页岩油藏注CO_(2)驱孔隙动用特征研究

CO_(2)在页岩油藏驱油时的孔隙动用特征是评价其应用于提高页岩油藏采收率效果的一项重要指标。因此,开展了超临界CO_(2)驱替页岩岩心室内实验,并以核磁共振(NMR)在线岩心扫描技术为手段对CO_(2)驱页岩油藏的孔隙动用特征和规律进行研究。结果表明,超临界CO_(2)非混相驱油主要动用页岩中孔隙半径在0.1~3.0µm范围内的油,而此过程中小于0.008µm孔隙半径内的油量反而增加,分析原因主要是CO_(2)在页岩层中通过压差和扩散作用将大孔隙内页岩油带入小孔隙中并发生吸附滞留,在驱替时间5 h后,CO_(2)驱替页岩油采收率达到35.7%,驱油效果较好。

合成革材料在球类运动用品中的差异与优势比较分析

球类运动是当下热门的运动种类,相关用品的材料制备是目前我国体育产业领域的重点方向之一。以篮球、足球、排球等球类运动为例,通过对球类运动用品进行分类,总结了不同球类运动用品的需求差异、性能差异,对球类、运动鞋、防护用品等相关运动用品合成革材料的制备原理和工艺分别进行分析,应用合成革制备球类运动产品,能够充分利用合成革材料种类丰富、可加工性强等优势,满足不同球类运动用品的个性化需求,作为传统天然皮革的有效替代物,合成革在球类运动用品加工领域具有极为广阔的应用前景。旨在为体育产业与合成革材料的融合提供借鉴。

致密砂岩气藏稳产后期动用效果评价与动用潜力分析:以子洲气田山2气藏为例

以子洲气田山2气藏为例,利用钻井及生产动态资料,通过对地质储量、动储量、累产气、累产水和动静储量比的计算与分析,采用综合评判指数法和类比法,详细评价了山2致密砂岩气藏动用效果和动用潜力。结果表明:山2气藏平面动用严重不均衡。7个井区中,主砂体带中部的榆30井区动用效果最好,属Ⅰ类动用区;主砂体带南部的洲3和北部榆81井区动用效果中等,为Ⅱ类动用区;主砂体周边的榆69、榆48、麒麟沟和榆29井区动用效果差,属Ⅲ类动用区。初步预测山2气藏整体动用潜力为198.1×10^(8) m^(3)。其中,Ⅲ类区的动用潜力为174.7×10^(8) m^(3),占88.2%,是山2气藏后续挖潜重点。

断块油藏高含水井关井后剩余油再动用运移规律微观模拟

基于微观可视化光刻玻璃模型,从微观角度定性、定量研究了断块油藏高含水井关井后剩余油再动用运移规律,并开展了影响因素分析。结果表明:水驱后关井期间剩余油再动用类型主要为滴状、柱状和簇状。关井期间剩余油会沿模型倾斜方向向高部位运移聚集,有利于后续水驱阶段进一步提高驱油效率。地层倾角的增大、原油黏度的减小有利于剩余油再动用;关井时间的增加有利于剩余油向高部位采出端接近聚集;后续水驱阶段注入速度的增大会增加波及面积。

长庆致密油藏宽缝压裂技术研究

鄂尔多斯盆地以华庆、姬塬、环江为代表的致密油藏普遍储层物性差、非均质性强、水平两向应力差大,采用常规压裂改造储量动用程度较低,投产后长期生产呈现低采油速度、低采出程度特征。为实现该类储层高效动用,创新提出了“宽缝压裂”的技术思路,即通过多轮次间歇压裂、级间放喷循环注入、梯级提高排量、不连续加砂、全程暂堵转向,应力“加载-卸载-加载”循环作用迫使岩石缝内净压力大幅提升,增加主裂缝宽度,开启侧向微裂缝,提高基质孔喉连通性,最终实现有效提高裂缝立体波及体积、缝网复杂指数和缝内导流能力的目的。本文以数值模拟和物理模拟为基础,应用大型可视化缝网支撑剂运移模拟装置,对比常规压裂与宽缝压裂对裂缝形态及支撑程度的影响。现场试验证实了该技术的可行性,综合分析了宽缝压裂的全过程压力响应、级间压降及水锤特征,试验井日产油量由实施前0.5 t大幅提高至2.5 t,达到初次改造投产的3倍以上,采油速度由0.2%提高至1.0%。该技术为致密油藏难动用储量大幅增产探索了一条有效的技术途径。

