分子动力学模拟在石油管材腐蚀与防护中的应用

当前油田开采面临着高温高压、高Cl^(-)、高含硫等日渐复杂的工况环境,石油管材的耐蚀性能以及防护技术的适用性面临较大挑战,分子动力学模拟技术因其不受实验条件的限制且具有广尺度特点可弥补传统评价方法的不足。本文首先简述了分子动力学模拟技术的基本原理;并基于分子动力学模拟应用,阐述了管材在Cl^(-)、CO_(2)/H_(2)S等体系中的分子动力学腐蚀机理研究,概述了分子动力学在研究防腐涂层中的研究应用。最后,对分子动力学模拟技术今后在耐蚀材料研发中发展方向进行了展望,以期为油气田用新材料的研制、防护技术的应用提供理论基础与技术支持。

基于多尺度林线对气候变化响应研究综述

全球气候变化研究的焦点之一就是根据物种特征和植被类型分布与气候的关系,反演地质时期的气候特征,预测未来气候变化趋势。林线作为气候变化的"强信号",是全球气候与环境变化的敏感指示器。不同尺度林线研究差异显著,均可反映诸多尺度气候变化信息。基于此,文章创新从样点尺度、景观尺度和区域尺度分别阐述了林线研究方向、国内外研究现状与方法新动向。通过新视角较全面系统地概括了林线与气候变化的响应机制。

胶乳水泥微观研究

针对胶乳水泥在水平井中稳定性较差、胶乳水泥微观理论不够充分,为多层面研究胶乳水泥的微观结构,利用X-射线衍射、差重分析、红外光谱、能谱、扫描电镜、原子力显微镜现代仪器分析手段,对常规水泥和最具代表性的3种胶乳水泥即1号、2号、3号行对比研究,分析其微观结构和组分。结果表明:胶乳的加入能明显降低水泥中Ca(OH)2的含量,促进钙矾石的生长。3种胶乳水泥所含元素以及各元素含量无较大差别,组分相差不大。1号胶乳水泥膜结构分布均匀且结构完整,针状或纤维状物质较多,纹路清晰,定向排列整齐,水化物结晶较为密实,毛细管空隙较少; 3号胶乳水泥膜结构分布分散,均以小块膜结构为主,含针状或纤维状物质较多,有少许絮状物质存在; 2号胶乳水泥膜结构少,气泡较多,水泥石中有较多未水化的大颗粒,且絮状物质较多,针状物质较少。各分析手段相符佐证,分析结果与宏观上的性能表现是一致。

鄂尔多斯盆地中西部延长组下组合油源对比

通过对鄂尔多斯盆地中西部地区延长组长7,长9及长10段烃源岩样品和长8,长9及长10油层组原油样品的正构烷烃及甾烷生物标志化合物特征的对比研究,厘定油源关系,揭示鄂尔多斯盆地中西部地区延长组下组合石油的来源。研究结果表明,不同区域不同层位烃源岩和原油的正构烷烃及甾烷生物标志化合物特征具有差异性,长8原油在研究区西部来源于长7烃源岩,在东部及南部来源于长7和长9烃源岩;长9原油在西部来源于长10烃源岩,在东部及南部来源于长9和长10烃源岩;长10原油在南部来源于长10和长9烃源岩。

鄂尔多斯盆地南部延长组长6、长7和长8段致密油资源评价

鄂尔多斯盆地内致密油资源潜力不清,资源分布不明,制约了鄂尔多斯盆地致密油的勘探开发。以鄂尔多斯盆地南部长6、长7和长8段致密油为研究对象,运用小面元容积法和分级资源丰度法2种方法对研究区致密油资源量进行了资源评价,从烃源岩特征、沉积相—储层特征和成藏特征系统分析了鄂尔多斯盆地南部长6、长7和长8段致密油的特征。小面元容积法评价得到长6、长7和长8段致密油资源量分别为12.24×10~8,8.42×10~8,9.60×10~8t,分级资源丰度类比法评价得到长6、长7和长8段致密油资源量分别为12. 13×10~8,9. 00×10~8,9. 50×10~8t。高丰度区主要分布在樊学、新安边、吴仓堡、义正、张家湾—高哨和直罗—富县等地区。评价结果为鄂尔多斯盆地致密油的勘探与开发提供指导。

鄂尔多斯盆地东南部二叠系物源分析

近几年鄂尔多斯盆地东南部上古生界陆续发现新的天然气区带,显示出了巨大的勘探潜力,因此对盆地东南部二叠系物源的研究对于确定储集砂体展布规律具有重要价值。以钻测井、岩芯及周边露头资料为基础,通过露头剖面古流向测定、重矿物分析、边缘相分析、相带分析的方法,确定了研究区二叠系的物源方向;研究认为鄂尔多斯盆地东南部二叠系山西组与石盒子组物源可分为北北东、北北西及南部3个方向,以延安为中心区域属于汇水区;山二段南部物源影响范围较大,影响到延安以北区域;盒八段北部物源范围较大,越过了延安,相应的南部物源范围后撤。

