基于模糊优化分析法的页岩气开发选区模型

在综合考虑地质条件、经济效益、环境影响等多方面影响因素的前提下,并在收集了大量的页岩气基础资料和借鉴前人研究成果的基础上,详细分析了页岩储层地质因素对页岩气富集程度和开发效果的影响,建立了相应的页岩气开发核心区选区模型。根据指标选择原则建立页岩气开发核心区选区评价指标体系,并对各指标数据进行定量规范化处理。通过专家评议和层次分析相结合的方法确定评价指标的权重。最后以我国一些具体的页岩气开发有利区为例,利用模糊优化法对这些有利区进行综合评价,通过结果分析,最终优选出可进行试验开发的页岩气开发核心目标区。

油藏分类体系与方法研究

油藏分类方法研究是对油藏进行科学管理、提高油田开发效果的一项重要工作。针对油藏特征的属性参数,利用聚类分析方法,根据油藏特征相似关系的远近进行分类,克服了主观因素的影响,并对各类别的属性值建立判别函数,引用多组判别法来计算未知油藏归属于标准类型的概率大小,判断其属于标准类型油藏的相似几率程度,由此便可以准确地判断出未知油藏类型。结果表明,将聚类分析和贝叶斯准则下的判别分析相结合可以很好地对油藏进行科学分类和管理。

注水油田开发指标优选体系与方法研究

注水油田开发需要确定多个指标以取得较好的开发效果。油田实际开发效果只受到与注水油田开发密切相关的少数指标的影响,这样就要解决油田开发过程中的指标优选问题。该文从多元回归分析理论和复相关原理出发,并根据注水油田开发指标与采收率的依存性,以及它们之间的相互关系来优选注水油田开发过程的重要指标。最终,选出了依存性好、相关性弱(独立性强)的指标作为优选指标。

翁氏模型在页岩气井产能预测中的应用

产量预测是页岩气井开采过程中必不可少的环节。为了评价页岩气井的生产能力，预测页岩气井高峰产量、开采年限、最终采收率、可采储量以及产量递减，根据翁氏模型理论基础，结合多元线性回归系数求解法，对实际页岩气生产井进行产能预测，分析页岩气井产量变化规律。结果表明，翁氏模型预测法的预测数据与实际生产数据相关性较好，所得的平均误差率为11．88％，具有较好的可靠性。利用翁氏模型对页岩气井产能进行预测是一种比较实用的方法，为页岩气井的开采提供理论指导，也对深入了解页岩气藏的开发动态和提高采收率具有一定意义。

国外专利申请布局策略与实践——以天然气开发领域为例

专利保护具有地域性,为了提升专利价值,中国石油西南油气田公司天然气研究院实施核心专利国内外布局策略,加强专利保护和运用。专利申请国布局中,从保护性、储备性和对抗性3个维度考虑,优先布局海外市场辐射到的国家,其次选择待开拓市场的国家,之后考虑竞争对手的主要营业地。天然气研究院梳理了油气田开发化学、腐蚀评价与控制、天然气净化与利用、天然气计量等领域的技术优势,加强相关产品、标准化检测技术及装置的专利布局。通过技术对标和确定核心发明点,遴选先进的核心技术形成高价值核心专利。在胺液复活技术、气相色谱分离技术两项国外专利布局中,分析技术优势,确定核心专利、海外市场、专利申请国,提升专利文本质量,布局国际标准必要专利,加强技术、专利、标准联动创新体系构建,助力企业高质量发展。

变差函数在储层评价及开发中的应用:以杨家坝油田为例

目前江苏省杨家坝油田已进入高含水阶段且非均质性严重。为了满足油田开发后期的需要,并进一步改善油田开发效果,达到提高原油采收率的目的,需要精细描述单砂体储层的平面非均质性,研究平面非均质性对油田开发效果的影响。利用杨家坝油田的渗透率数据计算了不同层(重点按照沉积微相类型)变差函数的变程。通过变程反映变量的影响范围,对不同层的非均质性进行了精细描述,并分析了变程的影响因素。根据变程的不同,指导注采井井位部署。该方法的研究不仅增加了三角洲—湖泊沉积体系储层平面非均质性研究的深度和精度,而且为精细描述高含水后期的剩余油分布规律提供了一定的理论依据。

页岩气开发目标区优选体系与评价方法

中国对页岩气的研究已经起步,但至今尚未建立完善的页岩气目标区优选体系,这制约了我国页岩气大规模工业化开发的步伐。在收集大量的页岩气基础资料和借鉴前人的研究成果的基础上,详细分析了页岩储层地质因素对页岩气富集丰度和开发效果的影响,建立了相应的页岩气目标区评价指标体系。通过层次分析法确定权重,利用无量纲化指标处理方法对所确定的指标进行标准化处理,采用加权平均模型对目标区进行模糊综合评价。最后以中国部分页岩气试验区为例进行了综合评价、排序。其成果实际应用效果良好,能够有效地指导我国页岩气的勘探开发工作。

