中国页岩油勘探开发面临的挑战与高效运营机制研究

中国页岩油资源丰富,并在多个盆地取得重大勘探开发突破,已成为石油战略接替新领域,但页岩油勘探开发时间相对较短,顶层的战略规划与政策导向尚未明确,存在勘探突破难、开发成本高和组织运营不畅等问题。为此,调研剖析了中美页岩油经营理念、宏观环境、资源配置、生产运行、科技水平和信息化程度等现状,深入思考中国页岩油勘探开发的痛点、难点和阻点,认为当前中国页岩油勘探开发主要面临理念思路、技术能力、运营管理和绿色发展等4大挑战。围绕中国能源战略,提出了实现中国页岩油高效运营的对策建议:谋划稳中求进的页岩油发展战略,构建市场机制下多主体融合的战略合作共同体,打造多兵种协作的生产运行新模式,建立迭代式创新的科技发展新机制,建立数智化赋能的信息支撑新范式,开创绿色低碳化的产业发展新格局,营造高契合友好的外部运营新环境。

深层低渗凝析气藏气驱适应性研究

针对深层低渗凝析气藏由衰竭开采转变为气驱开发过程中适应性不明确的问题,综合采用PVT(地层流体高压物性)分析仪、长岩心驱替物理模拟技术和数值模拟计算方法,开展了一系列评价研究。通过对比分析注CO_(2)、天然气(伴生气、CH_(4))、N_(2)对凝析气体系高压物性影响与提高凝析油采出程度情况,明确了深层低渗凝析气藏气驱的适应性。实验结果表明:CO_(2)在凝析油中的溶解度和溶解气油比最大,具有较强降低凝析气藏饱和压力和露点压力的特点,提高凝析油采出程度的效果最佳。同时,采用长岩心物理模拟技术针对CO_(2)驱进行了注入时机、注入方式、注气速度优化研究,明确了在露点压力以上脉冲式注气效果更好,为注气开发技术政策及现场方案的实施提供数据支撑。

普光地区须家河组致密砂岩储层成岩作用及孔隙演化

利用岩石薄片、铸体图像、全岩X衍射、扫描电镜、阴极发光、包裹体测试等分析实验技术,对四川盆地普光地区须家河组致密砂岩储层的成岩作用类型及成岩孔隙演化过程进行系统研究。研究结果表明:1)普光地区须家河组储层岩性以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主,储集空间类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔和黏土矿物晶间微孔;2)强压实作用和多期次多类型强胶结作用是储层致密化的主要因素,烃源岩生排烃期的有机酸溶蚀作用为主要的建设性成岩作用;3)须家河组历经碱性—酸性—碱性—酸性—碱性等5期成岩流体演化阶段,“三碱两酸”5期酸碱交替的流体变化决定了成岩孔隙演化,控制了溶蚀孔隙型有效储层的形成,近烃源岩和烃源岩内砂岩段具有酸性流体充注优势,更利于溶蚀孔隙形成,是有效储层发育的主力层段。研究成果对川东北地区须家河组致密砂岩气的进一步勘探具有重要指导意义。

用于多模态非线性光学显微成像的增益管理放大全光纤飞秒激光技术

基于增益管理非线性放大的机制,求解非线性薛定谔方程和速率方程对脉冲在增益光纤中的传播过程进行仿真,研究了脉冲在增益光纤中的演化过程。结果表明,优化预啁啾量和种子光强度,可改变脉冲在增益光纤中的增益曲线。在动态增益曲线与非线性效应的共同作用下,输出光脉冲的频谱会迅速展宽数倍并带有线性啁啾,进而脉冲可被压缩至近傅里叶变换极限。为验证该超短脉冲产生方式的可行性,采用仿真结果中的最佳参数设置,成功设计并搭建了一台高能量、短脉宽、高质量的超快光纤光源。该光源可实现中心波长为1060 nm、重复频率为35 MHz、平均功率为267.4 mW以及脉冲宽度仅为39.5 fs的激光输出,与仿真结果高度一致。同现有的超短脉冲产生方式相比,本实验装置的结构更简单、造价更低、装置更紧凑、产生光束品质更佳。

