页岩基质孔隙油微观赋存及可动性定量表征——以东营凹陷沙河街组为例

页岩基质孔隙油微观赋存特征及可动性是制约陆相页岩油高效开采的关键要素。本文针对页岩基质孔隙内不同相态油的含量、比例、分布及可动性开展定量化表征研究,从理论上提出了页岩油吸附量、游离量、可动量评价模型以及吸附油占比评价模型(即吸附比例方程),建立了基于饱和—离心—核磁共振联合实验的孔隙油微观赋存及可动性评价方法。上述模型与方法在渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷沙河街组页岩油储层中进行了应用,揭示了实验条件(20℃、常压)下页岩基质孔隙中轻质油(正十二烷)微观赋存与可动性特征。结果显示:(1)富有机质页岩吸附油、游离油含量普遍大于含有机质页岩,吸/游比主体介于1~2,不同类型页岩中吸附油、游离油赋存空间具有差异性。(2)富有机质页岩吸附油平均密度(0.8331 g/cm^(3))略大于含有机质页岩(0.8067 g/cm^(3)),富有机质页岩吸附油平均厚度(1.7475 nm)约为含有机质页岩(0.5734 nm)的3倍,富有机质页岩具有更强的油—岩相互作用。(3)游离油赋存孔隙直径下限(d_(min))数值上等于吸附油平均厚度与孔隙形状因子的乘积,富有机质页岩d_(min)介于3.5~10.5 nm,开始主要富集游离油的孔隙直径约为100 nm;含有机质页岩d_(min)介于1.1~3.4 nm,开始主要富集游离油的孔隙直径约为30 nm。(4)富有机质页岩孔隙油可动性相对更好,其可动性指数(平均6.24 mg·g^(-1)·MPa^(-1))高于含有机质页岩(平均5.20 mg·g^(-1)·MPa^(-1)),孔隙油吸/游比约为1.5时具有较好可动性。(5)以油—岩相互作用为纽带,构建了页岩含油性、储集性及页岩油可动性之间的耦合关系,并数学描述了它们之间的内在联系,为寻找优质页岩油储层奠定了理论基础。

加拿大麦凯河油砂含油性差异的形成机理

油砂作为一种重要的非常规油气资源逐渐受到全世界的重视,但油砂储层通常存在非均质性强,含油性差异大等缺点,导致开发效率受限。本文基于岩心、铸体薄片和扫描电镜观测、测井数据、储集岩热解和可溶有机质色谱质谱分析结果,研究了加拿大阿萨巴斯卡地区麦凯河区块白垩系上麦克默里组油砂含油性差异的形成机理。麦凯河油砂成岩作用弱,基本不存在胶结物,岩石特征主要由粒径、分选和杂基含量3个参数决定,岩石类型可划分为杂砂岩、粉砂岩、细砂岩和极细砂岩。根据测井和岩心含水饱和度数据可以将麦凯河油砂储层评估为气、水、油和差油层4类,油水层由岩性和生物降解程度决定。生物标志物特征显示沥青属于同一族群且没有成熟度的差异,形成油砂含油性差异的原因可能是岩性差异导致降解程度和早期充注量不同。细砂岩连通性较好,受到水洗、氧化等降解作用严重,通常形成水层;粉砂岩致密程度较高,早期原油难以完全充注,通常形成差油层;杂砂岩物性介于二者之间,在不影响原油充注的前提下,受到降解程度也相对较低,通常形成油层。

基于CAE-TSNE的成品油管道运行工况识别

成品油管道运行工况变化频繁,难以精准判断管道运行状态,依靠现场人员进行识别监控易造成误判。本文为实现管道运行工况的准确识别,考虑管道的物理空间特性,分析整理各站运行参数(压力、流量、密度);考虑管道运行的时间序列特性,基于SCADA管道数据构造运行数据矩阵,以克服单一时刻的瞬态扰动。针对管道运行数据高维度、非线性的特点,利用卷积自编码器(CAE)强大的特征压缩及重构能力对管道数据做降噪处理;利用T分布邻域嵌入算法(T-SNE)对管道数据做降维聚类处理,最终建立了基于CAE-TSNE的管道运行工况识别模型。以某两条成品油管道为例,对比主流的非线性分类模型(ANN、DT、RF),结果表明基于CAE-TSNE的工况识别模型精度最高,对降噪后的运行数据识别准确率可达到99%以上,可用于指导现场管道的运行管理。