超深油气藏储层岩石孔隙度垂向变化研究

为了预测超深储层物性,采用超深储层孔隙度测井曲线数据,应用地质统计学,即实验变差函数来计算不同深度下孔隙度实验变差函数值,并拟合出孔隙度随油气藏埋藏深度连续变化关系表达式,总结了超深层油气藏储层岩石孔隙度随油藏埋藏深度或有效覆压的变化规律。同时,通过数学计算,对孔隙度进行处理和分析,建立了不同埋藏深度下超深层油气藏孔隙度随深度变化的宏观模型。该研究对深入了解超深层油气藏的产能及预测超深层油气藏的开发动态和采收率具有一定意义。

页岩人工裂缝应力敏感评价方法

页岩储层具有低渗致密、无压裂不产气的特点,需要大型压裂改造产生易于气体流动的人工裂缝。为了定量化研究页岩人工裂缝应力敏感性,通过室内相似物理模拟实验,分析了人工裂缝宽度、渗透率、孔隙度随有效应力的变化规律。研究表明:无支撑人工裂缝初始渗透率相差不大,应力敏感变化规律一致,岩心渗透率提高幅度随应力的增加迅速下降,页岩造缝岩心应力敏感性极强;裂缝加入支撑剂后,初始渗透率相差较大,应力敏感性变弱,裂缝导流能力增加巨大;支撑剂破碎后有部分发生了弹性变形,对裂缝表面起到了较好的支撑作用。

冷冻与常规岩心油水相对渗透率实验对比

利用室内非稳态法研究近似油藏条件下的冷冻岩心油水相对渗透率,并与常规岩心油水相对渗透率做了对比分析,结果表明:同一含水饱和度下冷冻岩心所对应的水相渗透率要高于常规岩心对应的水相渗透率,常规岩心见水时间普遍早于冷冻岩心并且含水上升较快,冷冻岩心的无水采收率和最终采收率都高于常规岩心;冷冻岩心经过洗油处理后其润湿性发生了变化,洗油时许多固体颗粒被洗出,增大了孔隙内表面积,使剩余油饱和度有所增加。建议在条件允许的范围内选用冷冻岩心测定油水相对渗透率。

页岩气开发技术与策略综述

页岩气是一种储量巨大的非常规天然气,但是页岩气藏储藏层结构复杂,多为低孔、低渗型,开发技术要求很高,需要大量的技术资金和人员投入。重点介绍了国内外页岩气勘探开发技术,主要包括储层评价技术(测井和取心)、水平井增产技术(多分支井水平井和对接连通水平井)、射孔优化技术以及压裂增产技术;分析了国内在页岩气研究开发中存在的主要问题,指出了当前页岩气开发技术的发展趋势。

化学生热催化裂解体系对稠油降黏实验研究

为了更好地提高稠油油藏开发效果,采取化学生热与催化裂解方式来降低稠油黏度、提高地下稠油的流动能力非常必要。选择NaNO_2和NH_4Cl溶液作为化学生热剂,通过正交实验优选出生热剂最佳反应条件为:4 mol/L NaNO_2,4mol/L NH_4Cl,体系pH值为2。该条件下,反应温度和压力在短时间内迅速上升,分别达到峰值204℃和13.6 MPa,达到峰值的时间为6 min,反应基液温度升高149℃。油酸镍催化降黏体系最佳配方为:以反应原油的质量为基准,羧酸盐型油酸镍催化剂0.3%,供氢剂甲酸7%,助剂尿素7%,乳化剂十二烷基苯磺酸钠0.13%。该催化体系的最佳反应温度为280℃。油酸镍催化后,原油黏度由213.8 mPa·s降至74.2 mPa·s,降黏率为65.3%。当化学生热剂与催化裂解剂共同作用时,降黏率可达66.5%,饱和烃和芳烃含量增加,胶质和沥青质含量减小,催化降解效果较好。

双管及多管填砂模型蒸汽驱实验模拟及采收率计算新模型

自行研制了双管及多管填砂模型,通过改变填砂管长度模拟了流线长度比为1.00、1.10、1.25和1.41的4组双管蒸汽驱实验以及1组四管并联的多管蒸汽驱实验,研究了蒸汽波及系数、采收率以及不同流线之间的影响,根据实验数据建立了流线长度比与采收率的计算新模型并对某稠油油藏整个区域的最终采收率进行了预测。双管实验中两管长度比值越大,其采出程度相差越多,流线越长,对采出程度影响越大;多管实验中流线越多,相互间影响越大,采出程度偏小。利用本文提出的流线长度比与采收率数学模型可计算出整个区域的最终采收率,计算结果准确可靠。

页岩气开发目标区优选因素的结构方程模型

页岩气工业性开采有着自己独特的开发模式,页岩气开发目标区优选是页岩气进行工业性开采的资料准备阶段。而我国页岩气目标区优选体系还处于试验阶段,有待发展和成熟。通过分析现有的页岩气开发评价理论,借鉴国外页岩气开发评价体系的经验和合理方法,考虑中国页岩气开发所具有的特征,建立了页岩气开发目标区优选影响因素评价体系的结构方程模型,使用主成分分析法验证所选取影响指标的合理性,应用结构方程建模方法设计页岩气开发目标区综合评价影响因素关联度模型,是一种验证性多元统计分析技术,可以比较客观地、全面地对目标区优选体系的影响因素进行识别,计算出各影响因素的权重,有利于决策,并对此方法进行了实证分析。

