Lewis页岩是一套沉积于白垩纪末海侵期的含砂岩、粉砂岩和富有机质页岩的浊积岩体系,从下至上划分为三段,分别为下段(以粘土和有机质含量高为特征)、中段(粉砂岩、页岩和砂岩混合物)和上段又称为Dad砂岩段(其中砂岩和绿灰色页岩含量减少),厚度可达2600英尺(Almon,2002).这套页岩的岩性特征因其在Lewis沉积盆地(Greater Green River盆地东部)的位置不同而异.研究区位于怀俄明州的Sweetwater县和Carbon县.研究数据包括大分水岭盆地的三个岩心和瓦姆塞特拱门的一个岩心,这些岩心由MorningStar合作伙伴/Southland Royalty提供.岩心包含多种岩性,包括页岩、粉砂岩和砂岩,表明Lewis页岩岩性的非均质性和复杂性.储层质量与岩性具有内在联系.因此,必须进行高分辨率储层表征,以了解这些层段,并预测储层性质和可能面临的挑战.测量和取心数据包括X射线荧光(XRF)、X射线衍射(XRD)和常规岩芯分析(RCA).将从怀俄明州保护委员会(WOGCC)获得的测井数据和由TGS捐赠的测井数据进行对比,绘制不同取心层段的综合图,并评价其内部特征和储层质量.每0.5英尺进行一次岩心描述和X射线荧光光谱(XRF)分析.根据岩性变化,在感兴趣的区域采集薄片样品和X射线衍射(XRD).利用伽马射线(GR)特征对取心层段和相邻层段的测井数据进行相关性分析.本研究的目的在于开发高分辨率储层表征方法.该分析对于理解研究区块以及减少在规划新井布置时的不确定性至关重要.虽然已有部分研究确定了 Lewis页岩某些层段的主要矿物并分析了储层质量,但没有一项是结合XRF数据的高分辨率研究,也没有任何针对水平钻井和非常规储层的研究(Thyne et al.,2003;Pasternack,2005,Sapardina,2012).连井对比有助于确定这些浊积岩储层可能存在的非均质性和可能的复杂性,如目标层段的尖灭或者粘土含量增加可能导致井筒膨胀或不稳定,甚至导致井漏或需要侧钻.此外,薄片、XRD和XRF分析也证明了这一点,这些分析结果显示了低至英寸尺度的矿物学变化,这低于测井分辨率,因而难以识别.所有层段的总体成分含量非常一致,表现为石英含量最高,其次是粘土和碳酸盐矿物.伊利石/蒙脱石膨胀粘土的存在会增加井筒问题,并且降低孔隙度和渗透率.根据Wang和Gale(2009)的观点,岩石的脆性或可断裂性受强度、岩性、结构、有效应力、温度、不同流体类型的成岩作用和总有机碳(TOC)等多种因素控制.脆性指数有助于根据岩石的矿物成分和成岩作用来量化其中的一些因素,而无需计算杨氏模量和泊松模量.根据Jarvie(2005)的研究,对脆性指数影响最大的矿物是石英(石英含量越高,脆性越高)、碳酸盐矿物、粘土以及TOC含量(这三者都会降低脆性指数).Wang和Gale(2009)也将白云石作为一种脆性矿物.然而,由于其中一些岩心无TOC数据,因此脆性指数未能计算,公式也无法应用.但根据公式原理,可以近似得出岩石的脆性程度,石英和白云石的比例越高,脆性指数就越高.在方解石百分比较高的情况下,白云石可以作为脆性矿物.白云石以颗粒和胶结物的形式存在,增加岩石的脆性,但也会降低其孔隙度和渗透率.尽管总体而言,所有取心层段中的石英、方解石、白云石以及斜长石含量较高使其特别脆弱,但也因此有利于水力压裂.
