人工神经网络预测高含CO_2天然气的含水量

提出了一种基于人工神经网络模型预测高含CO_2天然气的含水量的新方法。网络输入变量CO_2摩尔分数、温度、压力,网络的输出为高含CO_2天然气的含水量。该人工神经网络模型能够估算温度在20.0～200.0℃,压力在0.1～70.0 MPa,CO_2摩尔分数高达70%天然气中水蒸汽的含量。对比文中建立的人工神经网络模型和目前常用的3种预测高含CO_2天然气的含水量的经验模型,结果表明,人工神经网络的平均相对误差值最小,为1.275%,3种经验模型在CO_2含量较高时,预测精度较低。这就表明,人工神经网络模型在预测高含CO_2天然气含水量时,比3种常用的经验模型更具有优势。

莺琼盆地高温高含CO_(2)环境水泥石腐蚀规律及机理研究

莺琼盆地部分井高压井段地层的CO_(2)含量高,针对高温高含CO_(2)条件下,水泥环强度衰退和CO_(2)腐蚀导致的水泥石强度降低规律和机理不清楚等问题。采用实验方法分析了腐蚀时间、温度、压力及CO_(2)分压等因素对水泥石的腐蚀规律的影响并分析了腐蚀机理。结果表明:随着腐蚀时间、温度、CO_(2)分压、地层压力的增加,水泥石的腐蚀深度增加,同时抗压强度降低,产生这种现象主要原因是CO_(2)溶于水后会腐蚀水泥石中的雪硅钙石和硬硅钙石,生成在潮湿的CO_(2)环境下易溶的碳酸氢钙,使得水泥石孔隙度和渗透率增大,强度降低。该研究为后续高温高压井固井水泥浆体系选择及改进提供了依据。

基于支持向量机的高含CO_(2)凝析气藏油环体积预测方法

准确、高效地预测高含CO_(2)凝析气藏油环体积对于开发方案的制定至关重要,但海上深水凝析气藏难以通过大规模钻探来探明油环体积,且高浓度CO_(2)的萃取作用使油环体积变化更加复杂。首先通过CO_(2)充注实验还原高含CO_(2)凝析气藏成藏过程,以数值模拟结果为基础数据开展数据预处理,建立样本数据库,并通过关联分析优选其主控因素,明确不同地层条件和气顶组成下油环体积的变化规律,最后基于支持向量机开展油环体积预测训练,搭建油环体积的预测模型,实现输入主控因素以精确、快速预测油环体积的目的。预测结果表明,采用三次核函数的机器学习模型与数值模拟、物理模拟、矿场实际的油环体积误差分别为3.43%、5.10%和7.21%。

海上油田超临界态高含CO_(2)伴生气回注压缩机选型设计研究

海上油气开发中,很多油田所产伴生气中含有CO_(2)。当CO_(2)含量超过30%~40%,伴生气无法用作燃料,且高含CO_(2)气体长距离输送风险与成本较高。为了推动碳达峰碳中和目标实现,某海上油田计划将高含CO_(2)伴生气增压至超临界态后回注埋藏。通过对干气、湿气回注方案进行比选,确定采用干气回注方案;通过对压缩机型式、驱动方式、配置、成橇方法、设计要求等关键因素进行分析,确定选型方案。最终配置2台往复式压缩机,通过三级压缩将高含CO_(2)伴生气增压至超临界态。同时通过将二级、三级间高含CO_(2)伴生气引出橇外,进入分子筛橇脱水的设计,优化2台压缩机橇配置,大幅减少平台占用空间。

珠江口盆地阳江东凹高含CO_(2)油气藏的类型、成因及成藏过程

通过对阳江东凹高含CO_(2)油气藏的流体组分组成、P-T相图、原油生物标志化合物、天然气组分及同位素、流体包裹体进行研究,分析了高含CO_(2)油气藏的类型、成因及成藏过程。结果表明,阳江东凹高含CO_(2)的油气藏分为3类:第一类为含CO_(2)溶解气的常规油藏,第二类为含CO_(2)溶解气的挥发性油藏,第三类为含溶解烃的CO_(2)气藏。油气藏中原油主要为浅湖-半深湖相及半深湖-深湖相烃源岩成熟阶段的产物,烃类气均为原油伴生气,CO_(2)属于幔源型无机成因气。EP20-A井原油的充注时期为12~10.7 Ma,CO_(2)充注时期为5.6~1.7 Ma。EP20-C井存在两期原油充注及两期CO_(2)充注,第一期原油充注时期为14~6 Ma,为主要充注期,第二期原油充注时期为4~0 Ma,第一期CO_(2)的充注时期为11~10 Ma,第二期CO_(2)的充注时期为5~1.5 Ma。根据CO_(2)充注强度的相对大小,分别形成了EP20-C井含溶解烃的CO_(2)气藏,EP20-A井含CO_(2)溶解气的挥发性油藏,EP20-B井含CO_(2)溶解气的常规油藏。

巴西桑托斯盆地高含CO_(2)油气藏类型、特征及成因模式

桑托斯盆地盐下油气藏中CO_(2)分布广泛,局部摩尔分数极高,给勘探、开发都带来了巨大挑战。通过对典型油气藏解剖分析,并利用流体取样、闪蒸实验测试分析等资料,将盆内油气藏分为3类:类型Ⅰ,含CO_(2)溶解气的高气油比常规油藏;类型Ⅱ,CO_(2)气顶+油环型油气藏;类型Ⅲ,(含溶解烃)CO_(2)气藏。其中类型Ⅰ油藏和类型ⅢCO_(2)气藏中流体性质均匀、稳定,油-水界面、气-水界面清晰;类型Ⅱ气顶+油环型油气藏流体成分和性质不均匀、不稳定,流体界面复杂。物理热模拟实验表明盆内3种类型油气藏是地层条件下,超临界状态CO_(2)和烃类有限互溶,动态成藏过程不同阶段的产物。动态成藏过程中,CO_(2)对烃类进行抽提、萃取,烃类(原油)对CO_(2)进行溶解,两者相互作用存在一个动态平衡(范围)。烃类和CO_(2)相对量大小决定了最终的油气藏类型,温-压条件变化和油气藏开发可改变油气藏平衡状态,造成流体相态变化和3类油气藏间的相互转化。