普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术

中国石化已在四川盆地成功开发了普光和元坝两大高含硫气田,但进入“十四五”以来气田开发进入稳产中后期,面临水侵及硫沉积日益严重、剩余气分布复杂、部分气井油压接近外输压力等新问题。为实现气田稳产和提高天然气采收率,以普光高含硫碳酸岩盐气田为例(以下简称普光气田),对气田开发调整的关键技术及方法进行了系统研究,梳理了储层精细表征及建模、剩余气精细表征与挖潜、控水、控硫、增压开采等5个方面形成的关键技术。研究结果表明:①揭示了礁滩相碳酸盐岩储层不同储集空间类型的孔-渗特征,形成了“相控+震控”储层精细建模技术,精细表征了储层非均质性空间展布;②建立了普光气田5种类型剩余气分布模式,确定了普光气田储层非均质性控制纯气区剩余气分布,受井网完善程度和高渗条带分布控制,水侵区剩余气分布呈现小零散特征,形成了不同类型剩余气挖潜技术;③提出了普光气田采取“高部位控产、低部位排堵结合”的控水治水对策,实现水侵前缘均匀推进;④明确了储层硫沉积主要发生在近井地带(小于6 m),可导致渗透率最大下降70%~80%(表皮增大6.5~12倍),实验证实了重复酸压治硫效果好于注入溶硫剂;⑤建立了考虑产水及硫沉积的气井多相渗流产能评价方法,确定了气田增压潜力、增压幅度、增压时机及增压方式。结论认为,普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术的实施,确保了气田自“十四五”以来稳产目标的实现,研究成果对我国高含硫气田开发调整具有重要的指导和借鉴意义。

严重非均质油藏注水开发流体动力地质作用

针对东濮凹陷胡状集油田胡12块严重非均质油藏,采用室内实验对注水前后实际岩心样品进行对比分析,研究了注水开发过程中的流体动力地质作用。结果表明,酸性介质条件的化学动力作用加速了碎屑组分中的长石类矿物尤其是斜长石的溶蚀,同时生成了新的高岭石晶体并分布于细小孔喉,但对碳酸盐类矿物的影响较小。注水冲刷等物理动力地质作用造成了储集层泥质矿物总量的降低和粉砂—极细砂级石英颗粒的缺失,且主要发生在物性较好且优势渗流通道较发育的层段。在储集层孔喉变化方面,注水开发既使相对较大孔喉增加,改善了储集层的渗滤条件,也使孔喉分选程度降低,加剧了储集层微观非均质性。从储集层孔隙度、渗透率等宏观参数变化看,注水开发致使储集层总体平均有效孔隙度降低4.63%,而总体平均有效渗透率上升8.93%,原始物性不同的储集层注水后物性变化呈现出明显的"马太效应"。

确定低渗岩芯气体启动压力梯度的一种新方法

大量实验表明气体在低渗透气藏中渗流存在启动压力梯度。由于气体渗流的启动压力梯度难以直接测定,目前大多通过低压下低速渗流实验,测量气体渗流速度,建立气体渗流速度与压力平方差的关系,根据其非线性特征求解气体渗流的启动压力梯度。但低压下气体滑脱效应的影响在地层务件下几乎不存在,因此,这种方法求得的启动压力梯度值与实际值存在偏差。为了更准确地确定气体启动压力梯度值,提出了一种消除滑脱效应确定气体启动压力梯度的新方法,该方法确定的启动压力梯度为低渗透气田的合理有效开发提供了更为准确的依据。

特高含水期油藏CO_2/水交替驱实验研究——以濮城沙一下油藏为例

CO2/水交替驱是高含水油藏提高采收率的有效手段,但驱替机理与连续CO2驱相比要复杂得多。文中应用微观可视化、核磁共振等多种室内实验手段,以濮城沙一下油藏为例,研究了高含水油藏CO2驱微观剩余油驱替特征、油水两相多孔介质中CO2溶解扩散规律、CO2多次接触混相及最小混相压力动态变化特征。研究表明:交替驱过程中CO2、水、油在细小孔隙中形成三相贾敏效应,提高了波及体积;注入的CO2大多溶于油中,溶于水中的CO2扩散更快,也能起到驱油作用;CO2与原油是多次接触混相的,长期注水冲刷后原油组分发生变化,尤其是中间烃(C2—C6)质量浓度减少,CO2驱最小混相压力随之变化。研究成果有效指导了濮城沙一下特高含水油藏CO2/水交替驱先导试验,对其他高含水油藏通过CO2驱提高采收率亦有指导意义。

普光地区飞仙关组储层主控因素分析

从储层的微观特征出发,通过铸体薄片、阴极发光等资料分析认为:普光地区飞仙关组储层的岩性以晶粒云岩、颗粒云岩为主;储集空间主要为孔隙(溶孔、溶洞等),裂缝整体不发育。沉积环境控制储层的发育和分布,是普光地区储层形成的重要条件。成岩改造是储层形成的关键,多期次的构造运动导致储层的成岩作用呈多期次、多类型的特征,其结果将地层内的滩相沉积体由原生孔隙为主改造成以次生孔隙占优势的储层,加之储层孔隙较好的保存条件,从而形成了目前储层展布特征。

