分子膜驱油提高驱油效率的实验室研究

由于剩余油主要分布在小孔、微孔中,现有的化学驱油剂对低渗透油藏的驱油效果并不理想。研究利用岩石的静电吸附在固液界面形成分子膜,从而改变界面的润湿性,驱替出小孔中的残余油,提高驱油效率。超低渗透岩心实验结果显示,分子膜驱油在原来水驱基础上提高驱油效率10%,效果比较显著。

分子膜驱油注入参数的实验室研究

分子膜驱油是一种有别于传统化学驱的新型的驱油方法,其是依靠静电相互作用在呈负电性的岩石表面形成分子膜,从而改变界面的润湿性,驱替出孔隙中的残余油,提高驱油效率。实验表明:选用浓度为0.5%的分子膜注入,综合效果最好;分子膜注入后使其与地层岩石作用24h,甚至48h以上效果较好;分子膜注入后采用水驱是比较合适的。

生物胶对二氧化碳水合物生成动力学影响实验研究

天然气水合物的生成和沉积是深水钻、完井和油气输送过程中不可避免的挑战之一,同时在酸性天然气藏开发过程中,高浓度二氧化碳和硫化氢可使水合物更容易生成,造成水合物堵塞。高效经济、绿色环保的水合物抑制剂具有广阔的应用前景,是业内的研究热点。采用恒温恒容法研究了3种生物胶(黄原胶、瓜尔豆胶及卡拉胶)在不同质量分数、搅拌状态及与动力学抑制剂复配条件下对二氧化碳水合物生成动力学的影响。结果表明,黄原胶与瓜尔豆胶均具有抑制二氧化碳水合物生长的作用,其中黄原胶主要降低二氧化碳水合物的最终生成量,抑制效果更为明显,并且随着质量分数的增加,其动力学抑制效果增强。在静止状态下液体表面生成一层水合物膜,阻止气液接触,水合物生成量较少;搅拌桨对水合物膜的破坏作用使搅拌状态下的水合物生长速率远高于静止状态。分析实验结果后认为,黄原胶自身黏性增加了水合物颗粒的黏聚力,促进水合物固结成块,进而阻碍二氧化碳气体分子的传质过程,最终阻止水合物的进一步生成。研究结果对解决深水油气资源开发过程中水合物冰堵问题和开发绿色动力学水合物抑制剂具有理论指导意义。

塔里木盆地阿克库勒凸起油气输导体系类型与演化

阿克库勒凸起受多期构造叠加影响,具有长期生烃、多期供烃的烃源特征,油气输导体系复杂。在分析输导路径、输导能力及作用的基础上,将输导系统分成断裂型、不整合型、输导层型及复合型4类。利用地震和钻井资料恢复古构造格局,分析输导体系的演化及配置关系,认识油气运移的动态过程,指出区域性深大断裂是油气垂向运移的主要通道,而输导层和不整合面(中-下奥陶统顶面、奥陶系顶面和志留系顶面)的叠置是油气侧向运移的关键因素,并且油气成藏关键时刻输导体顶面的几何形态,尤其是古构造脊线的展布特征,决定了油气优势运移的方向和路径。由断层—不整合面—岩溶网络组成的"层—面—网"复式输导系统相互匹配,沿构造脊线呈立体网状阶梯式运移是研究区油气输导体系最鲜明的特点。

雪峰推覆体掩覆的下组合(Z-S)油气资源预测

雪峰推覆体震旦纪-志留纪地层位于扬子古板块东南缘大陆斜坡上。经加里东运动，伴随“江南隆起”的上升、剥蚀，而逐步演化为雪峰古陆。加里东期，雪峰推覆体古褶皱样式为向西北推覆的近平卧褶皱构造。再经印支-燕山期多层次的由东南向西北叠加推覆作用，在推覆体的前峰带掩覆了大片古生代地层。据岩相带和地球物理等资料，推测雪峰推覆体推覆距离不超过几十公里，前锋带掩覆下古生界深度约4000m，掩覆面积至少为3000km^2。雪峰推覆体下组合（震旦系-志留系）为半深海滞流缺氧环境下沉积的黑色碳质泥岩、硅质岩、磷块岩和生物灰岩，有机碳含量为0．01％-4．00％，生油条件良好，加里东期具有油气藏形成过程，沿江南隆起西缘已发现有9个古油藏和残留油气藏。通过虎庄残留油气藏成藏条件分析，油气源来自于下组合（震旦系-志留系）和上组合（上二叠统-下三叠统）海相高成熟-过成熟二次生烃的混合烃源，具有长距离运移和一定的油气保存条件，油气藏形成于燕山晚期-喜马拉雅期，与雪峰推覆体最终定型期相同。由此认为雪峰推覆体掩覆的下组合，有较大的油气资源前景，其中，镇远-凯里-三都一带的弧形地区为有利的勘探地区。

