松辽盆地古龙页岩孔隙结构及分形特征

松辽盆地古龙凹陷青山口组页岩为陆相纯页岩型储层,具有有机质丰度高、成熟度高、黏土矿物含量高等特征。为揭示研究区页岩的孔隙结构特征及非均质性,运用扫描电镜、XRD(全岩矿物分析)、氮气吸附等技术方法,分析了研究区页岩微纳米孔隙及裂缝储集空间类型和孔隙结构,对页理缝进行了分类,并通过FHH模型对研究区页岩储层的分形特征进行研究。结果表明:古龙页岩矿物组成以黏土矿物、石英、长石为主。页理缝主要分为长条状贯穿缝、短簇状尖灭缝、分叉状穿层缝和有机质充填缝,以短簇状尖灭缝为主。古龙页岩具有典型的分形特征,大孔隙的分形维数为2.528~2.555,中小孔的分形维数为2.791~2.829。古龙页岩中2~50 nm的介孔是主要储集空间,平均孔隙体积占比79.85%,有机碳含量与比表面积、孔隙体积、分形维数具有正相关性,平均孔径与分形维数具有负相关性,有机碳与黏土矿物含量是影响分形结构特征的主要控制因素。页岩孔隙结构及分形特征的研究对于页岩含油气性和开发储量的评价有重要意义。

高精度油藏数值模拟技术研究进展及应用

受算力和油藏模拟方法的制约,常规油藏数值模拟技术的模拟规模和效率,难以满足中高渗老油田特高含水后期剩余油精准挖潜的需求,人工智能加速油藏模拟技术的应用仍处于初步应用阶段。“十四五”期间,大庆油田在大规模并行模拟技术、页岩油藏模拟技术研究、人工智能方法和油藏模拟技术应用4个方面开展了攻关。通过对分布式黑油油藏模拟网格求解方法和数据传输方式的改进,大规模并行模拟规模突破1亿节点;考虑页岩油藏微孔限域效应特征,研发了页岩油藏数值模拟软件;基于傅里叶神经算子神经网络,实现了油藏数值模拟的加速;应用数值模拟辅助历史拟合技术,结合物理模拟结果,建立聚合物相对渗透率曲线求取方法。分布式并行模拟技术的改进完善、页岩油藏模拟器的建立和人工智能方法的创新应用,为中高渗老油田剩余油挖潜和非常规油藏开发提供了技术保障。

松辽盆地古龙页岩油人工油藏的动态模拟及预测

古龙页岩油为陆相原生原储型油气藏,发育微米孔、纳米孔和页理缝,大规模改造后形成了流体传输机制复杂的"人工油藏"。页岩油储层孔渗极低,常规实验方法很难获得准确的孔隙度、渗透率、饱和度、相渗曲线、压裂缝网参数等数据,目前,基于前期探评工作对储层性质和改造效果的认识,可把这种油藏看成一个灰箱系统,为精细描述各压裂段内流体输运机制,运用CMG软件建立了井A1的"一簇一网格"的单井地质模型,通过拟合稳定生产气油比的复配流体PVT实验数据,建立了体相流体组分模型。运用LS-LGR-DK裂缝刻画技术实现了人工主缝及改造次缝的刻画,探索了压实作用、气相非达西效应、纳米孔隙流体相态对产能的影响,在实现压裂液注入模拟的基础上,通过对典型井返排和生产历史的模拟拟合,反演了储渗性质、输运机制及参数,分析油气产量特征及影响因素,认识开发早期规律,预测了EUR(估算最终可采储量)。初步探索出了页岩油数值模拟方法和流程,研究成果为古龙页岩油开发设计优化提供了一定的支持。

