碳酸盐岩（精选12篇）
碳酸盐岩 篇1
1 储集单元的划分
在单井剖面上划分储集单元, 应考虑如下原则。
①同一储集单元必须具备完整的储、渗、盖、底的岩性组合。在正常情况下, 碳酸盐岩的沉积旋回是由正常浅海碳酸盐岩开始到蒸发岩结束, 完整的碳酸盐岩-- 蒸发岩的沉积旋回自下而上的次序为石灰岩-- 白云岩-- 硬石膏-- 盐岩-- 钾盐-- 石灰岩或白云岩。其中硬石膏和盐类是良好的盖、底层, 而石灰岩和白云岩是良好的储集层。②在储集单元划分中主要考虑盖、储、底的岩类组合。因此, 在储集单元的划分中, 底、储、盖的上下界面不受地层单元界面的限制, 即可和地层单元界面一致, 也可与地层单元界面不一致。③同一储集单元必须具有统一的水动力系统, 如因断层对盖、底层的破坏或盖底层尖灭而导致储集单元间水动力系统连通, 则应将其合并而划为一个储集单元。④同一储集单元中的流体应具有相似的流体性质。
2 储集单元的对比
储集单元的连续性与稳定性的研究是通过储集单元井间的对比来完成的。储集单元的对比是依据在标准层控制下的盖、底层岩性对比来进行的。
由于是岩性的对比, 因此, 储集单元对比与地层单元对比所依据的基本理论和方法都是相似的。但也存在两点差别:首先储集单元对比的界面可以斜切几个地层单元的界面, 不受地层层位关系的约束斜切几个地层单元的界面。其次, 一个储集单元可以相当于若干个地层单元, 一般都在一个小层以上, 有些岩性均匀的白云岩块状油气藏, 一个储集单元可以包含十几个小层, 具有几百米高的油柱。现以苏里格气田Tc22储集单元为例, 说明储集单元的对比方法。
为了追溯储集单元沿构造长轴的变化, 选择沿长轴分布的12 井、9 井、10 井进行水平对比, 其步骤如下。
①建立标准剖面、划分储集单元。根据气田Tc组的储、盖、底层岩性组合, 油、气、水分布规律和原始地层压力资料, 将剖面划分为Tc1及Tc12、Tc22、Tc32地层单元。②选择标准层、确定水平对比基线。根据区域地层分析, 选取Tc22底蓝灰色泥岩作标准层, 将水平对比基线置于标准层底面上 ( 图1) 。③将各井置于水平对比基线的相应位置上按比例绘制各井的岩性剖面及电测曲线, 并划分出储集单元。④连接对比线。逐井对比, 用对比线连接相应的储集单元。⑤动态资料验证。为了证实所划分与对比的储集单元是否合理, 应引用油田所获得的油气层原始压力、油水或气水界面位置、流体性质资料加以验证。
摘要：研究碳酸盐岩储集层的分布特征, 不能沿用碎屑岩储集层的研究方法。在碳酸盐岩油气藏中, 形成工业开采价值的产层, 必须具备两个条件:即储集层中应存在孔隙发育的渗透层段;储集层的上下存在抑制油气散失的封闭条件。因此, 在碳酸盐岩储集层研究中, 以岩层是否具备储集、封闭条件为依据, 根据纵向上岩性的组合序列, 将地层划分为若干个基本单元。在碳酸盐岩储集层的划分与对比中, 则将这种在剖面上按岩性组合划分的、能够储集与保存油气的基本单元称为储集单元。显然, 一个储集单元应包含储集层、渗透层、盖层和底层。其中渗透层和盖层最为重要, 前者将决定储集单元的产油能力, 后者决定储集单元油气的保存能力。
关键词：储集单元,对比,碳酸盐岩
参考文献
[1]赵澄林, 朱筱敏.沉积岩石学 (3版) [M].北京:石油工业出版社, 200l.
[2]赵文智, 张光亚, 何海清等.中国海相石油地质与叠合盆地[M].北京:地址出版社, 2002.
[3]赵雪凤, 朱光有, 刘钦甫等.深部海相碳酸盐岩储层孔隙发育的主控因素研究[J].天然气地球科学, 2007, 18 (4) :514-521.
碳酸盐岩 篇2
帐篷构造是碳酸盐岩中的一种特殊沉积组构,因其倒“V”字形形态类似于帐篷(tepee)而得名,被认为是一种无成因意义的沉积组构.传统的帐篷构造在海相至陆相碳酸盐岩中都有发育,形态和胶结物的不同反映了沉积环境的变化,其成因为裂隙填充的胶结物结晶膨胀导致层面突起变形.新元古代帽碳酸盐岩中广泛发育有倒“V”字形的类似构造,但由于形态和成因上都和传统的.帐篷构造有所区别,被称为“帐篷状构造”(tepee-like structure).目前其成因解释主要有:“巨风暴潮波痕”、“甲烷气体渗漏”、“地下水侵位”和“晶体结晶”的假说.由于帐篷状构造的形成过程与机制和帽碳酸盐岩的成因密切相关,对帐篷状构造的进一步研究必将帮助我们对新元古代冰期结束机制的理解.
作 者：刘芊 陈多福 冯东 Liu Qian Chen Duofu Feng Dong 作者单位：刘芊,Liu Qian(中国科学院,广州地球化学研究所,边缘海地质重点实验室,广东,广州,510640;中国科学院,研究生院,北京,100049)
陈多福,冯东,Chen Duofu,Feng Dong(中国科学院,广州地球化学研究所,边缘海地质重点实验室,广东,广州,510640)
碳酸盐岩 篇3
一、考察碳酸钠的化学性质
碳酸钠（Na2CO3）俗称纯碱，在普通环境下，呈白色粉末状态，属于强电解质，密度为2.532g/cm3，熔点为851℃，具有易溶于水的特性，而且具有盐的通性。碳酸钠的知识重点在于掌握碳酸钠的化学性质。
本考点主要有：考察碳酸钠参与反应的化学方程式、碳酸钠的化学反应原理、碳酸钠的化学反应现象。
例1（1）碳酸钠可以与水、二氧化碳共同发生化学反应形成NaHCO3，请将化学方程式书写出来。
（2）碳酸钠可以与盐酸发生化学反应，释放出CO2，但是，在实验室制备CO2中却不用该反应，其原因
是什么？
（3）碳酸钠的溶解度明显高于碳酸氢钠的溶解度，假设连续性的通入CO2（在饱和的碳酸钠溶液中），则会发生什么现象？
解（1）碳酸钠可以与水、二氧化碳反应的化学方程式为：
Na2CO3+H2O+CO22NaHCO3
（2）在实验室制备CO2不用碳酸钠与盐酸反应的原因主要为：碳酸钠与盐酸发生化学反应的速度过快，导致所产生的CO2不易被收集。
（3）在饱和的碳酸钠溶液中连续性的通入CO2，则会出现溶液变浑浊或者有晶体析出现象。（由于实验室CO2制备操作需简便，且利于CO2的收集，但是由于碳酸钠的溶解度明显的高于碳酸氢钠，且碳酸氢钠不能全部溶解，因此容易出现溶液变浑浊或者有晶体析出现象。）
二、考察碳酸钙的化学性质
碳酸钙的矿物名称为白垩方解石，常常产于沉积岩中（由于碳酸钙水溶液沉淀形成巨厚状），碳酸钙呈现晶体结构，且常含铝、硅、镁、铁等。对碳酸钙的化学性质探究以下面的例题为突破口。
本考点主要有：碳酸钙发生反应的化学方程式、碳酸钙分解反应性质。
例2三位学生在实验室做碳酸钙受热分解实验，对碳酸钙加热一段时间后，为了探究碳酸钙的化学性质，他们对加热分解后形成的固体成分进行了探究。提出了探究问题：碳酸钙加热分解所形成固体的成分是什么？将碳酸钙分解分两种情况，即：
（1）碳酸钙完全分解，所形成的固体成分是什么？
（2）碳酸钙部分分解，所形成的固体成分是什么？
针对这两种状况，设置了两个探究性问题：
1.取少量的固体放置在试管中，加入适量的水振荡，振荡完成之后，静置 ，然后滴入几滴无色酚酞试液，这时，溶液的颜色变为红色，请写出发生反应的化学方程式。
2.向试管中滴入过量的稀盐酸，发现生成大量的气泡。那么上述的两种情况，哪一种是成立的？并且在实验结束后，探讨在实验的过程中，增加哪种仪器，可以直接判定碳酸钙是否分解。
解碳酸钙加热分解反应的化学方程式为：
CaCO3高温CaO+CO2
如果碳酸钙完全分解剩余的固体为CaO，或者剩余的固体为CaCO3和CaO的混合物，那么CaO和水发生化学反应，生成Ca（OH）2，其化学方程式为：
CaO+H2OCa（OH）2
