U型毛细管电极电渗流数值模拟研究

为研究U型毛细管电极内电渗流(EOF)对微纳米颗粒表面Zeta电位测量结果的影响,以U型毛细管电极为基础,通过数值仿真分析了毛细管电极内部EOF启动机制及高频交变电压对其抑制机理。结果表明,当毛细管电极施加直流电压,壁面EOF在管壁面压力梯度作用下产生回流,启动时间为毫秒(ms)级别。当施加高频交变电压时,高频率交变电场阻碍了EOF的启动,在壁面处产生局部振荡流。随着频率的增加,毛细管EOF受到抑制作用更为强烈。相比其他波形,三角波电压对EOF具备较好的抑制作用,局部振荡流的幅度范围更小。研究对颗粒Zeta电位检测和微流控电动流动的精准控制具有借鉴意义。

用声波时差研究泥岩盖层毛细管封闭能力

通过泥岩排替压力与孔隙度及孔隙度与声波时差之间关系的分析 ,建立了泥岩排替压力与声波时差之间的定量函数关系。根据此关系 ,利用声波时差可获得大量的排替压力信息 ,据此不仅可以研究泥岩盖层毛细管封闭能力的剖面变化特征 ,而且还可以研究泥岩盖层毛细管封闭能力的平面变化特征。通过泥岩排替压力与声波时差之间的函数关系 ,利用声波时差资料较容易地确定泥岩盖层毛细管封闭能力形成时期 ,结合烃源岩的大量排烃期可以判断泥岩盖层毛细管封闭油气的有效性。塔里木盆地的实例应用结果表明 。

徐家围子断陷CO_2气毛细管封闭特征及其对成藏的控制

研究了徐家围子断陷登二段泥岩盖层发育特征 ,根据烃类气体、CO2 气体之间与水界面张力的关系 ,建立了一套评价CO2 气毛细管封闭能力的方法 ,并预测了徐家围子断陷登二段泥岩盖层毛细管封闭CO2 气的能力 ;根据空间分布特征和毛细管封闭特征 ,综合评价了徐家围子断陷登二段泥岩盖层 .结果表明 ,登二段泥岩盖层质量控制着徐家围子断陷CO2 的成藏与分布 ,整个断陷大部分地区有较强的封盖能力 ,局部地区为中等或差的封盖能力 .

乌尔逊凹陷主要成藏期大一段盖层的毛细管封闭性

在分析乌尔逊凹陷大一段盖层发育特征的基础上,研究了其目前毛细管封闭特征,结果表明,整个凹陷具有好的毛细管封闭能力,有利于目前游离相油气的聚集和保存.在古埋深恢复的基础上,利用排替压力与埋深之间的关系,预测了乌尔逊凹陷主要成藏期(伊敏组沉积末期—青元岗沉积早期的排替压力,确认整个凹陷具有好的毛细管封闭能力,这即是南二段能获得多口工业油气井的重要原因.

页岩自封闭性与页岩气保存的微观机理研究

为加快页岩气的勘探开发,围绕页岩自封闭性阐述了页岩气保存的微观机理。页岩层系的自封闭能力主要与其纳米喉道为主的低连通性、束缚水赋存引起的低速扩散和毛细管力封闭、埋藏条件下沿层方向的突破压力有关。基于页岩孔隙形态以及连通性分析表明,页岩有机孔以纳米喉道为主,连通性差且具有明显的滞留效应,同时顶、底板及页岩层系内部多套相对致密的封隔层叠置,有利于形成纵向自封闭。结合束缚水对基质孔隙流动能力及突破压力的实验和分子动力学模拟分析,揭示束缚水赋存使得页岩基质孔隙有效扩散能力显著下降,并可形成高的毛细管力,从而对储集于有机孔隙中的气体形成有效封闭。研究中构建了渗透率—突破压力演化关系,揭示深埋条件下页岩沿层方向层理缝有效闭合可形成高的突破压力封闭,抬升阶段相对弱的挤压环境沿层方向仍可以保持较高的封闭能力,有利于页岩气保存;而强挤压改造导致层理缝开启并沟通开启性断裂面,导致保存能力失效并使得页岩气发生较大规模的散失。该研究利用实验和分子动力学模拟等手段获取的认识,进一步阐述了页岩气保存的微观机理,可为复杂构造区海相页岩气勘探提供指导。