基于动态MAUT的油气勘探风险决策模型研究

油气勘探项目的风险决策是一个系统、复杂的过程。传统决策方法很少考虑决策者的风险承受能力与风险偏好,从而导致决策结果与客观实际不相符合。基于此,以Suslick提出的MAUT决策框架为基础,从风险-收益的角度,凝练出"地质风险"、"市场风险"和"经济收益"3大属性。通过效用函数,将决策者对待风险的态度、经验及判断能力等主观因素与勘探项目的客观损益有机结合;并综合专家赋权法和随机赋权法的优点,对属性实施动态赋权,构建了基于动态MAUT的油气勘探风险决策模型。该方法不仅充分考虑了决策者的风险偏好,且能够反映决策结果的稳定性,有利于决策者以动态、全面的眼光进行风险决策分析,从而使得决策更加科学、合理。实例应用表明,该模型决策结果符合客观实际,且操作简便,对同类研究具有借鉴作用。

塔北地区阿克库勒凸起断裂特征及其与油气成藏的关系

塔里木盆地北部在盆地的演化发展背景下，经历了基底形成、克拉通边缘坳（裂）陷、挤压隆起、短期坳陷、前陆盆地发展五个阶段。阿克库勒凸起在区域挤压和盐的塑性流动作用下，主要发育加里东期～海西期近EW向、NE向、NW向断裂，这些断裂平面上具有明显的方向性，并成排成带分布，垂向上具有分层性。断层成为油气运移的通道，油气沿断层作垂向运移或穿过断层面作侧向运移，断层也成为阻止油气运移的屏障。阿克库勒凸起局部构造类型主要与断裂有关。断裂构造的性质决定了圈闭类型。受断裂活动影响，研究区油气藏具有多期成藏特点。

降压增注剂固液界面修饰实验

为解决文33块沙三上油藏开发中存在的高压欠注问题,室内优选出低浓度(有效浓度0.05%)降压增注剂XH207B,进行岩心薄片微观形貌修饰实验,反转近井地带亲水岩石的润湿性,在岩心中注入降压增注剂XH207B溶液,观察润湿反转前后岩心微观形貌的变化特征,揭示降压增注剂的工作原理,并通过油水两相的岩心驱替实验观察亲水储层油水两相相对渗透率变化的渗流规律,为现场施工提供指导意义,达到降压增注目的。室内实验结果表明:在较低浓度0.05%时,XH207B溶液可使亲水岩石达到中间润湿状态(接触角接近90°),并且在岩石孔喉中主要以水膜形式附着在孔喉壁面,防止亲水岩石中黏土矿物膨胀运移,改变近井地带油水界面特征,同时,降压增注剂溶液以微小水珠形式包裹在油相中促进了油水乳化作用,提高了亲水储层油水两相相对渗透率,最终使注入压差发生了一定幅度的下降,下降幅度为1.22%~6.18%,达到了降压增注的效果。

川西北天井山构造泥盆系油砂成矿条件与资源评价

通过对四川盆地油砂资源的全面调查与评价,首次在川西北地区天井山构造下泥盆统平驿铺组的石英砂岩中发现了油砂矿体。根据石油地质及成矿理论对该矿点的成矿条件进行了分析,认为该油砂矿形成过程中可能的烃源岩为早寒武世和早志留世的黑色泥页岩;当进入印支期,烃源岩开始大规模生成液态烃,液态烃通过该期运动形成的逆断层运移至下泥盆统平驿铺组圈闭富集成藏;进入喜山运动,早先形成的油藏抬升暴露、剥蚀而最终形成了目前的油砂矿体。天井山构造泥盆系埋深500 m以上的油砂资源量为5356.4×104t。

中上扬子地区下古生界页岩气资源前景分析

我国中上扬子地区下古生界黑色页岩是震旦系、二叠系大中型气田的重要烃源岩,同时其自身也具有形成页岩气藏的巨大潜力。初步研究表明,中上扬子地区下古生界有利页岩气层主要发育在下震旦统陡山沱组、下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组和下志留统龙马溪组,这些层位的黑色页岩厚度、有机碳含量、以及Ro值等各项参数均符合形成页岩气藏的特征,是今后页岩气勘探的潜力地层。

