四川盆地富有机质页岩硅质生物成因及对页岩气开发的意义

通过岩石学、有机碳含量、主量元素和力学性质分析, 对四川盆地长宁双河剖面上奥陶统五峰组和下志留统龙马溪组页岩进行硅质成因研究。长宁双河剖面底部页岩过量硅含量为40%~62.7%, 具有高SiO₂, P₂O₅和Fe₂O₃, 低Al₂O₃, TiO₂, FeO和MgO的特征。Al/(Fe+Al+Mn)比值为0.67~0.71, Si/(Si+Al+Fe)比值为0.89~0.93, 在Al?Fe?Mn图解上落在生物成因区。五峰组有机碳含量(TOC)为2%~7.55%, 平均3.73%。龙马溪组页岩有机碳含量为0.23%~8.36%, 平均1.16%, TOC>2%段集中在剖面底部21 m, TOC与硅质含量具有正相关关系。页岩中发现大量放射虫、海绵骨针等微体化石, 证实硅质为生物成因, 指示页岩沉积环境为深水陆棚, 有利于形成自然裂缝和后期压裂改造, 对页岩气勘探开发具有重要意义。     

深部三场环境下页岩蠕变模型的建立与试验

 针对深部环境的复杂性,建立了温度-应力-化学三场共同作用下页岩试样蠕变模型,并探讨了其作用机制。研究表明：页岩在复杂环境下蠕变特性的温度效应和pH 值化学效应明显,同一级应力水平下温度越高或者化学酸碱性越强,页岩的瞬时应变、蠕变应变及蠕变速率越大,达到稳态蠕变阶段的时间也明显延长。pH 值对蠕变特性影响程度比温度的影响更明显。采用非线性元件代替常规线性元件,得到了页岩在深部环境下非线性黏弹塑性蠕变模型,该模型符合深部实际情况,能较好地模拟页岩在深部复杂环境下蠕变,从而求出模型参数。通过试验数据和拟合曲线吻合情况,验证了本模型的正确性。     

钻井液类型对井壁稳定的影响实例与防塌机理分析

针对东海油气田N区块钻井过程中易发生井壁坍塌的问题,通过梳理分析N5区块及周边构造三口探井地质条件、地层特性、测井数据,基于地质力学与岩石力学基本原理计算了井壁坍塌压力;并对使用水基钻井液和油基钻井液的钻井工况进行对比。研究发现在钻井液密度高于坍塌压力的情况下,使用密度相对较低的油基钻井液即能够保持井壁稳定,无阻卡等复杂问题。使用水基钻井液钻井,则部分泥页岩井段井径扩大,起下钻明显阻卡,处理复杂问题耗时较长。分析主要原因,在于油基钻井液能够降低泥页岩水化程度,减缓钻井液向微裂隙中的渗流,抑制微裂隙扩展,提高钻井液对井壁的有效支撑作用。因此,在东海油气田复杂泥页岩地层钻井中,使用油基钻井液能够更好地保持井壁稳定,避免或减少钻井复杂问题。     

黏度和矿化度对岩石速度各向异性影响的实验研究

利用不同黏度(煤油和真空泵油)、不同矿化度(蒸馏水、50mg/L和150mg/L的NaCl溶液)的流体对页岩和具有明显层理的砂岩进行饱和,在实验室超声频率下研究样品不同方向纵、横波速度以及各向异性参数ε、γ随压力的变化规律.结果表明:(1) 随着黏度的增加,岩石纵、横波速度增大,各向异性参数ε、γ减小;(2) 随着矿化度的增加,岩石纵、横波速度增大,各向异性参数ε、γ的变化在实验误差范围内可以忽略不计.     

川东龙马溪组页岩渗透率各向异性及应力敏感性实验研究

页岩渗透率各向异性和应力敏感性对其水平井产能评价和合理工作制度制定有较大影响,目前还没有对页岩各向异性及其应力敏感性进行过系统的测试分析。基于此,应用川东龙马溪组页岩进行页岩测试渗透率各向异性和应力敏感性研究。实验用岩心分为两组,一组垂直层理面取心,岩心与层理面对称轴的夹角分别为0°、45°、90°,另一组平行层理面取心,岩心与层理面对称轴的夹角分别为30°、90°、150°,利用美国岩心公司的PDP—200脉冲衰减法渗透率仪进行测试。实验结果表明,川东龙马溪组页岩的渗透率均在10~(-6)μm~2数量级,随着与层理面夹角增大,页岩岩心渗透率明显降低,沿层理面取样页岩的渗透率与垂直层理面取样页岩的渗透率比在3左右,在层理面的不同方位取样的页岩渗透率测试结果较为接近;不同岩样的渗透率随着有效应力增大而呈现指数递减,在1 500 psi有效应力时,各岩心渗透率均降低至10~(-9)μm~2数量级的较低水平,平行层理的页岩渗透率应力敏感性相对更强。     