利用长水平井实现超薄层未动用储量有效开发——以下二门油田梨树凹区块为例

泌阳凹陷下二门油田梨树凹区块受有效厚度薄、含油层位单一、储层物性差、单井产量低等因素限制,探明储量动用程度低,开发效果差。为提高该区储量动用程度,积极推广应用水平井开发技术,通过加强油藏地质综合研究,进一步落实了可动用潜力;地质工程一体化实施过程中,通过多靶点+近钻头方位伽马技术严控水平段轨迹,提高了储层及油层钻遇符合率;通过优化射孔井段,提高了单井产量,逐步形成了一套适合河南油田薄层油藏长水平井开发技术。现场实施结果表明,水平井实钻水平段长达892 m,储层钻遇符合率为100%,油层钻遇符合率为91.4%,初期日产油14.1 t。该区块水平井的成功实施,为超薄层油藏挖潜技术指出方向,对河南油田未动用储量的有效开发具有一定的指导意义。

火山岩气藏未动用储量评价优选及开发技术界限研究

为了合理确定火山岩气藏未动用储量区块开发动用次序,给出相应的开发技术政策等问题,采用层次分析方法对未开发储量区块进行了优选排队,确定了12个典型区块的开发动用次序;采用蒙特卡洛法重新估算了典型区块的地质储量,评价后地质储量分险在23%~35%之间,储量分险较高;结合人工智能辅助评价技术对典型区块开展了敏感性分析、自动历史拟合、最优化方法以及不确定分析等研究,给出一种新的开发指标预测方法和界限研究;应用盈亏平衡原理,给出了火山岩气藏未开发储量区块的动用技术界限,单井初期经济极限产量1.92×10^(4) m^(3)/d,经济极限井控地质储量1.57×10^(8) m^(3),经济极限有效厚度11.05 m。为类似火山岩气藏未开发储量评价与开发提供参考依据。

夹层型页岩油储层CO_(2)驱替特征——以鄂尔多斯盆地长7页岩为例

针对鄂尔多斯盆地长7夹层型页岩油储层动用困难的问题,利用一维、二维核磁共振技术评价方法,从微观角度对页岩油注CO_(2)驱替特征进行研究。结果表明:随着驱替流量的增加,驱油效率增大,中孔与大孔驱油效率贡献也增大,绝对驱油贡献率均在60%以上;增大驱替流量可以显著提高基质渗透率较小的岩样驱油效率;岩样赋存状态以游离油为主,饱和原油后体积分数为40.51%~62.40%,驱替过程中游离油相对驱替体积分数在50%以上;随着驱替流量的增大,游离油/吸附油相对驱替体积分数减小;干样渗透率越大,渗透率随驱替流量的增长速率也越大。研究成果为页岩油有效开发提供理论依据。