滴入几滴无色酚酞试液，溶液变为红色，说明原固体溶液呈碱性，而且能够与盐酸发生化学反应，形成大量的气泡，这说明原固体中含有碳酸钙。另外，在碳酸钙加热分解的过程中，将生成的气体通入澄清的石灰水，可以有效地根据石灰水的变化——变浑浊情况，来判定碳酸钙是否发生分解。
三、考察碳酸钠与碳酸氢钠之间的化学性质差异
针对碳酸钠与碳酸氢钠之间的化学性质差异探究。
例3（1）在盛有0.5 g的碳酸钠试管中，加入2 mL的盐酸，并且迅速地使用带导管的胶塞将试管口塞紧，避免混入杂质，并且将导管的另一端放置在盛有澄清石灰水的试管中。
（2）以同样的方法将碳酸钠换成碳酸氢钠，观察比较两组实验现象。请写出两组实验发生反应的化学方程式。为了使两组实验所产生的气体的量相同，需要选用多少克碳酸氢钠？
解若选用0.53g的碳酸钠，可以将化学反应所生成的二氧化碳的量设为x，并且为了使两组化学反应所生成的二氧化碳的量相同，将所需要选用的碳酸氢钠的量设为y，则可以得出：
（1）Na2CO3+2HCl2NaCl+H2O+CO2
106 44
0.53 g x
10644=0.53gxx=0.22 g
（2）NaHCO3+HClNaCl+H2O+CO2
84 44
y 0.22g
8444=y0.22 gy=0.42 g
碳酸盐岩油藏岩石分类方法研究 篇4
油藏岩石分类是把油藏岩石划分为不同岩石类型的过程,静态的岩石类型定义为[1,2]:“沉积在相似的地质条件下,经历了相似的成岩过程,形成具有唯一的孔喉结构和润湿性的一类岩石,具体表现在具有唯一的φ-K关系、毛管压力分布和相对渗透率数据集。” 因此,岩石类型必须通过特殊岩心分析数据进行描述,仅仅通过常规岩心分析数据已不足以进行岩石分类。典型的油藏岩石类型可以帮助我们理解油藏流体的流动规律和油藏采收率。
1 碳酸盐岩油藏岩石分类特征
岩石类型划分具有以下特征[3]:①每一种岩石类型具有相似的沉积环境和成岩环境;②每一种岩石类型具有典型的并且是唯一的孔喉尺寸分布曲线族;③在相同润湿性下,具有相似的毛管压力/相对渗透率曲线;④不同岩石类型之间孔隙度和渗透率重叠极小;⑤岩石类型可以由未取心井的测井曲线精确地预测岩石类型,在一个界限明确的地质框架内,还可预测岩石类型的3D分布。
目前,许多模型被用来定义油藏的岩石类型,一个描述油藏岩石类型的合理模型应该考虑到地质和岩石性质。如果岩石经过适当的分类和定义,并基于岩石类型建立相应的动态模型,就可以用来进行合理的数值模拟、精确的油藏管理和可靠的生产预测[4]。通过进行岩相学描述(岩石结构、孔隙类型)和岩石物理实验(孔隙度、渗透率、孔喉尺寸分布和毛管压力曲线)分析,就可把具有相同性质的岩石划分为一种类型[5,6]。
岩石物理方法研究岩石类型主要使用孔隙度、渗透率、毛管压力曲线等静态资料和相渗曲线等动态资料。根据国外关于岩石类型方面的研究文献,划分岩石类型的岩石物理方法包括Winland R35方法、Rock Quality Index(RQI)、Flow Zone Indicator(FZI)、Discrete Rock Type、 Leverett J函数和初始含水饱和度法等[7,8,9,10,11]。目前碳酸盐岩油藏最常用的两种方法为Winland R35方法和RQI/FZI方法。本文采用Winland R35方法划分岩石类型。
2 Winland R35方法划分岩石类型
2.1 Winland R35方法
油藏的质量可以通过流动单元来描述,流动单元主要通过油藏的存储和流动能力控制。流动单元定义了具有相似并且可预测的流动特征的区间,可以通过Winland R35方法来进行识别。
Winland R35方法描述了地层岩石孔喉尺寸与孔隙度和渗透率的关系,该方法不考虑地层中岩石的沉积过程,直接通过岩石孔喉结构划分岩石类型,反映了不同岩石类型地层在目前状态下的渗流能力。Winland R35方法为压汞实验过程中进汞饱和度为35%时对应的孔喉半径与孔隙度和渗透率的经验关系式,即:
lg(R35)=0.732+0.588lgk-0.864lgφ。
式中:R35为压汞实验过程中进汞饱和度为35%时对应的孔喉半径,μm;k为渗透率,mD;φ为孔隙度,%。
同一岩石类型的岩心具有相似的R35值,利用这一性质可以定义岩石物理单元,如图1可划分为5类。
(1)Megaport,岩石物理单元内R35的值大于10μm;
(2)Macroport,岩石物理单元内R35的值在2μm和10μm之间;
(3)Mesoport,岩石物理单元内R35的值在0.5μm和2μm之间;
(4)Microport,岩石物理单元内R35的值在0.1μm和0.5μm之间;
(5)Nanoport,岩石物理单元内R35的值小于0.1μm。
2.2 岩石类型划分
通过实验室测量各块岩心样品孔隙度和渗透率,采用R35方法先对国外某碳酸盐岩油藏8口井1 498块岩心样品进行了分析,结果如图2所示。可以看出绝大多数岩心样品孔喉分布在0.1 μm～10 μm之间。少量岩心样品孔喉半径大于10 μm,经观察此类岩心大多数含有微裂缝,因此在岩石分类过程中不再考虑。根据Winland R35方法,按孔喉半径大小划分了三种岩石类型。图3为每个岩石类型孔渗数据拟合情况,表1现实了每种岩石类型的拟合结果,可以看出拟合误差相对较小。
用拟合的孔渗关系式计算了Well-A井各块岩心的渗透率,并与实验室实际测量渗透率进行了对比,绘制了交叉图版,如图4所示,可以看出数据点沿斜率为1的直线分布,预测的渗透率与实测测量的渗透率符合率较高。
3 岩石类型毛管压力和相渗曲线特征
利用Well-A井毛管压力曲线数据,判断Winland R35方法在该油藏的适用性。图5为10块岩心压汞实验测量的R35数据与经验公式计算的R35数据对比,可以看出,二者之间差别较小,最大误差不超过20%,因此使用Winland R35方法划分该油藏岩石类型是适用的。
根据对Well-A井岩石分类结果,岩心79H、88H和137H的R35值均在0.5 μm～2 μm之间,为同一种岩石类型,对3块岩心的相渗曲线和毛管压力曲线进行统计,如图6和图7所示,可以看出它们具有相似的相渗曲线和毛管压力曲线特征。
4 岩石类型应用
单井岩类型建立后,根据图7所示的流程,把岩石类型作为井点属性建立三维空间岩石类型,基于岩石类型模型进一步过建立三维地质模型,应用每种岩石类型的孔隙度和渗透率关系确定渗透率值,最终实现三维空间渗透率分布[12,13]。把地质模型转换为数值模拟模型后,每个岩石类型作为一个流动单元,分别赋予不同的相渗和毛管压力曲线,表征不同岩石类型的渗流特征,因此可以更精确地描述地层的流动。
5 结论
(1)采用Winland R35方法研究了国外某碳酸盐岩油藏岩石类型,根据孔隙度、渗透率和毛管压力数据实验结果,利用Winland R35经验关系式把该油藏划分为3种岩石类型;
(2)由于每种岩石类型具有相似的孔喉结构,因此每种岩石类型具有相似的毛管压力曲线和相渗曲线特征;岩石类型可作为一种属性建立三维地质模型,并基于岩石类型划分流动单元,更精确地描述地层渗流特征。
碳酸盐岩 篇5
开展了碳酸盐岩(灰岩、白云岩)溶蚀作用实验室模拟研究,建立了溶蚀作用的`热力学模型方程,对3种不同温压条件下(348.15 K,20 MPa;373.15 K,25 MPa;403.15 K,30 MPa)碳酸盐岩溶蚀作用进行了定量研究,提出了白云岩较灰岩更易溶解并形成孔隙、孔洞等古溶蚀构造,这为油气生成提供了地下空间;同时提出了在城市、铁路及隧道选址等方面充分考虑地下工程地质概貌,以免发生重大的地质灾害及其隐患.
