机器学习在油气开发领域的应用及展望

机器学习在数据处理中具有高时效、高精度等优势,是数据分析的重要工具之一,利用机器学习解决油气开发中的复杂问题已成为油气行业的研究热点。本文主要归纳了常用于油气开发数据分析的机器学习模型及特点,阐述了机器学习在油气开发领域的应用现状,总结了应用过程中潜在的问题,同时作出了相应展望。机器学习能很好地解决岩性识别、渗流通道辨识、储层物性时变预测、产量精准预测和提高采收率方法优选等问题,展现出了经典油气藏研究方法所不具备的巨大优势与潜力。未来应致力于完善机器学习训练数据库、构建油气田开发一体化人工智能软件平台,使机器学习为油气开发提供更好的数据分析技术支持。

转向剂/乳化剂复合体系的深部调剖性能

渤海油藏稠油丰富但非均质性严重,水驱开发效果较差,单独使用颗粒转向剂或稠油乳化剂提高采收率效果不理想。利用室内评价方法开展了对渤海LD5-2稠油油藏稠油乳化剂与聚合物微球和冻胶分散体等颗粒转向剂复配体系性能及转向效果的研究和机理分析。结果表明,聚合物微球初始粒径中值为8.7~9.2μm,膨胀倍数为2.5~3.0,冻胶分散体外观呈现不规则形态,缓膨效果不明显。转向剂颗粒吸附表面活性剂致使稠油乳化剂有效含量减少,乳化降黏效果变差,但当油与降黏体系的质量比达到6∶4时仍具有较好的降黏效果。与单独使用颗粒转向剂相比,“稠油乳化剂/颗粒转向剂”二元复合体系中的颗粒转向剂具有良好的抗剪切性、注入性及深部调驱能力。对于存在大孔道或特高渗透条带油藏,颗粒转向剂必须与强凝胶结合使用,发挥微观和宏观液流转向协同效应。

渤海稠油油藏组合调驱增油效果及作用机理

渤海地区稠油资源十分丰富,但由于储层厚度大、非均质性严重,水驱开发效果较差,亟待采取大幅度提高采收率技术措施。针对矿场实际需求,以LD5-2油藏地质特征和流体性质为模拟对象,开展了组合调驱增油降水实验研究和机理分析,并提出了一种可定量研究层内非均质储层吸液剖面变化规律的实验方法,实现从注入端和采出端同时监测剖面变化规律。结果表明,组合调驱可以产生协同效应。在注入段塞尺寸为0.3 PV条件下,与单一三元复合体系调驱相比,组合调驱采收率增幅提高18百分点。“分注分采”岩心实验发现,在发生液流转向作用前提下,高渗透层入口分流率低于出口分流率,低渗透层反之。在调剖调驱过程中合理控制注入压力可避免低渗层受到较严重污染,有利于提高调剖调驱措施效果。

多级粒径非均相调驱体系油藏适应性研究

为进一步改善渤海油田日益复杂的微观非均质性,提高非均相调驱剂对剩余油动用程度,通过粒径测试和物理模拟等实验手段,开展了多级粒径组合的非均相调驱体系封堵能力评价和适应性研究。结果表明:由3 000 mg·L^(-1)初始粒径为500 nm的聚合物微球和500 mg·L^(-1)初始粒径为30μm的预交联颗粒组成的多级粒径非均相调驱体系具有较好的封堵效果,随渗透率由650 mD增大至4 400 mD,多级粒径非均相调驱体系封堵率由56%增加至93.5%。不同渗透率级差的并联驱油实验表明,多级非均相调驱体系在渗透率级差为1∶5时效果最佳,整体采收率增幅为29.7%,低渗层采收率增幅为74.56%。

