东营凹陷胜坨地区沙三下亚段灰质泥岩分布特征研究

胜坨地区内发育有多个富灰质泥岩的地区,灰质泥岩的发育对砂体的描述造成了一定的影响。为了摸清东营凹陷胜坨地区沙三下亚段灰质泥岩的分布特征,结合前人研究,综合利用岩心、测井、地震、地球化学等资料,对研究区沙三下亚段进行了体系域的划分,划分为低位域、湖侵域和高位域。在各体系域的等时地层格架内进行了地层的精细划分与对比,以研究灰质泥岩的纵向和横向分布情况。高位域灰质泥岩分布特征为从北西向深湖区灰质泥岩厚度逐渐增厚。湖侵域灰质泥岩的分布情况为整体上东部地区比西部地区灰质泥岩厚,东部地区从北向南东方向逐渐减薄,西部地区从北西方向向南东-东逐渐增厚。低位域灰质泥岩的分布特征为从北西向深湖区灰质泥岩厚度逐渐增厚,最厚的位置分布于两个扇体之间地区。     

鄂尔多斯盆地晚三叠世最大湖泛泥岩分布特征

目的探究鄂尔多斯盆地晚三叠世层序中最大湖泛泥岩的分布特征及其石油地质意义,以便更好地进行油气田勘探。方法根据区域地质调查、测井、岩心和野外典型剖面的观察及地球化学资料,并运用层序地层学原理进行分析。结果最大湖泛泥岩的分布受湖盆底部形态的控制呈现区域性变化,该套湖泛泥岩是鄂尔多斯盆地三叠系延长组层序中最好的一套优质烃源岩。结论最大湖泛泥岩的展布对油气运移和富集具有一定的控制作用。     

青海油田弱胶结生物泥岩气压裂裂缝起裂

涩北气田第四系泥岩生物成因气区块储层改造过程中压裂工艺参数优化缺乏理论基础和指导原则的问题日益突出。为探究第四系弱胶结生物泥岩裂缝起裂机理及影响规律,首先通过岩石基础实验,明确了弱胶结生物泥岩的矿物组成与力学特性,开展了弱胶结生物泥岩裂缝起裂实验研究,并通过数值模拟方法详细探究了固井质量和射孔深度对裂缝起裂的影响规律。研究结果表明,固井质量和射孔深度都是影响裂缝起裂的重要影响因素;在固井质量较差的情况下,压裂液进入第二界面堆积延伸,导致井眼发生严重扩径,无法达到裂缝起裂条件;深穿透射孔可以减小裂缝起裂尖端的塑性形变,降低裂缝的起裂压力。本文研究结果对弱胶结生物泥岩压裂工艺参数优化有一定的指导意义。     

煤巷大厚度泥岩顶板围岩裂隙演化规律数值试验研究

运用数值试验系统,研究了煤巷大厚度泥岩顶板围岩裂隙萌生-扩展-贯通-破坏的演化规律。根据围岩裂隙的分布和演化,结合地质力学与环境条件,揭示出大厚度泥岩顶板垮落是由于煤帮上方的剪张裂隙及顶板上方的水平裂隙所形成的裂隙拱造成的,提出大厚度泥岩顶板煤巷支护的三个主要特点:及时封闭围岩、加大锚杆支护系统刚度、锚杆(索)沿裂隙方向斜向布置。研究结果有利于了解巷道围岩内部破裂的产生和发展规律,为巷道锚固方案的选择和锚固参数的优化提供了依据,可为类似条件矿井的支护提供理论依据与应用性指导。     

深生浅储天然气封盖保存模式及能力评价——以大庆长垣南部黑帝庙油层为例

通过统计钻井数据得到，大庆长垣南部黑帝庙油层泥岩盖层主要发育于H1^6、H1^5、H1^4小层，其底部分别发育的3套区域分布的泥岩盖层是其天然气的主要封盖层。由盖层厚度与源断裂断距大小比较可以得到，3套区域分布的泥岩盖层多处被错开，形成多处逸散窗口，天然气只能在源断裂之间未被错开的H1^6、H1^5和H1^4三套泥岩盖层之下被保存下来，如果圈闭发育便可以聚集成藏，否则天然气将会继续沿逸散窗口运移散失。通过比较盖层所能封闭住的最大气柱高度与圈闭幅度大小可麟得到，3套区域分布的泥岩盖层所能封闲住的最大气柱高度远大于圈闭构造幅度，可以封盖住进入圈闭中的天然气。通过冒前天然气显示井与盖层之间时空分布关系研究得到，3套区域分布的泥岩盖层空间分布控制着天然气聚集层位和平面上的分布部位，其形成时期与嫩一、二段源岩大量排气期较好地匹配，有利于天然气在黑帝庙油层中聚集成藏。     