水裂解光催化制氢是一种可持续、可再生且应用前景广阔的技术,利用TiO2光催化剂将水分解为H2和O2,在对环境产生影响极小的情况下,利用阳光生产绿色、清洁的氢燃料,以满足未来能源需求.TiO2基光催化剂具有光稳定性强、富度高、效率高、无毒、成本低等优点,是光催化制氢中最有效、应用最广泛的光催化剂之一.但是,TiO2作为一种常见的光催化剂却较难应用在光催化领域,因为其带隙能量较宽,只能在紫外光下被激活,而紫外光仅占太阳光谱约2-5％,且光产生的载流子在迁移到表面分解水之前的重组率较高,从而限制了 TiO2的光催化性能.因此,本文重点分析了比表面积、粒径、煅烧温度等影响TiO2光催化活性的因素.此外,还详细介绍了利用掺杂、复合结构、染料敏化、缺陷工程等方法提高其光催化活性的方法.重要的是,通过系统研究,表明pH值、牺牲试剂、光强度、催化剂、共催化剂负载和催化剂失活等参数对TiC2基光催化制氢有很大影响.通过系统梳理这一领域的前沿研究,形成的本篇综述为设计和构建高效的TiC2基光催化剂并用于其他光催化领域提供了新的可能性.
引言 2 集团首席经济师致词 2 2020年一瞥 2 六个关键图表 4 1 一次能源 7 1.1 消费量 7 1.2 按燃料划分的消费量 9 1.3 人均消费量 12 2 碳排放 14 二氧化碳排放量 14 天然气:燃烧 16 燃烧排放的二氧化碳 18 燃烧以外的二氧化碳排放量 20 甲烷和工艺排放的二氧化碳 22 3 石油 24 3.1 储量 24 3.2 产量 28 3.3 消费量 36 3.4 价格 48 3.5 炼油 49 3.6 贸易活动 54 4 天然气 57 4.1 储量 57 4.2 产量 61 4.3 消费量 67
在页岩和致密岩层中,"子母效应"指的是已钻井(即"母井")的生产枯竭区域和相应应力变化对相邻新钻井(子井)形成的水力裂缝的几何形状、初始排水面积和后续生产动态的影响.这一现象类似于常规油藏中,当两口井的泄油面积在一定距离处相交时产生的无流动边界.但是,鉴于非常规油气具有井距更小的特点,且相邻井附近区域的压力耗损会对子井水力裂缝发育产生影响,因此,非常规开发更容易受到这种现象的影响.由于子母效应对非常规油气开发非常重要,本研究旨在首先对这种效应进行总体描述,然后根据VacaMuerta地层的实际现场数据,量化其预期的具体影响.为此,我们开发了一种方法,利用微地震、示踪剂、日产量数据和井口压力测量等现场观测数据,将裂缝和油藏模拟应用于校准基础方案模型.然后将校准后的模型与地质力学模型耦合模拟,用于预测不同开发时间的压力和应力张量剖面.通过不同的井距和完井设计,对子井进行水力压裂模拟.最后,针对不同子井的完井设计方案,建立了预期最终采收率(EUR)对井距和母井生产时间的影响,并与之前的现场观测数据进行对比和分析.研究结果表明,子母效应是由初始排水面积的变化、应力大小和方向的变化共同产生的,这两者都取决于母井的压力衰竭情况.此外,研究结果还揭示了井距、母井的生产时间、母井和子井的完井设计等因素对子母效应的显著影响以及对子井EUR的影响程度.
页岩储层天然气产量的增加引发了人们对温室气体排放量增加的担忧.因此,大大小小的专业公司和服务公司都在积极支持推动"净零"碳排放.碳捕集、利用与封存(CCUS)在这些公司实现净零排放的目标中发挥着重要作用.二氧化碳封存是捕集和储存来自工业和能源相关产业排放出的二氧化碳的过程.大多数二氧化碳被建议封存在含盐水层、煤层和枯竭的储层中,而在页岩储层中对二氧化碳进行封存可能会成为减少环境足迹和提高天然气产量的另一个不错的选择.与将二氧化碳封存到煤层气储层中类似,页岩中的流体流动机制也包括解吸、扩散和达西定律.本文将从技术和经济角度讨论二氧化碳封存对页岩储层的影响.储层模拟用于评估页岩中可储存的二氧化碳量、注入页岩时二氧化碳减少的效果,以及利用二氧化碳提高页岩气采收率的机会.最后进行了经济分析,以评估在页岩中进行此类项目的经济效益.