渤海LD5-2油藏复合调驱效果物理模拟实验研究

渤海LD5-2稠油油藏非均质性较强、岩石胶结强度较低,长期注水开发已经形成了优势通道。目前,单一调剖、调驱或驱油措施很难满足大幅度提高采收率的要求,将调剖、调驱和驱油等措施联合使用成为解决这一瓶颈的新思路。为满足LD5-2油藏的实际需求,该实验利用纵向三层非均质岩心及“分注分采”新型模型,借助电极测量等手段,开展了“调剖+调驱+驱油”复合调驱室内实验研究。结果表明,与直井井网相比较,水平井井网调剖后中低渗透层吸液压差较大,扩大波及体积效果较好,采收率增幅28.50%。对于非均质岩心,调驱后剩余油纵向上主要分布在中低渗透层。平面上,直井井网主要分布在远离主流线的两翼部位,水平井井网油水界面则平行于井眼轨迹。“复合凝胶+微球/高效驱油剂”段塞组合中,复合凝胶在高渗透层内滞留作用较强,液流转向效果较好,使得后续“微球/高效驱油剂”2者之间的协同效应得以较好发挥,这兼顾了扩大波及体积和提高洗油效率技术需求,因而增油降水效果明显,采收率增幅26.50%。复合调驱是大幅度提高采收率的关键。

表面活性剂驱油机理分析及现状研究

表面活性剂是一种高界面活性化学剂,具有降低油水界面张力的特性。应用表面活性剂驱油能够有效地提高洗油效率,实现提高采收率的目的,但据现场试验表明,表面活性剂在地下储层驱替过程中,常会出现见水快、稳油效果差等现象。在驱替过程中,表面活性剂驱油效果受到温度、矿化度、浓度、药剂类型等因素影响,且由于岩石吸附作用会造成大量表面活性剂的损失。因此,基于表面活性剂驱在油田开发上的实际效果,归纳了表面活性剂对储层物性的改善方式,分析了表面活性剂驱油及吸附的机理,针对表面活性剂驱油现状,为油田实际生产提供参考性建议。

调驱剂传输运移能力技术指标评价研究

近年来,化学驱油技术应用规模呈现逐年增加态势,但一些矿场试验效果却并不理想,造成这种状况的原因有许多,其中就包括调驱剂与储层孔隙适应性问题。针对矿场生产和理论实际需求,开展了化学调驱剂传输运移能力技术指标评价研究。结果表明,调驱剂在多孔介质中传输运移是实现深部液流转向作用的必要条件,传输运移能力可采用调驱剂注入结束时岩心前部与后部压差之比β值来评价,推荐技术指标范围:①β=1~3,优良;②β=4~8,中等;③β=9~15,较差;④β≥16,差。调驱剂滞留和传输运移能力与其自身材料分子结构形态即聚集体尺寸和岩心渗透率密切相关,二者的目的相互矛盾,实际应用时需要合理兼顾。黏度是流体内摩擦大小的评价指标,聚合物溶液内摩擦力大小与聚合物浓度、分子聚集体形态和溶剂水矿化度等因素有关。通过分子间物理缔合和化学交联反应可以改变聚合物分子聚集体形态(尺寸),进而达到增大聚合物溶液内摩擦力即增加黏度目的,但这将导致聚合物溶液传输运移能力变差,进而削弱聚合物溶液深部滞留和液流转向效果。

分散型调驱体系传输运移及封堵效果——以渤海BZ29-4S油田为例

分散型调驱体系具有非连续相、注入能力强、堵大不堵小、缓膨效应等优势。为了进一步提高分散调驱体系矿场应用效果,文中以渤海BZ29-4S油田储层地质和流体为模拟对象,在18 m长岩心上开展了分散型调驱体系传输运移、封堵效果及采出液中颗粒结构形态研究。结果表明:分散型调驱体系在岩心内流动呈现非活塞式推进,即存在窜流现象;在岩心内可以持续发生传输运移和水化膨胀作用,致使体系的封堵作用持续增强,30 d后平均封堵率仍高达43.34%。在注入过程中,颗粒会在注入端面发生严重滞留,引起注入压力“虚高”,甚至造成注入困难,建议矿场施工时采取分散型调驱体系与水交替注入的方式,减小端面堵塞,提高液流转向效果。

井网类型对“堵/调/驱”综合治理效果的影响--以渤海LD5⁃2油田为例

LD5⁃2油田具有储层厚度大、平均渗透率高、非均质性强和原油黏度高等特点,长期注水开发加剧了储层非均质性。为了遏制水驱开发无效循环、提高油田开发效果,以渤海LD5⁃2油田为例,通过室内大尺寸岩心模型,开展了“调剖+调驱+驱油”措施组合与井网类型适应性实验研究。结果表明:与直井井网相比较,水平井井网注入井渗滤面积较大,注入压力较低,调剖剂难以进入中、低渗透层,措施后中、低渗透层吸液压差增幅较大,后续微球和高效驱油剂吸入量较多,扩大波及体积和提高洗油效率效果较好,采收率增幅较大;与水平井布置在中渗透层井网相比较,水平井贯穿高、中、低渗透层井网时,调剖剂可以更多进入中、高渗透条带,发挥宏观液流转向作用,促使后续调驱剂和高效驱油剂转向进入低渗透层,发挥深部调剖和原油降黏作用,采收率增幅较大。由此可见,“调剖+调驱+驱油”措施组合可以形成协同效应,进而可以取得更好增油降水效果。

