俄罗斯A油田下二叠系X油藏储层特征研究

俄罗斯A油田下二叠系X油藏位于伏尔加—乌拉尔盆地鞑靼隆起区东南部,为一个近南北向的类背斜特殊岩性构造油藏,储层岩性主要为白云岩和石灰岩。文章在分析X油藏地层层序格架基础上,研究了储层岩性特征、沉积特征和储层平面展布规律,为该油藏的效益开发奠定了地质基础。     

钻完井液对储层损害机制探究及防治措施的再认识

众所周知,当油气藏地层压力低于正常地层压力范围时,极易引起油田现场施工过程中钻完井液对储层的污染,导致水锁,堵塞泄油通道,增加开发难度及补救成本。基于此,文章就钻完井引发储层损害的成因、现场技术要求以及当下用于储层保护的主流钻完井液类型进行了系统性地综述,旨在为储层保护型钻完井液的进一步改进研究提供一定的指导和参考。     

二连盆地乌兰花凹陷阿尔善组储层特征研究

二连盆地经过几十年勘探开发,目前已进入勘探的中晚期,迫切需要寻找新的代替层,作为乌兰花凹陷主力产层为中生界白垩系阿尔善组。储层特征研究表明,乌兰花凹陷阿尔善组储层为孔隙型储层,储层以中孔低渗特征,岩性的发育程度对储层质量影响极大。     

二甲苯麝香的生物与环境效应及其人工合成

在阐述二甲苯麝香物理性质、应用以及对生物与环境影响作用的基础上,采用三步法合成了二甲苯麝香,旨在对二甲苯麝香做更深入的环境毒理性探索和监控生产提供依据．第一步,盐酸与叔丁醇反应合成烷基化剂——叔氯丁烷,产品直接从反应器中蒸出,叔氯丁烷的产率为89．58％;第二步,叔氯丁烷在无水三氯化铝催化下与间二甲苯作用合成中间体——叔丁基间二甲苯;正交试验得出优化工艺条件为：间二甲苯：叔氯丁烷：无水三氯化铝（摩尔比）为8：1：0．04,反应温度0℃,反应时间4h,叔丁基间二甲苯的产率为86．97％;第三步,叔丁基间二甲苯在0℃、混酸作用下硝化制得二甲苯麝香,以间二甲苯计二甲苯麝香的总收率为65．00％．主要产品的化学结构由熔点和红外光谱得到表征．     

Aspen模拟不常见物质的物性估算

利用Aspen Plus软件提供的物性估算功能,计算丙烯酸叔丁酯的物性,从而模拟分离、提纯过程,确定工艺条件,得到理想的产物结果。     

基于波形结构的浊积岩储层预测分析

文章就基于波形结构的浊积岩储层进行预测，最先针对波形结构的原理进行阐述，之后从浊积岩岩石物理模型、叠前同时反演关键技术、虚拟井、声波曲线冲沟以及波形反演效果几个方面针对波形结构的浊积岩储层进行预测分析，旨在提前了解浊积岩储层的内部构造与地震波情况，为探索浊积岩提供依据。     

高效泡沫压裂液体系研究与应用

根据牛东、涩北等地区低渗、低压、水敏性气井压裂改造现状,结合青海油田现有压裂液体系及泡沫压裂液固有特性,在室内完成发泡剂筛选、稳泡剂优选、泡沫性能影响因素评价等系列泡沫压裂液相关研究工作,并形成了一套适用于青海油田低压、水敏地层的泡沫压裂液体系配方和泡沫压裂液实验评价方法。形成的泡沫压裂液体系在青海油田牛东气田进行了先导性试验,对比同区块常规胍胶压裂液施工井,泡沫压裂液在施工压力、液体效率、悬砂能力、返排速率等方面具有明显的优势。     

关于煤层气储层地质特征及勘探开发探讨

现代社会的发展离不开各类能源，煤层气作为储存在煤层中、以甲烷为主要成分的烃类气体，是化工产业及居民生活的重要燃料，有着热值高、优质洁净的特点。本文从煤层气的赋存特征与相关因素出发，分析煤层气储层的主要类型与地质特征，介绍煤层气储层勘探开发的主要区域，探究煤层气储层勘探开发新技术的应用策略。     

松辽盆地北部常规油储层压裂砂堵原因及对策分析

松辽盆地北部中浅层常规油因资源分散度高、油气藏规模小、油水关系复杂，导致常规开发工艺难以完成储量提交目标，但可通过压裂改造的方法提高产量。但压裂过程中部分井出现砂堵现象，不仅影响了压裂效果，还造成了严重的经济损失。为减少压裂施工过程中的砂堵现象，提高压裂施工成功率，从优化射孔工艺、优选压裂液体系、优化施工参数和泵注程序以及提高现场管理水平等方面提出了解决砂堵问题的技术措施。改造后，2022年应用于8口井10井次17段压裂施工，一次施工成功率由2021年的85.2%提高至94.1%，现场应用取得良好效果。     

鄂尔多斯盆地西缘乌拉力克组储层特征及控制因素

鄂尔多斯盆地西缘下古生界奥陶系蕴藏着丰富的天然气资源,通过试气结果表明,乌拉力克组的泥页岩和灰岩层段均有较好的油气显示。因此,对乌拉力克组的储层特征及控制因素的研究对该层位天然气勘探具有重要意义。本文在对乌拉力克组泥页岩和灰岩的储集空间类型和物性特征研究的基础之上,进一步对储层控制因素进行研究,并建立乌拉力克组油气成藏模式图。研究结果表明,乌拉力克组的储集空间类型主要发育裂缝、孔隙、溶洞等。泥页岩孔隙度范围为1.2%～2.8%,平均1.82%,渗透率范围为(0.01～0.1)×10^-3μm²,平均0.07×10^-3μm²;灰岩孔隙度范围为1%～3%之间,平均1.8%;渗透率范围为(0.01～0.03)×10^-3μm²,平均0.01×10^-3μm²。乌拉力克组物性特征以低孔隙度和低渗透率为主;储层的控制因素主要有构造作用、成岩作用、岩相古地理控制作用。