二氧化碳-水-岩作用机理及微观模拟方法研究进展

系统综述CO_(2)-水-岩复杂作用机理、多孔介质反应输运(溶解、沉淀及沉淀运移)微观模拟、CO_(2)-水-岩系统微观模拟3个方面的研究进展,指出目前研究存在的主要问题并提出了关于未来研究方向的建议。CO_(2)注入储集层后,不仅存在常规渗流体系的流动和传质作用,还会产生溶解、沉淀及沉淀运移等特殊物理化学现象,其耦合作用导致多孔介质的孔渗参数变化规律复杂。孔隙尺度的微观渗流模拟,可以得到孔喉三维空间内的详细信息,且能显性观察到多孔介质流-固界面随反应的变化。目前研究主要在复杂作用机理解耦合、多矿物差异性反应表征、沉淀生成机理及表征(晶体成核和矿物脱落)、沉淀-流体相互作用模拟方法、多物理化学过程耦合渗流机制等方面存在局限。未来研究中,需要创新实验方法对“溶解—沉淀—沉淀运移”解耦合,提高矿物地球化学反应相关参数实验测试的准确度,在不同沉淀机理可靠表征的基础上,建立沉淀-流体相互作用模拟方法,并有机耦合各个物理化学过程,最终实现对CO_(2)-水-岩系统中“溶解—沉淀—沉淀运移”的耦合渗流模拟。

衰竭底水气藏注CO_(2)提高天然气采收率与碳封存机理

气藏注CO_(2)提高天然气采收率并实现碳封存有望成为大幅度提高天然气产量与碳减排协同的潜在关键技术。为了给底水气藏注CO_(2)高效开发提供指导,针对地层水盐度对CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡影响、气藏注气过程中压力变化对CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡影响、注采方案对注CO_(2)提高气藏采收率影响、盐度对注CO_(2)提产及封存影响等目前认识不清的问题开展了CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡规律及注CO_(2)提采与封存数值模拟研究。研究结果表明:①随着盐度增加,CO_(2)和CH_(4)在盐水中的溶解度降低,液相的密度和黏度增加,盐度对气相性质几乎没有影响;②随着压力增加,CO_(2)和CH_(4)在液相中的溶解度均增加,气相、液相密度和黏度均增加,液相偏差因子随压力增加而增加,气相偏差因子先减小后增加;③同注同采方案CH_(4)产量更稳定且产出的CO_(2)少,而先注后采方案则会加速CO_(2)与CH_(4)的混合,CO_(2)封存量低,前者更适合注CO_(2)提采及封存;④在不考虑盐析效应的前提下,盐度对CH_(4)采收率和CO_(2)封存量的影响几乎可以忽略不计,不同盐度的衰竭底水气藏中CH_(4)采收率均超过80%、CO_(2)封存率均超过99%,短期注CO_(2)过程中,CO_(2)主要以气态或超临界态的形式被封存,少部分CO_(2)溶解在液相中,100年后CO_(2)在液相中的溶解质量分数约为5%。结论认为,衰竭底水气藏注CO_(2)能增压补能、驱替置换残余天然气,提高采收率并实现碳封存。

深部地热能系统主要挑战与耦合储能的增强型创新开发模式

中国在中低温地热能直接利用方面早已领先全球,但在深部地热能发电方面却发展缓慢。深部高温高压环境下岩石渗透性降低,深部地热能开采需要建立工程型地热系统(Engineered Geothermal System,EGS),通过水力压裂对储层进行改造,以获得具有较高渗透性的人工地热储层。由于目前常用的深部地热能储层改造技术主要借鉴油气增产领域的水力压裂工艺,在热储改造效果、地震风险控制、高效取热等方面受到限制。首先总结深部地热能水力压裂的特点为:裂缝破坏主要以剪切机理为主;冷水回灌引起的温差效应产生拉应力会促使裂缝向更远处扩展;持续的注水使注入井井筒压力高于地层压力,有助于保持裂缝处于张开状态。因此,EGS水力压裂不需要使用支撑剂,与依靠支撑剂的油气井增产压裂完全不同。同时,系统剖析EGS面临的发电产能低、注采连通差、诱发破坏性地震以及无补贴难盈利4大难题与挑战。从创新压裂和循环利用层面提出耦合储能的增强型创新开发模式(Regenerative Engineered Geothermal System,REGS),通过数值模拟研究REGS的优点。结果表明,采用水平井非等距、非等面积、非等注水量分段压裂,可以提高注水井与生产井的连通能力。通过优化压裂工艺,采用多段压裂模式,每次压裂初始期间快速提高注水速率,而后期缓慢降低注水速率,避免井筒压力的突然波动,可以达到控制诱发地震震级的目的,避免产生实质性伤害地震。结合可再生能源大规模地下存储,既能实现多能互补,又能提高REGS项目生产寿命和盈利能力。研究成果有助于为我国深部地热能热电联产和储能一体化技术的试点和标准化推广奠定基础。

