中国中—低成熟度页岩油资源丰富,原位转化潜力巨大.为评价中—低成熟度页岩油原位转化对储集层的改造能力,对鄂尔多斯盆地延长组长7段和准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组2种典型中—低成熟度页岩开展了原位加热实验.利用核磁共振测试、立式光学显微镜观测、计算机断层扫描和脉冲衰减气体渗透率测量等,实时监测了原位转化中纳米孔隙、热解裂缝以及孔隙度和渗透率在高温高压下的动态变化.干酪根热解引起的热解裂缝与生烃增压效应,是微观结构和储集层物性显著改善的关键.当温度超过400℃的阈值后,随着干酪根热解和烃类热膨胀,页岩内部裂缝网络的延伸度、密度、复杂性和连通性均显著提高,大量直径在2～50 nm的次生孔隙占据孔隙结构的主导地位.原位应力下,2种页岩孔隙度可分别增加至3.65倍和2.73倍,渗透率可分别增加至624.09倍和418.37倍.渗透率在高温阶段比低温阶段表现出更强的应力敏感性.原位应力越低,干酪根含量越高的页岩储集层,原位转化的改造能力越高,储集层热破裂和热增渗能力也越高.
油井压裂后,流体在地层中的流动不再是简单的线性流或径向流,流场变得复杂,无法直接运用解析方法求解.为了求解压裂直井的产量公式,将地层中的复杂流场进行了分解,划分成外区径向流、中间线性流和裂缝线性流3个简单流形;对简单流形分别进行求解,并采用水电相似原理和等值渗流阻力法,解析求解得到压裂直井的产量公式.该公式不仅可以计算和预测油井产量,还可以确定压裂裂缝的长度及压裂效果.
深大断裂控制油藏储集层埋藏深,厚度大,油井难以钻穿整个油层.针对断控油藏油柱高度计算,建立了断控油藏油柱高度物理模型,并在此基础上,阐释了井筒温度剖面推算法的思路,推导了油水柱压力系数折算法计算油柱高度的公式,提出了考虑长方体泄流区域的动态储量反算法和考虑重力影响的等值渗流阻力法.应用这4种油柱高度计算方法,对塔里木盆地富满油田某断控油藏的2口井进行计算,结果表明,这4种方法计算的油柱高度具有一致性,2口井的平均油柱高度分别为675.39 m和634.60 m.
为解决碳酸盐岩裂缝-孔隙型边底水气藏在开采过程中易发生气井水窜的问题,利用可视化微观模型实验和高温高压在线核磁共振检测系统,开展水侵机理模拟实验,研究残余气分布规律;以脉冲序列测试得到T2图谱,表征侵入水分布特征.结果表明,孔喉半径比、配位数和裂缝宽度对水侵及残余气分布影响显著,孔隙型储集层侵入水先进入中—大孔隙,后进入小孔隙;裂缝-孔隙型储集层中裂缝的分布对水侵方式存在影响,侵入水进入裂缝后,可以通过裂缝进入中—大孔隙中.孔隙型储集层水淹后,37.7%的残余气存在于小孔隙中,62.3%的残余气存在于中—大孔隙中;裂缝-孔隙型储集层水淹后裂缝中的残余气较少,小孔隙中的残余气占4.8%～26.8%,中—大孔隙中的残余气占69.2%～94.7%,且小孔隙中的残余气难以被动用.以中—大孔隙水侵比例为目标函数评价残余气饱和度指标,主控因素为裂缝贯穿程度、水体倍数、裂缝宽度和采气速度.应在裂缝发育区优选井轨迹,避免钻遇沟通边底水的裂缝,同时优化气井配产,延缓气井见水时间;气井出水后适当降低产气速度,促使侵入水进入中—大孔隙,减少残余气在中—大孔隙中的分布,提高天然气采收率.
为了提高油藏描述精度,指导油气田中—后期剩余油调整挖潜,以西湖凹陷C油田花港组三段浅水三角洲储集层为例,利用岩心、粒度、测井和地震资料,开展储集层构型研究,建立浅水三角洲复合河道砂体的构型样式,并明确其空间演化规律.研究表明:H3c层为浅水三角洲上平原河道沉积,以垂向叠置厚层砂体为主;H3b层为浅水三角洲下平原河道沉积,发育侧向迁移型中—厚层砂体;H3a层为浅水三角洲前缘沉积,发育孤立型薄层砂体.中期基准面升降旋回控制垂向砂体的发育,随着湖平面的上升,研究区浅水三角洲呈退积序列,砂体由片状向孤立带状演变,储集层连通性逐渐变差.