高阻地层HDIL阵列感应影响因素分析与校正方法

近年来,四川盆地川中深层灯影组和龙王庙组天然气勘探中越来越多地使用油基泥浆,使得裸眼井电阻率测井只能选择阵列感应仪器。该地区目的层致密碳酸盐岩普遍表现为中高电阻率,典型气层的电阻率一般在500Ω·m以上甚至高达2000Ω·m,使得测量电导率的感应测井仪器接收的信号弱,叠加深层高温等因素的影响,采集的信号常出现负值,软件聚焦处理结果常出现平头现象,不能用于储层识别和气层评价。采用有限元模拟算法,分析泥浆电阻率、侵入半径及原状地层电阻率等单因素对阵列感应测井响应的影响规律,明确了各环境因素对感应测量信号的影响规律。结果表明,地层与泥浆电阻率对比度对测量信号有明显影响,当对比度接近于1时,各子阵列的误差较小,而侵入深度是另一个重要影响因素。总体上,较长源距的子阵列受各种因素的影响相对较小。针对实际资料的特点,提出一种基于Archie公式的原始电导率信号约束校正方法,对约束校正后的数据再开展软件聚焦,其结果得到明显改善。

离子匹配悬浮液驱提高碳酸盐岩油藏波及效率潜力与机理实验

水驱波及效率提升可以显著增强碳酸盐岩油藏开发效果。本文在考虑地层水离子组成基础上,借助体视显微镜和激光粒度仪配制了一种离子匹配悬浮液,其中悬浮的硫酸钙颗粒处于临界饱和状态,大部分颗粒粒径在10μm左右,静置后由于絮凝和聚集作用最大可到50μm。悬浮液的静态性质实验表明,由于硫酸钙“逆溶解度”特征和水合物的变化,其微粒会在小于45℃范围缓慢消失,并在90℃时迅速析出;矿化度和离子组成改变会使硫酸钙微粒浓度和粒径显著增大。在渗透率级差为4.7的岩心并联实验中,离子匹配悬浮液可使较低渗岩心的分流率最大提高约9.8%,最终采收率提高约4.3%。温度、压力和盐度的影响,以及注入水与地层水离子交换,使悬浮液中的饱和硫酸钙周期性溶解和沉淀,导致压力波动。压力波动使硫酸钙的溶解/沉淀特征复杂化,最终显著改变了水驱后期并联模型中的分流率。含有饱和硫酸钙的不稳定离子匹配悬浮液是从材料领域借鉴到石油领域的新尝试,具有一定提高波及效率作用。它比常规欠饱和离子匹配水驱过程中产生的不可控原位微粒更有效、更可靠、更环保。

砾岩致密油地质工程一体化井距优化——以玛131小井距立体开发示范区为例

玛湖砾岩致密油藏的开发存在着地层非均质性强,两向应力差大,天然裂缝不发育和物性差的问题,为了更经济有效的开发,在玛131井区首次开展了小井距立体开发现场试验,试验区整体采收率较高但经济效益并未达到预期,急需开展井距优化工作。本文采用地质工程一体化的思路和方法,建立了完整的立体井网井距优化流程,同时结合压裂参数和响应特征提出了一种多井多段条件下快速拟合压裂缝网模型的方法,主要包括:开展系统性油藏工程分析,基于精细地质和地质力学模型采用非常规裂缝模型进行复杂缝网模拟与拟合,耦合油藏数值模拟开展生产历史拟合,通过压裂数模一体化模拟完成了示范区井距优化并结合大范围井距矿场试验进行了验证。研究结果表明,解析缝长和模拟缝长结果可相互验证,百3段水平井裂缝相对较长,平均支撑半缝长70.1 m,平均水力裂缝高度24.6 m;百2段水平井裂缝相对较短且存在穿层效应,平均支撑半缝长61.1 m,平均水力裂缝高度28.3 m。在具备一定渗透性的地层条件下,两套开发层系的井距均可适当扩大至200~300 m,在确保较高采收率条件下提高单井产能和经济效益。本文优化验证后的井距范围可在同区块同层位进一步推广,所使用的立体井网井距优化流程可以被其他非常规油气藏类型所借鉴。