Re-Os dating of Mo-bearing black shale of the Laoyaling deposit,Tongling, Anhui Province,China

Laoyaling is a typical stratiform deposit in the Tongling district and the molybdenum orebody is hosted by black shale of the Dalong Formation of the Upper Permian system. Eight black shale samples from the Laoyaling Mo orebody were dated by Re-Os technique using ICP-MS, which give an isochron age of 234.2±7.3 Ma with an initial 187Os/188Os ratio of 1.37±0.39. The apparent Re-Os age is a few million years younger than the depositional age of the Late Permian. The young isochron age may be caused by the later hydrothermal disturbance or mass fractionation during ICP-MS measurement. However, the obtained isochron age is close to the depositional age and far earlier than those of the Late Yanshanian intrusions. It suggests that the Mo ore of the Laoyaling deposit is sedimentary in origin and not related to the Late Yanshanian magmatism. Black shales of the Upper Permian are distributed widely in the Mid-Lower Yangtze region, our result is important for understanding the ore-forming processes in the regio     

页岩气吸附综合模型及其应用

页岩气藏中吸附气体占很大比例,吸附气的含量直接关系到页岩的储量计算,因此准确得到页岩的吸附气含量至关重要。通过不同温度下页岩等温吸附实验发现温度升高页岩的吸附能力下降;对不同温度下页岩等温吸附曲线进行一系列计算得到了页岩气吸附综合模型,该模型可以用来计算不同温度和压力条件下等温吸附曲线,该模型为页岩吸附气含量的准确计算提供一种方法和依据。     

污泥烧结页岩砖抗冻性能研究

为了研究不同污泥掺量对污泥烧结页岩砖抗冻性能的影响;并且找出一种新的准确评定砌体抗冻性能的指标,对不同污泥掺量的污泥烧结页岩砖进行15次、25次、35次与50次冻融循环试验,以研究其外观质量损失、强度损失和质量损失;并使用热线法测得其冻融循环后的导热系数。通过描绘出四种不同污泥掺量下对应的质量损失率与强度损失率变化曲线,得出污泥掺量对污泥烧结页岩砖冻融破坏规律。研究结果表明,随着污泥掺量的提高,污泥烧结页岩砖的抗冻性能降低。建议根据不同地区建筑用砖的抗冻性能指标使用不同污泥掺量的污泥烧结页岩砖,同时建议把饱水状态下材料的导热系数作为砌体抗冻性能的指标之一。     

强抑制性聚胺类页岩抑制剂NH-1的性能研究

为了解决在膨润土含量较高的地层钻井过程中出现井壁失稳的技术难题,根据添加页岩抑制剂抑制膨润土水化膨胀和分散的机理,通过分子设计研制了一种强抑制性聚胺类页岩抑制剂NH-1,并采用X-射线衍射(XRD)法和扫描电镜(SEM)法研究了NH-1对膨润土的抑制机理,采用岩心滚动回收实验、抗二级膨润土污染实验、相对抑制率实验、防膨胀率实验评价了NH-1的抑制效果.结果表明:膨润土被3.0%NH-1溶液浸泡烘干后,蒙脱石001晶面层间距从12.11增加到13.77;在2.5%NH-1溶液中,一次岩心回收率为89.52%,相对于清水提高了83.32%;在2.5%NH-1溶液中,当膨润土添加量为20%时,Φ600读数为9,而同等条件下在清水中Φ600读数超出了仪器量程;0.5%NH-1溶液对10%的膨润土浆的相对抑制率达到98.5%;2.5%NH-1溶液防膨率为80.37%.围绕NH-1聚胺抑制剂开发的聚胺防塌钻井液体系在四川高庙4井3 375～3 786 m井段进行了先导性试验,划眼时间仅仅只有20.8 h,只占总钻进时间的3.98%,成功解决了高庙4井井下井壁失稳的技术难题.     

Shale gas exploitation with supercritical CO2 technology

This paper analyzes the physicochemical properties of supercritical CO2, the characteristic of shale gas and shale gas reservoirs. The technologies of drilling, production, fracturing using the supercritical CO2 in shale gas exploration are proposed, to increase the penetration rate, decrease the damage to formation while fracturing, and enhance the recovery of shale gas. It is believed that the huge economic benefits of shale gas exploration with the supercritical CO2 fluid will be obtained, and it also can initiate a new technology field of CO2 in the petroleum engineering.