云南曲靖盆地浅层气藏地震储层预测及勘探前景分析

云南曲靖盆地茨营组气藏埋深300～450m，属超浅埋深岩性气藏。主力储层屠高孔中渗储层，为三角洲平啄相河道边滩沉积的中细砂岩，横向变化极快。因前期尚未形成具有较强针对性的地震储层预测技术系到，导致勘探开发成功率低。通过储层物性及波阻抗特征分析、地震模型正演与储层地震响应特征分析，建立了“丘型或透镜状、低频强波谷振幅、低阻抗”有利储层预测模式。利用地震相及地震属性分析技术手段，预测出有利沉积相带分布，有效排除了泥岩及煤层陷阱。通过AVO特征兮析，直用多子波分解技术，建立了“Ⅲ类AVO、低频强／高频弱”含气储层识别模式，预测了含气储层分布。综合储层预测与含气性预测成果，对岩性圈闭进行了综合评价，发现多个有利岩性圈闭，预测结果被实钻验证，勘探成功率明显提高。云南新近系盆地分布广、数量大，勘探潜力大，本次所形成的地震储层预测技术系列可望为该类气藏勒顿哥痔梧供借鉴、

珠江口盆地东沙隆起珠江组沉积环境及演化

珠江口盆地东沙隆起是重要的油气勘探领域。通过对珠江口盆地东沙隆起的岩心观察描述和岩石薄片鉴定,确认其主要的岩石类型及生物组合,结合地震、测井、录井资料,将珠江口盆地东沙隆起珠江组划分为开阔台地相、台地边缘相、台地前缘斜坡相、海滩相、陆棚相5个沉积相,并进一步划分出9个亚相及若干微相。在此基础上,讨论珠江组沉积相空间展布特征,对其沉积环境演化进行分析,认为珠江组碳酸盐岩主要经历了初、早、中、晚4个阶段的演化过程。为研究区的储层发育、分布特征研究及有利储集相带预测提供了有力的依据。

页岩气等温吸附量及等量吸附热研究

对甲烷在页岩中的等温物理吸附实验进行分析,表明吸附相气体会使游离相气体体积减小,而数据处理中假设的恒体积会使视吸附量小于真实吸附量。根据Moffat推导的两者之间的关系对页岩吸附甲烷进行计算,结果表明随着平衡压力增加误差增加;3 MPa内误差较小,7 MPa左右误差超过10%;但14 MPa范围内吸附量差值(真实吸附量-视吸附量)小于1 m3/t。相对高压或低温条件下吸附量差值或误差更大,误差斜率与温度相关。TOC相近而R o明显不同时,高R o样品吸附量差值略大。R o相近而TOC明显不同时,高TOC样品吸附量差值明显偏大,表明TOC对真实吸附量及吸附误差的影响更大。根据Clausius-Clapeyron等量吸附热方程计算甲烷在页岩中吸附热的相对大小,吸附热随着吸附量的增加而降低,吸附热的大小代表吸附进行的快慢或吸附位的强弱,甲烷在该页岩上的吸附热大致在10～25 kJ/moL。

川西坳陷须家河组三段沉积特征及勘探潜力

川西坳陷上三叠统须家河组三段的油气勘探一直未能取得突破，前人研究认为该层段主要为湖沼相沉积，缺乏良好的储集条件。为进一步搞清楚该层段的储层特征及勘探潜力，借助层序地层学分析方法，通过地震相和沉积相划分，将须三段分为上、下2个旋回，预测出其有利的沉积相带。从储层发育情况、油气运移通道以及油气藏保存条件等几个方面着手，对该层段的油气勘探潜力进行了综合分析。结论指出：须三段下部旋回在川西坳陷东部斜坡带具有较好的勘探潜力，而上部旋回在西部斜坡带也具有一定的勘探潜力。

川北阆中-南部地区茅口组礁滩相储层预测

四川盆地北部阆中—南部(地名)地区处于川北坳陷与川中隆起的斜坡部位,具有优越的油气成藏条件。下二叠统茅口组沉积时处于台地边缘相带,东吴运动使其顶部长时间暴露地表。这种沉积环境不仅在沉积期有利于礁滩相岩溶改造型储层的发育,而且在成岩期也有利于建设性成岩作用的发生,同时还有利于裂缝的发育,因而对茅口组礁滩相储层进行预测对本区油气勘探具有重要的意义。参考川东北普光地区上二叠统长兴组储层的地震响应特征,结合本区茅口组储层特征,对研究区储层地震响应的特征进行了分析,并指出了茅口组有利的储层发育带:位于工区西南部呈NW-SE条带状展布的礁滩相储层。