吉林油田致密油藏不同CO_(2)注入方式驱替效果实验

利用吉林油田扶余致密油藏岩心和油样,开展CO_(2)吞吐、CO_(2)驱替、表面活性剂+CO_(2)复合吞吐、表面活性剂+CO_(2)复合驱替实验,分析了不同CO_(2)注入方式的驱油效果差异,结合核磁共振扫描技术监测剩余油分布,明确了原油动用程度。结果表明,CO_(2)吞吐提高采收率效果最好,表面活性剂+CO_(2)复合驱替次之,CO_(2)驱替稍差,表面活性剂+CO_(2)复合吞吐最差。4个吞吐轮次后,复合吞吐的原油采出程度明显低于CO_(2)吞吐,但复合吞吐单轮次原油采出程度下降幅度较小,后续仍有提高采收率的潜力。根据孔隙尺寸和饱和油量将孔隙分为大孔、中孔、小孔、微孔,大孔和中孔是原油采出程度的主要贡献者。相比CO_(2)吞吐和CO_(2)驱替,表面活性剂+CO_(2)复合吞吐和表面活性剂+CO_(2)复合驱替显著提高了微孔内原油采出程度。

页岩油藏逆向渗吸的最大渗吸动用距离计算方法

渗吸是页岩油藏压裂开发的重要机理,最大渗吸动用距离是渗吸动用范围评价的直接指标,对页岩油藏开发具有重要意义。为确定页岩油藏最大渗吸动用距离,在表征页岩油藏毛细管力曲线基础上,运用渗流理论、数值计算方法,建立了页岩油藏逆向渗吸最大渗吸动用距离计算方法,通过与室内实验结果进行对比,验证了计算方法的可靠性,同时开展了最大渗吸动用距离影响因素分析。研究表明:随着渗透率增加,最大渗吸动用距离呈线性增加,但达到最大渗吸动用距离所用时间呈指数降低;油水黏度比对最大渗吸动用距离无影响,但原油黏度越大,达到最大渗吸动用距离所需时间越长;当储层渗透率为0.05 mD、接触角为45°、界面张力为50 mN/m时,最大渗吸动用距离为2.2 m,所需时间为170 d,用时较长。该研究可为页岩油藏渗吸动用范围评价提供借鉴。

鄂尔多斯盆地延长油田双河西区块长6油藏开发参数

鄂尔多斯盆地延长油田双河西区块长6油藏为低渗透油藏,常规开发指标计算方法并不利于油田进行油藏地质研究、开发政策制定与成本控制。对延长油田双河西区块长6油藏产量递减规律、水驱储量动用程度、注采比、含水率、注水利用状况及采收率进行分析。结果表明:双河西区块长6油藏产量递减规律为双曲递减模式;区块注水开发潜力较大,目前该区块水驱储量控制程度为74.54%,水驱储量动用程度为36.94%,注采连通率为27.27%;合理注采比约为2.5,随着采出程度增加,含水率上升速度先增大,后有所减小;根据存水率、耗水指数及水驱指数可知,开发后期,区块注水开发效果逐渐变好,最终采收率增加,研究区在开发过程中含水上升率应尽量小于6.1%,地层合理压力应大于9.1 MPa,在该开发条件下,研究区最终采收率约为23%。

四川盆地SZ页岩气藏气井产量变化规律及递减预测新模型

页岩气井生产特征和常规油气井相比有明显区别,研究页岩气藏产量变化规律及递减预测,对指导页岩气田开发现场措施调整、提高最终可采储量与采出程度等具有重要意义。以四川盆地SZ页岩气藏为例,基于其页岩气井在不同生产阶段日产气量、累积产气量变化特点,开展了不同类型页岩气井产量递减变化规律研究。提出了无因次产量递减率指标,来统一定量描述不同类型页岩气井产量递减率的变化规律;利用产量与递减率之间的定量变化,构建出一种新型的页岩气产量递减预测模型,进而推导出累积产量的数学表达式,考虑新模型中关键参数的取值变化,计算得到了不同初始递减率、产量递减幅度下的日产气量变化规律;结合目前已有的常用产量递减模型,对比分析新模型在不同类型井产量历史拟合及动态预测中的适应性。研究结果表明:新模型相比于已有模型,对SZ页岩气藏不同类型页岩气井产量变化的拟合程度更高、预测效果更好。本文研究可以对页岩气藏有效地进行产量预测和储量动用效果评价提供借鉴。