作 者：肖林萍 黄思静 作者单位：肖林萍(西南交通大学土木工程学院,四川,成都,610031)
黄思静(成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点试验室,四川,成都,610059)
碳酸盐岩 篇6
1.问题的提出：
教材上比较Na2CO3和NaHCO3与盐酸反应的剧烈程度，是分别把0.3克Na2CO3固体与0.3克NaHCO3固体装在气球里，3ml的盐酸溶液装在集气瓶里进行实验。不足之处：（1）这套装置气球里的Na2CO3固体与NaHCO3固体不能分别同时倒入集气瓶中。（2）0.3克Na2CO3固体与0.3克NaHCO3固体和足量的盐酸溶液反应产生气体的量比NaHCO3固体要多出四分之一。（3）仅区分了碳酸钠与碳酸氢钠与盐酸反应的快慢，没从本质解释原因。
2.实验改进：
2.1实验用品：
1.5mol/LNa2CO3溶液 1.5mol/LNaHCO3溶液 4.5mol/L盐酸溶液 5ml注射器 小试管 小气球 双孔塞 导管
2.2实验装置：
2.3实验过程：
（1）分别在5ml试管中装入3ml 1.5mol/L Na2CO3溶液和NaHCO3溶液，针筒中装入2ml 4.5 mol/L盐酸溶液。
（2）同时慢慢注入1ml的盐酸溶液，观察现象。紧接着又注入1ml的盐酸溶液，观察现象。
2.4实验结果：
装有NaHCO3溶液的试管瞬时就出现了气泡。NaHCO3+HCl■NaCl+H2O+CO2。装有Na2CO3溶液的试管在第一次注入1ml的盐酸溶液时几乎没什么现象又注入1ml的盐酸溶液马上产生很多气泡。
Na2CO3+HCl■NaCl+NaHCO3
NaHCO3+HCl■NaCl+H2O+CO2
3.实验改进的优点：
（1）方便了相同物质的量的Na2CO3和NaHCO3同时和盐酸溶液反应。
（2）不仅区分了碳酸钠与碳酸氢钠与盐酸反应的快慢，没从本质解释原因。
（3）微型实验，方便随堂学生实验。培养了学生的创新思维。
【参考文献】
[1]宋心琦主编.普通高中课程标准实验教科书.化学1（必修第3版）[M].北京：人民教育出版社，2007：99
[2]化学实验的小助手——注射器[J].化学教学，2013. （8）：40—41
[3]张庆云.微型化学实验，2006（2）：45
（作者单位：浙江省衢州高级中学）
碳酸钠与碳酸氢钠的性质是高中重要的知识点，《普通高中课程标准》要求：“能通过实验研究碳酸钠的性质，能通过实验对比研究碳酸钠、碳酸氢钠的性质”。如何进行实验设计就显的无比重要，针对教材上实验设计的一些值得探讨的地方对实验进行改进。
1.问题的提出：
教材上比较Na2CO3和NaHCO3与盐酸反应的剧烈程度，是分别把0.3克Na2CO3固体与0.3克NaHCO3固体装在气球里，3ml的盐酸溶液装在集气瓶里进行实验。不足之处：（1）这套装置气球里的Na2CO3固体与NaHCO3固体不能分别同时倒入集气瓶中。（2）0.3克Na2CO3固体与0.3克NaHCO3固体和足量的盐酸溶液反应产生气体的量比NaHCO3固体要多出四分之一。（3）仅区分了碳酸钠与碳酸氢钠与盐酸反应的快慢，没从本质解释原因。
2.实验改进：
2.1实验用品：
1.5mol/LNa2CO3溶液 1.5mol/LNaHCO3溶液 4.5mol/L盐酸溶液 5ml注射器 小试管 小气球 双孔塞 导管
2.2实验装置：
2.3实验过程：
（1）分别在5ml试管中装入3ml 1.5mol/L Na2CO3溶液和NaHCO3溶液，针筒中装入2ml 4.5 mol/L盐酸溶液。
（2）同时慢慢注入1ml的盐酸溶液，观察现象。紧接着又注入1ml的盐酸溶液，观察现象。
2.4实验结果：
装有NaHCO3溶液的试管瞬时就出现了气泡。NaHCO3+HCl■NaCl+H2O+CO2。装有Na2CO3溶液的试管在第一次注入1ml的盐酸溶液时几乎没什么现象又注入1ml的盐酸溶液马上产生很多气泡。
Na2CO3+HCl■NaCl+NaHCO3
NaHCO3+HCl■NaCl+H2O+CO2
3.实验改进的优点：
（1）方便了相同物质的量的Na2CO3和NaHCO3同时和盐酸溶液反应。
（2）不仅区分了碳酸钠与碳酸氢钠与盐酸反应的快慢，没从本质解释原因。
（3）微型实验，方便随堂学生实验。培养了学生的创新思维。
【参考文献】
[1]宋心琦主编.普通高中课程标准实验教科书.化学1（必修第3版）[M].北京：人民教育出版社，2007：99
[2]化学实验的小助手——注射器[J].化学教学，2013. （8）：40—41
[3]张庆云.微型化学实验，2006（2）：45
（作者单位：浙江省衢州高级中学）
碳酸钠与碳酸氢钠的性质是高中重要的知识点，《普通高中课程标准》要求：“能通过实验研究碳酸钠的性质，能通过实验对比研究碳酸钠、碳酸氢钠的性质”。如何进行实验设计就显的无比重要，针对教材上实验设计的一些值得探讨的地方对实验进行改进。
1.问题的提出：
教材上比较Na2CO3和NaHCO3与盐酸反应的剧烈程度，是分别把0.3克Na2CO3固体与0.3克NaHCO3固体装在气球里，3ml的盐酸溶液装在集气瓶里进行实验。不足之处：（1）这套装置气球里的Na2CO3固体与NaHCO3固体不能分别同时倒入集气瓶中。（2）0.3克Na2CO3固体与0.3克NaHCO3固体和足量的盐酸溶液反应产生气体的量比NaHCO3固体要多出四分之一。（3）仅区分了碳酸钠与碳酸氢钠与盐酸反应的快慢，没从本质解释原因。
2.实验改进：
2.1实验用品：
1.5mol/LNa2CO3溶液 1.5mol/LNaHCO3溶液 4.5mol/L盐酸溶液 5ml注射器 小试管 小气球 双孔塞 导管
2.2实验装置：
2.3实验过程：
（1）分别在5ml试管中装入3ml 1.5mol/L Na2CO3溶液和NaHCO3溶液，针筒中装入2ml 4.5 mol/L盐酸溶液。
（2）同时慢慢注入1ml的盐酸溶液，观察现象。紧接着又注入1ml的盐酸溶液，观察现象。
2.4实验结果：
装有NaHCO3溶液的试管瞬时就出现了气泡。NaHCO3+HCl■NaCl+H2O+CO2。装有Na2CO3溶液的试管在第一次注入1ml的盐酸溶液时几乎没什么现象又注入1ml的盐酸溶液马上产生很多气泡。
Na2CO3+HCl■NaCl+NaHCO3
NaHCO3+HCl■NaCl+H2O+CO2
3.实验改进的优点：
