纵,横波在岩石中的传播速度比及弹性模量与岩石所含流体的关系

据对准噶尔盆地西部井下岩心进行的实验室模拟测试，饱和水的岩心样品，其纵横波速度比（ｖｐ／ｖｓ）、泊松比（σ）、杨氏模量（Ｅ）、和拉梅常数（λ），均大于饱和油的岩样，而其体积模量（Ｋ）和剪切模量（μ），则小于饱和油的岩样。岩石的弹性模量还与孔隙度有关，孔隙度增大则模量降低，孔隙度减小则模量提高。当实验压力提高时，则弹性模量增大，实验压力降低时，弹性模量减小。岩石的上述特性是有规律的，这为利用地球物理勘探资料检测油、气、水在岩石中的分布，提供了依据和可能。     

煤岩弹性力学性质与煤层破裂压力关系

岩石弹性力学性质是储层水力压裂裂缝起裂的重要力学约束,解译弹性力学性质与煤层破裂压力间的数学关系对于气井压裂设计有一定作用。以沁水盆地郑庄区块51口煤层气井为对象,利用声波时差、体密度测井数据反演了近井煤岩弹性力学参数(弹性模量E、剪切模量G、体积模量K、泊松比v)值,计算了表征煤岩破裂实际耗能情况指标——破裂压力当量(P_t)值。通过数学回归发现:中低弹性模量软煤中弹性力学参数(E、G、K)与P_t呈线性正相关关系;对于高弹性模量(E6GPa)硬煤,发育天然大裂隙煤层P_t较低且随模量(E、G、K)降低而增高(煤粉的堵塞效应),而致密煤层P_t随煤岩模量增大而快速升高。煤岩泊松比(v)与P_t间的关系则不同,高弹性模量硬煤P_t随煤岩泊松比(v)增大而快速升高,而中低模量软煤P_t先随v减小而升高(煤岩脱水效应),后与v呈正相关关系。     

弹性参数在岩性油气藏勘探中的应用——以苏里格气田为例

以苏里格气田为例,详细讨论了弹性参数与含气性的关系:①拉梅常数(λ)、剪切模量(μ)和体积密度(ρ)与岩性和孔隙度有关,在岩性不变情况下,孔隙度增大,λ、μ和ρ都要减小,λ减小的幅度最大,ρ次之,μ几乎不受孔隙流体的影响;②孔隙含油或含气,λ/μ和纵、横波速度比(vp/vs)比值都下降,且λ/μ下降速度比vp/vs的快,含水时这两项比值均随孔隙度增加而增大;③λ/μ比值与含气饱和度呈非线性关系,且这种关系受孔隙度的影响;但ρ/μ比值只与孔隙度有关。因此,可以由ρ/μ预测孔隙度值,再根据λ/μ估计含气饱和度。依据流体饱和多孔介质岩石物理理论,建立了该区拉梅常数、剪切模量和体积密度与孔隙度、饱和度的关系式,结合叠前反演和从反演的弹性参数获得的泊松比,预测岩性和气藏分布、估计储层孔隙度和含气饱和度。钻井结果验证了预测结果的可靠性。     

岩石弹性参数对渗流测试分析的影响

岩石的动、静弹性参数在地质勘探与油气开发等多种工程技术领域均有着重要的应用意义。采用岩石物性参数自动测试系统，进行了实验测试分析，得到了不同岩石的动、静弹性模量和动、静泊松比。分析结果表明：不同岩性的岩石动、静弹性参数关系并非线性关系，其中储层砂岩的动、静弹性模量关系为幂函数曲线，砂岩的动、静泊松比关系为二次函数曲线；使用上述函数，可以由岩石动弹性模量与动泊松比计算出储层岩石静弹性模量及静泊松比，再根据弹性模量与压缩系数的关系，可准确获得储层岩石的压缩系数，从而为油气渗流测试分析提供精确的基础资料。此外，根据砂岩气藏渗流气井实测压力恢复资料，进行了实例井的试井分析，得到了砂岩气藏渗流气井压力历史拟合曲线和双对数拟合曲线。研究表明：当岩石体积模量减小（即岩石压缩系数增大）引起综合压缩系数增大20%时，得到的岩石渗透率减小24.73%，井筒存储系数增大3.7%，表皮系数减小44.92%。因此，岩石弹性参数对渗流测试分析有着较大地影响。     