基于微纳米CT技术的化学驱后微观剩余油定量描述

利用微纳米CT技术及室内岩心驱油实验,对岩心微观孔隙结构进行三维重构,研究水驱后和化学驱后微观剩余油的分布特征、赋存状态,定量描述不同尺寸孔隙内微观剩余油饱和度,明确不同驱油体系对微观剩余油的动用程度。结果表明:水驱后转聚合物驱的剩余油饱和度为22.3%,水驱后转二元复合驱的剩余油饱和度为18.4%,水驱后转非均相复合驱提高采收率效果明显,最终剩余油饱和度为12%。经三维重构后可以直观地看到不同驱油体系后微观剩余油的分布特征。化学驱后不同孔径内的剩余油饱和度均有所降低,大于25μm孔径内的剩余油动用效果明显,聚合物驱动用程度为66.7%.二元复合驱动用程度为75.7%、非均相复合驱动用程度为85.5%。聚合物驱和二元复合驱对孔径5μm以下孔隙内的剩余油动用程度较低,分别只有19.3%和35.9%;非均相复合驱对小于5μm孔径内的剩余油动用程度达到52.5%。非均相复合体系具有扩大波及体积和降低界面张力的双重作用。

页岩气储层动用井地电磁监测特征分析

为满足我国高效低成本开发页岩气资源的战略需求,本文基于井地电磁监测理论,通过构建多组页岩气储层动用模型,采用有限单元法计算并分析了不同模型下地表电位异常分布特征,数值实验结果表明:①地表最大电位异常中心不与低阻体中心地表投影位置一一对应;②随着埋深加大,异常等值线发生变化,测区内低值带也发生变化,异常幅值整体逐渐减小;③不同电性特征的低阻体进入储层后引起地表电位异常响应特征不同,低阻体相对背景电阻率越小,地表异常幅值越高,对于电磁监测越有利;④地表电位异常特征受低阻体规模和位置变化影响显著,当低阻体规模较小时,异常等值线近似圆形,随着低阻体规模变大,电位异常幅值越高,等值线形态也发生变化。本文通过分析页岩气储层井地电磁监测地表纯电位异常分布特征,在一定程度上验证了井地电磁监测页岩气储层动用方法的可行性,为我国页岩气储层动用监测提供理论支撑。

区块链技术下移动用户位置隐私可搜索加密

位置隐私加密是为了防止用户的历史位置以及现在的位置被不法分子在未经用户允许的情况下获取,导致用户隐私泄露,造成用户的财产损失。为此,提出一种基于区块链的移动用户位置隐私可搜索加密方法。通过转换用户的位置信息形成用户模型,构建带有用户位置信息的查询矩阵,通过矩阵加密移动用户位置,隐藏用户位置信息。将加密后的移动用户位置信息上传至区块链,引入B+树索引提升区块链密文交易搜索速度,采用加权统计算法完成移动用户位置隐私可搜索加密。实验结果表明,所提方法有效加强了移动用户位置隐私保护能力,且可搜索加密可信度值接近1,提升了加密数据查询的实用性。

多层砂岩油藏分层注水井分注井段优化方法

针对现有分层注水井分注层段确定方法实用性较差的技术问题,开展了分注层段优化方法研究。应用生产动态大数据分析方法,确定出与分注段划分密切相关的10项地质参数;利用归一化、变权及矩阵等数学变换方法,建立了分注层段计算数学模型;结合油藏数值模拟技术和矿场动态监测拟合技术,形成了以10项地质参数为基础,以提高油层动用程度为目标的合理分注政策界限优化方法。实例计算表明,该方法所需参数容易获得,计算过程简单,克服了现有方法仅考虑静态地质参数适用性差,或需要建立复杂地质模型开展数值模拟的繁琐计算过程等,实现了利用注入端、采出端及井网间三类地质参数辅以简单数学计算即可确定分注方案的新方法。以井组gXⅡ为例,应用该方法优化并现场实施,油层动用程度提高了15.7个百分点、产油量增加了23.4 t/d、综合含水率下降了1.16个百分点,验证了分注井段优化新方法的实用价值。