（1）方便了相同物质的量的Na2CO3和NaHCO3同时和盐酸溶液反应。
（2）不仅区分了碳酸钠与碳酸氢钠与盐酸反应的快慢，没从本质解释原因。
（3）微型实验，方便随堂学生实验。培养了学生的创新思维。
【参考文献】
[1]宋心琦主编.普通高中课程标准实验教科书.化学1（必修第3版）[M].北京：人民教育出版社，2007：99
[2]化学实验的小助手——注射器[J].化学教学，2013. （8）：40—41
[3]张庆云.微型化学实验，2006（2）：45
碳酸盐岩 篇7
1 实验部分
1.1 实验药品及器材
实验药品:天然碳酸盐岩心粉末来源于中国西部某油田;Na Cl、Ca Cl2、正己烷、十二烷基三甲基氯化铵(1231)均为分析纯,国药集团化学试剂有限公司生产;α-烯烃磺酸盐(AOS)购于南京捷尔达清洗剂厂。
实验仪器:动态光散射仪(英国马尔文公司-Zetasizer Nano S90)、X射线衍射仪(荷兰帕纳科公司-X’Pert PRO MPD)、超声波振荡器、水浴振荡器等。
1.2 实验方法
Zeta电位测定:将碳酸盐岩粉末用去离子水浸湿,冲洗3遍,将水滤去,烘干,然后将其置于待考察的溶剂中,用超声波振荡器分散30 min,静置30min后,用Zetasizer Nano S90测定样品的Zeta电位。
X射线衍射分析(XRD):将适量碳酸盐岩粉末置于试样板,压片,保证工作面平整,把样品置于X射线衍射仪中测定,衍射角为5°~70°。
2 结果与讨论
2.1 矿物组成对Zeta电位的影响
天然碳酸盐岩并不是由单一的方解石组成,其中还包含其他的矿物成分,因此考察了在不同浓度Na Cl影响下3种不同岩层的天然碳酸盐岩(样品1#、2#、3#)的Zeta电位,结果如图1所示。由图1可以看出,随着Na Cl浓度的增大,Zeta电位逐渐增大,但当Na Cl浓度增大到6%时,其增大速度明显放缓,这可能是扩散双电层被过度压缩导致的。此外,在相同的盐含量条件下,1#、2#、3#样品的Zeta电位是依次降低的。1#、2#、3#样品的XRD分析结果如图2所示,通过计算得到了这3种样品的矿物组成,结果如表1所示。由表1可知,1#、2#、3#样品中方解石含量是依次降低的,石英与黏土矿物含量逐渐增大。这就说明方解石含量越大,碳酸盐岩的Zeta电位就越趋向于正值。由于方解石(Ca CO3)在溶液中电离会产生电势决定离子Ca2+、CO32-,电势决定离子越多,其Zeta电位就越趋向于正值[10];此外,方解石晶体主要由正交晶系组成,正交晶系切面密而坚硬,不易对溶液中的电势决定离子产生化学吸附[11],因此方解石含量越高,Zeta电位就越大。
2.2 无机盐对Zeta电位的影响
一般而言,溶液的离子强度是粒子Zeta电位的重要影响因素。早在1989年,Buckley et al[12]研究了不同浓度的氯化钠溶液(≤3%)与碳酸盐岩间的界面电性,结果表明低浓度的氯化钠溶液使得碳酸盐岩表面带有较强的负电性,而在较高浓度的氯化钠溶液中碳酸盐岩所带负电荷较少;Roger et al研究了0.1%~1%的Ca2+对Zeta电位的影响,结果表明随着Ca2+的增大,Zeta电位先增大后减小,当Ca2+浓度为0.3%时,Zeta电位达到最大值(29m V)[13]。前人工作主要研究了低浓度无机盐对碳酸盐岩Zeta电位的影响,而高矿化度盐水对碳酸盐岩Zeta电位的影响尚属研究空白。图2展示了高浓度无机盐对1#碳酸盐岩样品(下文碳酸盐岩均指1#样品)Zeta电位的影响,由图3可知,随着盐含量的增大,碳酸盐岩Zeta电位逐渐增大;但是当Na Cl浓度增大到10%时,其对应的碳酸盐岩Zeta电位依然为负值,而碳酸盐岩在Ca Cl2溶液中的Zeta电位明显高于其在Na Cl溶液中的Zeta电位,当Ca Cl2浓度为4%时,其Zeta电位已经上升为正值,这是由碳酸盐岩晶格取代构型以及碳酸盐岩本身的离子电离性质所决定的。
2.3 p H对Zeta电位的影响
除离子强度之外,溶液的p H也是粒子Zeta电位的重要影响因素。天然地层水一般情况下p H为7左右,由于三次采油作业(酸化、三元复合驱等等)的实施,地层水的p H往往发生变化,因此有必要研究p H对Zeta电位的影响。由图4可知,在p H为5~11的范围内,随着p H的升高,碳酸盐岩Zeta电位降低。当溶剂环境由酸性变成碱性时,溶液中的电位决定离子由H+转变为OH-,导致Zeta电位呈现降低趋势。然而,在不同p H的条件下,碳酸盐岩在相同浓度的Na Cl和Ca Cl2溶液中,其Zeta电位差别较大。这就表明,溶剂的p H和离子类型共同决定了碳酸盐岩的Zeta电位。在氯化钠浓度为0.005mol/L条件下,Hiorth等人[14]研究了方解石在p H为5~12范围内的Zeta电位,结果表明:随着p H的增大,Zeta电位先减小后增大,当p H小于8.5时,Zeta电位为正值,当p H增大到10时,Zeta电位降为最小值(-10 m V)。上述结论与本文的研究结果不同,这再次证明碳酸盐岩的Zeta电位不是由p H或离子强度某一单因素决定的。
2.4 极性物质对Zeta电位的影响
原油中含有大量的胶质、沥青质等极性物质,这些极性物质在岩石表面的吸附能改变岩石表面的界面性质[15]。通过实验模拟,研究了极性物质对碳酸盐岩Zeta电位的影响。由于沥青中含有大量的胶质、沥青质等极性物质,所以将沥青溶于正己烷中配成不同沥青浓度的模拟油,将等量碳酸盐岩粉末浸于沥青模拟油中7 d,并置于水浴振荡器中振荡,使沥青中的极性物质充分吸附至粉末表面,最后将粉末置于80℃的烘箱中干燥12 h,继而测其Zeta电位。如图5所示,模拟油中的沥青浓度越大,即碳酸盐岩粉末表面吸附的极性物质越多,粉末的Zeta电位越大,这可能与极性物质吸附后碳酸盐岩表面由水湿变为油湿有关。Nasralla等人[16]考察了矿化度对碳酸盐岩三相润湿角及相应Zeta电位的影响,结果表明:随着矿化度的增大,三相润湿角增大,Zeta电位也增大,油滴亲水性逐渐变弱,采收率提高幅度降低。他们指出:Zeta电位绝对值越大,相界面间的排斥力越大,扩散双电层的厚度越大,使得岩石表面的水膜更加稳定,导致亲水性增强。与在Na Cl溶液中的碳酸盐岩粉末相比,在Ca Cl2溶液中碳酸盐岩粉末的Zeta电位受极性物质吸附的影响较小,Zeta电位的改变不显著,这说明,与极性物质相比,无机盐离子类型对Zeta电位的影响更大。
