CO_(2)-EOR过程中油藏储层构造封存能力的模拟

为应对日益严峻的能源危机和温室效应,CO_(2)提高采收率技术脱颖而出,因此CO_(2)提高采收率后的地质封存安全性和相应的封存能力评估引起了广泛关注。借助数值模拟方法,基于吉林油田某区块油藏的实际储层条件,构建了注入CO_(2)含量为10%~90%的9个模型,分别探究了含水饱和度为30%,50%和90%以及储层压力为10 MPa,20 MPa和30 MPa时油藏各相组分的分布规律;基于前人对封存CO_(2)安全储存状态划分的研究,最终明确了CO_(2)的安全封存量。结果表明:1)当含水饱和度(30%)和压力(10 MPa)一定时,增加CO_(2)含量(10%~90%)可大幅提高CO_(2)的有效封存体积分数(26%~93%);2)压力的提升(10~30 MPa)促进了CO_(2)在油相中的溶解,从而略微降低了储层的封存能力(18%~7%);3)含水饱和度对储层封存CO_(2)的能力的影响微乎其微。该研究旨在阐明不同条件下CO_(2)的构造埋存量,为相关研究提供借鉴。

新疆后峡盆地煤层气井产量影响因素分析

新疆后峡盆地煤层气井单井产量差异悬殊,单井产量控制因素不明确,采用统计分析、线性回归分析法和灰色关联数学分析法,对煤层气井单井产能影响因素进行了定量表征。基于后峡盆地煤层气井单井产能差异性,煤层气井主要被划分为了3种不同的类型;I类煤层气井储层特征好,采用较小的加砂强度和加液强度,结合较小的压降,排采效果好;III类煤层气井储层特征较差,尤其是含气量较低,采用同样的储层改造手段和排采制度较难获取好的排采效果。对筛选的22个影响煤层气井产能的因素进行定量评价分析,研究表明:含气量对煤层气井产能具有显著的控制作用,而储层改造程度和排采制度的合理制定,是煤层气井高效生产的关键。

基于Stacking算法集成学习的页岩油储层总有机碳含量评价方法

总有机碳含量(TOC)是页岩油储层评价的重要参数,而传统总有机碳含量测井评价方法精度较低且普适性较差,机器学习模型在一定程度上提高了总有机碳含量预测精度,但结果存在不稳定性。为了进一步提高页岩油储层总有机碳含量预测精度,基于有机质岩石物理特征和不同总有机碳含量测井响应特征的深入分析,优选出深侧向电阻率、声波时差、补偿中子和密度测井曲线作为总有机碳含量的敏感测井响应,并将其作为输入特征,以岩心分析总有机碳含量作为期望输出值,分别建立了决策树模型、支持向量回归机模型、BP(Back Propagation)神经网络模型,并建立了以决策树模型为基模型、支持向量回归机模型为元模型的Stacking算法集成学习模型。利用B油田A区块的岩心样本数据和实际井数据对不同模型预测总有机碳含量结果进行了验证,结果表明,基于Stacking算法的集成学习模型的总有机碳含量预测精度最高,相较于决策树模型、支持向量回归机模型、BP神经网络模型和改进的ΔlgR法,预测精度有较大提高。因此,基于Stacking算法的集成学习模型为该研究区最有效的总有机碳含量计算方法,这为准确地评估页岩油储层的生烃潜力、确保页岩油储层的高效开采及资源利用奠定了基础。

延长油田三胜区延9油藏注水开发效果评价

延长油田三胜区延9油藏边底水发育,油井产量递减快、含水上升快、关停井较多等问题逐渐凸显,需要对注水开发效果进行综合评价。从井网形式、井网密度以及含水率采出程度、水驱指数、存水率、耗水率等方面进行了评价。结果表明,研究区延9油藏以单向、双向受效井为主,水驱控制程度为84.28%,地层压力保持水平为66.84%。为保持地层能量,需加强注水,但考虑到底水发育,井组注采比不宜过高。研究结果可以指导延9油藏科学高效开发,为下一步精细注水开发及调整措施提供理论依据。

白云凹陷浅层气开采过程中储层性质的影响因素

由于深水浅部地层胶结性差、强度低,浅层气开采过程中极易出现储层失稳坍塌情况,严重制约浅层气的产能,为了深入了解浅层气开采过程中储层变化规律,开展了针对浅层气储层开采过程中的出砂模拟实验,并分析了不同黏土含量、主控开采参数和孔隙度对储层产气和产砂情况的影响。研究结果表明:压敏效应和微粒运移同时存在,近井端压敏效应造成的渗透率损伤更严重,在保证地层稳定的前提下,随着时间推移,小程度的微粒运移可使孔隙连通性增加,对稳定产气、提高渗透率有积极作用;随着气体产出,储层内水分也会被携带产出,且部分束缚水会转化为可动水,研究结果可为海域浅层气井的防砂增产提供参考。

基于砾石母岩成分的火山碎屑岩储层评价方法

某盆地断裂系统复杂,具有“多物源、短物源、相变快”的断陷盆地特点,T组发育一套稳定的砂砾岩,具有较大的勘探潜力。受火山作用、水动力、物源等多方面影响,岩石中普遍含有凝灰质,火山碎屑岩广泛发育。通过岩石薄片实验分析可知,砾石母岩成分多样,主要为花岗岩、流纹岩、安山岩、粗面岩、泥质粉砂岩、玄武岩、凝灰岩等,且不同矿物组分骨架参数变化大。这导致储层孔隙度计算精度低、孔隙结构复杂、流体识别难等问题。以岩石薄片分析及钻井取心精细描述为基础,结合测井响应特征,建立不同砾石母岩成分类型的常规测井识别方法。以地质和电化学实验为基础,确定凝灰质基质部分(泥粒级以下)与黏土具有相似的附加导电性,几乎所有测井响应都在不同程度上受到这部分细粒物质的影响。因此,把凝灰质基质部分和沉积岩中的泥质含量统一,首次提出用“泥质+凝灰质”(下文简称“泥+灰”)含量替代泥质含量,并计算“泥+灰”的含量,消除凝灰质对火山碎屑沉积岩储层导电的影响。该方法可为储层评价、地质建模、压裂方案的制定提供技术支持。