南宁第三系湖泊沉积泥岩特性试验研究

在静载试验基础上，进行多项室内试验，对南宁泥岩的崩解，膨胀性，吸力特性，强度特性，固结特性进行了探讨。     

实验分析泥岩水化膨胀应力与力学参数之间的关系

在钻井的过程中,泥页岩地层一旦与水基钻井液接触后,便会发生水化膨胀作用,在地层压力和上覆岩层压力的约束下产生膨胀应力,岩石强度降低,井壁稳定性下降。因此,研究水化膨胀作用与力学参数之间的关系是研究泥岩井壁稳定的关键内容之一。基于泥页岩的水化作用机理,通过室内实验分析了水基钻井液中的离子类型及其浓度对水化膨胀应力的影响,并且测量了岩样水化后的力学参数。实验结果表明泥岩水化膨胀应力与离子类型和浓度有关;水化后泥岩的含水量越大,产生的线膨胀应力越大,力学参数越小;线膨胀应力与泥岩水化后的力学参数之间具有较好的指数递减关系。     

南海流花海域钻井安全钻井液密度窗口计算分析

为了准确确定安全钻井液密度窗口,并维持钻井过程的井壁稳定成为制约南海海上油气开发目前所面临的重要问题。针对该问题,基于流花海域LH20-2油田各已开发井的声波时差及其他测井数据,利用Eaton法对该构造的孔隙压力分布规律进行了预测。此外,对该地区地层的破裂压力和坍塌压力随井斜角和方位角的分布规律进行了定量分析,最终得到了各井段安全钻井液密度窗口。结果表明,油田孔隙压力分布范围在0. 98～1. 05 g/cm~3,处于正常压力系统内。并且得出,拟开发井直井段和水平段安全钻井液密度窗口依次是1. 07～1. 10 g/cm~3和1. 22～1. 25 g/cm~3。此研究可以为南海LH20-2油田拟开发井钻井液设计提供依据和参考。     

南堡2、3号构造中深层硬脆性泥岩漏失机理

冀东油田南堡2、3号构造中深层钻井液漏失问题突出,为科学认识其漏失机理,对该区块岩样开展微组构分析及理化性能测试,并结合现场统计资料分析了该区块钻井液漏失机理.研究结果表明:南堡2、3号构造中深层岩性以硬脆性泥岩为主,其水敏性不强,呈现出一定的硬脆性.岩样微裂缝发育,钻井液相沿裂缝侵入,造成岩样整体胶结强度减弱,易产生沿裂缝面的张性劈裂破坏.结合现场资料判断认为该区块漏失主要类型为张开型裂缝性漏失,钻井液侵入地层导致力学强度降低,引发水力尖劈作用而造成地层破碎,导致漏失程度增加.针对南堡2、3号构造复杂漏失原因,提出了针对不同漏失原因的应对措施.研究结果为科学认识该区块钻井液漏失机理、降低钻井成本提供了技术参考.     

泥岩地基及嵌岩灌注桩的承载特性试验

红土崖组(KwH)泥岩是一种分布于青岛地区的白垩系王氏群泥岩,是一种非典型的黏土岩,其透水性弱,具有一定的膨胀特性。为研究泥岩的物理力学性质、变形特性及嵌入泥岩中灌注桩的承载特性,以红土崖组(KwH)泥岩为试验对象,在青岛某地区开展了泥岩常规物理力学试验、泥岩地基及泥岩地基中嵌岩灌注桩的静载荷试验。试验结果表明,红土崖组(KwH)泥岩含砂,吸水膨胀率较小,是一种非膨胀性岩;全风化及强风化泥岩地基的P-s曲线基本呈缓变型;而中风化泥岩地基在破坏时发生了压裂及隆起,P-s曲线呈陡降型,而且变异性较大。该场地泥岩地基中灌注桩分别加载至10800 kN、12960 kN,试桩均未发生破坏,嵌岩灌注桩的桩侧摩阻力和桩端阻力均未充分发挥;中风化泥岩的承载力较高,可作为桩基理想的持力层;泥岩具有初始损伤特性,且随着应力水平的提高其损伤逐渐加剧。研究成果对青岛地区泥岩地基中的工程建设具有参考价值。