调驱剂交替注入方式对调驱增油降水效果影响实验研究

调驱剂交替注入可以使调驱剂进入油藏深部,实现深度调剖,同时又可以避免对中低渗层的损害,其研究和应用受到广泛重视。针对渤海油田现场油田堵水技术需求,以油藏工程为理论基础,利用各项仪器设备,建立物理模型,开展调驱剂不同注入方式对调驱效果影响的实验研究。综合分析得知,在交联剂和聚合物类型相同的情况下,聚合物凝胶分子线团尺寸随药剂浓度增加而增大,聚合物类型相同时,交联剂3所配制的线团尺寸最大;"强化调剖段塞+弱凝胶+微界面溶液"交替注入既扩大了波及体积,又提高了洗油效率,使得增油降水效果更加明显。

海上油田堵调驱技术驱油机理及剩余油分布研究

目前渤海油田已处于高含水阶段,单纯凝胶封堵或聚合物微球调驱效果逐渐降低,实现稳油控水目标任务艰巨。为增强深部液流转向能力,油藏开发中提出了堵调驱技术理念,但其提高驱油效果机理尚不清楚。为此,以渤海B油田储层及流体特征为研究对象,首先分别开展了单独堵、调、驱和堵调驱技术的驱替实验,评价了堵调驱技术提高采收率幅度;并结合CT扫描成像技术,分别对不同开发方式和不同堵调驱开采阶段的岩心内流体分布进行成像观察,分析了岩心内剩余油的动用情况。结果表明:堵调驱技术体系采收率明显提高,相比单独驱替技术的采收率增幅为15.98%,其能够避免纯聚合物微球调驱或高效驱油剂驱液流转向能力有限、难以启动中低渗透层的问题,降低高渗透层低效循环比例。开展堵调驱联合作业可以实现在封堵高渗层扩大波及体积基础上,对中渗层进行有效调驱并启动低渗透层,提高洗油效率,实现"1+1+1>3"的开发效果。

堵/调/驱组合方式和井网类型对调剖调驱效果的影响

渤海LD5-2油田储层具有厚度大、平均渗透率高、非均质性强、注采井距大、单井注采强度高和原油黏度高等特点,长期注水开发进一步加剧了储层非均质性,水驱开发无效循环现象日趋严重。为了提高油田开发效果,开展了堵/调/驱组合方式和井网类型对调剖调驱效果影响的研究。结果表明,由部分水解聚丙烯酰胺溶液与有机铬交联剂组成的调剖剂静置12 h后,最大黏度高于105mPa·s,30 d时仍能保持较高强度。调驱剂聚合物微球初始粒径8.7数9.2μm,膨胀倍数3.7数4.1。驱油剂表面活性剂溶液与原油间的界面张力可达10-2mN/m,当乳状液含水率大于40%时的稠油乳化降黏率超过80%。相比调剖剂+调驱剂+驱油剂组合,调剖剂+调驱剂组合因缺少表面活性剂的乳化降黏和洗油作用,采收率增幅减小8.9%。调驱剂+驱油剂组合的宏观液流转向效果较差,表面活性剂乳化降黏作用未能充分发挥,采收率增幅仅为10.8%。4种井网类型的调剖调驱效果从强到弱依次为:1水平井(注)+1水平井(采)、1水平井+2垂直井、1垂直井+1水平井、1垂直井+2垂直井。当储层平均渗透率较高和非均质性较强时,大孔道或特高渗透条带治理措施可以确保后续微球发挥微观液流转向、表面活性剂发挥乳化降黏和洗油作用。