表面活性剂的性能受其疏水尾、亲水头、原油组成、盐水盐度、岩石组成和油藏温度的影响.具体来说,对于非离子表面活性剂,温度是一个主要变量,这是由于亲水头中的环氧乙烷(EO)基团的性质,即浊点温度.本次研究旨在强调非离子表面活性剂在非常规油藏提高采收率过程中存在的温度工作窗口,以优化采收率.本文研究了两种具有不同EO头基的壬基酚聚(NP)氧基非离子表面活性剂,利用中、轻质原油,通过富含碳酸盐的露头柱塞和富含石英的露头柱塞进行了渗吸实验.通过测量界面张力和接触角,研究了温度对表面活性剂分别与油/盐水体系和油/盐水/岩石体系相互作用的影响.最后,根据各表面活性剂的浊点选择三个温度,来进行一系列的自发渗吸实验,以构建各表面活性剂的温度工作窗口.在本次研究中,两种非离子表面活性剂均可提高两种亲油的油/岩石体系的采收率,在最终采收率和自发渗吸速率方面也均有改善.然而,本次研究也发现每一种非离子表面活性剂有其相对于该表面活性剂浊点的最佳温度工作窗口.对于测试的两种非离子表面活性剂,这个温度窗口从表面活性剂的浊点开始,升温直到浊点以上25华氏度,在此温度工作窗口以下,表面活性剂在提高采收率方面表现不佳.这种情况是由表面活性剂在这个温度下的热力学平衡引起的,使得分子在水溶相中更容易溶解,而不是在界面上进行分隔.在温度工作窗口之上,表面活性剂的性能也较差.在这种条件下,表面活性剂分子相对水相而言更倾向于油相,这是造成这种情况的原因.由此可得一个重要的结论是,当表面活性剂位于油水界面时,其性能达到最佳,而这种配置是在系统温度处于上述温度工作窗口时实现的.此外,还发现到25华氏度的工作窗口会根据原油的性质而变化.表面活性剂的研究通常在单一盆地、具有单一油藏温度下单一原油条件、甚至在室温下进行代理模型的条件下进行的.本次研究旨在强调在研究非离子表面活性剂的性能时应用正确的储层温度的重要性;此外,也旨在引入非离子表面活性剂的温度工作窗的概念.本次研究结果表明了并没有通用的、适用于所有的表面活性剂的设计.
水驱油是水力压裂后页岩基质和水基提高采收率的重要过程.由于页岩复杂的孔隙结构和表面性质,目前对这一驱替过程的认识有限.本文通过对三种不同孔隙体系和润湿性的页岩样品开展对比研究,探讨了该驱替过程及其控制因素.本次研究利用了渗吸与多尺度成像相结合的方法,同时也将更好地表征油流的油液示踪剂用于渗吸测试和微型计算机断层扫描(CT)成像中.在微米CT图像的指导下,在高倍放大下进行扫描电镜(SEM)孔隙表征,显示吸油或吸水引起的孔隙变化.本文在润湿性和孔隙大小对水驱油后采收率和剩余油分布的重要性有了新的认识.通过三维分析和SEM孔隙表征,探讨了不同润湿性孔隙的连通性.这些新发现提高了对复杂的水驱油过程的认识及影响因素的作用,讨论了不同类型储层对提高页岩采收率的重要意义.成像渗吸一体化技术为进一步研究在页岩中提高采收率提供了一条新途径.