含蜡原油磁处理降黏技术研究进展与展望

含蜡原油常温下流动性差,流动保障问题严重,影响原油管道的经济和安全运行,采用磁处理技术改善含蜡原油流动性是解决这个问题的有效手段之一,符合当前绿色低碳的发展要求。调研含蜡原油磁处理降黏理论与技术研究进展,总结国内外研究者研究磁场作用下含蜡原油黏度变化规律的方法,论述相关磁处理实验装置的特点,分析含蜡原油磁处理降黏效果和时效性,探究原油组成和磁处理条件对含蜡原油磁处理降黏效果和时效性的影响效应,阐述含蜡原油磁处理降黏机理研究进展,评价现有降黏效果定量预测模型。针对含蜡原油磁处理降黏技术存在的问题,对该技术未来的研究方向进行展望。

基于注意力机制的无监督学习地震数据随机和不规则噪声衰减方法

地震勘探在野外采集到的地震数据受随机噪声和相干噪声的干扰而导致信噪比被降低,从而影响地震资料的后续处理,例如地震偏移和成像。因此,开发一种高效且自适应的方法来衰减地震数据中的随机与相干噪声是必要的。常规的监督学习算法需要人工生成大量标签来训练网络,这对于数据体量较小的地震勘探领域是十分困难的。此外,基于监督学习的噪声衰减方法在计算和人力成本上十分昂贵。为了解决该问题,本文构建了一种基于无监督学习策略的自适应深度学习框架来衰减多维地震数据中的随机和不规则(异常值)噪声。该方法采用编码和解码相对应的结构来压缩和重构数据特征。为了提高网络对重要波形特征的关注,本文采用软注意力机制以加权的方式给重要的波形特征分配更大的权重。本文采用小尺度地震数据分割技术将多维含噪数据分割为大量一维信号输入到网络进行迭代,从而自适应的衰减地震数据中的随机和异常值噪声。这种小尺度信号去噪方法可以有效地提升网络的噪声衰减表现,并有助于避免产生伪影。本文采用更具鲁棒性的Huber损失函数来衰减随机和异常值噪声,该损失函数结合了带有l2范数的均方根误差和l1范数的平均绝对误差损失。此外,在构建的网络中加入总变分(Total Variation,TV)正则化项来捕捉地震资料的局部光滑结构。通过实验调整Huber损失函数与TV正则化项的权重,使得网络获取最佳的去噪表现。本文构建的方法可直接用于多维地震数据的随机和异常值噪声衰减,并保证重构后地震信号的横向连续性。我们将提出的框架与经典的地震数据去噪方法和基于无监督学习的噪声衰减方法进行去噪对比来分析各方法的优劣。二维和三维合成数据与实际地震数据的测试结果表明本文提出的方法具有更好的噪声衰减和有效信号保护能力。

基于聚类及长短时记忆神经网络预测油田产量

利用机器学习方法预测油田产量的精度与训练样本的代表性及数量息息相关。通常,采用油田生产数据或者油井生产数据构建训练样本。将油田作为训练样本,存在“小样本”的问题;将油井作为训练样本,由于老油田一般具有开发层系多、生产历史长、油井投产批次多等特点,人工标注能够代表油田产量递减规律的训练样本难度大,且耗时费力。本文将油田和油井生产数据有机融合构建训练样本,建立产量智能预测模型,预测油田产量。首先,采用无监督学习的K均值聚类算法,依据有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度等信息对油井进行聚类分析,识别产量递减类别,并将每类油井转换成一口典型油井作为该类油井的代表;其次,将典型井作为预测对象,通过从每类油井中按比例随机抽取油井来增加训练样本数量,即将典型井和油井生产数据融合构建训练样本;最后,基于长短时记忆循环神经网络建立模型预测典型井产量,进而预测油田产量。研究结果表明:该方法既解决了油田数据作为训练样本的“小样本”问题,又降低了油井数据作为训练样本的标注难度与工作量,并且精度符合现场生产要求,对油气产量智能预测的工程化落地应用具有一定指导意义。