用于非均质性油藏封堵的复合凝胶组成优选与性能评价

针对渤海QHD32-6油田储层非均质性加剧,低效和无效循环现象严重的问题,以该油田储层岩石和流体为模拟对象,用聚合硫酸铝铁、丙烯酰胺、尿素、引发剂过硫酸铵、交联剂N,N'-亚甲基双丙烯酰胺配制了复合凝胶,对各组分加量进行了优化,研究了剪切、地层水稀释、黏土矿物、原油、酸液、老化时间对复合凝胶成胶效果的影响。结果表明,复合凝胶各组分对凝胶成胶时间的影响从大到小依次为:丙烯酰胺>尿素>聚合硫酸铝铁>引发剂过硫酸铵>交联剂N,N'-亚甲基双丙烯酰胺。复合凝胶适宜的配方组成为:3.4%数5.0%丙烯酰胺、1.0%数3.0%聚合硫酸铝铁、0.4%数0.8%尿素、0.04%数0.08%引发剂和0.01%数0.10%交联剂。复合凝胶初始黏度较低,成胶黏度较高,表现出良好的注入性和潜在的封堵能力。复合凝胶具有良好的抗稀释性、抗剪切性、耐油性、稳定性和快速解堵性,适合于非均质性较强油田的调剖封堵作业。

微球/高效驱油剂复合驱油体系增油效果及作用机理

以渤海油藏地质和流体为模拟对象,建立层内非均质岩心“分注分采”的实验方法,利用SEM、粒径分布、界面张力测试等方法评价了聚合物微球APS/高效驱油剂H1复合体系的增油效果。实验结果表明,APS微球水化240 h后膨胀倍数大于8倍,H1在质量浓度为1 000 mg/L时界面张力为9.15×10^-2 mN/m,可组成APS/H1复合体系。APS/H1复合体系随后续水驱逐渐降低高渗层入口分流率5%~15%,采收率增幅最大,表现出良好的协同效应;单独注入H1时可快速降低高渗层入口分流率,但易产生绕流现象,采收率增幅最小;APS+H1组合体系对入口分流率影响较小,先注入的微球易伤害低渗层,影响后续高效驱油剂和水的吸液量,采收率介于上述二者之间。

抗温抗盐微球合成、优化及性能评价

以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和a-甲基苯乙烯(a-MSt)为聚合单体,采用二次反相乳液聚合法制备了抗温抗盐聚合物微球AMPST,并优化了微球的合成工艺。利用FTIR、GPC、光学显微镜、SEM、TG、流变分析仪以及岩心封堵实验对AMPST微球进行了结构表征与性能测试。结果表明,温度和AMPS含量与微球初始粒径大小密切相关,温度和引发剂含量决定了微球的膨胀倍数。在水化温度为65℃,地层模拟水矿化度为2.8937′10~3mg/L,合成温度为50℃,AMPS用量为15%(以水相中水的质量为基准,下同),合成的AMPST-8微球初始粒径中值为2.01mm,水化240 h后粒径中值为18.45mm,膨胀倍数为8.18。AMPST-8微球表面光滑,比表面大,呈聚集态;岩心封堵实验表明,AMPST-8微球在岩心内水化膨胀7 d后,残余阻力系数为8.4,封堵率88.00%,高于其他现场提供的微球。中试产品ZS-2微球岩心内水化膨胀7 d后,残余阻力系数7.8,封堵率87.24%。

调剖、调驱剂注入压力对分流率的影响及作用机理

渤海LD5-2油田具有平均渗透率较高和非均质性较严重等特点,长期高强度水驱进一步加剧了储层间非均质性,亟待采取调剖调驱措施来实现深部液流转向。本文以LD5-2储层特征为模拟对象,采用三并联岩心实验开展了调剖调驱剂注入压力对分流率影响及作用机制研究。结果表明,微球颗粒易于在岩心注入端端面滞留,引起注入压力“虚高”,液流转向效果较差。与微球类调驱剂相比,聚合物凝胶类调剖剂注入能力较强,易于进入岩心深部和发生滞留,附加渗流阻力和注入压力增幅较大。随注入压力升高,中低渗透层对调驱剂和调剖剂吸液量增加,滞留作用引起附加渗流阻力增加,液流转向效果变差,因此,采取合理注入压力有助于改善调剖调驱液流转向效果。建议矿场实施调剖调驱措施前开展注入井吸液剖面测试,据此确定调驱剂和调剖剂最高注入压力或注入速率。