2.5 表面活性剂对Zeta电位的影响
储层岩石Zeta电位与原油采收率具有紧密的联系[17],而表面活性剂是提高采收率的最常用化学剂之一,因此通过考察表面活性剂对碳酸盐岩Zeta电位的影响,以期为表面活性剂提高原油采收率提供理论参考。由图6可知,在考察浓度范围内的1231溶液中,碳酸盐岩Zeta电位均为正值,这是由于1231为阳离子表面活性剂造成的;而在阴离子表面活性剂AOS溶液中,碳酸盐岩Zeta电位均为负值。随着表面活性剂浓度的增大,1231溶液中碳酸盐岩Zeta电位上升缓慢,而AOS溶液中碳酸盐岩Zeta电位降低迅速,即AOS对碳酸盐岩Zeta电位调控能力更强,这可能是由于表面活性剂在岩石表面的吸附差异所导致的。Chen等人[18]考察了十二/十四/十八烷基三甲基氯化铵系列表面活性剂对碳酸盐岩Zeta电位的调控作用,结果表明,随着表面活性剂亲油基的增长,表面活性剂对Zeta电位的调控能力提高,通过测定表面活性剂在碳酸盐岩表面的吸附量,表明表面活性剂在岩石表面的吸附能力与表面活性剂对Zeta电位的调控能力之间具有正相关的关系,即表面活性剂吸附量越大,对Zeta电位的调控能力越强。
3 结论
天然碳酸盐岩中方解石含量越大,其相应的Zeta电位就越趋向于正值;Ca2+比Na+对碳酸盐岩Zeta电位影响大,可使Zeta电位由负值转变为正值;溶液p H增大使得碳酸盐岩Zeta电位减小,但Ca2+抑制了Zeta电位的减小,说明碳酸盐岩Zeta电位不是由p H或无机盐等某个单一因素决定的;碳酸盐岩吸附极性物质后Zeta电位变大,这与极性物质改变碳酸盐岩表面润湿性相关;在表面活性剂溶液中的碳酸盐岩Zeta电位的正负由表面活性剂的电性所决定,表面活性剂对碳酸盐岩Zeta电位的调控能力与在表面活性剂岩石表面的吸附能力有关。
摘要：储层岩石界面电性对原油采收率具有重要的影响,考察了矿物组成、无机盐、pH值、极性物质以及表面活性剂对碳酸盐岩Zeta电位的影响。结果表明,天然碳酸盐岩中方解石含量越大,其相应的Zeta电位就越趋向于正值;Ca2+比Na+对碳酸盐岩Zeta电位影响大,可使Zeta电位由负值转变为正值;溶液p H增大使得碳酸盐岩Zeta电位减小,但在Ca2+的影响下,碳酸盐岩Zeta电位降低幅度较小;碳酸盐岩吸附极性物质后Zeta电位变大,这与极性物质改变碳酸盐岩表面润湿性相关;在表面活性剂溶液中的碳酸盐岩Zeta电位的正负由表面活性剂的电性所决定,表面活性剂对碳酸盐岩Zeta电位的调控能力与表面活性剂在岩石表面的吸附能力有关。这些研究结果不仅阐明了碳酸盐岩与不同流体之间的界面电性,而且也有助于理解碳酸盐岩油藏提高采收率的机理。
模拟监测碳酸盐岩油藏实验台设计 篇8
通过研究多孔介质内两相流的流动性质, 进而探讨油、水、气两相流或多相流在油藏狭缝中的流动特点, 包括流型, 压降及截面含气率等, 这对碳酸盐岩型油藏的开发、油气井及集输管路的设计、发展新的测井技术及开发在线多相流测量技术等均具有十分重要的意义。
电容层析成像 (Electrical Capacitance Tomography简称ECT) 技术可视为目前研究最为广泛的一种过程层析成像技术。其测量原理是多相流体各分相介质具有不同的介电常数, 当各相组分浓度及其分布发生变化时, 会引起多相流混合体等价介电常数的变化, 从而使得测量1电容值随之发生变化, 电容值的大小反映多相流介质相浓度的大小和分布状况。
1 可视化实验装置的设计思路
对多孔介质两相流可视化实验装置的设计既要考虑到压力控制问题和防渗漏问题, 又要实现动态流动过程的检测。设计实验的主要目的是能够得到油水两相流体在多孔介质中流动时的较好质量的图像。因此, 采用通过在多孔介质前后两侧设置阀门来控制测量段流体压降的压力控制方法;同时根据动态流体检测要求, 采用ECT测量系统来完成对这一过程的监测。
2 整体实验设计方案
实验设施 (如图1) 包括:进口压力控制装置、一定容积的水箱和油箱 (分别都有两个接入口和一个输出口) 、微流量计、出口控制阀门、前段控制阀门、油水混和箱、电磁搅拌器、加热装置、多孔介质样品及其固定装置、测量系统及成像计算机、后段控制阀门和收集池。设计的实验流程是:首先将水箱和油箱的出口控制阀门保持在全关位, 之后将样品水与样品油通过样品水进口和样品油进口分别注入到水箱和油箱中, 关闭样品水进口和样品油进口;打开前段控制阀门和后段控制阀门至一定开度;打开水箱和油箱出口控制阀门, 启动进口压力控制装置;当油水进入混和箱时启动电磁搅拌器和加热装置;测量系统开始工作, 成像计算机进入状态;通过实验测量段的油水两相混合流体最后流入到收集池, 回收利用。
在整个实验设计中, 最为关键的两部分是实验测量段的压降控制方案和测量系统的选择和布置方案。流体在多孔介质中的流动可能受到多种效应的控制, 其影响因素不仅有流体的组成, 物性及相态, 空隙大小和形状, 流通通道尺寸及弯曲程度等, 还有温度和压力。另外, 多孔介质许多参数的测量和计算, 如渗透率和空隙率, 都与压降有关。达西定律的表达式:
也与压降有着密切的关系, 式 (u 1=) -中nkdp为流动方向上的压力梯度。因此, 我们强调了对压力的控制, 并采取了阀门控制和调节压力的方法, 见图1中压力控制装置、前段控制阀门、后段控制阀门。
测量系统采用电容层析成像法, 其具有快速、安全、非侵入、廉价等特点, 由于多孔介质中的两相流动是一个非线性的动态过程, 对动态过程的检测有灵敏度和准确度的要求, 电容层析成像技术对这种过程具有很好的检测效果和高质量的成像图像;另外在实验中采用的多孔介质样品是圆柱形的, 利用电容层析成像测量系统可以很好地布置测量极板, 减少干扰, 增加实验结果的准确性。
3 结论
本设计基于碳酸盐岩油藏中两相流或多相流的背景, 研究设计了多孔介质中油水两相流的可视化实验装置。过程中按照可行性、实用性和准确性的原则设计了完成实验所需的各个组成部分, 并说明了它们的工作原理及其在整个设计装置中担当的角色。本文首先展示了整体实验方案的设计理念和设计中的难点及重点, 其次将整体实验设计方案分解成预处理段、试验段和回收段, 分别阐述了各自的组成和作用;绘制了整体设计方案和分解设计方案的平面图和三维立体图对设计进行补充说明;对于设计中较为关键的压力控制方案和测量系统作了仔细解释说明。
参考文献
[1]罗平.中国海相碳酸盐岩油气储层特征.中国石油勘探开发研究院, 2007.