高承压突水点无压注浆封堵技术研究与应用

为了解决高承压突水点注浆堵水中存在的注浆压力高、浆液流失量大、易对隔水层及围岩造成破坏等技术难点,开展了注浆堵水技术研究,提出在出水点外适当位置建筑止浆墙进行隔离,并在止浆墙的底部、中部和上部预留放水管放水,形成无压注浆条件,自下而上分序次向墙内实施无压注浆的方法。首先注浆加固挡水墙与止浆墙之间的空间,增加止浆的抗压强度,同时加固止浆墙附近围岩,然后再向挡水墙以里空间注浆,封堵出水点,至最顶部放水管跑浆时,停止放水加压注浆,完成堵水工程。并通过实践应用,结果表明:无压注浆堵水技术减少了注浆过程中对底板隔水层和围岩的破坏,避免了浆液流失,加快了注浆速度,施工安全可靠。

古龙页岩油富集因素评价与生产规律研究

基于大量钻井、分析测试、模拟实验,对松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组页岩(古龙页岩)的生烃演化、页岩油赋存状态、孔缝演化机制进行深入分析,并结合大量试油试采资料,开展古龙页岩油富集层评价、生产特征与产量递减规律分析。研究表明:(1)古龙页岩在Ro值为1.0%~1.2%时进入大量排烃期,最大排烃效率为49.5%;中低演化阶段,页岩油的主要赋存空间从干酪根向岩石与有机孔缝转移;中高演化阶段,页岩油由吸附态向游离态转化。(2)孔隙类型主要为黏土矿物晶间孔缝、溶蚀孔和有机孔,黏土矿物转化过程中在伊利石、伊蒙混层矿物间形成大量晶间孔缝,有机质裂解作用形成网状孔缝。(3)游离烃含量、可动孔隙度、总孔隙度、脆性矿物含量是页岩油富集层分类评价的核心指标参数,Ⅰ类层标准为S_(1)≥6.0 mg/g,可动孔隙度大于等于3.5%,总孔隙度大于等于8.0%,脆性矿物含量大于等于50%,综合认为Q2—Q3、Q8—Q9油层最优。(4)轻质油带核心区水平井首年累产高,属于双曲递减模式,递减指数一般为0.85~0.95,首年递减率为14.5%~26.5%,单井预测可采储量(EUR)大于2.0×10^(4)t。在勘探生产实践过程中,仍需进一步持续攻关解决生排烃机制、地层条件下页岩孔隙度与含油气性测试方法与标准、富集区边界精细刻画、页岩力学性质和体积改造、提高采收率技术等难题,提高单井EUR,实现规模效益开发。

非均质储层三维构造应力场模拟方法

浊积砂低渗透储层为一种重要的储层类型,因其构造形态复杂、非均质性强等特点,极易导致其内部构造应力场异常分布;准确计算该类型储层的应力场分布、识别构造应力场异常区,对低渗透油藏的开发具有重要的指导意义。本次研究中,首先,在PETREL系统中依次建立浊积砂储层构造模型、浊积砂储层沉积微相模型和浊积砂储层层速度模型,并根据纵横波速度转换关系、纵横波速度与动态岩石力学参数转换关系、动静态岩石力学参数转换关系,由浊积砂储层层速度模型计算得到三维岩石力学参数模型;其次,将PETREL系统中的浊积砂储层构造模型转换为ANSYS系统中的浊积砂储层几何模型,解决浊积砂储层构造形态复杂的问题;然后,进行网格划分,并按照"距离扫描法"将三维岩石力学参数加载到浊积砂储层ANSYS有限元分析模型中,从而解决"非均质性强"的问题;最后,根据浊积砂储层区域构造背景及单井实测的地应力状态,设置初始边界条件和负载,进行计算。井点实测应力值和应力方向的检验表明,模拟结果准确可靠,能够体现出受浊积砂储层构造形态和储层非均质性影响而引起的局部构造应力场的异常。