沸石在沉积岩中广泛发育,受多种因素影响,沸石成因类型多样,成岩演化特征复杂.在沉积环境、成岩条件等因素控制下,不同成因类型沸石形成于不同的成岩序列,并具有不同的组合特征、产出形式和骨架结构.沸石类型有原生沸石、热液成因沸石、火山物质蚀变沸石和矿物转化沸石;其骨架结构可以用Si/Al表征,据此被分为高硅沸石和低硅沸石.沸石对烃源岩生烃有较强的催化作用,高硅沸石的催化活性低,但是失活速率小,择形性良好;沸石的胶结与溶蚀对储集层分别起建设性和破坏性作用,不同成岩序列下,沸石对储集层物性的影响有所差异;黏土矿物转化方沸石会增强页岩的脆性和水敏性,脆性增强使储集层的可压裂性增强,水敏会降低储集层的渗透率.
为解决目前气水混驱特征曲线评价油藏开发效果方法较少的问题,引入了地下含气水率,并类比水驱油藏含水变化规律广义数学模型,建立了广义气水混驱特征曲线及其对应的广义含气水变化规律数学模型.新的广义气水混驱特征曲线在n=0和m=0时,为甲型气水交替驱特征曲线;在n=1和m=0时,则为乙型气水交替驱特征曲线.n和m取不同数值时,广义气水混驱特征曲线可以转化为S型气水混驱特征曲线,也可以转化为凸型、S-凸型、S-凹型、凹型等气水混驱特征曲线.为了便于矿场应用,给出了气水混驱特征曲线通式及其对应的含气水变化规律数学模型的求解方法,并应用于葡北油田三间房组油藏气水交替驱和锦州油田S31油藏气顶气+边水驱开发效果的评价,拟合精度较高,可供其他油藏借鉴.
为明确姬塬油田超低渗油藏CO2驱替及碳埋存机制,通过开展长岩心实验,对比分析气水不同组合驱替方式对提高采收率和CO2埋存效果的影响.实验结果表明:水驱后CO2与水交替驱采收率最高,其次为CO2与水交替驱,而连续CO2驱采收率最低,CO2突破是影响采收率的关键因素,交替注入可以抑制气窜;油藏中CO2埋存位置以大孔隙为主,气水交替驱比纯气驱更有利于小孔隙中CO2埋存,埋存率从高到低依次为连续CO2驱、CO2与水交替驱、水驱后CO2与水交替驱及水驱后CO2驱.
为确定断裂发育区油气充注聚集在时间上的持续性和在空间上的有序性,以鄂尔多斯盆地南缘上畛子—转角地区为例,分析裂缝形成期次与油藏分布的关系,探讨裂缝对延长组油藏的控制作用.研究表明,延长组主要发育燕山运动期二幕、燕山运动期三幕和喜马拉雅运动期共3期裂缝,不同期次裂缝对油气运聚的作用不同.近源油藏捕获了烃源岩从低熟到成熟阶段的所有产物,在燕山运动期三幕和喜马拉雅运动期遭到破坏,原油向远源区调整.研究区南部靠近渭北隆起,其裂缝的纵向连通性及砂体发育程度较强,原油在远源储集层中富集;研究区北部原油主要滞留在近源储集层中.因此,裂缝与砂体对接形成的输导网络,可以对油藏起到调整作用,在多期次裂缝的沟通下,近源和远源油藏的资源量立体互补.
三塘湖盆地MZ区块致密油藏具有中—高孔隙度、特低渗透率和高含油饱和度的特征.开发初期采用水平井体积压裂获得高产,但自然递减率大,后期通过注水吞吐使得储量得到有效动用,但经过多年开发后注水吞吐效果逐轮变差,目前采出程度仅5.6%.为进一步提高采收率,开展了5口水平井CO2吞吐试验.结果表明:CO2在致密油提高采收率中主要发挥溶胀、增能、降黏、萃取轻质组分、提高流体流动能力等作用;在注入、焖井及生产全过程,CO2作用机理会发生变化,从而造成原油性质的变化;CO2在提高原油采收率的同时还具有较高的埋存率,兼具经济效益和社会效益,在致密油藏开发中具有较好的适应性和推广应用前景.
