针对金8块强水敏普通稠油油藏水驱采收率低、蒸汽吞吐注汽困难的问题,开展了化学降黏研究,并选取2个井组进行矿场先导试验,通过室内研究和矿场实践证实了该技术的可行性.研究表明:多孔介质中原油、降黏剂、固相模型相互作用发生原油乳化分散、岩石润湿性改变、液滴变形和架桥封堵3项作用,从而实现降低原油表观黏度、剥离原油及扩大波及体积的作用.水驱后注入0.3倍孔隙体积降黏剂溶液,水驱残余油被分散乳化,由不可动油变成可动油重新流动,含水下降,采收率提高了7.29个百分点.采用数值模拟方法对试验井组进行设计,在目前反九点水驱井网上,先注入单一化学降黏溶液,当含水超过75％时添加泡沫进行降黏复合驱,化学剂段塞注入量应为0.4倍孔隙体积.对比试验井组注水和化学降黏开发1 a的指标,化学降黏具有减缓含水上升速度、提高采油速度、增加驱替见效期、提高储层吸水能力和提升开发经济效益等优势.该成果对同类油藏具有重要借鉴意义.
青海油田尕斯E31油藏为典型的高温高盐油藏,经过数十年开发,面临含水快速上升、产量快速递减、稳产难度大等开发难题,转换开发方式、实施减氧空气泡沫驱成为该油藏进一步提高采收率的重要技术方向,但常规发泡体系存在耐温抗盐性差的问题,在尕斯E31油藏不具备适用性.针对尕斯区块E31储层条件,以FC发泡剂(主要组分为十六烷基羟丙基磺基甜菜碱、十二烷基硫酸钠)为基础,通过对纳米SiO2颗粒进行聚苯乙烯改性合成得到新型泡沫稳定剂,两者复配形成FC-W耐温抗盐泡沫体系.静态评价实验表明:160℃时体系综合值为25℃时的90.9％,15×104mg/L矿化度下体系综合值为蒸馏水条件的94.8％,耐温性和耐盐性较FC泡沫体系显著提高.动态模拟显示:泡沫段塞后气驱,气驱波及体积可扩大9.4％.泡沫段塞后持续水驱,水驱采收率可继续提高20个百分点,体系扩大波及体积和提高洗油效率的能力突出.研究成果表明新型耐温抗盐泡沫体系在该油藏开展减氧空气泡沫驱具有良好的适应性.
南大西洋两岸发育近20个被动陆缘盆地,虽然已在深水区获得多个油气重大发现,但对于被动陆缘盆地地质特征认识不清,导致深水区勘探程度依然很低,待发现油气资源量巨大.为此,在综合分析大量资料及案例的基础上,充分结合近年的研究成果及认识,系统地总结了南大西洋两岸中段及南段被动陆缘盆地的关键地质特征,并深入分析地质特征对油气勘探的影响.研究表明:南大西洋两岸盆地群在整个裂陷期广泛发育3种成因类型、3个活动期次的火成岩;南段火山型被动陆缘盆地广泛发育厚度较大、向海倾斜反射楔形体;中段盐岩发育型盆地群盐岩平面分布与厚度变化规律在两岸既有相似性又有差异性,且可能出现盐下砂岩储层盐胶结现象;加蓬盆地、桑托斯盆地、坎波斯盆地、下刚果盆地均发育脏盐;西非中段宽扎盆地因旋回性蒸发模式使其成为南大西洋两岸唯一一 个盐岩—硬石膏—碳酸盐岩互层沉积盆地,盐间较薄碳酸盐岩层既是烃源岩又是储层.上述地质特征对盐下地震成像、盐下储层与烃源岩及盐间碳酸盐岩预测带来较大影响,增加了地震勘探的多解性.该研究可为被动陆缘盆地未来技术攻关方向的精准定位提供依据.