水驱废弃油藏注二氧化碳驱室内试验研究

为探讨进一步提高高温、高盐水驱废弃油藏采收率潜力,以河南濮城沙一下亚段油藏为目标,开展了注入CO2流体性质变化、细管驱替、长岩心驱替室内试验。试验验证了注入CO2可改善原油流动性、有效增加地层能量和可动油等驱油机理;油藏原油性质好,混相压力低,目前油藏条件可达到混相;优选CO2/水交替驱为最佳注入方式;优化了注入段塞组合;组分检测分析认为CO2/水交替驱波及到了水波及不到的原油。研究结果为濮城沙一下亚段油藏CO2驱矿场试验提供了技术支持,并对其他特高含水期油藏注CO2进一步提高采收率同样具有借鉴意义。

依据高分辨率层序地层学进行剩余油分布预测

地层基准面旋回变化形成的沉积物体积分配和相分异 ,不仅决定了沉积地层格架 ,而且也决定了沉积体的非均质性特征 ,进而影响了开发方案的设计和开发效果 ,最终决定了油田开发后期的剩余油分布。通过对双河油田核桃园组Ⅳ油组 1 4小层形成过程中基准面旋回的变化与沉积响应分析 ,认为若把砂体纳入基准面旋回的过程———响应体系中去考虑 ,研究砂体在基准面旋回的位置、砂体形成的基准面旋回类型 ,可直接指导砂体非均质预测和剩余油分布确定。图 3参

濮城油田沙三中层序格架内储层非均质性研究

对濮城油田沙三中油藏的研究表明 ,基准面旋回控制了砂体展布及储层的非均质性特征。在短期基准面上升期 ,形成向上物性变差、高渗段位于砂层下部的层内非均质模式 ;而在短期基准面下降期 ,形成向上物性变好、高渗段位于中上部的层内非均质模式。在中长期基准面较低位置处 ,砂体厚度大、分布面积广 ,沟道相对较为发育 ,物性相对较好 ;而在中长期基准面较高位置处 ,砂体厚度薄、面积小 ,沟道不发育 ,储层物性较差。在中长期基准面上升旋回内形成向上物性变差的层间非均质格局 ,而在中长期下降期则形成向上物性变好的非均质性格局。在水下扇前缘区 ,靠近湖心区其剖面上砂体中的沟道成分减小 ,砂体连通性和连续性及物性变差 ;而向岸方向则砂体相对较连续 。

濮53块流动单元评价

针对濮53块厚油层特征,采用基准面旋回原理,完成了流动单元的划分和对比。基于岩心物性参数的自然分布特征,结合聚类分析的结果,选择渗透率、孔隙度、渗流系数、储集系数等将储层划分为E、G、F、P 4种类型。用门槛值对储层流动单元的空间分布进行了确定性和随机预测,建立了储层流动单元模型。依据储层流动单元的平面展布特征和相对比例将小层划分为4种类型,二、三类储层具有较多的原始油气储量和潜力,储量动用情况表明,层内和平面非均质性是剩余油形成的主因。

二氧化碳驱动用储层微观界限研究

为深入研究CO2驱动用储层的微观界限,采用微观可视化模型与岩心实验相结合的方法,分别研究了CO2驱的微观驱替特征和微观作用孔喉范围,进一步验证了CO2驱是老油田效益开发可行的技术手段。研究表明:CO2具有较高的洗油效率,并具有扩大波及体积的作用,CO2可将孔道中的原油驱替采出,能将孔道中的剩余油抽提采出;在水驱的基础上CO2将动用储量微观空间降低一个数量级,使孔喉半径大于10-2μm以上的原油储集空间都成为CO2驱可动用空间,增加了可动用储量范围。采用CO2驱新增可动用储量达20. 00个百分点以上,渗透率越低,水驱后采用CO2驱新增可动用储量越多。研究成果为CO2驱的实施提供了理论基础,同时也为老油田效益开发提供重要参考。

