渤海湾盆地南堡凹陷深层低渗透砂岩优质储层发育特征与主控因素

通过岩石常规薄片、铸体薄片与扫描电镜分析,结合X衍射、常规孔渗与压汞测试资料对渤海湾盆地南堡凹陷深层砂岩储层岩石学特征、成岩作用、微观孔隙结构以及储集物性等方面开展了综合研究,对比分析了不同含油构造、不同层系的储层共性与差异性,总结了深层砂岩优质储层的控制因素与分布规律。结果表明：南堡凹陷深层砂岩储层主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩,有效孔隙以剩余粒间孔和粒间溶孔为主,Ⅰ类储层主要分布在3号构造沙一段以及4号构造东三段,Ⅱ类储层主要发育在1号构造东三上亚段与高尚堡构造沙一段。压实作用和晚期碳酸盐岩胶结作用是导致储层低孔低渗的主要原因;相对较高的变质岩岩屑和石英碎屑含量有利于原生孔隙保存;早期碳酸盐胶结、长石碎屑和中基性火山岩岩屑溶蚀以及长石受挤压应力破裂成缝,构成深层砂岩储层次生孔隙发育的3方面有利因素。     

穿越大深度断层泥的技术难点的探讨和研究

本文总结了我们在川滇南北向构造之昔格达与安宁河两大断裂所夹"地块"内的红格矿区,钻遇大深度断层泥,穿越该孔段时,由于钻进施工,使得地层形成了应力释放自由面,破坏了原来地层的平衡态,断层泥发生遇水膨胀,并且塑性流动,加之高地应力,导致钻孔缩径,严重垮塌,通过对这一问题的深入研究,配置并采用了优质的低渗透泥浆体系,而顺利通过该孔段。     

伊拉克A油田白垩系孔隙型生屑灰岩高渗透层成因及分布特征

伊拉克A油田白垩系孔隙型碳酸盐岩高渗透储层具有分布普遍、类型复杂、成因多样等特征。岩石类型主要为泥晶生屑砂屑灰岩、亮晶生屑砂屑灰岩及泥晶生屑灰岩;生物扰动加剧了碳酸盐岩储层非均质性,导致高渗透储层在全油田广泛分布。通过岩心观察、常规薄片和铸体薄片的观察和测量,孔隙度、渗透率和毛管压力的测定,综合区域地质研究成果,发现高渗层的形成受层序演化、次级相对海平面变化、沉积环境、硬底形成、生物扰动及(准)同生期暴露淋滤等复杂多因素共同控制。高渗透储层形成模式表现为Khasib组沉积时期为晚高位域期,在Kh2-1-2L段上部沉积过程中,发生首次次级相对海平面下降,形成沉积间断。沉积间断期间硬底和区域规模性的生物扰动同时发育,在Kh2-1-2L段硬底尚未被胶结的相对疏松的基质中掘穴,形成厚几十厘米、迂曲状互相贯通的生物扰动通道。沉积间断结束后,在晚期高位域层序背景下,次级相对海平面上升,松散生屑砂屑充填扰动通道。由于沉积物堆积速率较快,限制了胶结作用的发生,使扰动通道内充填物能够发育连通性好的粒间孔,而后次级相对海平面再次下降,发生(准)同生期暴露淋滤。由于扰动部位连通性好,成为溶蚀流体优势通道,导致沿扰动部位发育溶孔及扩溶缝,形成了“粒间孔+溶孔+溶缝”高渗透网络。A油田高渗透储层物性表现出发育强烈生物扰动的部位具有明显高渗特征,其孔喉较粗,排驱压力低,孔喉配位数高、连通性好。高渗层全区稳定发育,由西至东厚度逐渐增大,高渗层的分布对油田单井产量、含水上升和油田采出程度影响较大。     

考虑优势流作用的降雨入渗边坡可靠度分析

降雨诱发滑坡是世界上最普遍的地质灾害,而关于降雨入渗对边坡的可靠度分析,优势入渗的影响被长期忽视。使用Comsol Multiphysics对降雨条件下优势入渗做数值求解,利用无限边坡模型计算边坡安全系数;并应用改进Cholesky分解法生成空间相关随机场,使用蒙特卡洛方法分析降雨过程中边坡的可靠度。结合确定性与可靠度计算对比均质入渗与优势入渗在降雨过程中边坡安全性变化：（1）降雨强度较低时,优势入渗安全性较好,而降雨强度较高时,均质入渗更稳定;（2）均质入渗中参数空间变异性是边坡失稳破坏的关键因素,而优势入渗的边坡失稳则由湿润峰快速推进所导致;（3）针对优势入渗模型研究,发现基质域与优势域水力交换强度较大时边坡有更大概率失稳,而较小的水力交换强度可能影响边坡底部的失稳破坏。     

