氨水强化超临界二氧化碳地质埋存方法

为提高二氧化碳捕集、利用与封存(CO_(2) capture,utilization and storage,CCUS)末期CO_(2)地质埋存能力,提出氨水强化CO_(2)埋存方法,向储层注入氨水,利用氨水与CO_(2)发生化学反应提高CO_(2)埋存量。通过高温高压物理模拟装置和岩心驱替装置,选定实验参数范围为20 MPa、40~80℃、氨水浓度6%~26%,选取高渗岩心进行实验,明确了氨水与CO_(2)的反应规律和岩心中氨水强化CO_(2)埋存效果。结果表明,氨水吸收CO_(2)的量与氨水浓度呈正比,与温度呈反比,但低温会析出碳酸氢铵晶体,减少氨水吸收CO_(2)的量;氨的吸收能力与氨水浓度呈负相关,与温度没有明显的线性相关性;在60℃条件下,6%浓度的氨水表现出最佳的CO_(2)吸收效果;与饱和地层水相比,饱和6%浓度氨水可使岩心的CO_(2)埋存量提高7.5倍;岩心迂曲度每增加0.5,氨水强化埋存的单位岩石孔隙体积CO_(2)埋存量可以增加200 mL,而地层水埋存的单位岩石孔隙体积CO_(2)埋存量仅增加11 mL。该研究首次提出了一种新的二氧化碳埋存模式并开展实验研究,为CCUS项目强化二氧化碳地质埋存提供了一种新思路和新途径。

考虑温度影响的碳酸盐岩储层应力敏感实验研究

探讨塔河区块储层的应力敏感性,为制定合理生产制度提供依据。通过对目标区奥陶系储层碳酸盐岩开展不同温度下应力敏感评价实验,结果表明:碳酸盐岩应力敏感程度属于中等偏强型;碳酸盐岩试样渗透率随着有效围压增加呈指数型递减,卸压后试样渗透率难以恢复至加载前水平;试样渗透率与温度呈负指数关系,当试样从30℃升高至120℃时,渗透率损害率从0.53增长到0.65,温度敏感性增强23%。温度对塔河区块储层应力敏感有明显的影响。

裂缝性致密砂岩储层裂缝孔隙度建模——以四川盆地平落坝构造须家河组二段储层为例

裂缝性致密砂岩储层的非均质性突出,相对于沉积相变对储层所造成的影响,后期成岩与构造运动对储层的改造更重要,裂缝的发育特征常是影响这类储层有效性的关键因素。常规描述储层性质的孔隙度、渗透率参数难以确切描述该类储层的性质。在评价裂缝性致密砂岩储层时,将裂缝破碎带作为优质储层研究对象,以裂缝孔隙度作为储层评价关键参数,是研究裂缝性致密砂岩有效储层分布规律的重要途径。在裂缝孔隙度建模过程中,构造裂缝孔隙度的空间结构信息是建模的关键,在建立地震属性与裂缝的相关性基础之上,使用地震属性构造了裂缝孔隙度的空间结构参数。生产数据表明,地震分频属性能够在整体上指示裂缝孔隙度的平面分布特征,可以用来构造裂缝孔隙度的变差函数,但该属性不能定量给出裂缝孔隙度的空间分布特征,因此不能用于辅助参数进行协同计算。将地震蚂蚁体数据和通过成像测井校正的单井裂缝孔隙度解释数据共同作为模拟裂缝孔隙度模型的输入参数,使用协同建模的方法建立裂缝孔隙度的空间分布,从而定量评价了裂缝性致密砂岩储层裂缝孔隙度的空间展布规律,为数值模拟提供数据支持。

鄂尔多斯盆地西部志丹‒吴起地区延长组裂缝特征及其控藏作用

鄂尔多斯盆地西部延长组发育大量裂缝,裂缝的存在对致密油甜点具有良好的指示作用.以鄂尔多斯盆地西部志丹‒吴起地区延长组致密油储层为例,利用大量岩心、薄片、古地磁、测井、产能数据及数值模拟方法,系统研究了致密油储层裂缝发育特征及其控藏模式.结果表明,延长组主要发育垂直裂缝,根据裂缝砂岩厚度制定了裂缝发育程度分类标准;同时,结合裂缝与砂体、构造、油藏的耦合关系及油藏生产现状,系统总结了裂缝对油藏的控制作用.裂缝为延长组致密油藏运聚中良好的疏导体系;河道交汇或转向区域水流能量相对增强,砂岩分选好、脆性大,裂缝发育且利于成藏;低幅构造高点及鼻状隆起区裂缝发育且利于成藏;裂缝带与砂体走向关系耦合形成“平行砂体疏导”裂缝甜点区;裂缝主要发育于中小厚度细砂岩中,累积砂体厚度主要分布在5~15 m范围内;从砂体部位来看,裂缝主要发育于主河道翼部,其与翼部砂体粒度、颗粒可压实空间及厚度变小有关.