耐温抗盐高效聚合物微球性能评价与应用效果

深部液流转向技术是渤海油田目前亟需突破的问题。采用倒置生物显微镜以及岩心驱替实验对3种聚合物微球进行了性能评价,并在渤海B油田开展了微球矿场试验。结果表明,在渤海油藏环境(温度65℃、矿化度8.9 g/L)下,与SMG和COSL微球相比,NWKY微球(主要成分为带有丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和疏水单体等基团的交联聚合物)在模拟水中缓慢膨胀7 d的粒径从1.98μm增至18.14μm,水化膨胀效果较好(膨胀倍数最大);在高矿化度水和低矿化度水中的粒径和膨胀倍数接近,耐盐性良好。在95℃下,NWKY微球仍具有良好的缓膨效果,耐温性能良好。NWKY微球适应的储层渗透率为200×10^(-3)1500×10^(-3)μm^(2),满足油田需求。NWKY微球在渤海B油田现场实施取得了较好的效果,递减增油7432 m^(3)。

基于传质扩散理论的高渗油藏窜流通道量化方法

海上高渗砂岩油藏胶结疏松,注入水冲刷作用对储层改造作用明显,其窜流通道在平面上呈"纺锤形",垂向上有明显"贼层"特征。目前窜流通道的时间域、空间域连续量化方法存在数学模型和求解过程过于复杂的缺陷。考虑窜流通道平面、垂向特征,建立降维方法,将高渗油藏注采井间窜流通道三维物理模型变为平面和剖面两个二维物理模型的叠加;根据注入水在平面上纺锤形分布和注入化学剂浓度分布的相似性,及注水倍数、含水饱和度和渗透率变化倍数的单调相关性,提出了基于"饱和度差异"的"等效扩散系数"概念,建立了包含产出端含水率的平面数学模型;针对"贼层"是无效水循环主要通道的特征,定义了稀释倍数,实现了产出端含水率的解析求解,建立了窜流通道厚度、渗透率级差和等效扩散系数的快速量化方法。矿场算例应用结果显示,暴性水淹井和快速水淹井窜流通道厚度分别为0.04 m、0.38 m,渗透率级差分别为22、8,和示踪剂解释结果吻合;解释得到的等效扩散系数同时表征了储层微观非均质性和油水黏度比导致的指进程度及窜流通道波及面积的大小。

稠油乳化驱油机理及室内效果评价

渤海L油田属于稠油油藏,存在水驱开发程度较低的问题。为了改善油水差异的问题,开展了稠油乳化剂与储层岩石润湿能力、原油之间乳化能力、界面张力和降黏效果实验及机理研究。结果表明,稠油乳化剂一方面可以使亲油岩石转变为亲水岩石,另一方面降低亲水岩石的亲水性,有利于将原油与岩石分离,达到提高洗油效率的目的。当“油∶水”低于“4∶6”时,稠油乳化剂溶液与原油可形成W/O/W型乳状液,大幅度降低稠油黏度,达到改善稠油储层内流动性和扩大宏观波及体积的目的。稠油乳化剂与原油在多孔介质内接触并发生乳化作用,乳状液通过吼道时存在“贾敏效应”,致使局部渗流阻力增加和微观波及效果提高。

沥青调剖颗粒与大庆喇嘛甸油层配伍关系

大庆喇嘛甸油田经过长期注水冲刷进入高含水期,并且存在注入水无效循环、水窜现象严重等问题,须采取调剖封堵增产措施。沥青颗粒主要是通过封堵高渗透水窜通道和扩大波及体积提高采收率,但现场应用过程中存在注入压力过高的问题,须通过室内试验研究沥青颗粒与地层配伍关系。根据相似准则和近井地带分流效应,研制带测压点的特殊胶结岩心,通过综合分析注入沥青颗粒及后续水驱过程中的阻力系数、残余阻力系数及封堵率,给出沥青颗粒粒径与油层的配伍关系,确定浓度对注入性的影响。结果表明：渗透率为2μm2的地层与粒径为（0.1~0.3）mm沥青颗粒配伍适宜,粒径过大或过小都会限制扩大波及体积作用;沥青颗粒浓度会限制其运移能力,当浓度增加到5 g/L时沥青颗粒会在地层局部大量堆积,高浓度沥青颗粒段塞注入过程可采用与水交替注入方式。