碳酸盐岩 篇9
根据有关的调查研究显示, 碳酸盐岩油藏是世界油气资源的重要组成部分, 其比例甚至占到目前已知储量的60%以上, 因此, 对于碳酸盐岩油藏的开发至关重要。目前我国已经在塔里木、四川盆地、柴达木盆地等地发现多处储量丰富的碳酸盐岩油藏。然而, 由于在一般情况下, 碳酸盐岩油藏中都有一些自然形成的缝隙, 并且碳酸盐岩油藏中的岩石大部分是湿性的, 这也给碳酸盐岩油藏的开发带来了很大的困难。因此, 为了有效、充分的对我国储量丰富的碳酸盐岩油藏资源进行利用, 我们必须对提高采收率的技术进行深入的研究, 以期更好的改善我国目前的油气供应情况。
2 碳酸盐岩油藏采收率的影响因素
对于一般的的砂岩油藏, 影响油藏采收率的主要因素是油气的驱动效率以及波及系数。其中对于驱油效率的影响主要是油藏的质地、选择的油藏开发方式等, 决定波及系数的主要是油藏层的分布情况以及油藏开发的方式。然而, 对碳酸盐岩油藏而言, 其内的巨大缝隙是形成流动的主要方式, 这些严重的加大了碳酸盐岩油藏采收率的提高。根据目前的研究, 主要有以下几个方面:
(1) 缺乏对碳酸盐岩油藏内部结构的研究。虽然目前的石油探测技术已经有了很大的提高, 对于碳酸盐岩油藏的研究也有了一定程度的进步, 在针对油藏的整体分别和油藏形成方面都已经有了研究, 但是到目前为止对于碳酸盐岩油藏内部的具体结构形式仍然难以形成确定的描述。对于碳酸盐岩内部的油水分布情况、规模大小等都缺乏深入的研究和分析, 因此给目前碳酸盐岩油藏开采中的方式调整、调节油水都带来了很大的困难。
(2) 注水的波及程度不足。由于我国目前的技术等原因的限制以及对于碳酸盐岩油藏具体内部结构研究的不足, 导致了在油藏开发的第一阶段, 只能够采用最为简单的开发方式, 通过对若干油井进行大规模的开发, 虽然这样可以有效的增加油藏的开发进度, 但是这种方式存在着采油强度过大、采收率低等问题, 极易形成在油藏的开采过程中出现过早见水的问题, 造成油藏的开采量在短时间内出现大幅度的降低, 这些问题都严重的影响了碳酸盐岩油藏的后期开采工作, 使得整体的开采效率不高, 导致油藏的稳定开采期时间缩短, 降低了油藏的利用效率。
(3) 各油井油气开发程度不同。在碳酸盐岩油藏中, 由于其内部的油气分布极不均匀, 内部的油气储量分布情况较为复杂, 因此, 对于碳酸盐岩油藏内部的沟通情况就直接决定着各个油井的油藏开发利用情况。也就是说, 要实现碳酸盐岩油藏采收率的提高, 就必须要增加油藏内部的沟通, 实现更多的油藏空间的联系, 这样通过从整体上提高整个油藏的开发利用率, 可以最终实现提高碳酸盐岩油藏采收率的目的。
(4) 油气的设计不够合理。在碳酸盐岩油藏的开发过程中, 若油井的设计不够合理, 就会在油藏开发过程中出现在各个油层之间的相互影响, 这些影响对于整个油藏开发的影响是很大的, 它会造成对油层评估的失效, 使得对于油层的管理难以继续, 也会造成有针对性的对特定油层的开发工作失败。
3 提高碳酸盐岩油藏原油采收率的技术措施
根据对塔里木碳酸盐岩油藏的采收率理论分析和实践经验, 提高油藏采收率要做到“缝洞串联, 点面兼顾, 区域控制, 系统开发”。下面针对具体的措施进行分析。
(1) 通过对油层的改造实现采收率的提高。根据对碳酸盐岩油藏的地质情况的分析, 提高碳酸盐岩油藏采收率最为有效的措施是将碳酸盐岩进行酸化处理, 这种措施可以有效的增加油藏的油气产量, 并且随着碳酸盐岩的酸化, 其内部的缝隙会得到一定程度的改善, 这种改善则会相应的增加碳酸盐岩中的油气向采油缝隙的流动速度, 最终实现碳酸谈谈油藏采收率的提高。而且, 在国外, 有关酸化的技术研究已经相当成熟, 也出现了采用多种酸混用的方式来提高酸化效果的方式, 这些都是可以借鉴的。
(2) 采取措施保持碳酸盐岩油藏的压力。在碳酸盐岩油藏的开发过程中, 保证整个油藏开发高产进行的条件是油藏的开发要以自喷的形式进行长时间的生产。而实现自喷的保证是需要有较高的油藏压力, 最为常用的方式是对油藏层注水或注气。对于这两种方式的选择, 已经证明对于内部结构较好的碳酸盐岩油藏, 采用注水的方法是较为有效, 也较为方便的。但是若油藏的内部缝隙不利于水的渗透, 就需要通过注气的方式来保持油藏较高的压力。这两种方式要根据具体的碳酸盐岩油藏的结构特点进行选择, 它们通过保持油藏较高的压力, 都能够实现提高油藏采收率的目的。
(3) 增加油井的密度。碳酸盐岩油藏开采过程中, 增加油井的密度能够有效的改善油气的开采效率, 同时可以实现油藏采收率的提高, 这种方式已经在国外的实际生产中得到了检验。根据有关的报道, 采用加密油井的方式能够实现油藏采收率6%左右的提高。
(4) 应用水平油井的方式提高油藏采收率的提高。随着钻井的技术和工艺的不断提高, 水平油井也已经在碳酸盐岩油藏的开采中得到了应用。采用水平油井的方式能够有效的克服油藏内部多缝隙的难点, 可以在水平方向上对更多的缝隙进行穿透, 加强了油气的导通, 增加了油气的开采速度, 也最终提高了油气开采的产量。目前, 已经有很多公司将水平油井的方式作为对碳酸盐岩油藏进行开发的重要技术手段, 并且取得了良好的效果。
(5) 采用气体对油藏进行驱动。通过在碳酸盐岩油藏中注入二氧化碳、氮气等气体, 能够有效的克服碳酸盐岩油藏内部的复杂结构引起的问题, 这些气体具有良好的油气驱动效果, 能够大幅度的改善油气的开采速度, 并且它们的成本低廉, 是较为理想的提高碳酸盐岩油藏采收率的措施。
4 结束语
碳酸盐岩油藏有着丰富的储量, 但是由于其自身内部结构的原因, 在开采过程中存在着较大的困难。但是, 通过应用油层改造、保持油藏压力、增加油井密度、气驱等方式可以有效的改善油藏采收率。在具体的工程应用中, 还需要根据碳酸盐岩油藏的实际情况进行选择, 以有效的提高油藏的采收率。
摘要：随着经济社会的发展, 石油的需求与日俱增, 对原油的采收率也提出了更高的要求。本文主要对影响碳酸盐岩油藏原油采收率的因素进行研究, 并且结合具体的工程实践, 提出合理化的提高碳酸盐岩油藏原油采收率的技术方法, 以期更好的提高原油采收率。
关键词：碳酸盐岩,原油采收率,影响因素,技术措施
参考文献
[1]刘中春.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径[J].油气地质与采收率, 2012年11月第19卷第6期
碳酸盐岩 篇10
1 不同类型碳酸盐岩气藏特征分析
碳酸盐岩气藏按照特征不同, 根据储集空间类型、储层成因、主要特点、储层特征以及开发要求等方面, 可以分为多种类型, 并且不同类型气藏, 所对应的开采技术与要求也存在较大的差异。其中, 储集空间与储层成因差异, 为不同类型碳酸盐岩气藏静态以及本质上的区别, 但是在对气藏进行特征与开发进行分析时, 则为其间接与动态的差异。因此, 想要提高不同类型碳酸盐岩气藏开发效率, 就需要了解不同类型气藏的特征, 然后根据关键因素, 来制定对应的开发方案, 降低各项因素的影响。
2 碳酸盐岩气藏类型划分原则分析
2.1 实用性原则