鄂尔多斯盆地延长组长72油层组陆相页岩纹层及裂缝分布特征的量化表征

为明确鄂尔多斯盆地延长组陆相页岩纹层及裂缝分布特征,运用高清摄像、超景深显微镜、IPP软件、分形几何学、蒙特卡罗模拟等多种手段对长72油层组陆相页岩试样纹层及裂缝进行了观测和表征。划分了亮色和暗色纹层两种类型,并通过XRD实验对亮色和暗色纹层矿物组分进行了比较。分别统计了亮色和暗色纹层在宏观、放大20倍和50倍三种观测尺度下的纹层厚度分布规律,分析了不同厚度级(1 mm以下、1~10 mm和10 mm以上)纹层平均厚度的分布规律。表征了裂缝宽度、间距和倾角的分布特征,并结合不同类型纹层分布规律,建立了陆相页岩二维细观结构模型。研究结果表明:(1)亮色纹层中矿物类型以石英、长石等脆性矿物(80%)为主,暗色纹层主要由40%的脆性矿物和40%的黏土矿物组成。(2)陆相页岩总纹层厚度与数量拟合满足指数函数关系,亮色纹层厚度与数量拟合满足幂函数关系,暗色纹层厚度与数量拟合满足对数函数关系。(3)随着观测尺度增大,薄纹层(1 mm以下)出现频率增高,中等纹层(1~10 mm)和厚纹层(10 mm以上)出现频率均降低,且不同类型纹层厚度级与相应纹层平均厚度的对数值间呈现出线性关系,纹层厚度分布具有分形特征。(4)裂缝宽度分布在细观尺度范围内,宽度均值和标准差分别为0.271 mm和0.114 mm,分布较集中,裂缝间距的均值和标准差为8.115 mm和8.448 mm,分布较均匀,裂缝倾角的绝对值与数量拟合满足对数函数。相关研究成果可为纹层状陆相页岩的地质结构模型建立提供基础数据和方法参考。

电潜泵气液两相流工况水力增压性能预测模型

电潜泵自20世纪以来广泛应用于海上和非常规油气田,来提高油井的生产效率,是一种革命性的油田生产方法,主要适用于自然压力和能量不足的井。潜水离心泵最初是用于抽取矿井中积水而开发的。阿迈斯·阿鲁图诺夫开发了第一台用于油井生产的电潜泵。此后电潜泵逐渐在石油行业中广为人知并流行起来。然而,电潜泵对流动条件非常敏感,为了提高其耐受性、效率、可靠性以及适应恶劣和复杂的井下流动条件,电潜泵经历了许多重大的技术改进。目前电潜泵通常由电动机、密封和一系列离心泵级组成,非常适合于高产的深井和偏斜井中,也常用于非常规井,如页岩油井。因此,电潜泵的耐气性、粘度影响以及长期开采能力已经引起了重大关注。由于其内部流动规律复杂,两相混输风险高,高粘/气液两相流工况下耐受极限和长效开采能力受限,严重制约了电潜泵在深水和非常规油气田安全高效开采中的运用。本文基于欧拉方程,利用最佳流速概念推导回流、摩擦和泄漏等损失,提出了适用于井下旋转电潜泵复杂工况下增压性能预测的理论模型。针对气液两相流动,该模型基于离心场中两相的力学分析,建立旋转叶轮内部体含气率模型,并根据流型选择曳力系数,计算两相滑移效应,修正混合相密度,进而提升扬程预测的准确性。模型预测和实验数据的对比验证了该模型预测的精度和可靠性均高于文献中常见的计算方法。本文所提出的方法可准确预测油的粘度、含水乳化液和气液流对泵性能的影响。该模型可帮助泵工程师开发新的电潜泵几何形状,同时帮助人工举升工程师改进油井完井举升工艺设计。

掺稀稠油重组分沉积规律研究

稠油因蜡、胶质、沥青质等重组分含量多,致使其流动性差,在管输过程中极易出现重组分沉积堵塞管道,给管输安全带来严峻挑战。掺混稀油是改善稠油流动性的有效方法之一,但目前的研究对掺混原油沉积规律关注较少。基于此,本文采用小型沉积实验装置,系统研究稀油类型、掺混比例、沉积时间等对掺混原油沉积规律的影响。结果表明,随着沉积时间增加,掺混原油沉积物质量逐渐增大;施加搅拌后,掺混原油沉积物质量减小,且搅拌速率越大,沉积物质量越小;增大稀油掺混量,掺混原油析蜡点降低,沉积物质量减小。揭示了沉积物中蜡、胶质、沥青质含量增加是造成沉积物质量增大的主要原因,提出了将掺混原油析蜡点作为稠油掺稀输送的重要工艺参数加以考虑。该结论为掺混原油管道主要进线指标以及清管周期的确定提供了理论指导。