明确CO2 作用下页岩对CH4的吸附解吸规律,对提高页岩气采收率具有重要意义.在明确目标页岩孔隙结构的基础上,引入核磁共振测试技术,分别开展了注CH4和注CO2 吸附解吸实验,定量表征了 CH4的绝对吸附量,并研究了 CO2对页岩中CH4吸附解吸的影响规律.结果表明:页岩中的CH4以页岩表面的吸附态、孔隙中的游离态和颗粒之间的自由态赋存;核磁共振法计算的CH4绝对吸附量大于热重法测定的过剩吸附量;CO2能够解吸摩尔分数为21.8％～33.2％的吸附态CH4;吸附态CH4解吸后会滞留在孔隙中成为游离态,但无法从孔隙中逸出成为自由态;注CO2提高吸附气采收率的同时还应辅以二次水力压裂或CO2干法压裂技术,以提高游离态CH4向自由态的转化效率.研究成果可为提高页岩吸附CH4采收率提供参考和借鉴.
针对钻头在软硬夹层中钻进时,由于PDC钻头破岩效率低以及侧向力激增引发钻柱横向振动和涡动,导致钻头过早失效的问题,设计了一种具有定向双齿结构的PDC钻头,并通过双齿切削有限元模拟,研究了不同布齿参数的定向双齿结构对破岩效率和局部侧向力平衡的影响.结果表明:定向双齿结构能够有效提高破岩效率,双齿间距对机械比功的影响较小,相比单齿切削机械比功减小约5.60％～6.50％;双齿夹角能够显著影响机械比功,当双齿夹角为160.时,相比单齿切削,机械比功减小约96.36％～113.82％;相同侧转角情况下,双齿夹角布齿的侧向力比单齿切削减小约33.40％～74.20％,能够有效提高钻头在过渡地层和定向钻井时的局部侧向力平衡,从而提高钻头整体力平衡效果.该研究可为PDC钻头布齿优化设计提供参考和依据.
砂质辫状河心滩是重要的油气开发储层类型,具有复杂的内部非均质性.针对苏里格气田盒8下段辫状河心滩沉积特征、构型模式及剩余气分布规律认识不清等问题,以层次分析为指导,结合构型要素分析,通过古代露头、现代沉积、取心及密井网测井等资料开展研究.结果表明:辫状河砂体具有纵向上相互叠置、平面上大面积连片分布的特征,可容纳空间的变化控制砂体的接触关系,提出了基准面升降过程中的4种砂体垂向叠置模式;砂体内部具有层次性,辫状河沉积过程中形成了不同的渗流屏障(隔夹层),分为河道底部滞留泥砾沉积、心滩落淤层、侧积细粒沉积、废弃河道充填沉积和溢岸细粒沉积5种类型,其中,落淤层是心滩内部控制油气渗流的主要因素;根据心滩不同位置水流能量特征及沉积特征差异,将心滩分为滩头、滩中、滩翼、滩尾和落淤层等构型单元,滩尾非均质性明显强于滩头,落淤层较发育的心滩上部非均质性强于心滩下部;心滩尾部和上部是剩余气富集的主要部位.研究结果对研究区及同类型辫状河沉积环境储层的勘探开发具有一定的指导作用.
子米气田为典型的低渗透致密气田,不同气井储层物性及生产特征差异大,开发策略亟需改善.针对该问题,提出了一种基于XGBoost算法的致密气井分类方法.通过计算特征参数的皮尔逊相关系数,判断4个动态、5个静态特征参数与气井产能的相关程度,以此确定模型的输入特征.然后基于XGBoost算法,通过参数优化,完成模型训练并对子米气田进行气井分类.研究表明:影响气井分类的主要因素为生产配产、原始地层压力、有效厚度、孔隙度和无阻流量;子米气田1、2类气井产能主要受到储层厚度和基质渗透率的影响,3类气井产能主要影响因素为有效厚度和含气饱和度;与专家划分结果相比,模型分类结果准确率为92.3％.该研究提高了气井分类实效性,降低了人为主观性,分类结果切合矿场实际,对气井分类管理和开发策略的制订有一定的指导意义.