徐家围子断陷营城组火山岩岩性、储层岩石物理弹性参数特征分析

本文通过测量岩样在干、饱含气和饱含水状态下的纵波速度v_P、横波速度v_S和密度ρ等参数,研究不同岩性含不同流体时纵波速度和横波速度的变化规律,得出适用于徐家围子地区火山岩横波速度的预测方法,即分岩性和含不同流体进行分层段模拟,为测井岩石物理分析提供精确的横波速度曲线;在难以区分具体火山岩岩性的现实条件下,测井岩石物理首次引入"岩性组"的概念,利用横波速度、密度、拉梅系数三个参数把营城组地层岩性划分为不同的岩性组;在岩性分组识别的基础上,分析同一岩性组的储层和气层的敏感参数,对比不同岩性组分析结果发现,储层具有低密度特征,气层都具有低泊松比特征,形成了一套完整的火山岩岩性区分、储层与气层识别的思路和方法,为火山岩储层高精度预测奠定了基础。     

弹性模量流体因子在永新工区储层预测中的应用

利用储层弹性模量可以描述不同类型的岩性和流体,但是单一弹性模量在储层预测时通常具有多解性。考虑到弹性模量流体因子(Elastic Modulus Fluid Factor,EMFF)具有体积模量和剪切模量的双重特性,从体积模量K和剪切模量μ的交会出发,引入弹性模量流体因子的概念,解决了单一弹性模量在储层预测时具有多解性的问题,提高了识别流体的能力。在实际应用中,利用叠前弹性参数反演得到弹性模量参数,结合岩石物理分析结果构建弹性模量流体因子,以此为基础即可实现流体识别和储层预测。胜利油田永新工区的应用结果表明,新构建的弹性模量流体因子能够有效地识别含油储层。     

最小含油喉道半径在油藏评价中的应用

本文对辽河、长庆和胜利油田75个油藏最小含油喉道半径(_hmin)及储油指数(β)进行了计算。并对其在油藏评价中的应用进行了讨论。这些应用是:(1) 根据储油指数进行油藏分类;(2) 研究油水分布,用_hmin和毛管压力曲线确定原始含油饱和度;(3)根据原始含油饱和度所确定的_hmin值计算油藏中的油柱高度。结果表明,储油指数可以作为油藏分类标准。根据_hmin确定的原始含油饱和度较一般毛管压力曲线方法确定的含油饱和度更准确。     

纵横波速度的应用

纵横波速度,纵横波速度比(R=V_p/V_s)对解释地球物理的野外资料是很重要的参数。目前的研究越来越强调岩性成分、孔隙参数对V_p、V_s以及R的决定因素。本文主要讨论V_p、V_s、R与孔隙度、岩性成分的关系。纵横波速度可以用来求地层参数,例如泊松比、切变模量、杨氏模量、体变模量、压缩系数等;也可以用来确定孔隙度、划分裂缝、识别流体性质、识别岩性等。     

岩石压缩系数测量方法的理论研究

岩石压缩系数的常规测量方法是以Terzaghi方程为理论基础的。该理论将外压与内压的差值作为净围压是不妥当的,主要原因是没有考虑孔隙度的影响。正确的公式应是P_o=P_eff+ΦP_i.有效压力是一个等效压力,变换围压或内压都能达到理想效果。据此,可将原有测量程序改进为:(1)保持内压P_i=P_air;(2)令P_o=P_air,测量初始孔隙体积V_po;(3)逐步升高P_o,测一系列V_p;(4)将P_o和Pi用改进后的公式换算成P_eff,将得到V_p-P_eff关系曲线,进一步可求出岩石压缩系数。经实际应用,改进后的方法有如下优点:(1)更正了原有效压力计算的错误;(2)避免了因围压过高带来的危险;(3)消除了因内压变化对体积系数的影响。     