高家堡井田二盘区导水裂隙带高度实测研究

为了查明煤层顶板导水裂隙发育规律,采用地面钻孔分段注水测试和钻孔窥视方法实测了高家堡井田204工作面和205工作面煤层顶板导水裂隙带发育高度。研究结果表明:(1)205工作面DT1钻孔位置煤层顶板导水裂隙带发育高度为327.75 m,裂采比25.81。(2)204工作面DT2钻孔位置煤层顶板导水裂隙带发育高度为197.85 m,裂采比35.33。(3)高家堡井田二盘区导水裂隙带实测结果丰富了黄陇煤田综放采煤覆岩破坏规律。

降雨型与地震型滑坡试验研究

为了研究和探索降雨和地震诱发滑坡灾害的成因机理,对降雨型滑坡和地震型滑坡进行了物理模拟试验,系统地研究了坡度、坡体结构、降雨量、振动强度等因素对斜坡破坏变形的影响规律,探讨了降雨和地震诱发斜坡失稳破坏的主要模式和过程。对于降雨型滑坡,通过实验确定不同坡度滑坡的临界降雨量,发现临界降雨量与滑坡坡度呈幂指数关系。对于地震型滑坡,实验得出坡体的破坏程度与坡体的角度、振动的持续时间、振动的强度成正比;通过实验数据分析土质和岩质滑坡的坡度与振动破坏时间的关系;对汶川地震滑坡统计分析发现,当地震震级达到4级以上时,坡度>30°的滑坡发生的概率较大,模拟试验结果与实际现象基本符合。

千米埋深特厚煤层综放开采顶板导水裂缝带探测技术研究

高家堡煤矿101工作面放煤期间可能出现局部放煤超高,导致导水裂缝带发育高度增加,可能波及到白垩系洛河组上段强含水层。由于洛河组上段富水性强,为避免引起防治水事故。采用微震监测技术,实现实时监测工作面回采期间的顶板覆岩破坏变化规律,从而确定工作面回采后的顶板导水裂缝带发育高度。

古龙页岩油有效开发关键理论技术问题与对策

针对古龙页岩油地下储集状态、开采机理、原油流动、高效采出4大问题,提出了高效开发面临的关键理论技术问题和相应的对策建议。通过页岩储集层不同储集空间中的流体赋存状态、流体相态变化、开采机理、原油启动机制、流态和流动规律、开采方式和提高采收率途径等方面的重点探索研究,给出了页岩油多尺度赋存状态及纳米限域空间流体相态特征,明确了以压裂缝-页理缝-基质渗吸为核心的多相、多尺度流动模式及开采机理,初步建立了相应的多尺度流动数学模型和可采储量评价方法,探讨了早期补能开发模式及采收率达到30%的可行性。据此提出古龙页岩油有效开发进一步重点研究方向:(1)攻关岩心、流体原位原始状态取样及无损测试技术;(2)构建高温、高压、纳米尺度室内模拟实验方法;(3)研发融合多尺度、多流态的数值模拟技术与规模化应用软件;(4)攻关无水体系(CO_(2))压裂技术方法和增加垂直裂缝高度的压裂工艺;(5)探索早期补能提高采收率方法;(6)实施全生命周期技术经济评价。同时建议尽快开展多系列矿场试验,验证理论认识,优选开采方式,形成配套技术,提供可推广的开发模式,支撑和引领古龙页岩油规模有效开发上产。

巨厚承压含水层精细化勘探方法研究

为查明高家堡井田煤层顶板巨厚洛河组砂岩含水层水文地质条件,介绍了包括地面钻探、井下钻探、常规水文测井和流量测井、单孔及群孔抽(放)水试验、双Packer系统测试、水化学与岩样测试、地下水位长期监测等探查方法.通过高家堡井田首采区白垩系洛河组含水层精细化勘探,人为按"二分法"成功将洛河组划分为上段和下段含水层.