塔里木X区古近系膏泥岩层力学性质分析

对塔里木X区古近系膏泥岩进行取样,镜下鉴定表明其主要成分为硬石膏和泥质.进行室内声波测试和力学测试,结果表明：85℃范围内波速的温度效应可以忽略不计；硬石膏泥岩的波速值比膏质泥岩大（约1.4倍）；但泥质含量高的膏质泥岩在有效围压不断增加过程中波速平均增量约为硬石膏泥岩的2倍；膏泥岩动模量变化规律与波速类似.泊松比变异系数为21.7％,离散度高,各阶段增减变化比较杂乱；但变化量级较小.单轴条件下膏泥岩为脆性变形,三轴条件下为弹-塑性变形,硬石膏泥岩的抗压强度、静弹性模量及静泊松比都比膏质泥岩大得多.温度条件对两类岩性岩石力学参数的影响程度不大.岩样抗张强度与三轴抗压强度线性正相关,内聚力和内摩擦角与波阻抗线性正相关.通过动静参数对比,表明两种岩性服从相似的变化规律,可以对整体进行拟合.最后计算出该区正常压实关系式；并根据Eaton法与相关地层压力测试对比计算出古近系地层压力系数.结果表明古近系压力系数大约在1.1～1.2左右变化,该压力系数表明膏泥岩层的压力梯度变化要大于一般压实层.按此压力系数近似计算该区古近系剩余压力在3.5～7.2 MPa左右.该研究可以为深入分析古近系膏泥岩层力学性质、制定合理钻井液密度、高效钻探及制定完井方案等方面提供一些参考.

三元、超临界及氯仿抽提物有机地球化学特征对比--以渤海湾盆地东营凹陷沙四段为例

通过三元、超临界及氯仿抽提对渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组四段下部的4个烃源岩样品进行了抽提量、族组分及色谱特征等分析和对比。抽提量对比研究表明:超临界抽提萃取能力较弱;三元抽提则具有相对较强的萃取能力,特别是在成熟度较高的烃源岩评价中,可能是一种相对有效的方法。族组分及色谱特征对比表明:三元抽提对中高碳数正构烷烃及杂原子化合物的萃取能力较强,其色谱特征与氯仿抽提物有较大区别;而超临界抽提对低分子量烃类萃取能力较强,其色谱特征与氯仿抽提物相似。

破坏准则在深层致密砂岩强度预测中的应用

为了预测深层致密砂岩的破坏强度,应用Bieniawski准则、Hoek-Brown准则、Shoerey准则、Ramamurthy准则、Mogi准则(1967)对实测三轴数据进行拟合,对未知系数进行赋值,同时探讨了各未知系数的含义、适用范围及取值方法,克服取值的随意性。最后对深层致密砂岩的破坏强度进行预测,结果表明各准则都具有一定精度,但Hoek-Brown准则的精度最高,五种破坏准则精度排序为Hoek-Brown准则>Bieniawski准则>Shoerey准则>Mogi准则(1967)准则>Ramamurthy准则。

水溶性微交联丙烯酰胺共聚物的表征与溶液性能

以丙烯酰胺(AM)为主要单体,以2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸(AMPS)为增溶单体,以二乙烯基苯(DVB)为交联单体,采用自由基胶束聚合法合成了水溶性微交联共聚物(PADM),研究了AMPS和DVB的反应加量、NaC l浓度、温度及剪切速率对共聚物溶液性能的影响。结果表明,引入DVB使共聚物具有优良的增粘和抗盐能力,DVB摩尔分率为0.7%的0.15 g/dL PADM于45℃在淡水和7.5 g/dL盐水中的表观粘度分别为376.9 mPa.s和155.4 mPa.s。另外,PADM也显示了良好的抗剪切和耐温性能。

白云岩储层交联酸酸压体系的防腐性能评价

交联酸携砂酸压技术作为一种新的油气增产措施在碳酸盐岩储层中的成功应用为酸压工艺技术的发展开拓了新的领域。在酸压工艺过程中酸液对采油设备的腐蚀易使井下油管脱扣,管材突发性破裂等,造成重大的经济损失。对交联酸防腐性能的研究是评价交联酸性能指标的一种重要参数之一。根据腐蚀速率和缓蚀率的行业标准中挂片失重法,试验结果选择了醛酮铵复配的丙炔醇为主剂的缓蚀剂作为白云岩高温储层的交联酸酸压防腐添加剂。静态、高压动态测试结果表明,腐蚀速率和缓蚀率均在行业标准内。与其它酸相比缓蚀性能更好。交联酸体系、各组成及其它添加剂对缓蚀性能影响很小。现场应用表明,交联酸体系能够满足白云岩储层酸压的防腐要求。