黏土岩的成岩作用对毛细管封闭能力的评价——轮南地区石炭系泥岩为例

利用温度、时间、压实、黏土矿物的组成等成岩作用影响参数,构建成岩指数。通过对黏土岩的成岩指数与泥岩的排替压力的良好的相关关系,实现黏土岩盖层的封盖能力评价。特别是对毛细管压力封闭能力的评价。该方法在塔里木轮南地区石炭系泥岩段的应用表明,成岩指数与排替压力之间具有较高的线性相关性,这可以说明从成岩阶段(成岩指数)的拟合来预测毛细管压力封闭能力是有效的。这样可以避免大量的压汞试验就实现对泥质岩盖层毛细管封闭能力的评价,值得推广应用。

准噶尔盆地中部超压封闭层的岩石学特征与封闭机理

本文依据准噶尔盆地中部地区钻井地层压力实测数据,勾画出该区超压顶界面的空间分布形态以及超压封闭层的厚度;重点阐述了2口钻井超压封闭层的岩性构成、成岩作用机理和岩石学与岩石物性特征;通过对比研究,探讨了封闭层的封闭机理。研究表明该区超压顶界面为一个向南倾斜的曲面,横向上可穿过不同的地层层面。超压封闭层由一组砂泥互层的碎屑岩组成,厚度约166～250m,砂岩含量大于50%。砂岩封闭层已达到晚成岩 A_2亚期阶段,自生高岭石、石英次生加大和碳酸盐胶结作用发育,主要与中下侏罗统煤系烃源岩成熟演化过程中排出的大量有机酸溶解铝硅酸岩及其自生矿物有关。封闭层砂岩为致密储层,渗透率<1.0md、孔隙度<10%,由于其内发生了天然气充注,气毛细管封闭成为封闭层的主要封闭机理。

矿物组成及孔隙结构特征对川东南五峰组-龙马溪组页岩封闭能力的影响

目前关于页岩对页岩内部页岩气的封闭能力的研究报道还很有限,缺乏对无机矿物组成及孔隙结构特征如何影响富有机质页岩的毛细管封闭能力的认识。通过选取川东南地区五峰组及龙马溪组的总有机碳(TOC)含量在4%左右的页岩,控制有机质性质(含量、类型及成熟度)近似,综合使用目前最常用的页岩孔隙结构测试方法(低压氮气、二氧化碳吸附法及高压压汞法)来测定其孔径分布特征,并采用场发射扫描电子显微镜直接观察其孔隙形态,此外还测定孔隙结构特征具有代表性的页岩的排替压力。实验证实页岩的孔体积及孔径分布特征直接控制毛细管封闭能力,大介孔(10～50nm)及宏孔具有较好的连通性,使页岩的渗透率得到升高,进而降低页岩的毛细管封闭能力。页岩的无机矿物组成影响页岩的孔隙结构特征,进而通过孔隙结构特征影响页岩的毛细管封闭能力。页岩的无机矿物组成主要影响页岩的大介孔及宏孔的发育,对微孔发育的影响很小。最终表现为较高脆性矿物含量的页岩具有较小的毛细管封闭能力。本研究为定量研究页岩矿物组成及孔隙结构特征对其自封闭能力的影响提供了可靠的实验证据。

盖层厚度对封闭能力控制作用分析

盖层厚度是评价盖层的一个重要参数。盖层厚度虽然与盖层封闭能力之间没有直接关系 ,但在很大程度上却控制着盖层的各种封闭能力。从理论和油田实例两方面阐述了盖层厚度与其各种封闭能力之间的关系 ,认为盖层厚度与毛细管封闭能力、压力封闭能力和浓度封闭能力之间均为正相关关系 :盖层厚度越大 ,毛细管封闭能力越强 ,压力封闭能力越强 ,浓度封闭能力越强 ;

海拉尔盆地乌尔逊凹陷大下段泥岩盖层的封闭性

通过确定海拉尔盆地乌尔逊凹陷声波时差与泥岩排替压力、声波时差与泥岩孔隙流体压力之间的函数关系,利用大量的声波时差资料研究了该区域泥岩盖层毛细管封闭和压力封闭能力.研究结果表明:该地区泥岩盖层有着纵横向上的封闭性特征;纵向上排替压力和过剩孔隙流体压力高值区一般出现在大下段地层;横向上乌北地区排替压力高、过剩孔隙流体压力低,排替压力高值区出现在西北部;而在乌南地区,排替压力低、过剩孔隙流体压力高,过剩压力高值区集中分布在东部,且明显高于乌北地区.