基于停泵压降数据的页岩气井单段裂缝参数反演——以长宁N209井区页岩气井为例

水平井多级分段多簇压裂是页岩气藏有效开发的关键技术,准确评价缝网参数是开展压裂效果评估、压裂工艺优化和压后产能预测等工作的重要前提.传统页岩气井压裂裂缝参数表征主要采用裂缝扩展模拟与现场监测等手段,对压裂施工停泵压降曲线的信息挖掘与利用不足.采用数字滤波方法消除停泵压降数据的水锤波动,利用分形裂缝表征页岩气井压裂缝网,结合数值试井分析实现了单段裂缝参数反演,建立了一套基于停泵压降数据的缝网参数反演工作流程.该成果在长宁公司N209井区压裂井成功应用,并对裂缝参数评价结果与一体化压裂模拟和产气剖面测试等反演结果进行了验证.结果表明,基于停泵阶段压降数据的单段裂缝参数反演结果显著提升了参数解释精度,有助于揭示页岩气井段间产气能力差异的原因;气井产能与裂缝总长和裂缝表面积的相关性明显高于利用广域电磁法确定的压裂改造体积,其中,早期日产气量与总缝长相关性最高;预计最终回收率与裂缝表面积相关性最高;缝网总长与单簇压裂液规模强线性相关,反映了长宁区块页岩气井压裂工艺2.0的技术先进性.获取页岩气井单段裂缝参数可为产能主控因素分析和压裂效果评价提供更加有效的分析指标.

基于产量损失率的气井合理配产方法研究

合理配产对气井生产具有非常重要的作用。现有的配产方法一般是按照无阻流量的1/6∼1/3来进行。在研究气体在地层中的非达西效应的基础上,提出了产量损失率的概念,通过量化非达西效应造成的产量损失,建立了气井产量损失率与无因次产量的图版。对于每一个配产,可得到与其相应的产量损失率,非达西效应对气井产量的影响就有了定量化的表征。因此,可根据产量损失率来进行合理配产。对于某些高压气藏,由于地层压力高,气体压缩程度大,地层条件下非达西效应并不强,产量损失率比较低,这类气井就可以将产量配高一些。该配产方法可实现量化储层气体非达西渗流损失,实现气井合理配产。该研究成果能在气井常规配产方法的基础上,进一步优化气井配产制度,更好地满足气井长期稳产、高效开发的需求,为气藏开发提供有益的借鉴。

超临界CO_(2)压裂物理模拟实验研究进展

超临界CO_(2)(SC-CO_(2))压裂技术是一种极具潜力的新兴非常规油气储层增产技术,该技术不仅可有效避免传统水力压裂引发的地层损害、环境污染、水资源浪费等问题,还具有起裂压力低、成缝复杂等优势。SC-CO_(2)压裂实验是在室内开展SC-CO_(2)压裂工艺研究、压裂增产机理认识和总结的重要技术手段。综述SC-CO_(2)压裂实验研究进展,以指导SC-CO_(2)压裂技术的发展。首先,介绍室内SC-CO_(2)压裂实验系统的组成及功能,针对实验装置存在的不足提出建议。然后,归纳分析SC-CO_(2)压裂实验研究成果,认为SC-CO_(2)渗透性强,因此相较于水力压裂其起裂压力低,同时SC-CO_(2)能够沟通岩石内部的微裂缝和微孔隙,促进复杂裂缝网络的形成。最后,总结各项实验研究所得的裂缝内SC-CO_(2)携支撑剂运移规律。研究表明,SC-CO_(2)携支撑剂的运移规律与水基压裂液相似,但运移效果稍差之。目前,需加强SC-CO_(2)携支撑剂运移室内实验研究,以进一步优化SC-CO_(2)压裂的工艺参数。