北京市水资源战略储备动用模型及对策措施

建立完善水资源战略储备是落实国家安全观战略思想的重大任务和根本要求。水是首都发展的命脉和基石,水资源安全是首都安全最重要的本底和支撑。文章从北京水资源现状实际出发,以风险种类及特点分析为基础,以水资源战略储备模式分析为前提,以建立水资源战略储备动用预警模型及水资源战略储备动用措施为重点,为北京市水资源战略储备制度建立提供合理方案,推动水资源战略储备体系建设,保障首都水安全和社会经济可持续发展。

基于核磁共振的CO 2驱喉道动用界限——以朝阳沟油田为例

依据核磁共振基本原理,通过孔隙的简化,推导出核磁共振T_(2)驰豫时间与孔隙喉道半径关系,利用数值差值和最小二乘基本方法,结合高压压汞岩心孔喉分布,将核磁共振T_(2)图谱转换为岩心孔喉半径分布。在此基础上,利用岩心驱替过程中含油饱和度的变化,信号幅度同步变化的基本规律,分析水驱和CO_(2)驱不同孔喉半径的信号幅度变化曲线,判断出不同开发方式下的最小孔喉动用界限。研究表明,朝阳沟油田特低渗透区块为亲水特性,低压水驱岩样采出程度28.0%,高压水驱岩样采出程度30.0%,非混相气驱岩样的采出程度为48%,混相气驱岩样的采出程度为64%;水驱主要动用孔隙中喉半径大于1.00μm孔的可动油,非混相驱替不可动用的最小孔喉半径为0.15μm,混相驱没有提高喉道动用界限,但是驱替效率却大幅度提高;CO_(2)驱替出原油中的轻质组分,残余油黏度变大,不可动流体在原有的基础上增加了1/3~3/4,核磁共振图谱发生左移现象。研究结论为CO_(2)驱开发方案提供重要的参考依据。

页岩油储层渗吸及CO_(2)吞吐提高采收率--以吉木萨尔芦草沟组为例

为研究吉木萨尔芦草沟组三类岩心在不同开发方式下的采收率及最小孔隙动用半径,基于核磁共振技术,开展了岩心渗吸及CO_(2)吞吐实验,分析了自发渗吸后岩心含水对CO_(2)吞吐效果的影响。结果表明,岩心孔隙以小于50 nm的微孔及中孔为主。渗吸最小孔隙动用半径10~28 nm,CO_(2)吞吐最小孔隙动用半径7~20 nm。大孔及微裂缝能够增加渗吸液与岩心接触面积,提高中孔洗油效率;同时也能够增强CO_(2)在微孔中的波及面积,提高微孔采收率。渗吸后岩心中渗吸液的存在可以降低CO_(2)最小孔隙动用半径,促进CO_(2)在微孔中的波及,提高岩心采收率,但岩心中渗吸液的过量存在会对CO_(2)吞吐产生一定抑制作用。在页岩油储层生产过程中,提高人工裂缝的密度,选择合适时机进行CO_(2)转注能够极大增加各类孔隙中原油的采出程度,从而提高页岩油储层采收率。

应用井间电位监测技术评价井网调整开发效果

大庆油田X区块二三次井网注采井距大、动用差,通过层系井网调整为一套井网开发,实施半年后出现含水上升速度加快、产量递减加大的问题。利用井间电位监测技术,将监测解释结果视纯异常环形图与砂体展布图叠加,结合油田开发动态生产数据及同位素监测资料分析层系井网优化调整后注水优势推进方向和水驱前缘波及形态。针对注水平面波及均匀性较差的实际,实施针对性措施调整42口井,调整后区块自然递减率减缓了5.73%,年含水上升速度下降0.80%,开发效果得到明显改善。井间电位监测为层系井网优化效果评价和调整方向提供依据。