大王庄油田D8块沙二段储层物性影响因素分析

大王庄油田D8块构造上处于大王北洼陷和义和庄凸起之间斜坡带,为近东西向断层切割所形成的断鼻、断块构造。D8块储层具有埋藏深,压实作用强烈,单层厚度小的特点,储层平均孔隙度9.1%,渗透率7.32md,为低孔低渗油藏。该油田储层特征复杂,储层物性影响因素较多,主要受沉积环境、成岩作用等因素的影响。进行储层物性印象因素分析,可更好的表征储层特征,为落实油田各区块勘探潜力奠定基础。

基于双Packer抽水试验的洛河组水文地质特征垂向变异性研究

为了精细探查鄂尔多斯盆地巨厚洛河组水文地质条件并定量评价其含水层段富水性垂向变异特征,提出采用导水系数进行含水层富水性评价,给出了导水系数法富水性7级分级标准;采用双Packer系统对陕西高家堡井田DJ1、DJ2钻孔洛河组垂向10个固定厚度层段进行抽水试验并计算水文地质参数,采用综合富水性指数法对洛河组垂向分层并对比分析其垂向分层水文地质特征。结果显示:(1)提出导水系数富水性分级标准,即T≤1 m^(2)/d、1 m^(2)/d<T≤10 m^(2)/d、10 m^(2)/d<T≤50 m^(2)/d、50 m^(2)/d<T≤100 m^(2)/d、100 m^(2)/d<T≤200 m^(2)/d、200 m^(2)/d<T≤400 m^(2)/d、T>400 m^(2)/d依次表示富水性极弱、弱、中等、强、很强、特强、极强。(2)采用综合富水性指数法将洛河组垂向上划分为上段、中上段、中下段和下段4个含水层段。(3)洛河组垂向分层水文地质特征存在差异。中上段和中下段厚度相对较大,分别为122.20~124.30 m和113.30~148.70 m,岩性以砂岩类地层为主,渗透系数K分别为0.5989~0.7085 m/d和0.1115~0.2115 m/d,导水系数T分别为65.60~116.94 m^(2)/d和11.05~30.89 m^(2)/d,均相对较大,富水性中等至很强,为主要含水层段;上段和下段厚度相对较小,分别为20.45~35.20 m和57.60~91.19 m,岩性为砂泥岩互层,渗透系数K分别为0.0646 m/d和0.0051~0.0090 m/d,导水系数T分别为1.58 m^(2)/d和0.34~0.66 m^(2)/d,均相对较小,富水性极弱至弱,为次要含水层段。(4)导水系数在多个含水层段之间具有确定的换算关系,采用导水系数法评价显示洛河组含水层段富水性在垂向上存在显著差异,现场应用效果良好。

深井向斜底大变形巷道稳定性控制研究

针对埠村煤矿341掘进巷道围岩变形较大,滞后50m^100m处出现顶板下沉约200~300mm,两帮内移约300~400mm,锚索出现崩断、工字钢梁严重弯曲变形问题,科学性的提出"让力、卸压、转移"的加强支护方案,采用大直径锚索+T型钢带+大托盘支护方式。

高家堡矿井煤层顶板原生裂缝带分布

高家堡矿井严重的水害威胁与煤层顶板原生裂缝带的分布密切相关。依据三维地震数据及首采工作面生产及水害治理情况,在应用多属性融合技术预测原生裂缝带分布的基础上,建立原生裂缝带分布模式,分析不同分布模式下原生裂缝带对形成水害威胁的影响,利用裂缝预测成果确定工作面回采发生突水水害威胁的潜在区域,为矿井水害防治工作提供依据。

基于水质水量的导水裂缝带高度分析计算

高家堡煤矿4煤顶板分布多个含水层,且其中洛河组含水层富水性强,造成井下注水试验法等方法难以进行导高观测。以高家堡煤矿101工作面为例,利用水质分割法得到工作面出水的水源组成,初步得到101工作面的导水裂缝带高度大于160 m;利用工作面洛河组水量计算中非完整井公式中影响深度L特定含义,得到了导水裂缝带高度与出水量的关系,再根据实际出水量计算出实际导水裂缝带最大高度为178.54 m,裂采比为21.6。通过与彬长矿区其他矿井的实测资料进行对比等方法分析认为该计算方法是可靠的。