在当前的商业环境下,非常规区块的油气公司不断被要求降低风险以提高盈利能力.页岩井水平钻井、水力压裂以及完井设计的最新进展都有助于降低成本.然而,准确的储量估算和产量预测仍然是影响底线收入的最大未知因素.先进地下建模技术的应用使油气公司可以获得应对这一挑战的动力.目前用于构建和历史匹配这些模型的典型技术都是基于简单的假设,并忽略了地下特征的不确定性.本文提出了一种综合多学科页岩建模、模拟以及历史匹配的方法.该方法结合了不同建模领域的不确定性从而得到了改进的预测页岩模型.该方法利用微地震数据创建更真实的油藏改造体积(SRV)表征.微地震发生的位置、震级以及破裂面特征被用于构建岩石物理建模所需的离散裂缝网络(DFN).利用通用平台集成器建立了由DFN建模、生成相对渗透率曲线的应用程序以及油藏模拟器组成的正演模型.这些应用程序同时运行以生成一组历史匹配的页岩模型,这些模型捕获了裂缝属性、相对渗透率以及其它重要动态参数的不确定性范围.生产数据通过贝叶斯统计算法和最先进的监督机器学习技术将其自身融合到页岩模型中.我们的方法是使用从Eagle Ford页岩油窗中钻探的三口水力压裂井,并从这三口井中获得响应数据以进行演示.贝叶斯统计和机器学习技术的使用可以使研究人员对根据生产数据校准的多个页岩模型进行识别.研究人员发现裂缝属性、相对渗透率曲线、基质孔隙度以及初始含水饱和度会显著地影响历史匹配.对前后的整体结果进行比较后发现,预测产量的不确定性得到显著降低.本次研究提出的技术能够确保重要的、以前被忽视的地下不确定性以及它们之间的相关性,同时以上信息可作为模型的输入.利用微地震数据改进储层改造区域的界线,同时利用DFN进行建模,再加上通过综合多学科方法捕捉不确定性的能力以提供预测性的页岩模型,以使未来的决策具有高度的可信度.
能源转型不是一件在未来十年还能等我们的事情.相反,我们都已深入参与到了能源转型的过程中.创建碳中和社会的主要步骤是实施可再生能源(RES)作为化石燃料的替代品.考虑到可再生能源的间歇性,储能在这一转型中发挥着至关重要的作用.氢技术及其诸多技术进展被认为是最有希望的选择.由于对多个氢气应用的研究仍处于较新的阶段,因此其技术的当前发展尚未达到大规模实施的水平.随着越来越多的研究和新启动的项目,预计在未来几十年内将使氢的巨大生态潜力被利用.包括氢气生产、储存、运输以及使用在内的新型氢气技术的创新解决方案正在渗透到所有工业领域.在瞬息万变的世界中,技术的进步带来了公众讨论,这是社会能否适应和接受这些新贡献或拒绝它们的决定因素.目前,氢是燃料电池电动汽车的最佳选择,它只排放水蒸气和热空气,不会产生有害的尾气排放.随着众多科学家强调气候变化对自然环境、生态系统和整个人类影响的严重性,对未来的担心正成为主要的全球性话题.因此,各国政府正在实施新的可持续政策,促进可再生能源作为化石燃料的替代品.氢气技术的不断进步促使世界各国将氢气纳入其能源立法和国家发展计划,从而产生了许多国家级的氢气战略.本文的工作展示了氢气作为未来绿色能源社会关键因素的进展.本文回顾了氢气技术的最新进展,以及这些进展的社会、工业以及环境地位,同时也回顾了发达国家和发展处于初级阶段国家的经济转型阶段.正在进行能源转型的一个例子就是克罗地亚,该国正在实施一项氢能战略,这一战略旨在有朝一日可以平等地参与迅速崛起的氢能市场.
过去十年中,新井的压裂处理和泵注程序设计发展很快,这对产量的显著增长做出了贡献.例如,在此处讨论的区域中,与传统井相比,最近使用的更高强度的压裂方法提高了约80％的采收率.最初那些用低效率技术进行完井作业的老井也可以从这些新的设计方法和重复压裂技术中受益.这些方法使得我们可以选定合适的井进行二次改造,对于提高经济产量具有良好的前景.虽然增加加密井通常被经营者视为风险较低的选择,但在过去十年中重复压裂井的数量每年都在增加.在本案例研究中,两口相邻的Eagle Ford井(包括一口新完井的井和一口重复压裂井)允许考虑和比较这两种方法.完井设计和压裂改造有效性的主要主要衡量标准是每簇和每段内支撑剂分布的均匀性.主要诊断方法是通过井下电视观测孔眼磨蚀情况.新的数据采集方法与成功的准备工作相结合,提供了全面和高质量的数据集.随后对两口井进行的支撑剂分布分析提供了迄今为止最可信的结果.观察到清晰、可重复的分布趋势,并针对新完井和重复压裂井的多个泵注程序的设计进行了对比.讨论了设计参数的变化,并且,针对这些参数对支撑剂分布和最终采收率的影响进行了讨论.这些参数包括每簇的孔眼数、簇间距、每段簇数、段长、射孔弹尺寸、流速和液量等.作为最后的考虑,还讨论了评价井的生产情况.行业历史数据表明,在石油和天然气价格较低的时期,重复压裂的油井数量相对于新钻的油井数量有所增加.随着该行业再次面临严峻的经济现实,越来越多的决策将决定是新井还是重复压裂井,或两者的结合,以提供最好的解决方案,逆转产量下降趋势.本文试图详细了解如何在这些决策中评估和考虑支撑剂分布,作为水力压裂井生产的重要因素.