物源与沉积相对鄂尔多斯盆地东南部上古生界砂体展布的控制

近几年鄂尔多斯盆地东南部上古生界陆续发现新的天然气区带,显示出巨大的勘探潜力,因此在盆地东南部上古生界进行物源、沉积相、砂体展布规律的研究具有重要价值。以钻测井、岩芯及周边露头资料为基础,通过露头剖面古流向测定、重矿物分析及相带分析的方法,确定了研究区二叠系的物源方向;分析了上古生界沉积相类型,揭示了骨架砂体平面展布特征。研究认为:山西组与石盒子组物源可分为北北东、北北西及南部三个方向;本溪组主要发育障壁岛—潟湖及潮坪沉积,海侵方向来自东部,由沉积相控制的本溪组障壁岛砂体呈北北东向展布;山2、山1、盒8段主体发育不同来源方向的三角洲前缘沉积,受物源方向及沉积相控制,以延安为中心区域主体属于汇水区,骨架砂体分别由四个向延安区域汇聚的北北西、北北东、南南东向及南部三角洲前缘水下分流河道朵体组成,在汇水区不同方向来源砂体在不同层段具有相互叠置特征;山2段南部物源砂体较发育,盒8段北部物源砂体较发育,反映研究区古构造从南高北低转换为北高南低,指示鄂尔多斯盆地在山西组与石盒子组之间发生了南北向构造反转。

阿克库勒地区三叠系湖底扇沉积及其主控因素

综合应用地震、测井、岩心、粒度分析等资料,对塔里木盆地阿克库勒地区中、上三叠统湖底扇沉积特征及其主控因素进行分析。结果表明:研究区发育富砂型、富砾型两类湖底扇,二者在发育背景、沉积特征、控制因素及含油性等方面存在明显差异;富砂型湖底扇发育于研究区南部辫状河三角洲前方,物源为远源搬运,供给充足,规模大,分选中等,主要受古地貌控制,发育相对稳定;富砾型湖底扇仅在研究区北部轮台断裂附近发育,属近源搬运,规模小,粒度粗,分选极差,主要受断裂控制,具有阵发性特点;物源条件、古地貌以及触发机制的差异性控制了不同湖底扇的沉积特征;在富砂型湖底扇中发现了大量的油气藏,相对富砾型湖底扇更具有较大的油气勘探潜力。

碳酸盐岩储层特征及影响因素分析——以靖边气田陕200井区马五4^1储层为例

在系统分析、总结前人对靖边气田陕200井区研究工作的基础上,运用岩心观察、薄片分析、常规物性测试和高压压汞等方法进行系统分析,研究鄂尔多斯盆地靖边气田陕200井区奥陶系马五14储层特征及其储层储集性能的影响因素。马五14储层为低孔、低渗、低丰度的薄气层,以云坪和膏云坪沉积微相为主,储集空间以各类溶孔和膏模孔等次生孔隙为主,且储层裂缝发育,缝-洞-孔为最有利的孔隙组合。储层在构造运动和沉积-成岩作用控制下,天然气分布呈现一定的规律性:西南部为天然气富集区,中东部次之,西北部和东南部最差。

东西伯利亚盆地油砂成矿模式及资源潜力分析

东西伯利亚盆地是一个古老的地台型含油气盆地，经历了4个沉积构造演化阶段，其中基底形成阶段和同生裂谷早期阶段为盆地的孕育期，同生裂谷晚期阶段和被动边缘早期阶段为盆地烃源岩的沉积期，被动边缘阶段为盆地内储层和盖层的发育期，碰撞挤压阶段为盆地内部构造格局变化以及油砂成矿的关键期。丰富的油源、良好的储集条件、充足的油气远距离运移动力、畅通的疏导体系及烃类降解稠化等多种因素综合作用，促使东西伯利亚盆地形成规模化油砂资源。根据油砂的成矿机理，该盆地分为斜坡降解型和古油藏破坏型2种成矿模式，初步预测油砂资源为23380亿桶。

海相与陆相页岩微观特征差异及其对可压性的影响

为确定海相与陆相页岩微观结构差异及其对可压性的影响,利用扫描电镜、核磁共振、CT扫描、岩石力学测试及水力压裂实验,结合分形几何与岩石力学理论,对四川盆地龙马溪组和鄂尔多斯盆地延长组页岩进行对比。陆相页岩黏土矿物含量高,约占45.3%,海相页岩以石英和长石等脆性矿物为主,约占67.9%。海相页岩孔隙度约为陆相页岩的2倍,海相页岩宏孔比例更高,孔径分布范围更广;陆相页岩中孔和小孔占比更高,天然裂缝及层理较发育。陆相页岩平均起裂压力较海相页岩低22.52%,高黏土矿物含量导致的低力学强度是其重要原因,而孔隙压力对陆相页岩起裂压力的影响较小。海相页岩水力压裂主裂缝为基本沿井筒对称的贯穿裂缝;陆相页岩发育的天然裂缝和层理容易捕获水力压裂裂缝,形成垂直于主裂缝的剪切裂缝,裂缝的开启和连通,有利于形成更复杂的裂缝网络。陆相页岩3个脆性指标均低于海相页岩,但陆相页岩起裂压力更低,缝网结构更好,具备良好的压裂潜力,采用单一脆性指标评价其可压性不准确。陆相页岩低孔隙度、低渗透率及高水敏性不利于水力压裂改造储集层。