油气藏储层流体渗流理论表征新参数——流度梯度的实验研究

渗流理论是流体在储层中的动态描述，流动能力大小直接影响油气开采、油田产量、最终采收率以及经济效益等。如何有效准确地表征储层流体的渗流特征，一直是油气开发学家们探讨的问题。目前能够表征油气渗流的参数很多，但每一种方法都有其优缺点。在长期的科研实践中，首次提出了油气渗流理论的表征新参数——流度梯度，该参数能够比较全面、真实、准确地表征油气渗流能力大小、黏度场分布情况。计算方法简便，在实际应用中取得比较好的效果，能够为油气田高效开发提供一定的理论指导，也对深入了’解油气藏开发动态和提高采收率具有重要的现实意义。

层次分析法在油田开发目标管理中的应用

在油田开发目标管理中,决策者对若干开发指标和管理指标直接赋权重通常是很困难的,而且受主观因素影响较大,特别是指标较多时更不容易反映客观情况。但是决策人员比较两个指标的相对重要性的大小,则容易得多。因此,根据油田开发目标评价中指标众多、复杂的特点,用层次分析法来确定多指标的权重进行综合评价非常方便有效。

模糊聚类神经网络技术在识别水淹层中的应用

以认识油藏水淹层的水淹情况、指导石油勘探开发为目标,对比常用的多元回归分析方法,引入反向传播神经网络技术。针对油藏水淹层的测井资料,选取感应电导率、声波时差和电阻率作为特征变量,利用聚类分析法,根据水淹层测井数据的亲疏关系进行分类,分类结果作为神经网络结构输出,对测井数据进行训练学习,提高水淹层识别准确率。研究结果表明基于聚类分析的神经网络技术,可以很好地对油层水淹情况进行分析。

石英砂与树脂覆膜砂实验渗透率影响因素分析

在出砂气藏,支撑剂对其开采有着至关重要的作用,而渗透率又是支撑剂重要性能。石英砂和树脂覆膜砂有着不同渗透率,主要通过室内实验方法研究,分别用气测和液测它们的渗透率。气测时,改变气体的流速,分析不同流速和不同时间对渗透率的影响。液测时,分别在不定轴向压力下改变液体流速,稳定轴向压力下改变液体的流速,分析轴向压力、流速以及不同时间对渗透率的影响。该研究对深入了解油气藏的开发动态和采收率具有一定意义。

深层页岩气开发关键技术难点与攻关方向

为了实现深层页岩气的规模效益开发,通过对比四川盆地川南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组龙一1亚段深层与中浅层页岩储层地质工程特征的差异,梳理了其高效开发面临的难题:较之于中浅层,我国深层页岩气储层的工程特征参数总体上呈现"五高"特点(泊松比和弹性模量高、地层温度高、水平应力差值高、破裂压力高、闭合压力高)。虽然深层页岩气在近期取得了战略突破,但其开发关键技术还欠成熟,表现在以下方面:①抗高温的旋转导向工具未实现国内商业化生产,地质导向技术对储层的预测精度低,"一趟钻"技术尚未形成,满足地层防塌与防漏需求的钻井液性能还不成熟;②深层页岩气井压裂后难以形成复杂缝网,同时裂缝起裂和延伸困难,而且加注支撑剂的难度也大,导致不易获得具有高导流能力的裂缝;③深层页岩储层孔隙中CH4相态仍不清楚,导致深层页岩气多尺度流动规律及开发技术对策不明确。为此,需要针对钻井工程、压裂工程、开发技术对策等方面开展技术攻关:①构建多源信息融合三维地质导向技术,实施"高转速、大排量、长循环"井眼强净化工艺技术,加强对油基钻井液高效微纳米封堵材料、专用堵漏材料的研发,实现水平井钻得更好更长更快;②建立深层页岩应力应变本构关系和Ⅰ、Ⅱ与Ⅲ型断裂韧性模型、考虑层理弱面力学性质的流—固—热多场耦合人工裂缝扩展模型,以及考虑页岩蠕变的支撑剂嵌入力学模型与评价方法,保障储层压得更碎更充分;③深入研究页岩储层中气体微观流动能力和产出机理,优化水平井关键参数,制订合理的返排制度和生产制度,进而优化立体开发模式,以实现深层页岩气的规模高效开发。

低渗-特低渗油藏非稳态油水相对渗透率计算模型

考虑低渗-特低渗储层多孔介质中油水渗流特征,建立考虑启动压力梯度、重力及毛管力影响的低渗-特低渗油藏非稳态油水相对渗透率计算模型,进行非稳态油水相对渗透率试验,计算不同影响因素下的油水相对渗透率曲线。结果表明,启动压力梯度作为油水渗流的阻力,对油水相对渗透率、储层压力、剩余油饱和度、产油及产水等影响最为显著,其次是重力,毛管力仅对油相相对渗透率有影响,对水相相对渗透率无影响。