致密油开发多采用水平井多段多簇压裂的开采方式,而裂缝形状及延伸难以精确控制,压裂液污染严重,危害周边水体.针对上述问题,为了更加安全、高效动用致密油藏,提出了水平分支井聚簇孔井型开采方式,并通过模拟软件建立基于油水两相渗流分布机理的泄油模型.通过产能预测,选择分支夹角和位置布置最优的鱼骨形水平分支井,将此井型应用于水平分支井聚簇孔井型并研究其产注性能.研究表明:聚簇孔井型泄油面积更广、见水更快.聚簇孔井型具有较好的产注性能,施工周期更短、更加安全高效.相同条件下衰竭开采10 a后,聚簇孔井型相比鱼骨形水平分支井增产约11.12％;LD-1平台长71井组采用聚簇孔井型模拟开采4 a,平均日产油增加13.21％;邻井注采模拟条件下开采20 a,采用聚簇孔井型作为注入井,相较于鱼骨形水平分支井,单井累计产油量提升约23.7％.该研究可为聚簇孔井型的结构优化和致密储层的高效开采提供技术参考.
针对大裂缝储层强非均质性导致常规连续性介质模型难以刻画其特殊导流能力的问题,利用离散裂缝网络模型进行数值模拟,将大裂缝进行降维处理,以显式的方式表征于网格系统,利用非结构化网格进行油藏几何剖分,将裂缝作为虚拟边界,离散为降维控制单元,考虑相邻控制单元的维数差异,分别计算基岩-基岩、基岩-裂缝、裂缝-裂缝的传导系数,构建流动数学模型的有限差分数值计算格式.将方法应用于西部某油田T-6井组裂缝性油藏数值模拟,结果表明:井组生产历史拟合符合率达80％以上,剩余油类型主要为裂缝通道屏蔽剩余油与井间未动用剩余油,井间及生产层段之下的剩余油比例占60％以上,与实际认识较为相符.研究成果对含有大尺度裂缝的油藏数值模拟及剩余油分布研究具有较好的适用性,大裂缝降维处理能够显著提升计算效率.
针对姬塬油田K39井区砂岩油藏测井响应特征复杂多变、有效储层识别较为困难等问题,基于测井原理和数据,建立储层参数测井解释模型,明确研究区测井相模式,对孔隙度、含油饱和度、渗透率等测井响应特征参数进行聚类分析,建立了致密砂岩储层流动单元识别标准.应用该测井模型重新解释油层91 m/8层,油水同层108 m/13层,含油水层77 m/7层,新增石油地质储量23.8×104t.应用致密砂岩储层流动单元识别标准,明确了有利区分布,其中,Ⅰ、Ⅱ类流动单元石油地质储量共计202.5x104t,在实际应用中效果较好.该研究成果丰富了鄂尔多斯盆地有效储层识别方法及有利区优选评价,对该地区致密油藏开发调整和井位部署具有参考价值.
准噶尔盆地南缘HD区块低阶煤成因煤层气井管柱腐蚀现象普遍且严重,制约煤层气井正常生产.有别于中、高阶煤成因煤层气井管柱腐蚀,HD区块井管柱腐蚀诱因复杂多样,不仅与产出流体特征相关,也与区块煤岩属性、区域地质条件以及钻完井井身结构等密切相关.基于HD区块管柱腐蚀特征,结合产出液/气、腐蚀物组分等分析数据,对管柱腐蚀的机理和管柱防腐策略进行分析和研究.研究表明:HD区块井管柱腐蚀类型以电化学腐蚀为主,应力腐蚀、荷电煤粉腐蚀、潜在CO2腐蚀等为辅,而且同类腐蚀现象具有分区分片集中出现的潜在规律.根据HD区块气井管柱腐蚀特征,提出了煤层气井管柱腐蚀防治策略,现场应用取得了初步成效.研究结果可为低阶煤成因煤层气井管柱腐蚀机理分析以及防腐策略制订提供理论与技术指导.
储层的微观孔隙结构特征是评价页岩储层储集性能、资源丰度和"甜点"的重要因素.针对松辽盆地南部大安地区青一段页岩微观孔隙结构特征不明确的问题,利用氩离子剖光—扫描电镜、高压压汞、恒速压汞、CT扫描和核磁共振等测试方法,联合表征研究区青一段页岩储层储集空间类型、孔喉半径分布、连通性及流体可动性特征.研究结果表明:大安地区青一段页岩储层属于黏土质页岩相及混合质页岩相,平均孔隙度为5.95％,平均渗透率为0.041 6 mD,属于特低孔超低渗、超低孔超低渗致密型及超致密型储集空间.划分出8种储集空间类型,微裂缝、喉道连通了储集空间,改善了储层物性,储层可动流体百分比为27％～47％.结合储层含油性特征,预测研究区Ⅰ类有利储层面积约为300 km2,Ⅱ类有利储层面积约为650 km2,具有良好的勘探开发前景.研究成果可为研究区页岩储层微观孔隙结构评价提供技术支撑.