秋里塔格构造带西段是库车坳陷油气勘探的重要接替领域,地表条件及地下构造复杂,地震勘探难度大,主构造区勘探程度低,早期单线和宽线二维地震资料无法精确刻画高陡构造特征及复杂断裂系统.采用两宽一高三维和高密度线束三维联合地震勘探,提高复杂高陡构造区的有效覆盖次数;微测井约束浅表层速度建模,提高复杂山地及山前巨厚砾石覆盖区的静校正精度;六分法联合去噪,提高盐间及盐下地震资料的信噪比;五维插值及规则化降低山地不规则观测系统对叠前深度偏移成像的影响;双程波逆时偏移克服高陡地层偏移成像精度低的难题.采集处理一体化及地震地质融合研究,大幅提高秋里塔格构造带西段地震成像精度.
多层碎屑岩油藏稳油控水一直是油田开发的热点问题,油田进入中—高含水期后产油量下降明显,平面剩余油分布零散,层间开发矛盾突出,迫切需要合适的优化调控方法使其持续稳产.根据贝叶斯后验概率方法与油藏流线模拟器,应用随机极大似然函数求解历史拟合问题并构建数据空间集,利用有限记忆的拟牛顿梯度方法来反演数据空间集与推测未来,综合Pollock流线追踪方法表征油藏流场的瞬时流动速度,提出了一种基于数据空间反演的油藏流场重构方法.此方法无需复杂重复的运算就可实现油藏注采参数的实时优化,突破了传统优化方法无法精细描述流场演变的局限性,弥补了数据空间反演在流场优化方面应用的空白.以渤海B油藏为例,利用基于数据空间反演的油藏流场重构方法,揭示了油藏注采结构优化的运行机理,直观展示了油藏流场优化的实现过程.现场调控结果显示,油藏综合含水率较为稳定,调控井组单元零散状剩余油被有效动用,水驱波及面积扩大24.85%,油藏流体疏导效果显著.这些油藏数字化探索与实践,将为同类中—高含水期油田开发与数据驱动油藏流场调控的应用提供借鉴.
苏里格气田中区苏36-11区块已开发17年,开发程度和储量动用程度均高,储集层非均质性强,储量动用不均衡,剩余气分布复杂,剩余气分布的确定及挖潜是气田稳产的关键.通过储集层构型精细表征,明确剩余气分布的主要影响因素,确定不同类型剩余气分布规律,提出对应的挖潜对策.研究结果表明:研究区含气砂体主要分布在4级构型单元心滩坝与点坝中,整体规模小,宽度为150～500 m,长度为300～800 m,连通性差,受各级次渗流屏障影响大,区块北东—南西向主砂带开发程度最高,地层压力低,剩余气主要分布在区块西北部盒8段下亚段;剩余气分布主要受储集层非均质与开采非均匀影响,可分为井网未控制型、复合砂体阻流带型、水平井未动用次产层型、直定向井未射开气层型和投产未采出型5类;提出井间加密、老井侧钻、查层补孔和老井挖潜4种动用措施,调整方案后,预测可稳产7年,采收率可达45%.
某油田储集层物性差,纵向上层数少,厚度小,小断层发育且展布方向复杂,直井开发效果差,现有井网难以建立有效驱替体系.在老水平井和2014年先导试验加密水平井开发效果均较好的基础上,在注水受效差的直井区及断层附近未动用区,开展加密水平井及跟踪调整技术研究.通过井震和动静态结合分析,优选储集层发育稳定、水淹风险小且剩余油富集的加密区;通过水平井方位和水平段长度优化,压裂加密布缝及优化缝长,提高水平井产能;通过早期间注及隔强临弱的注水跟踪调整,优化注采方式.按照以上方法,该油田2019年加密水平井19口,砂岩钻遇率达到83.0%,初期单井日产油量为7.4 t,综合含水率为28.8%,建立了有效驱替体系,油田的采油速度由0.8%提高到1.5%,提高了油田的开发效果.
为确定贵州黔东北铜仁地区寒武系牛蹄塘组页岩气勘探潜力,在X射线衍射实验基础上,采用沥青反射率法、伊利石结晶度法和激光拉曼光谱法,对黔铜地1井牛蹄塘组—变马冲组页岩进行成熟度测试.结果表明:黔铜地1井牛蹄塘组—变马冲组页岩缺乏镜质体,难以采用常规镜质体反射率对其成熟度进行评价;受沥青复杂成因及非均质性影响,采用沥青反射率法对页岩评价的效果欠佳;伊利石结晶度法只能给出大致范围,同时受黏土矿物影响,其误差也较大;激光拉曼光谱法受非均质性影响较小,且具有制样简单、无损检测等优势,是较为理想的测试手段;研究区牛蹄塘组黑色页岩等效镜质体反射率为3.41%～3.50%,属过成熟阶段晚期.
