方法及封堵评价实验

目前泥页岩微裂缝模拟方法较多,但都存在一定局限性,且不能真实模拟高温高压下泥岩与钻井液接触后水化分散过程。针对该难题,在对平滑钢块模拟法、砂床封堵实验法、劈裂岩样人造裂缝模拟法和透明钢化玻璃模拟法进行分析的基础上,采用干法钻取取样岩心以获得标准岩心柱,对岩心柱进行造缝,并在岩心缝面垫上不同厚度的锡纸,模拟宽度为10~100μm的微裂缝;将岩心柱放入夹持器中,与动态失水仪相连,可形成一套泥岩微裂缝封堵能力评价装置。介绍了封堵评价实验装置的组装和实验操作步骤,及其功能和优点,给出了微裂缝缝宽的推导公式,并通过精确测量数据换算出了等效裂缝宽度。室内实验表明,该微裂缝模拟方法有精度高、重复性好等优点。研究结果表明,该方法及评价装置不仅能模拟泥页岩与外来液相接触后的水化分散、膨胀等过程,还能真实模拟井底高温高压条件下钻井液对微裂缝的封堵情况,为深入研究微裂缝的封堵机理、封堵材料优选及钻井液配方优选提供可靠的实验方法和数据支撑。

可动凝胶的封堵性能及其对渗流规律的影响

可动凝胶在油田稳油控水中具有重要应用,可动凝胶的封堵行为及其对油水渗流规律的影响对于油田的高效开发具有重要意义。为此,用常规岩心驱替流程进行了可动凝胶对岩心的封堵性能实验及可动凝胶对油、水单相渗流的影响实验。实验结果表明:对于渗透率低于2200×10-3μm2的岩心,可动凝胶的有效封堵能力在90%以上;油水在可动凝胶封堵的岩心中单相渗流呈现非线性渗流特征,油相启动压力低于水相启动压力,油相渗流能力大于水相渗流能力;油水在可动凝胶封堵的岩心中两相渗流特征也发生变化,两相区范围变窄,油水渗流能力变差,油相相对渗透率恢复明显高于水相,说明可动凝胶对水相的封堵远大于对油相的封堵,可以稳定油相,控制水相。

断层封堵性分析技术在东辛地区的应用

东辛地区 60 %以上的油藏类型属于复杂断块油气藏 ,因此进行断层封堵性研究具有重要意义。在简述断层封堵机理及封堵模式的基础上 ,根据东辛地区特点 ,针对主应力断层封堵模式、岩性配置断层封堵模式和泥岩滑抹断层封堵模式 ,详细论述了判断断层封堵能力的方法 ,形成了一套断层封堵性分析技术 ,并在永