准噶尔盆地M地区低含油饱和度砂岩储层含油非均质性特征

准噶尔盆地M地区三工河组二段是典型的低含油饱和度砂岩储层,纵向上砂岩体内部含油非均质性强,四性关系不明,增加了储层有效性评价和流体识别的难度。利用试油结论、含油级别描述、岩石薄片、高压压汞及测井数据等资料,分析含油非均质性并划分含油条带,厘定了不同含油条带与其岩性、物性、电性响应的关系。结果表明：三工河组二段内单一砂岩体中不同含油级别的条带频繁互层,依据试油结果及含油级别信息可划分出3大类、5小类含油条带(Ⅰ₁、Ⅰ₂、Ⅱ₁、Ⅱ₂类和Ⅲ类)。其中,Ⅰ类条带以纯净细砂岩和粗砂岩为主,结构成熟度高,孔喉半径大,孔隙度大于11.0%,渗透率大于7.0mD*;Ⅱ类条带细砂岩和中-细砂岩居多,孔隙度为6.0%～11.0%,渗透率为0.2～7.0mD;Ⅲ类条带多为细砂岩(含灰质/泥质/粉砂质),孔隙不发育。针对条带间物性和流体差异通过声波时差和深感应电阻率曲线识别,其中,Ⅰ类条带声波时差大于68.5μs/ft*,Ⅰ₁类深感应电阻率为14.0～18.5Ω·m,Ⅰ₂类深感应...     

辽河坳陷大民屯凹陷沙河街组四段页岩油富集资源潜力评价

页岩油具有高密度、高粘度以及低孔、低渗的特征,开采难度较大,因此对资源丰度相对较高、开采难度相对较小的富集资源进行评价十分必要。利用热解烃S₁与有机碳含量（TOC）的“三分性”关系确定TOC大于4%为靶区页岩油富集资源划分标准。热解烃S₁存在轻、重烃损失现象,在利用其进行资源评价前,需进行轻烃、重烃恢复。通过对比分析,发现抽提后页岩样品的裂解烃S₂普遍降低,说明S₂中包括一部分残留烃,而该部分残留烃在氯仿抽提过程中已被去除。利用抽提前、后S₂的差值ΔS₂对S₁进行重烃恢复,重烃恢复系数随成熟度的增大而增大。假设页岩在排烃过程中轻烃和重烃等比例排出,利用生烃动力学原理对页岩生成各烃类组分的比例进行评价,进而根据该比例对S₁进行轻烃恢复,轻烃恢复系数随着成熟度的增大呈先减小后增大的趋势。在测井评价页岩有机质非均质性（TOC和S₁）的基础上,对富集资源进行划分,并利用S₁的轻烃、重烃恢复结果,对页岩油富集资源进行资源评价。渤海湾盆地辽河坳陷大民屯凹陷E₂s^4（2）亚段页岩油富集资源量约为2.2×10⁸ t。     

Removing Naphthenic Acids from Diesel Oil by Microwave Irradiation

Microwave technology is introduced for removal of naphthenic acid from diesel oil. The decrease of Zeta-potential of interface and the viscosity of diesel oil are responsible for the acceleration of separation of naphthenic acid with microwave irradiation. It was observed that the separation percentage changed with the dosage of alkali compound solvent, irradiation pressure, irradiation time, irradiation power, settling time, and oil phase-to-solvent phase volume ratio (O/S). The removal rate of naphthenic acid was maximum when the optimum conditions were suggested to be M_p/M_T = 1.5, 0.05 MPa, 6 min, 375 W, 25 min, and O/S = 10, respectively.     

A Rigorous Approach to Estimating Permeability from Capillary Pressure Curves

The absolute permeabilities of porous media have been traditionally estimated from capillary pressure curves using Swanson parameter (S_nw /P_c)_A. Different correlations between permeability and the Swanson parameter have been proposed for mid-perm sand cores and tight gas sand cores. After examining the definition of the Swanson parameter, a new parameter called Capillary Parachor (S_nw /P_c ⁁2)_max is defined in this article. Excellent correlations between the absolute permeability and capillary parachor have been developed on the basis of mercury injection and water/air capillary pressure curves. It is concluded that permeability (in md) of a porous medium is directly proportional to the mercury-capillary parachor (in Atm^-2) with a proportionality factor of 0.054474. The permeability is proportional to the brine/air-capillary parachor squared with a proportionality factor of 0.00007. Analytical methods have been developed in this study to accurately determine the Swanson parameter and capillary parachor for well-defined hyperbola-shaped capillary pressure curves.     