层序地层学在油田开发中的应用实践

总结了依据地层基准面原理进行开发调整阶段储层精细对比和油藏精细描述的方法。以湖泛面为层序界面,在濮城油田沙三中6-10油藏内识别出超短期、短期、中期和长期四级界面和基准面旋回,短期旋回是油藏细分开发调整的最小单元。短期基准面上升期,形成向上物性变差、高渗段位于砂层下部的层内非均质模式,而短期基准面下降期,形成向上物性变好、高渗段位于中上部的层内非均质模式。中长期基准面较低部位沟道较为发育,砂体厚度大、分布广、物性较好,而在中长期基准面较高部位沟道不发育,砂体厚度薄、面积小、储层物性较差。中长期基准面上升旋回内形成向上物性变差的层间非均质格局,而在中长期下降期则形成向上物性变好的非均质性格局。在水下扇前缘区,近湖心剖面砂体中的沟道成份较小,砂体连通性、连续性及物性较差,而向岸方向储层相对较连续,物性较好。基准面低位处的砂体油气储量和储量丰度均较高,而基准面高位处砂体油气储量和丰度较低。基准面低位处砂体物性较好,较易动用,采出油气数量和采出程度较高,但由于其本身的储量较大,剩余油仍占据着主要的地位。基准面高位处砂体物性较差,储量较难动用,采出油量和采出程度均较小,但受其本身储量的限制,剩余油量在剩余可采储量中的比例较小。

濮城油田沙三中6-10砂组高分辨率层序地层研究

研究了依据地层基准面原理进行开发调整阶段储层精细对比的方法 ,总结了地震、钻 /测井基准面界面及地层响应特征和识别方法。以湖泛面为层序界面 ,在濮城油田沙三中 6 10油藏内识别出超短期、短期、中期和长期四级界面和基准面旋回 ,其中长期旋回相当于水下扇复合体 ,中期旋回相当于水下扇朵体 ,而短期旋回相当于水下扇叶体 ,短期旋回是油藏细分开发调整的最小单元。在原来 5个砂组的基础上 ,经研究划分了 6个中期旋回和 2 7个短期旋回。在对断陷湖盆及水下扇形成的水动力过程分析的基础上 ,总结了水下扇形成过程中基准面旋回演化模式。

层间非均质大型平面模型水驱波及系数室内实验研究

为认清层间非均质性油藏注水开发动态波及过程,依据中原油田的非均质特征,制作了层间非均质大型平面物理模型。通过室内三维物理模拟驱油实验,量化研究了正韵律高含水油藏地质模型不同注入体积及不同驱替压差下含油饱和度与波及系数的变化特征。结果表明,层间非均质模型三层的动用程度存在明显的差异;动用程度与储层渗透率正相关。当注入体积从0.10 HCPV提高到1.15 HCPV时,高渗层波及效率从36.73%变化到100%,中渗层从24.49%增大到76.60%,而低渗层仅从14.24%变化到44.90%。驱替压差提高时,对低渗层的采出程度提高幅度远大于高渗层。通过后期分层调整措施,可以提高中、低渗层的采出程度,层间调整是层间非均质油藏改善开发效果的有效措施。

濮城油田沙三上地层基准面旋回及储层流动单元

根据基准面旋回和可容纳空间变化原理 ,研究了东濮凹陷濮城油田沙三上亚段长期、中期、短期基准面旋回 ,划分出长期基准面旋回 1个、中期基准面旋回 10个、短期基准面旋回 5 0个 ,并对三种类型的短期基准面旋回结构特征及分布进行了详细描述。在高分辨率层序地层划分对比的基础上 ,建立了高精度层序地层格架。利用储层非均质性的层次性及流动单元层次性与基准面旋回级次性的相关性 ,对储层流动单元进行了划分 ,为精细储层研究提供了一种新的思路。

沉积微相-岩石相随机模拟及其控制下的属性建模——以苏里格气田苏49-01加密试验区为例

常规岩相控制建模方法体现不了不同沉积微相的储层非均质性的类型及强度,同时传统的三维沉积微相控建模虽然在一定程度上分相带反映了储层的物性变化,但反映不了同一种微相内部不同岩性所引起的储层非均质性。本文以苏里格气田苏49-01加密试验区块为例,在岩相模型的基础之上,统计各沉积微相建模所需参数,以基于目标的建模方法建立沉积微相三维地质模型。在应用沉积微相-岩石相划分方法精细表征不同成因砂体间岩性、物性差异之后,建立起研究区沉积微相-岩石相的地质知识库。继而在三维沉积微相模型内部模拟沉积微相-岩石相模型,最后以该模型约束建立起高精度属性模型,该属性模型可精细刻画不同沉积微相以及同一沉积微相内部不同岩性所引起的储层非均质性。