声波时差在研究非均质盖层综合封闭能力中的应用

为了利用声波时差资料研究非均质盖层毛细管综合封闭能力,在盖层毛细管封闭机理及影响因素分析的基础上,首先利用实测泥岩排替压力与声波时差之间的关系建立了求取实际地层中泥岩排替压力的公式;然后再利用砂岩和泥岩排替压力之间的关系,推导了求取砂岩排替压力的公式。通过砂、泥岩排替压力和砂、泥岩在非均质盖层中所占厚度的比值,利用串连原理建立了非均质盖层毛细管综合封闭能力的研究方法。将此方法应用于松辽盆地北部徐家围子地区登二段非均质盖层毛细管综合封闭能力的研究.结果表明.该地区泥岩盖层具有良好的毛细管综合封闭能力.对天然气的聚集保存十分有利。

盖层封闭CO_2气与CH_4气的差异性分析

在盖层封闭天然气机理及影响因素分析的基础上,对盖层对CO_2气和CH_4气封闭的差异性进行了研究。结果认为:盖层对CH_4气的毛细管封闭作用强于其对CH_2气的毛细管封闭作用;CO_2气的扩散作用强于CH_4气的扩散作用,但二者的扩散方向有所不同,CH_4气的扩散方向总是由地下至地表,而CO_2气只有在近地表或地下深处扩散方向是向上的,在二者之间扩散方向应是向下扩散的;CO_2气对盖层微渗漏空间的愈合能力比CH_4气对盖层微渗漏空间的愈合能力差。

泥质岩盖层各种封闭能力的影响因素

在分析泥质岩盖层各种封闭机理的基础上，对各种封闭能力的影响因素进行了分析，认为压实成岩程度越高，厚度越大，次生黄铁矿，方解石、蒙脱石和伊利石含量越高，泥质岩的毛细管封闭能力越强。成岩程度低时，粉砂含量越高，泥质岩盖层的毛细管封闭能力越弱；成岩程度高时，粉砂含量越高，泥质岩盖层的毛细管封闭能力越强；欠压实程度越高，厚度越大，泥质岩盖层的封闭能力越强。

泥岩盖层封闭游离相天然气的演化特征及其意义

为了研究泥岩盖层对游离相天然气封闭性演化,在泥岩盖层对游离相天然气封闭机理研究的基础上,对其封闭性形成、演化及其意义进行了探讨.结果表明:正常压实泥岩盖层对游离相天然气仅具有毛细管直接封闭能力,具有异常孔隙流体压力泥岩盖层对游离相除有毛细管直接封闭能力外,还有异常孔隙流体压力的间接封闭作用;正常压实泥岩盖层对游离相天然气毛细管直接封闭性演化不具有阶段性,而具有异常孔隙流体压力泥岩盖层有毛细管直接封闭、毛细管直接封闭和异常孔隙流体间接封闭,以及毛细管直接封闭3个演化阶段.研究泥岩盖层对游离相天然气封闭性演化,不仅可确定游离相天然气的封闭作用类型和预测封闭性演化,还可研究封闭游离相天然气的有效性.