深层—超深层天然气勘探研究进展与展望

从全球油气勘探发展趋势来看,深层—超深层天然气勘探已经成为化石能源勘探未来的主战场。不仅常规碳酸盐岩和碎屑岩领域,非常规的页岩气和煤层气等领域也进入深层—超深层勘探阶段。前期,我国在深层天然气勘探中形成了一批具有开创性的理论和技术,指导了很多具有战略意义的商业发现,提升了我国能源的保障能力。但同时在面向更深层的勘探目标时,还面临着新的地质、工程等方面的挑战,还有很多世界级难题需要攻关。本文系统回顾了近年来,我国在深层—超深层碳酸盐岩、碎屑岩、页岩气、煤层气等领域勘探中取得的成就,重点总结了深层—超深层不同领域天然气成藏条件与主控因素的研究进展,从资源评价、储层发育与保持机理、油气成藏与富集规律、地球物理和工程技术等方面,提出了深层—超深层天然气勘探面临的主要问题与发展建议,以期能为加快我国深层—超深层天然气勘探提供参考。

中国页岩气发展前景及挑战

本文详细阐述了全球尤其是北美页岩气开发现状,论述了Marcellus与Haynesville页岩气区的主要特征,认为持续技术创新、高效经营管理模式、多元产业扶持政策是美国页岩气飞速发展的主要驱动力,对我国页岩气的开发具有良好的借鉴作用。作者系统梳理了中国页岩气近20年的探索攻关与实践历程,认为历经评层选区、开发试验、示范区建设、海相页岩气规模开发4个阶段,国内页岩气开发取得了重大成就,建成川南、涪陵等中深层页岩气大气田,实现了海相页岩气规模效益开发,2022年产量达238亿方,成为我国天然气重要的供应来源,同时深层页岩气产能建设稳步推进,新区新层系勘探也取得重大突破。在深入分析我国页岩气地质与资源特征的基础上,文章论证了我国具备年产500亿~800亿的开发潜力,但需要从完善页岩气立体开发配套技术、持续优化页岩气地球物理评价技术、加快钻井与压裂工程技术迭代升级、加大新层系新领域的勘探评价力度4个方面持续攻关。

中国碳捕集利用与封存技术应用现状及展望

碳捕集利用与封存(CCUS)是实现“双碳”目标的关键技术路径。本文系统梳理了CCUS的发展历程、发展趋势,探讨了双碳目标下CCUS的内涵,分析了我国CCUS产业化发展面临的挑战及发展策略。我国已形成CCUS全流程技术体系,建成了首个百万吨级齐鲁石化—胜利油田二氧化碳捕集输送驱油封存全流程示范工程,CCUS进入规模化应用阶段。CCUS具有较长的创新链和产业链,其产业发展要加强全技术链创新,特别是低浓度排放源捕集技术和利用关键技术研发,加快源汇优化的驱油封存中心建设,推进CCUS与传统产业、新兴产业融合,构建低碳、零碳产业链,形成配套CCUS方法学。

中国陆相页岩油勘探理论与技术进展

陆相页岩油是一个全新领域,近期的勘探实践已在鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地、柴达木盆地等不同页岩层系取得了重要进展,截止2022年底,页岩油探明、控制、预测三级地质储量达44亿t,2022年产量达318万t。页岩油勘探理论和技术也取得了一系列进展,创新了有机母质类型分析与有机质生排烃实验、储层表征技术、页岩油赋存状态与含油性分析、保压取心与现场测试等页岩实验测试分析技术,基本上能满足页岩油相关实验测试要求;在细粒沉积与有机质富集机理、陆相页岩纹层结构与组合类型、储层孔缝结构与储集性、页岩油富集机理取得了一系列新的认识,指导了重点地区选区选带评价研究。研发了烃源岩品质测井评价、储层品质测井评价、工程品质测井评价、岩石物理敏感参数分析和定量预测、多任务学习储层参数预测、各向异性地应力预测、水平井地震地质导向评价、富集层(甜点)综合评价等技术,并推广应用,在页岩油储量提交、甜点区优选、水平井部署、随钻导向预警和钻完井工程改造方面提供了重要且面向全周期的技术支撑。但陆相页岩油规模勘探与效益开发目前还面临诸多挑战,必须建立全新的研究内容与研究重点,特别需要把研究精度升级并要加强微观研究,加强固/液/气多相多场耦合流动机理研究,加强多学科交叉研究等,以建立页岩油成藏新学科。