The Permian Basin of west Texas is the largest and most prolific shale oil producing basin in the United States. Oil production from horizontal shale oil wells in the Permian Basin has grown from 5,000 BOPD in February, 2009 to 3.5 Million BOPD as of October, 2020, with 29,000 horizontal shale oil wells in production. The primary target for this horizontal shale oil development is the Wolfcamp shale. Oil production from these wells is characterized by high initial rates and steep declines. A few producers have begun testing EOR processes, specifically natural gas cyclic injection, or "Huff and Puff", with little information provided to date. Our objective is to introduce a novel EOR process that can greatly increase the production and recovery of oil from shale oil reservoirs, while reducing the cost per barrel of recovered oil. A superior shale oil EOR method is proposed that utilizes a triplex pump to inject a solvent liquid into the shale oil reservoir, and an efficient method to recover the injectant at the surface, for storage and reinjection. The process is designed and integrated during operation using compositional reservoir simulation in order to optimize oil recovery. Compositional simulation modeling of a Wolfcamp D horizontal producing oil well was conducted to obtain a history match on oil, gas, and water production. The matched model was then utilized to evaluate the shale oil EOR method under a variety of operating conditions. The modeling indicates that for this particular well, incremental oil production of 500% over primary EUR may be achieved in the first five years of EOR operation, and more than 700% over primary EUR after 10 years. The method, which is patented, has numerous advantages over cyclic gas injection, such as much greater oil recovery, much better economics/lower cost per barrel, lower risk of interwell communication, use of far less horsepower and fuel, shorter injection time, longer production time, smaller injection volumes, scalability, faster implementation, precludes the need for artificial lift, elimination of the need to buy and sell injectant during each cycle, ability to optimize each cycle by integration with compositional reservoir simulation modeling, and lower emissions. This superior shale oil EOR method has been modeled in the five major US shale oil plays, indicating large incremental oil recovery potential. The method is now being field tested to confirm reservoir simulation modeling projections. If implemented early in the life of a shale oil well, its application can slow the production decline rate, recover far more oil earlier and at lower cost, and extend the life of the well by several years, while precluding the need for artificial lift.
压裂后的页岩、致密砂岩等非常规油气储层的一次采收率通常低于10％.开发一种经济可行、适用于非常规油气储层(ULR)的提高石油采收率(EOR)技术将导致美国石油产量大幅增长.近几十年,水驱和注CO2提高采收率等注入技术已被证实在常规地层中有良好的经济效益,但提高采收率技术在非常规油气储层中的应用仍面临着一些严峻挑战,其中非常规油气储层的极低渗透率和混合润湿性是该技术成功应用的首要障碍.由于页岩中水基提高采收率技术(也称为化学EOR)面临的挑战,因此也考虑将CO2、天然气和(较小程度的)氮气在内的一些非水注入流体应用于增产技术.这些流体的粘度均远低于水,因此相比水更容易进入页岩纳米孔.与水不同的是,这些气体具有一定程度的混溶性,使其能够通过一种组合机制来抽提石油.基于实验室规模的实验,认为CO2和富气(含高浓度乙烷、丙烷和丁烷的富甲烷天然气)是最有利的提高采收率流体.Bakken和Eagle Ford地层现场试验结果的解释由于附近油井水力压裂引起的压裂或冲井的干扰而变得复杂.这篇综述涵盖了注高压CO2、天然气、乙烷、氮气和水的提高采收率机理、室内实验、数值模拟和现场试验等相关研究进展.