考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模拟

基于位移不连续法和离散裂缝统一管网模型,采用顺序迭代数值模拟方法,构建了考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模型。模型考虑了天然裂缝、基质物性对压裂过程的影响,且直接将压裂后地层压力及含水饱和度分布用于后续焖井、生产模拟,可以更准确地实现压裂-生产一体化模拟。模拟结果表明:储层物性参数对裂缝扩展有较大影响,合理预测压裂结束后地层压力及储层流体分布是准确预测页岩气井产气量、产液量的关键;相较于常规方法,提出的模型同时考虑压裂对基质压力及含水饱和度的影响,可以更准确地模拟产水量、产气量。将建立的模型应用于实际页岩气压裂水平井的压裂-生产一体化模拟,模拟结果与实际生产数据吻合程度较好,验证了模型的准确性。

基于核磁共振信号标定法的致密油藏渗吸实验研究

基于一种新的核磁共振信号标定法开展了致密砂岩岩样的油水渗吸实验,该方法可以根据回归模型将核磁信号总量换算为含油体积,相较常规方法计算更方便、更准确。研究发现渗吸过程可划分为过渡渗吸和稳定渗吸2个阶段,低黏度煤油渗吸样品最佳渗吸时间集中在68 h左右,高黏度致密油渗吸样品最佳渗吸时间集中在188 h左右。渗吸时间充足的情况下,煤油和致密油的最终换油率相差不大,但如果渗吸时间较短,则黏度越大换油率越低。同层位、同黏度的样品具有相似的渗吸动态特征;同层位、高黏油的样品达到稳定渗吸阶段无因次渗吸时间相较低黏油更短。以半径0.5µm作为大、小孔隙的分界线,煤油渗吸样品中半径小于0.5µm的孔隙渗吸换油贡献率平均为83.93%,占据主导地位,原油动用率平均为23.54%;半径大于0.5µm的孔隙渗吸换油贡献率平均为16.07%,相对较少,原油的动用率平均为8.50%,普遍较低,容易形成水锁。致密油渗吸样品在所有孔隙中的渗吸换油贡献率则相对均衡,半径小于0.5µm的孔隙原油动用率平均为14.82%,相对较低;而半径大于0.5µm的孔隙原油动用率平均为29.82%,在焖井过程中普遍会得到有效动用。

基于混合优化算法和深度神经网络模型结合的致密砂岩气藏裂缝参数优化

水平井分段压裂是致密砂岩气藏的主要开发方式,其中水力压裂裂缝参数的合理设计对于气藏的经济效益开发至关重要。基于群智能优化算法和机器学习代理模型的自动优化方法存在所需数值模拟次数多、收敛速度慢和代理模型更新复杂等问题,且依靠现场工程师经验和正交实验等传统方法难以获得最佳的裂缝参数设计。为此,建立了一种新的基于混合优化算法和自适应深度神经网络(DNN)结合的致密气藏裂缝参数优化方法。首先,混合优化算法采用遗传算法(GA)和贝叶斯自适应直接搜索(BADS)之间循环迭代的混合策略。在自适应学习过程中,提出了以“最大平均距离点”作为最不确定解,同时辅以最有希望解和少量拉丁超立方采样解共同更新优化过程中的DNN代理模型。随后,将建立的优化方法用于非均质致密砂岩气藏裂缝参数优化。研究结果表明:(1)在标准测试函数和低维裂缝参数优化问题上,GA+BADS混合优化算法表现出了显著优于GA的寻优速度;(2)针对高维裂缝参数优化问题,GA+BADS混合优化算法在约1/2的GA总数值模拟次数下提高了131万元的经济净现值(NPV),收敛速度和寻优精度都明显增加;(3)相比于GA+BADS混合优化算法,在获得相同NPV时,自适应DNN代理加速优化可再减少24.54%的数值模拟运算次数。结论认为,该优化方法显著提升了优化效率,为解决非常规油气藏中水力压裂裂缝参数设计问题提供了一套可行且高效的智能优化方法,将有力促进非常规油气的规模效益开发。