油气渗流力学多尺度研究方法进展

油气渗流力学是油气田开发的理论基础,以连续介质假设和达西方程为基础的单一尺度传统渗流力学及研究方法在油气资源开采中发挥了重要作用。随着缝洞型碳酸盐岩和非常规等油气藏不断勘探开发,储层空隙中的孔隙、裂缝和溶洞,尺度差异达到10个数量级之大,多尺度特征对油气流动的影响越来越大。通常从孔隙尺度、介观尺度和宏观尺度来研究不同尺度上的渗流问题,每个尺度有独特的研究方法,揭示了每个尺度上的特有渗流机理和规律,如何将不同尺度上的渗流机理和规律关联起来,在宏观尺度上形成一套系统的渗流理论,对油气田开发来讲非常重要。因此,尺度升级理论和多尺度方法就变得非常重要,就好比把不同尺度上的一颗颗珍珠串起来,形成完美的一条项链。因此,本文针对油气渗流力学中面临的多尺度现象和科学问题,从孔隙尺度流动、非常规油气宏观渗流、大尺度缝洞碳酸盐岩油气流动和多尺度研究方法等方面系统阐述了尺度升级理论和多尺度方法的研究现状及发展趋势。

水平井+CO_(2)吞吐改善中低渗稠油油藏开发效果机制解析——以大港油田刘官庄埕隆1601区块为例

大港油田刘官庄埕隆1601区块特稠油油藏由于受原油粘度大、渗透率低、油层厚度薄、出砂及地面环境复杂等苛刻条件的制约,多年来常规的开采技术无法实现动用,为此开展了“水平井+CO_(2)吞吐”技术研究及矿场试验。利用室内实验及数值模拟手段,开展增油机制研究及注采参数优化,结果表明CO_(2)与稠油在非混相状态下混溶后,稠油粘度由16800 mPa·s下降至69 mPa·s,降粘率达99.6%,原油启动压力梯度由19.1 MPa/m降低至0.2 MPa/m,储层绝对渗透率提高了约41.86%,有效提高了稠油的流动性能;优化后的合理注采参数为:单位水平段注入强度3.5~5.5 t/m,单位水平段注入速度0.5~0.6 t/(m·d),闷井时间为25~35 d,单位水平段产液强度为0.075~0.125 m3/(m·d),采用“抽油机+液力反馈泵+电加热杆”及水力喷射泵两种注采一体化工艺。矿场“水平井+CO_(2)吞吐”技术试验证实,单井单轮次增油1000~2000 t,最高增油达4000 t以上,换油率2.0~4.5 t/t,技术和经济效果显著,证实了该技术的可靠实用性,为中低渗稠油油藏的有效开发提供了很好的借鉴。

渗透率测井评价:现状及发展方向

渗透率是十分重要而又难以准确计算的储层参数之一。目前渗透率测井评价主要依据4类方法,即:基于孔渗关系的渗透率评价、基于核磁共振测井的渗透率评价、基于斯通利波测量的渗透率评价以及基于大数据和人工智能的渗透率评价。通过对上述方法适用性的分析发现,井筒斯通利波与储层孔隙空间流体的流动性密切相关,在储层渗透率评价中具有明显优势。但目前渗透率测井评价面临艰巨挑战,其原因包括3个方面,即:确定渗透率参数本身的理论、实验难度,评价对象复杂性的日益增大和尚未形成能用于井下连续测量渗透率的装备。本文指出,推进斯通利波渗透率评价理论、方法和技术研究,构建新的以斯通利波测量为核心的渗透率评价技术体系是新一代测井技术发展的方向。