北美页岩储层井间裂缝相互作用日益严重的问题表明需要更准确的横向分支井距测量.传统的井眼测量技术,例如随钻磁力和陀螺仪测量(MWD),由于增加了主导测量不确定性的系统误差,因此无法保证最佳位置.这种不确定性可能会妨碍最佳现场增产建模,因为分析计算中使用的井眼定位数据不准确.多篇行业技术论文证明了横向间距与压裂严重程度之间的相关性.横向距离测量用于最佳储层增产和压裂建模的计算.以目前的油气价格,该行业无法承受因井位不准确而导致的次优油田开发.在本文中,作者比较了传统勘测技术与经商业验证的长距离有源磁测距系统,后者是传统MWD系统的补充.作者将相关的测量误差模型应用于两个示例性井场—一个来自西得克萨斯页岩储层的实际井场,一个是逼真的但假设的例子—并将它们与相对测距的不确定性进行比较.第一个例子表明,当井在大约6,500英尺测量深度(MD)处仍接近垂直时,MWD位置误差超过了相对测距的不确定性.第二个例子表明,在横向剖面开始之前,在10,000英尺MD[8,910英尺真垂直深度(TVD)]的曲线末端,使用主动磁测距的横向间距不确定性可能是MWD半长轴误差的50％.由于系统测量误差在"轨迹推算"(dead reckoning)计算过程中成倍增加,因此MWD不确定性会变得更大.通过随钻磁测距,整个井的测距不确定度几乎保持不变,使横向间距精度提高了十倍.本文(SPE199588)于2020年3月3-5日在美国德克萨斯州加尔维斯顿的IADC/SPE国际钻井会议和展览上被展示和修订出版.2020年1月3日收到原件.2020年03月27日收到修订稿.2020年4月20日批准发表纸质期刊.
本文有两个研究目标:一是探究影响页岩油藏注气吞吐(GHnP)工艺性能的主要采油机理,二是将优化技术应用于循环注气的建模.文中建立了双重渗透率油藏模拟模型,以再现单一水力裂缝的动态.此水力裂缝具有所分析油井的平均几何形状和性质参数.按历史拟合工作流得到能充分代表研究对象井的模拟模型.实施优化工作流,以使注气吞吐(GHnP)过程的累积采油量最大化.需优化的操作变量包括:注气、焖井以及生产的持续时间、GHnP的起始时间、注气的流量和循环次数.使用了两种不同组成的注入气体(富气和纯甲烷)应用于该优化工作流.另外,(我们)还用之前使用富气作为注入气得到的优化算例在更高的最低井底压力(BHP)条件下进行了一次采油和注气吞吐的动态模拟.此外,还跟踪和分析了其中一些可能解释不同采油机理的性质.模型中考虑了三种不同的孔隙系统:裂缝、油藏改造体积(SRV)中的基质和非SRV区中的基质(即原始基质).每一个系统都具有不同的压力分布,因此其相应的采油机理亦有所不同,如下所示:·裂缝系统中的蒸发/冷凝(两相系统).·非SRV基质中的混相(单相液体).·SRV基质中的混相和/或蒸发/冷凝:这取决于注入气体的组成和SRV中的压力分布,其机理可能是其中之一,也可能是二者兼有.模拟研究结果表明,对于优化算例,当注入的气体为富气时,原油采收率可增加24％,而当注入气体为纯甲烷时,原油采收率增量仅为2.4％.当注入富气并将生产周期的最低井底压力提高到饱和压力以上时,原油采收率增幅则更高——为49％.气体的注入导致基质中原油的相对分子质量、密度以及黏度降低,即油变得更轻.与非SRV区域相比,SRV区域内的最终下降幅度更为明显.在注气吞吐(GHnP)工艺中观察到采收率的增加是由于原油中重质组分(这些组分并不存在于注入气体中)的流动,否则这些重质组分将仍滞留在储层内.鉴于页岩储层的主要特征(渗透率为纳达西级),GHnP不是一个驱替过程.保障GHnP工艺成功的一个关键因素是改善注入气体和储层原油的接触,以增加它们的混合和传质.本研究概述了不同的采油机理,尤其是追踪了能够解释和证明这些不同机理的性质参数的变化.