变质岩潜山岩性复杂多样,储层非均质性强,常规录井方法仅能依据油气显示定性判断潜山储层的发育位置,难以对潜山储层物性进行准确识别.针对该问题,从综合地质实验和微钻模拟实验入手,应用XRF元素录井、XRD全岩衍射录井及工程录井数据,建立了变质岩潜山浅色矿物录井表征技术、变质岩潜山基岩力学录井表征技术及变质岩潜山可钻性评价技术,明确了储层裂缝发育与岩石矿物组分、力学特性及可钻性的内在表征关系,形成以岩石矿物学、岩石力学及岩石破碎学多个角度为基础的变质岩潜山储层有效性录井综合评价技术及定量评价标准.研究成果在渤海海域渤中坳陷变质岩潜山50余口井得到应用,与测井解释结论对比,储层有效性录井解释的平均符合率高达81.7％.该技术在渤海海域渤中坳陷变质岩潜山储量的发现和评价中发挥了重要作用,为中途测试、完钻等重大勘探决策提供了可靠依据,具有良好的应用前景.
传统油藏数值模拟软件只能考虑静态裂缝,无法模拟长期注水过程中裂缝扩展对于井网开发的影响,模拟结果与实际生产动态数据的拟合效果较差.针对该问题,基于嵌入式离散裂缝模型(EDFM),通过前处理算法的动态改进,形成了复杂动态裂缝网络的表征方法,并通过耦合交叉裂缝判别准则建立了一种高效的注水诱导裂缝模拟方法.研究表明:注水诱导裂缝模拟方法能够高效模拟油藏注水开发过程中裂缝的动态变化,反映天然裂缝对于主裂缝扩展路径的影响;与Abaqus软件计算结果一致,计算效率更高.实践应用表明,该方法对注水诱导裂缝数值模拟具有较好的适应性,可准确实现对现场注水井组含水上升规律的拟合,对超低渗透油藏的生产动态分析、后期井网调整具有较好的借鉴意义.
为明确川西坳陷北部地区上三叠统须家河组致密储层分布特征,通过岩心描述、测井解释和X射线衍射矿物分析,得到储层沉积微相类型和矿物组成特征,结合岩石薄片和场发射扫描电镜观察、孔渗和压汞测试等,得到的成岩作用及储层孔隙结构分析结果,开展了须家河组二段储层致密化影响因素研究,建立川西北部地区须二段储层综合分类评价标准.结果表明:须二段致密储层发育的主要原因为储层孔隙度受岩性控制,矿物组分的差异使须二段砂岩具有强胶结、中等压实和弱破裂的特征,中等压实作用有利于提高储层物性,强胶结作用增强了储层的致密性.研究结果可为该区致密储层发育的有利区域筛选及下一步开展勘探致密气藏有利目标区提供依据.
南海西部海域北部湾盆地存在大量含砾砂岩低阻油层,其孔隙结构和流体分布复杂,由常规方法计算的地层含水饱和度偏高,导致束缚水、可动水和可动油难以有效区分,地层流体性质判别和储层含油饱和度评价存在困难.鉴于此,根据压汞、薄片等岩心化验分析资料,结合测井、录井特征,从内因和外因等多方面因素对含砾砂岩储层低阻成因展开分析.在储层分类的基础上,对低阻和高阻油层的岩电参数分别进行精细刻画,得到适用于不同微观孔隙结构的评价参数.同时,结合核磁共振测井开展基于"形态法"的变T2截止值处理,与传统固定T2截止值相比,所获成果能够有效评价束缚流体和可动流体含量,显著提高了地层流体分析的精度和低阻油层的测井解释符合率,进而形成一套含砾砂岩复杂孔隙结构低阻油层综合流体识别和储层评价方法.应用该评价方法,在北部湾盆地老井复查后发现大量低阻油层,证实该方法具有较强实用性和操作性.该研究对低渗、低阻等复杂孔隙结构储层流体识别和评价具有重要意义.