碳酸盐岩气藏在进行分类时, 除了要对其所具有的特征进行分析外, 还需要确保通过分类指导气藏的开发。同时, 气藏分类时需要尽量保证简单明了, 将科学、系统、合理作为评判依据, 对分类过程进行简化, 争取不断提高其实用性[1]。
2.2 科学性原则所谓科学性原则
即在对碳酸盐岩气藏进行分类时, 需要确保其具有较高的科学性与合理性, 不但可以反映出碳酸盐岩气藏形成条件, 同时也可以反映出不同类型碳酸盐岩气藏之间的区别。尤其是在对不同特征岩气藏命名时, 如果过于随意, 很容易造成多种类型之间混乱, 增加类型分别的难度。
2.3 针对性原则
碳酸盐岩沉积环境比较复杂, 再加上成岩作用与后期构造力作用增加了岩气藏的非均质性。同时碳酸盐岩气藏开发很容易受到压力、岩性、圈闭、驱动类型以及组分等因素影响, 因此在进行分类是必须要具有针对性。应以我国目前已有的不同开发特征为依据进行分类, 并制定碳酸盐岩气藏分类方案。
3 不同类型碳酸盐岩气藏开发特征分析
3.1 礁滩型气藏
在对礁滩型气藏开发特征进行分析时, 需要从不同技术角度对储层进行研究, 并预测储层与流体在平面、纵面上的分布特点。传统分析工作中, 主要是通过现代礁滩碳酸盐岩沉积对比, 来完成沉积相的划分, 目前已经逐渐应用了地震属性预测基础沉积相划分以及建模技术, 对提高气藏开发效率具有重要意义[2]。为进一步对碳酸盐岩非均质性特点进行分析, 还需要针对沉积与成岩相来确定研究技术。另外, 从经济角度分析, 礁滩型碳酸盐岩气藏开发具有较高的复杂性, 并且储层裂缝具有非均质性特点, 在开发时需要结合此类气藏特征, 在高-中渗区布井。如果处于非均衡开采状态, 利用高产区井采低渗区气, 可以有效减少地产低效井数量, 降低开发初期投入量, 提高开发综合效益。
3.2 缝洞型气藏
缝洞型气藏开发具有系统性与复杂性特点, 可以选择用井-震结合多技术多手段方法来对其分布特征进行研究, 并建立缝洞单元分布模式。为提高开发综合效率, 需要对储层储量进行科学判断, 合理优化采气速度, 最大程度上延长无水稳定期。对于缝洞型碳酸盐储层来说, 其还具有双重孔隙结构特征, 如果开采速度控制不当, 很容易出现水窜现象, 导致气井提前见水, 影响无水采收率。另外, 在选择开采布井方式时, 需要确保其具有合理性与科学性, 在提高储量开发效果上, 降低开发成本, 提高整个气田最终采收效率。
3.3 岩溶风化壳气藏
岩溶风化壳型碳酸盐岩气藏岩溶规模与发育程度存在较大差异, 储层具有严重的非均质性特征, 很容易形成不同规模尺寸的岩溶优劣储集体组成的三维空间上相互叠置的气藏。开发技术上应尽量选择用大斜度井或者水平井, 可以提高单井开发量, 并提高生产成本控制效果。其中, 水平井开发技术为一种有效提高单井产量与气田综合开发效益的措施, 现在已经得到了广泛的应用。同时, 还需要对气藏地质录井、导眼井以及数据等方面进行研究分析, 为开发作业配套水平井井位优选与轨迹控制技术, 提高水平井开发技术实施效率。
3.4 层状白云岩气藏
受沉积环境与白云石化程度限制, 此种类型岩气藏储层具有严重的非均质性特点, 并且储层构造会影响流体分布, 因此一般会形成由层状白云岩组成的相互叠置边水型气藏。针对此种特征, 在开发设计时, 应对储层进行详细研究分析, 提前掌握储量控制因素, 为气田稳定挖潜方案的编制提供依据。尽量选择用特殊工艺井开发生产, 可以提高低渗储量动用程度, 加上科学合理的管理措施, 做好储层动态监测工作, 在确保开发安全性的基础上, 提高气藏最终采收率。
4 结语
不同类型碳酸盐岩气藏所具有的特征不同, 对开发技术以及开发要求也就有着较大的差异。以提高开发综合效率为目的, 需要对不同类型碳酸盐岩气藏特征进行分析, 并根据此来编制合理的开发方案, 确定相应的开发技术, 降低各项因素的影响, 在保证开发效率的同时, 控制好开发成本。
摘要：与碎屑岩气藏相比, 碳酸盐岩气藏具有更为明显的特点, 这也决定了常规开采技术并不能完全满足其开采工作的需求, 必须要结合其所具有的特点, 进行开发技术研究, 争取不断提高开采效率。本文对不同类型碳酸盐岩气藏特征进行了分析, 并提出了开采优化技术。
关键词：碳酸盐岩气藏,气藏特征,气藏类型
参考文献
[1]贾爱林, 闫海军, 郭建林, 何东博, 程立华, 贾成业.不同类型碳酸盐岩气藏开发特征[J].石油学报, 2013, 05:914-923.
碳酸水美容秘笈 篇11
美容“碳”秘
实际上，我们在日常生活中见到的瓶装碳酸水就是时下最方便利用的美容水。碳酸水中的重碳酸离子透过皮肤进入体内后，不仅可以加速血液循环，促进新陈代谢，更可以对毛细血管进行冲洗，会使血管扩张，为皮肤带来更多的氧气，不仅可以令皮肤的色泽健康，更可以防止和改善皮肤衰老的现象。
碳酸水美容秘笈
秋季多风且寒冷，动脉供血不足引起皮肤微循环障碍，令皮肤会出现面色晦暗、苍白等状态，而随着年龄的增加，女人的皮肤微血管减少，皮肤营养供给开始衰退变得松驰、出现皱纹……此时，正需要改善面部的微循环，增加营养物质的供给，加速代谢产物的排出，以延缓皮肤的衰老，保持肌肤的活力。其实很简单，每日1000ml的碳酸水就可以改善这些皮肤小问题。
碳酸水面浴
每天晚上到家后，先做个碳酸水面浴吧！只需要5分钟的时间，操作方法也很简单！
先用防敏感型的洁面乳进行两次洁面。然后，把1000ml的碳酸水和热温水混合，使之最终温度为45℃左右。然后，屏住呼吸，将面部浸入混合后的碳酸温水中。尽你所能尽量多坚持一段时间后，抬起头进行面部按摩。
按摩方法是：用两手中指、无名指在前额画圈，方向是向上向外，从前额中部眉心开始，分别画至两侧太阳穴，然后用两手食指点压太阳穴。重复10次。然后两手中指沿鼻梁正中上下推抹，重复10次。接着，两手中指沿着嘴唇边做画圈动作，然后，分别由中间向两侧嘴角轻抹。上唇由人中沟抹至嘴角，下唇由下颏中部抹至嘴角，抹至下唇外侧时，两手指略向上方轻挑。重复10次。做完面部按摩后，停顿1分钟后，用冷清水冲净面部即可。
DIY碳酸水面膜
下面，小编为您介绍一款海藻碳酸水面膜。(可以改善面色)
海藻粉对提亮皮肤十分有效，不仅能供给水分，还能减少刺激，改善肤色，每周做两次，效果非常明显。另外，此面膜还具有补水、缓解压力、改善不良心境等功效。
准备材料：碳酸水少量，1/2匙海藻粉、1匙甘油。
制作方法：1：将1/2匙海藻粉和1匙甘油放入一个容器中进行搅拌。2：加入少量碳酸水中再搅拌成糊状。
使用方法：用化妆棉蘸取或用纸面膜浸湿后敷在面部，10分钟后用温水洗净，涂上面霜。
碳酸盐岩 篇12
目前对于裂缝性油藏的周期注水, 主要开展了砂岩和碳酸盐岩油藏的注水驱油机理、影响因素、单井注水替油等方面的研究[2—13]。针对碳酸盐岩的地质特点和注水开发时存在的问题, 进行了碳酸盐岩裂缝性油藏异步注采研究, 对进一步改善碳酸盐岩油藏的注水开发效果和提高原油采收率具有重要的意义。
1 异步注采机理
异步注采是周期注水方法的一种。异步注采即注时不采, 采时不注, 包括注水阶段、关井阶段、生产阶段 (如图1所示) [14]。注水阶段, 注入井注水, 此时油井关停;关井阶段, 注入井和生产井都关停;生产阶段, 注水井关停, 生产井开井生产。