地下水封洞库水幕孔注水试验及岩体等效渗透参数分析

地下水封洞库渗流场分析和渗水量预测是水幕系统水封效果评价的核心内容,目前多采用连续等效模型进行这类大范围的渗流场分析,分析结果是否可靠的关键在于能否合理、可靠地获取裂隙岩体的等效渗透参数。施工期进行了大量的与水幕孔有关的现场水力学试验,可以用于分析和确定岩体等效渗透参数,但试验的理论背景、试验过程的合理性和数据分析方法还有待深入研究。首先简要介绍了黄岛石油储备洞库工程的4种水幕孔现场水力学试验的试验过程和特点;然后,采用三维渗流数值分析方法,研究了施工期因水幕廊道排水作用对水幕孔围岩渗流场的影响。基于施工期水幕孔注水试验,在达西流假定下,建立了围岩等效渗透系数与水幕孔注水量的经验关系,由此,可以根据水幕孔注水量反算出围岩等效渗透系数。采用裂隙-孔隙渗流分析模型,对比解释了裂隙不同发育特征对水幕孔注水量及岩体宏观渗透参数的影响。最后,对实测试验资料进行了分析,获得了水幕系统围岩等效渗透系数分区图。研究结果对水幕孔有关的渗透性试验的理论分析、裂隙岩体渗透参数取值研究等具有参考价值。     

极地测绘与遥感信息工程中长期研究规划

开拓、创新研究领域和应用范围：瞄准国际极地研究前沿,充分利用当代测绘与遥感信息工程科学研究的最新技术手段,拓展本学科在极地的研究领域和应用范围,在边缘学科和跨学科渗透应用中去创新,争取在“十五”研究水平的基础上有较大的提高。     

低渗透储层地质状况分析及提高采收率的方法研究——评《低渗透油田开发技术》

近年来,我国在低渗透油气田勘探开发中取得重大突破,以塔里木油田和长庆油田为典型代表。低渗透油气藏是指采用常规开发技术无法实现经济有效开发,必须是采用特殊工艺技术开发的的油气藏,不同岩性都可形成低渗储层,以致密砂岩、碳酸盐岩最发育。《低渗透油田开发技术》一书,从地质、钻井、油藏、采油及地面工程等方面,讲述了低渗透油气田地质特征、面临的难题和采取的技术方法,对不同开发技术进行了实例论证,为进一步提高我国低渗透油气藏开发水平提供技术支持。本书专业性、逻辑性和实用性较强,对低渗透油气田开发具重要指导作用。     

低渗透储层孔隙结构影响因素及其定量评价——以准噶尔盆地金龙2地区二叠系上乌尔禾组二段为例

利用薄片、扫描电镜、物性及压汞等资料,对金龙2地区三叠系上乌尔禾组二段(P_3w_2)低渗(含砾)砂岩储层孔隙结构及其影响因素进行了研究。结果表明:①乌二段属于低孔低渗储层,根据压汞曲线参数特征,将其孔隙结构划分为三类。②成岩作用控制了储层孔隙结构,定量计算结果表明,乌二段视压实率平均为53.54%、视胶结率平均为47.53%、视溶蚀率平均为13.84%、视微孔隙率平均为60.67%,表现为中等压实、中—强胶结、弱溶蚀、微孔发育等特征;压实作用、胶结作用、微孔隙发育主要控制储层孔隙结构的形成。③引入成岩综合指数来定量表征各种成岩作用的综合强度,其与储层孔隙结构参数(排驱压力、分选系数)以及储层品质因子(RQI)具有较好的统计相关关系,Ⅰ类储层成岩综合指数大于8%,Ⅱ类储层成岩综合指数为2%～8%,Ⅲ类储层成岩综合指数小于2%。因此,可以利用成岩综合指数定量评价储层孔隙结构。     

溶液和温度作用下膨润土防水毯的渗透性能

以颗粒状和粉末状膨润土防水毯(GCLs)为对象,运用GDS (global digital systems)全自动渗透仪开展渗透试验,研究CaCl_2溶液作用下GCLs渗透性能的温度效应,初步探讨其机理。试验表明:当水化液为0.05mol/L的CaCl_2溶液时,两种GCLs渗透系数随温度升高呈现增大趋势;当水化液为去离子水时,颗粒状GCL渗透系数随温度升高而减小,粉末状GCL渗透系数随温度升高而增大。去离子水情况下,膨润土吸附结合水量随温度升高而减小;CaCl_2溶液作用下,吸附结合水量较去离子水情况大幅降低。当CaCl_2溶液浓度一定时,膨润土膨胀指数随温度升高而略有增大;当温度一定时,膨润土膨胀指数随CaCl_2溶液浓度升高而显著减小。以去离子水进行试验时:颗粒状和粉末状GCLs渗透系数随温度的变化主要影响因素为凝胶态蒙脱石数量,其次为流体黏滞系数和吸附结合水量;颗粒状GCLs膨润土孔隙结构越不均匀,凝胶态蒙脱石数量的影响就越显著,导致渗透系数随温度升高而减小、固有渗透率随温度升高显著降低。以CaCl_2溶液进行试验时,两种GCLs渗透系数随温度变化的主要受流体黏滞系数和吸附结合水量的影响,而受凝胶态蒙脱石数量的影响较小。孔隙溶液性质、温度和膨润土类型均对GCLs的防渗性能具有重要影响。