针对昭通页岩气示范区水力压裂过程中的套管损坏问题,基于套管变形特征及理论分析,建立了套管-水泥环-地层组合体数值模型,研究温度效应、裂缝网络诱导应力、微裂隙、地层滑移及固井质量等因素增大套管外载的作用机制.研究表明:水力压裂导致压裂改造区域地应力场非均匀变化,并在水平井跟端及中部区域大幅增加地应力场及最大水平地应力与垂向地应力差;裂缝网络诱导应力、温度效应、微裂隙、地层滑移及固井质量缺陷均会增大套管外载,其中,水力压裂产生的诱导应力增加套管外载的作用最为显著,这可能是水平井跟端及中部区域套管损坏概率高的主要原因;由于高施工压力及高应力差,昭通区域层理、天然裂缝等弱面在水力压裂过程中易发生剪切滑移,当弱面与井筒夹角为45.时,套管变形量及受力最大.该研究结果可为页岩气田水平井套管强度设计及套管变形预防提供指导.
针对鄂尔多斯盆地庆城油田夹层型页岩油体积压裂缝网波及体积定量表征难度大的问题,应用物理模拟实验与矿场数据,耦合关键地质工程参数,建立缝网改造体积预测模型,基于岩石微观结构与润湿性,建立了考虑流体压力下的多尺度孔隙渗吸模型,对缝网渗吸体积进行定量表征,并提出新的缝网波及系数概念,定量评价缝网波及体积.研究表明:页岩油体积压裂裂缝总体呈现条带状缝网形态,形似"仙人掌";影响缝网波及体积的主控因素依次为压裂液量、裂缝密度、脆性指数、施工排量、水平应力差、油层厚度、加砂量;缝网改造体积是水平井体积压裂缝网波及体积的主要贡献者,压裂液在缝网中的渗吸主要用于补充地层能量,典型平台缝网波及系数为33.2％～63.6％,需进一步提高缝网波及体积.研究成果可为页岩油水平井体积压裂效果评价提供参考.
由于四川盆地边缘页岩气开发区域受到多期构造的叠加改造,构造复杂,导致地层速度变化大,难以精确构建速度模型,井震匹配性差,影响了水平井的钻遇率.为此,结合常规三维地震井位标定,建立标准层,分析地层的各向异性,明确了地层速度纵横向的变化特征,通过对埋深系数与产状进行矫正,并采取纵向速度、横向速度叠加计算建立速度场,不断应用井的层位信息动态更新速度场,确保随钻模型的精度,提高了地震预测靶点深度、判断产状变化规律的准确性.该方法在实际应用中,靶点预测与实钻误差降低至7.7 m,远高于地震分辨率,证实该技术方法的合理性和适应性,可广泛应用于水平井随钻地质导向中.
针对火山岩对砂岩储层物性影响范围定量表征难的问题,利用渤海X油田动、静态资料,总结了 3种典型火山岩与砂岩储层的接触关系.运用试井理论方法,建立了多层合采复合油藏模型,以"均质+复合储层"模型为例,分析了均质层边界半径、复合层内外区流度比、复合层内外区储容比、复合层内区半径对压力动态曲线的影响,并应用该模型对渤海X油田Al井进行试井解释.研究结果表明:压力动态曲线根据压力导数曲线形态可以分为5个阶段,分别为井筒储存阶段、早期过渡流阶段、复合层内区向外区过渡流阶段、复合层外区与均质层混合流动阶段、多 层边界响应阶段;Al井试井拟合精度较高,进一步验证了模型的可靠性;距离火山岩大约300.0 m范围内砂岩储层物性变差,结合静态资料刻画的火山岩范围,指导了渤海X油田2 口调整井井网部署,投产后比采油指数为Al井的4.0～6.0倍,效果显著.研究成果对火山岩发育区砂岩油田的试井解释、井网部署及高效开发具有一定的借鉴意义.