四川盆地页岩气勘探开发进展、挑战及对策

2020年中国页岩气年产量已经超过200×10^(8) m^(3),创造了我国天然气发展史上的一个奇迹。四川盆地已经并将继续成为我国页岩气勘探开发的主战场。为了进一步推动我国页岩气大规模高效益开发,在全球新冠肺炎疫情蔓延和国内提出“碳达峰碳中和”目标的新形势下,从资源勘探、气藏工程、钻采工程和产业规制4个方面梳理了四川盆地页岩气勘探开发的进展和挑战,提出了实现页岩气大规模高效开发的对策建议。研究结果表明:①四川盆地页岩气大规模高效开发必须以中浅层页岩气持续稳产和深层页岩气规模建产为基础;②较之于北美地区,四川盆地页岩气勘探开发在地理环境、地质条件、钻采技术、产业规制等方面具有自身的特点,很难复制北美大规模、高密度、连片化布井的开发模式,因此需要立足于“少井高产”的策略,一方面在页岩气井全生命周期,继续坚持采用地质工程一体化技术,开展“一体化研究、一体化设计、一体化实施和一体化迭代”,另一方面以问题为导向,从地质评价、开发政策、工程技术、产业规制等方面开展持续攻关,完善地质评价理论与技术、创新气藏工程理论与方法、研发降本增效工程技术、健全页岩气产业规制,形成技术要素与非技术要素协同促进的新格局。结论认为,该研究成果对于四川盆地乃至全国页岩气大规模高效益开发具有重要的借鉴指导意义。

四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩孔隙结构特征

页岩的孔隙结构特征对页岩气的储集和运移有着显著的影响。不同的孔隙结构表征技术往往适用于特定的孔隙尺寸范围,而由于页岩孔径大小变化范围较大且发育大量的纳米级孔隙,对其孔隙结构进行合理的表征十分困难。为此,综合利用低压N_2吸附法、高压压汞法以及岩心核磁共振法对四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩的孔隙结构特征进行了深入研究,探讨了影响孔隙发育的主要因素。结果表明：①该区龙马溪组页岩孔隙形状复杂,孔径分布普遍具有双峰或三峰特征,主要发育孔隙直径介于0~10 nm的微孔和中孔,也有少量大孔和微裂缝发育;②页岩样品的矿物成分以石英和黏土矿物为主,而后者是页岩微孔和中孔发育的主要贡献者,其含量与岩样微孔体积和中孔体积均具有正相关性;③此外,有机碳含量也是控制该区泥页岩孔隙发育的主要因素之一,主要通过有机质热演化生烃作用影响孔隙的发育;④目前的测试手段难以对直径小于2 nm的孔喉进行准确测试,这也是未来攻关的技术难点。

碳达峰碳中和背景下发展CO_(2)-EGR的思考

2020年9月,中国政府提出了在2030年前碳达峰以及争取在2060年前碳中和两阶段减排目标,该目标的确立为中国CO_(2)驱提高天然气采收率(CO_(2)-EGR)产业技术的发展和应用带来了机遇。为了对碳达峰碳中和(“双碳”)目标下CO_(2)-EGR的发展形成全局性的认识,系统分析了“双碳”目标下发展CO_(2)-EGR的意义,CO_(2)-EGR的潜力、发展现状以及面临的挑战,进而针对我国CO_(2)-EGR的发展提出了建议。研究结果表明:①发展CO_(2)-EGR对于保障我国能源安全、加速清洁能源体系建设推动能源转型、进而尽早实现“双碳”目标均具有重要推动作用;②我国应明确CO_(2)-EGR发展路径,构建CO_(2)-EGR空间布局,强化CO_(2)-EGR数字融合及其在多能互补能源系统中的减排作用,助推可再生能源规模化运用和传统难减排的煤炭行业深度脱碳;③充分借鉴欧美税收抵免政策和创新基金政策,加速建立CO_(2)-EGR政策支持体系;④积极开展CO_(2)-EGR关键技术攻关,加快构建CO_(2)-EGR方法学与标准体系,助推行业快速规范发展;⑤在四川盆地建立CO_(2)-EGR示范区,进而向全国推广运用,通过建立规模产业集群提升综合经济效益。结论认为,“双碳”目标的提出给中国CO_(2)-EGR产业技术的发展带来了新机遇,大力发展CO_(2)-EGR产业技术,既可以促进天然气产量上产,又可以推动枯竭气藏CO_(2)封存技术示范,对保障我国能源安全,以及助力“双碳”目标具有积极意义。