我国主要含油气盆地盖层封闭特征

在分析我国几个主要含油气盆地盖层宏观封闭特征和微观封闭特征的基础上,对盖层的封闭特征进行了总结,认为:泥质岩和蒸发岩是其主要岩性,半深湖一深湖相是其形成的主要环境,厚度大是其共同特点;这种盖层不仅具有较强的毛细管封闭能力,而且大部分具有压力和浓度封闭能力,综合封闭天然气的能力强,是这些盆地天然气大规模运聚成藏的重要条件。

水合物层下伏游离气渗漏过程的数值模拟及实例分析

海洋环境中天然气水合物层是理想的毛细管封闭层,游离气被抑制在水合物层下,游离气层的气体压力随气体聚集和气层厚度的增加而升高,当气压超过封闭层的毛细管力时,游离气会克服毛细管进入压力、刺入上伏封闭层孔隙空间,毛细管封闭作用随之消失,从而形成水合物下伏游离气向海底的渗漏.通过对该过程进行的数值模拟计算表明:渗漏气体是以活塞式驱动上伏沉积层中的孔隙水向海底排出,水合物稳定带内流体渗漏速度随水流柱高度的减小而增加,当水流阻抗大于相应沉积层段的静岩压力时,沉积层将转变为流沙,流沙沉积被海流移除后便在海底留下凹陷麻坑.麻坑形成后流体运移通道演化为气体通道,气体快速排放.麻坑深度主要取决于游离气层的厚度和水合物封闭层(底界)的深度,而与沉积层的渗透率无关,麻坑深度一定程度上指示了渗漏前水合物层下伏游离气层的资源量.对布莱克海台海底麻坑深度的数值模拟计算表明,形成4m深的海底麻坑需要至少22m厚的游离气层.

盖层发育特征及对油气成藏的作用

在研究盖层形成和发育的地质条件的基础上,按形成环境将盖层的发育特征分为大厚度连续分布的盖层和小厚度互层断续分布的盖层两大类。通过理论和实例分析,说明了:第一类盖层较第二类盖层具更强的毛细管封闭能力;第一类盖层往往具超压封闭,第二类盖层则不具超压封闭;第一类盖层应具抑制封闭作用,而第二类盖层有则只能为替代封闭作用。第一类盖层较第二类盖层在油气成藏中起着更重要的作用。

地壳抬升对油气藏保存条件的影响

地壳抬升作为一种重要的地质现象可使油气藏上升至地表并遭到破坏。如果地壳抬升不足以使油气藏上升至地表,那么它也会对油气藏的保存产生重要影响。地壳抬升可使油气藏盖层毛细管封闭能力增强,压力和烃浓度封闭能力减弱;地壳抬升使断层垂向封闭性减弱,甚至开启;地壳抬升可以使地表水、游离氧和细菌直接作用于油气藏,使之遭到水洗、氧化和菌解破坏作用;地壳抬升可使气藏的天然气扩散损失量进一步增大,不利于气藏保存。

泥岩盖层封气性演化阶段及其研究意义

在研究泥岩盖层封气性的形成条件及演化特征的基础上,对3种类型泥岩盖层的封气性演化阶段进行了划分:既无生气能力又无异常孔隙流体压力的泥岩盖层,其演化不存在阶段性,仅有毛细管封闭;具生烃能力但不具异常孔隙流体压力的泥岩盖层,其演化可分为毛细管封闭和毛细管+压力封闭两个阶段;既具生烃能力又具异常孔隙流体压力的泥岩盖层,其演化可分为毛细管封闭、压力封闭+毛细管封闭+抑制封闭和毛细管封闭+替代封闭3个阶段.研究泥岩盖层封气性演化阶段,可以正确评价泥岩盖层的封气能力及其有效性.以松辽盆地三肇凹陷青山口组和泉头组一、二段两套泥岩盖层为例,讨论了泥岩盖层封气性演化阶段的划分及其意义.

陆相盆地薄层泥岩盖层形成机制、特征与油气成藏关系——以辽东湾地区中南部为例

渤海海域辽东湾地区中南部近2年发现了一系列薄层泥岩作为有效盖层的油气藏。文章较全面地总结了薄层泥岩盖层特征及形成机制,在此基础上分析了薄层泥岩盖层与油气成藏的关系。通过系统研究得出如下结论:在圈闭形态良好的条件下,薄层泥岩盖层对油气藏具有良好的封盖作用;薄层泥岩质量对油气藏高度有明显的影响,而薄层泥岩盖层厚度与油气藏高度没有明显的关系;在相似薄层泥岩盖层条件下,随着圈闭形态的变好,油气藏高度变高。研究成果有助于拓宽勘探思路:在近物源储层发育的地方,虽然没有区域性盖层,只要圈闭形态良好也能找到大中型油气田。