用储层岩石抽提物的饱和烃色谱指纹识别油气层

利用储层岩石抽提物的饱和烃色 质总离子图的指纹特征判识储层的流体（油、气）类型。油层或油饱和的储层,饱和烃色 质总离子流图的特征是正构烷烃碳数分布宽,碳数分布在C₁₅～C₃₈之间,与原油样品的正构烷烃碳数分布相似;凝析气层的正构烷烃碳数分布略窄一些,碳数分布在C₁₅～C₃₅之间,低碳数（小于C₂₁）的正构烷烃相对于油层富集,高碳数（大于C₂₁）的正构烷烃丰度明显低于油层;干气层的正构烷烃碳数分布最窄,碳数分布在C₁₅～ C₂₈之间,只有低碳数的正构烷烃,高碳数的正构烷烃丰度极低。据此可用来识别油层、凝析气层和干气层,也可用于一些测井资料不全或测井质量差的老井的油气层复查、测井难以识别的火成岩油气层的识别,还可用于地层评价,为油气酸化层位的优选提供科学依据。     

基于残余强度修正的岩石损伤软化统计本构模型研究

岩石随着围压的增大,残余强度的增加幅度比峰值强度大,残余强度逐渐成为影响岩石全应力-应变曲线峰后段的主要因素,因此,建立岩石损伤软化统计本构模型时,对残余强度进行修正是非常必要的。基于岩石应变强度理论以及岩石微元强度服从Weibull随机分布的假设,考虑岩石峰后残余强度对损伤变量进行修正,在微元破坏符合Hoek-Brown屈服准则条件下,建立了能够反映岩石峰后软化特征的三维损伤统计本构模型;依据岩石试验全应力-应变曲线的几何特征,推导出本构模型参数的数学表达式,并基于花岗岩室内试验数据对模型参数进行探讨,研究了Weibull分布参数与本构模型的关系,探讨了损伤修正系数的取值和岩石累积损伤的扩展过程;将建立的本构模型理论曲线与4种岩石（斑状二长花岗岩、细晶大理岩、砂岩和粉砂质泥岩）不同围压下的常规三轴压缩试验曲线进行对比分析,结果表明,该模型能很好地描述岩石破裂过程的全应力-应变关系和表征岩石残余强度特征。这对于岩石损伤软化问题以及岩石加固处理措施的研究均具有重要的意义。     

化学与稳定同位素指纹示踪原油类污染:以广东南海两次小型溢油事件为例

化学和稳定同位素指纹是目前国际上用于示踪石油类污染来源及其环境命运的有效技术。通过气相色谱-质谱(GC—MS)分析可疑重油与被污染水体及植物表面污染物的饱和烃和芳烃分布以及生物标志化合物姥姣烷、植烷、“不可分辨的混合物”(UCM)等化学指纹特征,对比可疑重油与被污染水体表面漂浮重油的沥青质同位素组成,追踪了发生在广东省南海市的两次小型重油泄漏事件。结果揭示,2002年10月16日晚发生的污染事件源于某饲料公司锅炉房的重油泄漏;而2002年10月25日的泄漏事故则是某加油站重油渗漏所致。     

对中国大陆区域地磁场提取的认识

本文从球谐函数理论的物理含义、中国地磁数据的分布情况及实际计算结果的分析,提出对当前用球谐函数拟合法提取中国大陆区域地磁异常的几点认识。     

油页岩原位开采地下冷冻墙缓冲距离研究

油页岩原位高温开采,需要在矿区周边建立地下冷冻墙以阻止地下水的流入,防止油气的泄漏。油页岩的高温开采区与地下冷冻墙的冷冻区之间的缓冲距离影响油岩页的开采效果及地下冷冻墙的制冷效果,也影响整个工程的施工成本及运行费用。采用理论计算、数值模拟分析的方法,以最低成本为目标,对合理的缓冲距离进行了详细计算与分析,确定出了合理的缓冲距离,为油页岩高温开采地下冷冻墙的设计提供了理论指导。     