低渗透气藏水平井产能分析

近年来随着低渗透油气田的开发,有关启动压力梯度渗流问题逐渐得到广泛的关注。水平井作为提高油气井产能的一项开发技术,以其在技术和经济效益方面具有常规直井无法比拟的优越性已成为高效开发油气的重要技术支撑。通过大量调研发现,低渗透气藏中水平井的产能预测均没有考虑启动压力梯度的影响,导致预测的产能与实际产能存在一定差异。为此,通过对低渗透气藏气体渗流速度运动方程的变形,得到气体渗流产生的压降等于达西流动产生的压降、考虑启动压力梯度影响产生的压降及高速非达西效应影响产生的压降三项之和的结论。鉴于此,基于椭圆柱模型提出了描述含启动压力梯度及高速非达西效应的产能公式,并分析了启动压力梯度对低渗透气藏水平井产能的影响。研究表明:启动压力梯度影响水平气井的整个渗流过程,且它对气井产量的影响较大;随着启动压力梯度增加,导致地层中的压力损失增大,同时水平气井产量也呈直线下降。

川南下志留统龙马溪组页岩吸附特征及控制因素

页岩的吸附特征是评价页岩气是否具有开采价值的一个重要标准,是研究页岩气富集规律的一个核心内容。为此,以四川盆地南部地区下志留统龙马溪组取心页岩为研究对象,开展页岩等温吸附实验研究。实验发现龙马溪组泥页岩的Langmuir体积较大,平均为1.33m3/t,Langmuir压力平均为1.66 MPa,反映了龙马溪组页岩的吸附能力较强,具有良好的储气能力,但不利于解吸。结合页岩矿物特征及孔隙结构特征,研究发现温度、有机碳含量、湿度、比表面积等是影响龙马溪组页岩吸附能力的主要因素;页岩气的吸附过程属于放热反应,随温度升高吸附气量减少;由于水分占据了一定原本被气体吸附的孔隙表面,因而湿度越大,吸附气量越小;中孔和宏孔体积与页岩饱和吸附气量具有较好的正相关性;有机碳含量越高,饱和吸附气气量就越大;比表面积更是饱和吸附气量的控制因素,二者具有极高的相关性。

四川盆地天然气开发历程与关键技术进展

近期,国家规划在四川盆地建设天然气千亿立方米产能基地。为了推动和保障该产能基地的顺利建设,在回顾四川盆地天然气开发历程的基础上,提炼了各发展阶段的特点,论述了天然气开发领域基础理论和关键技术进展,展望了天然气开发关键技术发展方向。研究结果表明:①四川盆地现代天然气工业经历了探索起步期、储产缓增期、快速增长期、多源全兴期四个阶段;②钻井、储层改造技术主要体现在深井超深井钻井、水平井分段多簇密切割压裂和碳酸盐岩体积酸压,气藏工程主要体现在碳酸盐岩渗流模型表征、复杂气藏流体相态分析、压裂—生产一体化数值模拟、复杂气藏气井试井方面,排水采气技术主要体现在井筒积液规律诊断和组合式排采工艺,高含硫气藏安全生产在深井超深井安全高效建井和井下、地面设施腐蚀控制技术等方面取得长足进步;③未来发展主要面向碳酸盐岩气、致密砂岩气、页岩气和煤层气,深化复杂多重介质传质理论研究,着力提升钻完井、储层改造、排水采气等关键技术的信息化、智能化水平。结论认为,梳理的关键技术和发展方向将加快四川盆地天然气工业发展,促进该盆地尽快建成千亿立方米天然气生产基地。