常规储层的地质力学岩石特性相关性和建模方法不适用于黏土含量高、孔隙度极低的页岩气储层.这些相关性对于开发用于各种现场应用的1D和3D地质力学模型至关重要,包括钻井优化、水力压裂设计和操作以及油田管理.该项目使用在页岩岩心样本岩石力学测试过程中提取的数据研究了各种地质力学岩石特性及其相互之间的关系.对于岩石弹性特性相关性,根据压缩波速、剪切波速和密度确定的动态弹性特性,并根据三轴试验获得的实验室测量静态弹性特性数据进行作图.通过将数据从垂直和水平岩心样本中分离出来,使用在原位围压条件下获得的测试数据,并重点关注仅从油田A和附近油田采集的数据,采取措施进一步细化了属性相关性.还采取了类似的步骤来开发岩石强度特性的相关性.页岩各向异性弹性特性的相关性研究也基于水平和垂直弹性特性的比率得到发展.使用新的岩石特性相关性对A油田的三口井进行了盲测,结果表明,预测的地质力学特性与新的相关性和岩心测量测试数据匹配良好.
滑溜水-石英砂压裂方案设计广泛应用于马塞勒斯页岩中.通过建立长缝,最大限度地提高储层改造体积(SRV).然而,由于石英砂在携砂液中快速沉降的特征,许多上部和深部区域得不到充分的支撑.而通过减小石英砂粒径尺寸的方法又会导致裂缝导流能力不足.本研究优选了三种超轻质支撑剂(ULWP)来提高非常规油气藏压裂井产能.步骤一,将目前的泵注程序输入到内部P3D裂缝扩展模拟器中,来模拟裂缝几何型态及支撑剂浓度分布状态.步骤二,将支撑剂浓度分布转换为裂缝导流能力和裂缝渗透率.步骤三,将步骤二得到的裂缝渗透率输入到产能模拟器中通过模拟累计产量进行历史拟合和模型校正.步骤四,压裂模拟器中使用三种超轻质支撑剂替代石英砂,以获得新的裂缝几何形状和导流率分布,然后将结果导入油藏模拟器进行产能模拟.在这项研究之前,三种超轻质支撑剂已经在实验室中进行了测试,以获得它们在地下应力条件下的长期裂缝导流能力,同时分析研究了裂缝导流能力分布和单井产能.目标井的人工裂缝尺寸和产层位置对使用超轻质支撑剂压裂井产能具有根本性影响.除少数地方外,40/70目的超轻质支撑剂的平均导流能力更高,且裂缝两翼对称.然而,100目的超轻质支撑剂的平均导流能力较低,并在有限的区域出现导流能力峰值.与使用其他超轻质支撑剂相比,使用ULW-3支撑剂压裂井累积产量往往更低.在马塞勒斯页岩的研究中,超轻质支撑剂受到限制、用量减小,主要由于压裂裂缝向上延伸缝高过大.而由于含油气层位于裂缝底部,使得很大比例的超轻质支撑剂支撑在非产层部位.目前的研究为马塞勒斯页岩的开发提供了指导,以确定(1)超轻质支撑剂是否有利于当前石英砂压裂开发;(2)应该使用什么类型的超轻质支撑剂;(3)给定某种特定类型的超轻质支撑剂,什么是最佳的泵注程序和分段/射孔设计,以最大限度的提高产量.类似的工作流程可以扩展应用评估不同超轻质支撑剂在其他非常规油气田的经济潜力.
在评估CO2封存部位的封存能力和封堵风险时,对于断层封闭性的研究是至关重要的,因为断层可以显著影响跨断层和沿着断层的运移/泄露风险以及储层压力的预测.我们针对挪威海上Horda台地北部Smeaheia地区的CO2封存能力进行了研究,主要集中在Alpha构造和Beta构造这两个断层闭合圈闭上.我们的目的是通过此研究来推进对Horda台地北部CO2封存规模扩大潜力的地质认识,并阐明断层封闭性分析在CO2封存项目封堵风险分析和封存能力评估中的重要性.我们的封堵风险分析显示,Alpha构造具有比较低的断层相关封堵风险;因此具有成为封存目标的潜在价值.由于储集含水层与基底跨?ygarden断层系统对接,因此Beta构造显示出巨大的断层相关封堵风险.Smeaheia地区的储集能力将受控于长时期内的泄压和补充压力相互作用.我们的研究表明,在Smeaheia和Troll泄压储层之间的跨断层压力连通很可能是通过Vette断裂系统的一系列转换斜坡进行的.然而,Smeaheia地区也显示出压力补充的潜力,例如通过Base Nordland不整合面上的区域进行压力补充.在新钻的32/4-3S井中观察到的泄压为我们在断层封闭性预测上提供了很好的验证,并为未来动态模拟提供了有价值的参考.