降压脱气对溶CO2原油乳液中水滴稳定性的影响

通过对CO₂在油/水/乳液中的溶解度、溶CO₂原油的流动性、溶CO₂后油-水间的界面特性、溶CO₂原油乳液的稳定性、油-水界面压力变化的测试与计算,分析溶CO₂原油乳液在降压脱气过程中水滴稳定性的变化规律。结果表明：溶CO2原油乳液中,沥青质等界面活性物质能够迅速地迁移并吸附于油-水界面,并微弱提高油相对CO₂的溶解能力,并使得油-水界面张力快速降低,界面弹性模量增大,降低界面扩张损耗角;溶入CO₂能够降低油相黏度,提高水滴沉降速率,使得原油乳液的分油率增大;降压脱气时,水相中CO₂气泡的析出、长大,迫使水滴膨胀,降低界面上活性物质的浓度,减小了油-水界面压力,使得水滴的聚结稳定性变差,增大了原油乳液的分水率。     

稠油油田试井分析方法

本文研究稠油油田不稳定径向渗流理论,给出各种解析解和数值反演解.给出简单而有效的稠油试井分析方法和可用来求地层、流体参数(例如和续流效应C)的典型曲线图版.本文的典型曲线匹配方法特别适用于稠油试井分析.     

松辽盆地北部古中央隆起带基底岩石弹性参数测试及特征分析

古中央隆起带基底上覆地层缺失断陷期沉积地层,基岩暴露地表时间长,风化壳普遍发育。基底岩性复杂,主要发育花岗岩、浅变质沉积岩及浅变质火山岩3大类岩石;基底主要发育花岗岩、变质岩储层,不同类型储层的裂缝发育程度不同。钻井揭示：花岗岩的脆性大,易形成裂缝,花岗岩储层物性最好,属于孔隙—裂缝型储层;基底花岗岩风化壳储层非均质性强,储层物性较差,以裂缝为主。目前有关基底花岗岩和变质岩的岩石物理弹性参数特征的实验室研究较少。为此,采用超声频段和地震频段弹性参数测试方法,系统分析了围压及孔隙压力对岩石纵、横波速度的影响,研究了不同孔隙度和饱和状态下岩石弹性参数与微裂缝密度及孔隙纵横比的关系;应用弹性参数交会分析,明确了基底风化壳储层及裂缝敏感参数,建立了符合基底孔隙—裂缝型储层特征的岩石物理模型,获得以下成果和认识：(1)对松辽盆地北部古中央隆起带基底33块岩性样品,采用超声频段和地震频段实验测试,测得的标准铝块的超声频段纵波速度(6430 m/s)与参考值(6400 m/s)基本相同,相对误差为0.5%,精度较高。(2)随着围压增加,在水饱和和气饱和状态下纵、横波速度均增大,且横波速度变化不大。随...     

对用渗透率贡献值法求原始含油饱和度的讨论

用沃尔公式求各级孔喉为渗透率所作出的贡献值累计至99.9％时,常出现粗孔喉而原始含油饱和度低的现象,本文通过车排子2号井区的实际资料和假想的两条毛管压力曲线都证实了这一现象。为此建议在应用时采用引进油水界面张力(σ_ow、油水密度差（△d）和油柱高度（h）等参数的公式,其结果较为真实,用r_nmin=σ_ow/[(σ_ow/rk)+4.9h.△d]求出r_nmin后,其对应的汞饱和度为原始含油饱和度。     

热解参数S1的轻烃与重烃校正及其意义——以渤海湾盆地大民屯凹陷E2s4(2)段为例

利用热解参数S₁（游离烃含量）对页岩油进行资源评价时存在轻烃和重烃损失的现象,导致计算资源量偏小。针对重烃损失,将相同泥页岩样品经抽提前、后热解实验所得的S₂（热解含量）进行对比,二者之差即为S₁损失的重烃含量。针对轻烃损失,基于未熟泥页岩样品Rock-Eval和PY-GC实验以及对原油进行的金管实验,根据化学动力学原理求取各动力学参数,结合Easy R_o模型计算出不同成熟度时生成的C_6-13与C₁₃₊的比值,将此值作为烃源岩内残留的C_6-13与C₁₃₊比值,并在经重烃恢复之后的S₁基础上进行轻烃恢复。使用轻烃与重烃恢复前、后的S₁作为页岩油资源评价参数,在资源量计算方面差别较大。以渤海湾盆地大民屯凹陷E₂s^4（2）段为例,其恢复前资源量为2.26×10⁸t,恢复后资源量为6.47×10⁸t,恢复后资源量为恢复前的2.86倍。因此在利用S₁对页岩油进行资源评价时,对S₁的轻烃和重烃恢复具有重要意义。