针对塔河油田储集体复杂特点和中—下部剩余油动用难题,结合地质信息和建模结果,构建了考虑储集体类型、裂缝分布及裂缝-缝洞组合关系的储集体剖面模型,开展了表层岩溶储集体、古暗河储集体和断溶储集体的驱替实验,并对油气水多相流动进行可视化分析;研究了氮气辅助重力驱前后的剩余油赋存状态,对比了不同成因岩溶储集体采收率提高程度.结果表明:对于不同成因的岩溶储集体,氮气辅助重力驱均有助于实现均衡驱替,但不同成因岩溶储集体高采收率程度存在差异,断溶储集体、表层岩溶储集体和古暗河储集体原油采收率分别提高12%、9%和7%;有助于明确储集体类型对氮气辅助重力驱的影响,为缝洞型油藏提高采收率技术发展提供支持.
为确定碳酸盐岩储集层岩溶洞穴的垮塌机理,利用应力场模拟技术,以岩溶洞穴正交二维剖面为基础,建立二维力学模型,模拟碳酸盐岩岩溶洞穴在负压状态下的应力分布;通过对控制变量进行多元线性回归,构建了岩溶洞穴垮塌预测模型,结合破裂临界点的应力函数,预测洞穴垮塌与应力、深度和宽度的关系.洞穴发生岩爆和垮塌的最主要影响因素是上覆地层压力、储集层抗压强度和抗弯强度.垂向分布的2个洞穴,垂直距离小于0.3倍洞穴半径时,洞穴隔板发生破裂,导致洞穴连通;在垮塌破裂过程中,洞穴高度变化较为明显,宽度变化较小.
为明确鄂尔多斯盆地伊陕斜坡二叠系太原组碳酸盐岩气藏的分布规律,以钻井、测井、录井、试气等资料为基础,通过野外露头、岩心、岩石薄片、电镜扫描、高压压汞、包裹体测温等分析,对太原组碳酸盐岩气藏储集层的沉积微相、岩石学特征、物性特征、孔隙结构、裂缝分布等进行对比剖析.结果表明:太原组碳酸盐岩气藏为低孔低渗岩性气藏,有利储集层控制气藏的分布和天然气富集,气藏主要分布于生物丘和生屑滩沉积微相发育区;生物丘分布于研究区东部佳县、子洲及清涧一带,生屑滩分布于研究区西部横山、靖边及坪桥一带,自西向东相带分布明显;太原组碳酸盐岩发育泥晶生屑石灰岩和藻粘结石灰岩,生物体腔孔、晶间孔、溶孔和微裂隙为有利储集空间;裂缝是油气运移的良好通道,其发育对气藏富集起积极作用.
以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组陆相页岩储集层为研究对象,岩性分别为白云岩、泥质白云岩、白云质泥岩、白云质粉砂岩和粉砂岩,通过室内力学实验,研究了陆相页岩储集层岩石力学特性及能量演化规律.结果表明,陆相页岩储集层不同岩性岩石力学特性存在较明显差异,白云岩、白云质粉砂岩、粉砂岩、泥质白云岩和白云质泥岩的抗压强度分别为112.09 MPa、98.20 MPa、85.98 MPa、81.28 MPa和58.30 MPa;随着围压增大,陆相页岩储集层岩石脆性减弱,延性增强;陆相页岩储集层不同岩性岩样在峰值强度处的能量大小不同,反映不同岩性岩样间存在较强的非均质性,此外,三轴压缩条件下,相同岩性岩石弹性能、耗散能和总能量都大于单轴压缩条件.
为明确不同类型沉积岩储集层压裂开发后导流能力的变化规律,通过开展浊积岩、滩坝砂、砂砾岩等沉积岩压裂后导流能力测试实验,分析了岩性与导流能力之间的关系,构建了导流能力模型.将导流能力模型引入主裂缝压力控制方程,得到主裂缝压力解析解;应用分布式体源方法建立了水平井多段压裂产能预测半解析模型.将新产能预测模型应用于大庆长垣外围朝阳沟油田致密油藏,数值模拟模型、不考虑岩性产能模型和考虑岩性产能新模型的计算误差分别为6.5%、22.7%和4.6%,新的模型侧重于不同沉积岩岩性对产能的影响,提高了致密油藏产能预测精度.