本文对储能技术进行了详细的论述,包括存储类型、分类和各类型之间的对比等方面.绝大多数储能技术都在研究范围之内,包括电化学和电池储能、热储能、热化学储能、飞轮储能、压缩空气储能、抽水储能、磁储能、化学和氢储能等.关于储能的新类型以及储能的重要进展和发展的最新研究,也全部包括在文中.
注气吞吐EOR项目的合理设计需要优化注入溶剂组分、注入压力、焖井时间、生产时间和循环注气次数等参数.我们的实验和模拟研究表明,最终的原油采收率取决于停留时间,停留时间定义为储层岩石与注入溶剂接触的总时间(即,焖井时间和生产时间).我们使用核磁共振(NMR)和改进的HAWK(油气动力学分析仪)干式热解分析法来研究停留时间对Eagle Ford储层保存的碎样(7-8毫米)和岩心柱/塞的影响.我们使用核磁共振来量化流体产量,并使用HAWK干热解法来确定产出烃(HC)组分.在4500psi和150 0F温度下,向碎样注入有机溶剂(C1/C2摩尔分数比为72/28).碎样实验的停留时间分别为2小时、4小时和7小时,而3种不同停留时间包含的生产时间皆为1小时.类似地,向柱塞样注入溶剂,设定其停留时间分别为2天(1天焖井和1天生产)和3天(2天焖井和1天生产).我们还利用分子动力学建立了一个饱和黑油的成熟干酪根的分子模型,并模拟了高达18 ns的注气吞吐停留时间(3 ns或5 ns焖井时间,以及1ns、2 ns、3 ns或4 ns生产时间)以研究停留时间对油气运移的影响.结果表明,总采收率取决于停留时间,而与焖井阶段无关.碎样和柱塞样分别在停留时间达到30小时和21天之后实现了 45％的总采收率.此外,对于所研究的岩样而言,HAWK结果表明,无论停留时间多大,只有C24以下的烃类在注入溶剂驱替下发生运移.最后,由分子模拟得到的总采收率随停留时间的变化函数与实验观察到的采收率趋势相似.另外,我们还观察到,由于重烃分子有很强的吸附能力,一次采油(衰竭开采)过程中产出烃类组分总是比原始流体要轻.随后的注入溶剂促进了重烃的解吸和生产,凸显了页岩中提高采收率(EOR)技术的前景.此外,注入溶剂渗透到岩石中的分子数量有限,这表明产出的烃类流体来自于裂缝面附近,由此说明表面积是提高采收率的一个关键参数.这项研究表明1)分子模拟具有校验实验观察结果的能力,可将提高采收率(EOR)的总体特征(尺度)提升超九个数量级;2)利用实验和分子模拟可提供关于注气吞吐方案优化设计的见解.
利用氢取代传统化石燃料作为替代燃料取得了新进展,促使人们去寻找一种可再生的制氢方法.如今,大多数氢气都是通过碳氢化合物生产的,生产过程中还会释放出大量的二氧化碳和一氧化碳,这两种均是已知的温室气体;由于这种生产方式是有害的,因此研究正朝着利用厌氧消化来生产可用级别的氢这一方向前进.已经有证据证明厌氧系统可以产生沼气,用其来产生能量是十分容易的,但如果使用适当的工艺,可以进一步提高氢气的浓度.这些工艺包括抑制降低氢气浓度的微生物的生长和不断移除氢气以促进制氢细菌生长.实验设计和大规模应用表明,该工艺在环境上可行,虽然目前经济潜力有限,但前景向好.随着对氢气需求的不断增加,氢的可持续生产变得越来越重要.本文对近年来在这方面的一些研究进行了探讨,并探讨了厌氧消化制氢背后所用的工艺.