气井积液预测研究进展

准确预测气井积液时间并及时采取排水采气工艺措施,对于维持低产气井稳定生产至关重要。为此,基于对国内外气井积液预测方法及积液气井数值模拟方法的广泛调研和总结,综合分析了目前解释气井积液的液滴反转模型、液膜反转模型和气井稳定性分析方法,阐述了积液气井瞬态数值模拟的研究进展。研究结果表明:(1)不同积液预测模型计算值之间及不同类型气藏气井携液临界气量之间存在着巨大的偏差,引起气井积液的机理不仅仅由单一液体反转现象造成,而是地层与井筒共同作用的结果 ;(2)液体反转理论在解释气井出现动液面上有悖于气液两相管流的基本规律,气井动液面的产生与气井受到瞬态扰动相关。在上述研究的基础上,指出了气井积液机理研究的发展方向:结合地层数值模拟,建立合理井筒压力波动模型并将其考虑为内边界条件,开展地层—井筒耦合实验及理论研究,揭示不同类型气藏积液的控制机理并建立相应积液预测模型,以期为气井排水采气工艺设计提供理论依据和技术支撑。

提高边水气藏采收率的方法研究

气藏开发实践表明,边水气藏的采收率要比定容气藏低得多。如何采取有效的方法提高边水气藏的采收率一直是气藏开发领域的一大难点。为此,从目前边水气藏的采收率普遍较低的现状分析出发,通过对边水气藏气、水两相渗流特征及影响水驱气藏采收率机理的分析发现,气藏的废弃压力和水侵波及系数是控制气藏一次采收率的主要因素。为提高边水驱气藏的采收率,目前传统的做法是控制气藏开采速度、保持气藏能量、尽可能地延长气藏的无水采气期和控制边水的入侵速度,这种开采方式最终造成边水气藏水淹时的废弃压力很高,而采收率较低的局面。由此建立了加快边水气藏开采速度、降低气藏废弃压力、增大水侵体积系数可以有效地提高边水气藏采收率的观点,文章从理论上论证了该思路的可行性,并以实际边水气藏为例进行了计算,计算结果说明了本思路的正确性。

考虑凝析油析出时的底水凝析气藏见水时间预测新方法

底水凝析气藏气井见水时间预测通常忽略了凝析油析出的影响 ,因此造成预测结果与实际结果有较大差异。为了更好地开发底水凝析气藏 ,需考虑析出的凝析油的影响。为此 ,文章在一定的简化条件下 ,根据描述水锥现象的相对简单的解析模型来讨论水锥的形成 ,推导出底水凝析气藏在凝析油析出时的见水时间预测公式。通过实例分析说明在对底水凝析气藏见水时间的预测时必须考虑凝析油的影响。该公式为深入研究水锥的机理以及控制见水时间等提供了有力的依据 ,这对做好底水凝析气藏的生产管理工作是十分有帮助的。

天然气水合物相平衡的实验研究

天然气水合物相平衡研究是天然气水合物勘探开发和海洋环境保护研究的基础,也是最重要的前缘问题。为此,对取自中国西部油田某2口井的分离器气气样1和气样2在纯水、地层水和配置水等3种水样,以及3MPa、6MPa、9MPa、12MPa等4个压力体系下对生成水合物的温度进行了实验研究。研究结果表明:随着实验压力的增加,同种气样生成天然气水合物的温度越高;随着水样矿化度的增加,同种气样生成天然气水合物的温度越低;在同一水样中,组分、组成不同的天然气,甲烷含量越高,其形成天然气水合物的温度越低。

考虑滑脱效应的低渗低压气藏的气井产能方程

考虑了气体在低渗低压气藏中的滑脱效应,定义了考虑滑脱效应的滑脱表皮系数(S滑脱),建立了形式简洁的气井产能方程。S滑脱介于-1～0之间,即滑脱效应可以增加气井产能。在已知其他参数的条件下,只需计算出S滑脱就可以确定出存在滑脱效应的气井产能。由于实际气藏往往会表现出其他非线性渗流特征(如启动压力梯度效应和高速非达西效应),因此实际应用时还需要考虑这些因素。现场实例分析表明:对于存在滑脱效应的低渗气藏气井而言,用该新的产能公式计算出的产能大于用常规产能公式计算出的产能,且与实际产能比较吻合,表明了公式的正确性和适用性。