岛状多年冻土管道周围热-水-应力耦合数值模拟

考虑大气温度以及管内流动介质温度的影响,建立由多个土层构成的岛状冻土物理模型,研究塔河地区埋地输油管道周围热-水-应力（T-H-M）耦合作用,分析水-热-应力耦合作用下管道的受力情况并进行管道强度验算。采用多物理场耦合软件COMSOL Multiphysics进行数值模拟,计算在T-H-M三场耦合及非耦合两种工况下岛状多年冻土管道周围应力和沉降曲线等。分析比较表明,岛状多年冻土区的温度,冰水相变以及水分迁移对应力场存在较大的影响;水分场、温度场以及应力场三者之间耦合作用明显;岛状冻土随季节呈周期性冻融,管道周围出现较大应力集中和沉降现象,会对管道安全产生一定影响。     

松辽盆地北部中浅层含油饱和度和孔隙度的关系与油气侵位对成岩作用的抑制

为了研究油气侵位对松辽盆地中浅层成岩作用和孔隙度衰减的抑制作用,本文系统的统计和分析了该盆地大量的孔隙度和含油饱和度岩芯分析数据。结果表明,所有探井储层的孔隙度与含油饱和度之间均呈正相关关系,储层含油饱和度越高,孔隙度越大,而且中部含油组合中萨尔图油层、葡萄花油层和高台子油层二者的相关性好于下部含油组合中扶余油层和杨大城子油层的相关性。由此可见,油气注入储层之后,可以有效地抑制储层的成岩作用,保护孔隙,而且油气注入越早,越有利于孔隙的保护。     

中国中西部前陆盆地烃源岩特征与油气资源潜力分析

中国中西部前陆盆地(冲断带)以发育陆相烃源岩为特征。中西部周缘和弧后前陆盆地烃源岩形成于前陆盆地沉积期,包括准噶尔西北缘、准噶尔南缘、塔里木盆地西南缘、吐哈盆地二叠系烃源岩和川西、鄂尔多斯盆地西缘三叠系烃源岩;再生前陆盆地(冲断带)烃源岩主要形成于再生前陆盆地沉积之前的三叠—侏罗系和白垩系、古近系。根据沉积环境可以将烃源岩分为被动大陆边缘海相、残留海—(泻)湖相、湖沼相、内陆坳陷淡水湖相以及内陆坳陷断陷半咸水-咸水湖相烃源岩5种类型,其中湖沼相煤系烃源岩有机质类型为III型,以产气为主,其他烃源岩有机质类型主要为II型,其次为I型,以产油为特征。中国中西部前陆盆地石油潜在资源量为89.17×108t,天然气潜在资源量为101 464×108m3,与国外典型前陆盆地相比,中国前陆盆地具有富气特征。     

考虑裂尖塑性区影响的水力压裂缝高计算模型

储层可压性的准确评价是储层压裂设计和压后产能评估的重要前提。目前,采用岩石力学参数进行页岩可压裂性评价取得了较好的现场应用效果。因此,如何准确获取岩石力学参数成为至关重要的问题。通过建立一种基于物理信息约束的神经网络模型,该模型采用物理和数据双驱动,仅使用少量数据就能够实现岩石力学参数的准确预测。为验证模型性能的优异性,采用人工神经网络、随机森林和XGBoost模型与之进行对比。结果表明,物理信息约束的神经网络在少量数据下预测岩石力学参数的平均准确率高于95%,性能远优于其他模型。采用物理信息约束的神经网络预测得到弹性模量、泊松比、抗拉强度和断裂韧性4种岩石力学参数,基于岩石力学参数对储层可压性的影响,建立了基于脆性指数和力学参数的可压性评价方法。最后,以渤海湾盆地沧东凹陷K2段不同储层可压性为例进行验证。结果表明：研究区整体可压性较好,其中,纹层状混合质页岩可压裂指数高于0.7,可压性良好;纹层状长英质页岩、厚层状灰云质页岩和薄层灰云质页岩可压裂指数均处在0.4~0.7,可压性中等。评价结果与实际施工现场各储层日采油量进行对比,证实了可压性智能评价方法的可靠性,该方法可以推广至页岩储层可压性评价工作中。