综合物探法寻找渗漏通道的应用分析

以湖南某生活垃圾卫生填埋场为例,分析充电法、激电法和高密度电法相结合的方法在寻找渗漏径流通道中的可行性和应用性,近期发现该垃圾场下游50 m处的水井有严重污染迹象,且已对地下水系统造成污染,因此对填埋场及周边进行地球物理探测,旨在查明渗漏径流通道的走向、位置及深度等。针对上述目的,采用充电法圈定异常8处,高密度结合激电测深法圈定异常1处。在圈定的异常处进行钻探,伴有大量污水污泥涌出,且抽水试验点上游的水位发生急剧变化,涌水量100 m^(3)/d时,降深13.4 m,证实了三者结合在查找渗漏径流通道及污染趋势方面,具有良好的勘探应用前景。

低渗透油层裂缝识别方法探讨

裂缝的发育能形成良好的次生孔隙储层和重要的渗流通道,寻找到裂缝是找到储集层的关键。裂缝识别是测井参数处理、储层测井解释、储层评价的基础和关键。本文通过裂缝在A23区块不同测井曲线上的响应来综合判断裂缝发育区。

吴起油田X区长6油藏水平井注水开采特征及效果评价

针对吴起油田水平井产量递减快、能量难以补充的问题,对X区长6油藏水平井展开注水矿场试验及见水见效、含水变化、递减规律等开采特征分析,运用雷达图版法和权重系数法从水驱状况、产量变化情况、含水情况、能量补充情况和注水利用情况等5方面,对不同含水阶段的水平井注水效果定量综合评价。结果表明1)吴起长6油藏水平井注水见水见效特征以Ⅲ类为主,含水上升规律为S型和凹型,水平井注水平均单井减缓递减率4.2%。2)依据大量统计图版成果分析,4个重要指标合理界限值是水驱采收率15.0%~20.9%;综合递减率5%~15%;各阶段含水上升率4%,8%,12%,13%;各阶段存水率-0.1,0.1,0.3,0.5,0.7,0.9。3)依据油藏特征分析成果,合理确定5个方面9项评价指标权重值,反映水平井实际注水效果优秀仅5口,平1、平2、平3等9口水平井调整注水量可提高单井采出程度2%~7%。该水平井注水效果综合评价方法简单、灵活、便捷,可广泛应用到其他油藏水平井。

勘探开发一体化协作工作平台集成建设

为了让地理信息、地质、油藏等专业研究人员与管理者在一个有机平台高效协同工作,通过开发软件系统把地理信息系统、地质油藏工作有机整合在一起。实现地上信息与地下油藏静态动态的结合,生产动态管理和科研研究交叉进行,可以提高整个油田生产运行、科研攻关、科学管理的效率,提供多学科、多类型信息的共享,并为钻井地质设计、油藏评价、油田开发方案等工作提供工作基础以及指导最终的决策。延长油田根据目前的信息化程度,针对油田的生产运行、科研研究、成果管理需要等提出了平台总体设计框架以及各模块将要实行的功能,为下步定制开发打下了基础。

泰国呵叻盆地腹部二叠系碳酸盐岩台地前缘沉积模式

呵叻盆地是泰国陆上最大的含气盆地,是在印支板块稳定基底上发展起来的克拉通内部盆地。二叠系Pha Nok Khao组碳酸盐岩为晚古生代盆地初始构造拉张期产物,以浅海相碳酸盐岩沉积为主,是盆地内主要的天然气储层。通过分析δ13 C,δ18 O,Sr/Ba,B,V/(V+Ni)、Mn等地化指标,从而探讨古盐度、氧化还原条件、古水深等信息,认为Pha Nok Khao组碳酸盐岩为海相沉积,处于缺氧、弱氧化-弱还原环境,沉积时水体相对较深。岩石薄片和古生物鉴定、岩相标志分析,表明Pha Nok Khao组碳酸盐岩沉积以泥晶灰岩、泥晶白云岩、生屑灰岩等细粒成分为主,古生物多生活在热带-亚热带浅海环境中,其中P1井岩心呈现深灰-灰黑色、受滑塌作用形成了少量滑塌角砾岩,揭示了碳酸盐台地前缘斜坡相沉积特征。结合测井相分析了二叠系碳酸盐岩沉积时总体的水体深度变化,共识别出两期沉积旋回,将碳酸盐台地前缘沉积可划分为碳酸盐岩台地前缘斜坡和缓坡两个亚相。综上所述,建立了研究区二叠系Pha Nok Khao组碳酸盐台地前缘斜坡-缓坡相沉积模式,其中缓坡沉积相带对天然气聚集较为有利。