对于裂缝性油藏, 常规注水时, 注入水易沿裂缝窜进, 如图2中蓝色箭头所示。而采用异步注采则可以有效避免注入水沿裂缝窜进的问题。异步注采主要机理是:第一, 注水时关停生产井, 防止注入水沿裂缝水窜;注水过程中, 地层能量得到补充, 地层压力升高, 使得原有裂缝得到扩展和延伸, 有利于裂缝的开启和短裂缝相互连接, 增加了地层的渗透性, 如图2虚线所示;在注水压差和毛管力的双重作用下, 部分注入水进入渗透率相对低的油层及基质中较深的含油孔隙, 扩大了波及体积;第二, 关井阶段关停注水井和生产井, 可以建立新的压力平衡场, 有利于渗吸作用更充分地进行。当油从基质置换到裂缝以后, 在重力分异作用下油逐渐聚集在油水界面之上, 直到新的平衡。重力分异结束后, 在驱替压差的作用下, 裂缝中的原油被驱向生产井井底。在常规周期注水已经发生水窜、基质原油被水封的情况下, 异步注采方式仍然可以进一步提高采收率。
2 油藏概况
2.1 油藏特征
P1井区位于胜利古潜山油藏西部 (如图3) , 储层由下古生界奥陶系、寒武系碳酸盐岩组成, 潜山顶面埋藏深度在3 500~4 300 m之间, 奥陶系地层遭受严重剥蚀, 断缺300~700 m, 仅残余部分下马家沟组或冶里-亮甲山组。该井区是具有层状结构的裂缝型块状油藏, 无边水, 有弱底水, 井区构造和断裂系统复杂。油藏温度160~170℃, 油藏压力39.46~43.99 MPa。原油黏度小于0.5 m Pa·s。
该井区有P1、P2、P3三口油井和ZHU1一口注水井。ZHU1井与P1井平面距离390 m, 注采层位均为冶里-亮甲山组。
2.2 现有开发方式存在的问题
P1井区先进行天然能量开发, 然后实施注水开发。从P1井区注水动态曲线 (图4) 可知, ZHU1井注水11个月, 累计注水33 093 m3后P1井暴性水淹, ZHU1井配注量由100 m3/d下调至30 m3/d, P1含水无变化。因此, 确定ZHU1与P1井之间有连通关系。目前地层压力仅为原始地层压力的25.9%, 不利于区块开发。从注水效果可以看出, P1井区现有开发方式开发效果较差。
既要注水补充地层量, 又要防止生产井暴性水淹, 是目前P1井区开发面临的主要问题。鉴于ZHU1井与P1井之间裂缝连通较好, 因此对两口井开展异步注采研究。
3 异步注采数值模拟研究
3.1 数值模型的建立与历史拟合
在油藏地质模型基础上, 建立动态数据体, 形成完善的油藏数值模型。网格步长为30 m×30 m×30 m数值模型中的动态数据来自钻井、测井解释、测试及生产动态。在历史拟合的基础上进行参数优化及不同开发方式的预测, 确保开发预测的准确性。
3.2 异步注采参数优化
3.2.1 注入量
模拟计算了不同周期注水量 (13 500 m3, 18 000 m3, 22 500 m3, 27 000 m3, 31 500 m3, 36 000 m3, 45 000 m3) 下P1井的平均日产油量。可以看出, 随着单周期注入量的增加, 日产油量逐渐增加, 当周期注入量达到31 500 m3时, 日产油量变化幅度趋于平缓, 如图5 (a) 所示。因此最佳的周期注入量应是31 500 m3。
3.2.2 注入速度
在周期注入量31 500 m3的情况下, 模拟计算了不同注入速度 (100 m3/d, 150 m3/d, 200 m3/d, 250 m3/d, 300 m3/d, 350 m3/d, 400 m3/d) 下P1井平均日产油。从图5 (b) 可以看出, 注入量一定时, 随着注入速度的增加, 平均日产油逐渐增加, 但增加幅度逐渐减小。当注入速度达到300 m3/d以后, 平均日产油趋于平缓, 因此, 注入速度的优化值为300 m3/d。
3.2.3 关井时间
在周期注入量31 500 m3、注入速度300 m3/d的情况下, 模拟计算了不同关井时间 (15 d, 30 d, 60d, 120 d, 180 d) 下P1井累产油。从图5 (c) 可以看出, 随着关井时间的增加, 累产油呈现出逐渐增加趋势, 当关井时间大于30 d时, 累产油增加趋势变平缓。因此, 关井时间优选30 d。
3.2.4 采液速度
在周期注入量31 500 m3、注入速度300 m3/d、关井时间30 d的情况下, 模拟计算了不同采液速度 (30 m3/d, 50 m3/d, 70 m3/d, 100 m3/d) 下P1井累产油。从图5 (d) 可以看出, 随着采液速度的增加, 平均日产油量先上升后降低, 在采液速度50 m3/d时平均日产油量达到最大值。因此, 优化的采液速度为50 m3/d。
4 开发方式优化
采用优化的参数, 利用数值模拟方法, 对衰竭式开采、连续注水、常规周期注水、异步注采4种开发方式油藏15年的末采出程度进行预测, 从而优选合理的开发方式。4种开发方式的具体说明见表1, 数值模拟预测结果见图6和图7。
数值模拟结果 (图6) 表明:采用衰竭式开采, 至2017年7月油藏不能生产时, 最终的采出程度为25.42%;截止2026年12月, 连续注水、周期注水、异步注采三种开发方式的最终采出程度分别为27.81%, 28.42%, 28.63%。异步注采15年末采出程度比衰竭式开采、连续注水、常规周期注水分别高3.21%, 0.82%, 0.21%。
从采出程度的提高幅度来看, 异步注采比其他三种开采方式略高, 主要是由于数值模型用双重介质均质模型, 抹杀了裂缝的非均质性, 从而减弱了注入水突进造成的。衰竭式开采的采出程度最低, 是因为油藏存在较强的压力敏感性, 随着地层压力的降低, 裂缝和基质有效压力增加, 发生弹、塑性变形, 导致裂缝开度减小或闭合, 裂缝网络逐渐失去供液能力, 基质中的原油滞留在油藏中, 采出程度低, 开发效果差;其他三种开发方式通过注水补充了地层能量, 使油藏能够持续生产, 但采出程度存在差别。连续注水虽然补充了地层能量, 维持裂缝的开启状态, 保证生产井有一定的产能, 但是注入水容易沿裂缝窜进, 形成不均匀驱替, 油水前缘突破到生产井后, 生产井含水率迅速上升, 注水井和生产井通过裂缝连通, 造成生产井暴性水淹, 基质原油不易采出。从图7可以看出, 与连续注水相比, 常规周期注水可减缓连续注水时裂缝水窜问题。周期注水产生的压力扰动, 有利于裂缝与基质之间渗吸作用进行的更充分。异步注采由于注采不同步, 有效避免了注入水向生产井窜进, 含水率明显低于连续注水和常规周期注水;同时, 异步注采产生比常规周期注水更大的压力扰动, 增强了毛管力的渗吸作用, 强化了这种方法的增产效果。
从4种不同开采方式的模拟结果可以看出, 异步注采15年末的采出程度最高, 因此, 建议P1井区采用异步注采的开发方式。
5 结论
(1) 异步注采客观上改变了注入水的液流方向, 有效避免注入水沿裂缝向生产井窜进, 注采不同步产生的压力扰动有利于注入水进入基质系统较深的孔喉中, 扩大了波及体积;关井使得裂缝与基质的渗吸交换作用和重力分异作用进行的更充分。采用异步注采开发裂缝性油藏, 能够取得比连续注水、常规周期注水更好的开发效果。