雷61储气库边界断层封闭能力评价

在雷61储气库运行中发现F2断层承压上限不明确的问题,该问题可能会导致储气库发生天然气泄漏。因此以雷61储气库边界断层F2为研究对象,针对F2断层的封闭能力进行评价。首先在对断层的地震剖面和测井数据进行解释的基础上,统计边界断层F2储层段厚度和断距,建立断层三角图,确定边界断层F2的封闭类型。对接封闭的封闭能力远大于断层岩封闭的封闭能力,因此主要评价断层岩封闭能力。基于测井数据和断距距离曲线,使用断裂控藏团队自主研发的FAPSeal_3D软件进行断层带泥质含量计算,基于上述计算结果,调研相关公式并进行烃柱高度计算。结果表明,边界断层F2控圈范围内封闭能力较强,其封闭能力可支撑储气库安全高效运行。

川东南地区龙马溪组深层页岩储层差异性及其对含气性影响研究

通过对四川盆地东南缘永川地区Y-A井、以及林滩场构造区内L-B井钻井资料为基础,开展岩石学、微观孔隙结构等储层特征研究,并对比两个区块同一套深层页岩储层差异性及其对含气性的影响。结果表明:Y-A井和L-B井有机地化特征相差不大,有机质热演化程度适中;两井孔隙类型极为相似,均主要发育有机质孔、黏土矿物和黄铁矿晶间孔等。造成两井含气量差异的主要原因是所处构造位置,主要反应在Y-A井多是层内张裂缝或顺层剪切缝,而L-B井以高角度穿层裂缝为主,穿层裂缝使得页岩气逸散,造成含气性大大降低。

鄂尔多斯盆地中东部本溪组深部煤岩分形特征与成储机理

对鄂尔多斯盆地石炭系本溪组8^(#)深部煤岩的代表性样品的煤岩工业组分、物性特征、孔隙特征进行实验分析,进而结合分形维数的方法对煤孔隙的非均质性展开研究,明确了煤岩工业组分对储层的影响机理。研究结果表明:(1)鄂尔多斯盆地中东部本溪组8^(#)煤岩的渗透性能和孔隙连通性较好,中上部煤岩的煤岩工业组分和储层物性优于下部;(2)研究区分形维数较高,孔隙结构复杂,储层非均质性较强,当灰分<20%时,少量矿物填充孔隙和裂隙,使得孔隙结构复杂程度减弱,储层逐渐均一,当灰分>20%时,大量的杂质矿物胶结和填充孔隙和裂隙,导致储层的非均质性增强;(3)煤岩的孔隙度受到灰分和热演化程度的影响,当灰分含量较低时,由于高热演化程度的煤发育大量的微孔,孔隙度升高,但会导致孔隙结构复杂,非均质性增强;(4)结合实验结果和工业组分对深部煤层气体扩散、运移影响进行研究,建议以低灰分低水分(A_(d)<20%,M_(ad)<2%)的中上部煤岩层段为优质深部煤层气开采层段。

东胜气田致密砂岩储层甜点预测关键技术与应用效果

东胜气田新召气区位于伊陕斜坡、伊盟隆起、天环拗陷3个一级构造单元结合部,受古地貌和物源影响,不同河道沉积差异大。主要目的层盒1段发育辫状河沉积体系,储层致密且具有典型的低孔、低渗特征,有效砂岩储层薄且含气非均质性强,地震资料分辨率低,甜点预测难度大。据此针对性开展辫状河致密砂岩储层甜点地震预测关键技术研究。首先基于三维地震相对等时面建立地层格架,采用空间相对分辨率地层切片技术刻画不同期次河道砂体空间展布;然后采用小波变换时频分析技术将地震资料从时间域转换到频率域,基于分河道地震资料瞬时频谱差异分析,分别采用低频能量比和ABV吸收属性实现定性含气性预测,有效支撑井位部署;最后开展井震结合深度域相控地质统计学反演,实现储层定量预测,指导水平井轨迹精准设计及优化。应用该技术系列后,研究区气层钻遇率较之前提高7个百分点,取得良好的应用效果。

热蒸发烃气相色谱不可识别烷烃在东营凹陷油气层含水性判别中的应用探索

热蒸发烃气相色谱分析技术在以往的应用中主要基于正构烷烃的峰型、碳数范围、主峰碳等参数来判定储层特性,而对于与之伴生的异构烷烃等不可识别烷烃的碳数分布特点鲜有研究。以东营凹陷油气层为例,通过试验观察发现,不可识别烷烃数值的大小与油气层的含水性具有一定的相关性。为此,开展了不可识别烷烃与油气层含水性的相关性研究。首先对热蒸发烃气相色谱分析中产生的不可识别烷烃采取分区定名并读取其峰面积,然后进行各个分区峰面积叠加,计算不可识别烷烃总峰面积,最后利用不可识别烷烃总峰面积分别与热蒸发烃定量总峰面积、正构烷烃总峰面积的比值两个参数来辅助进行储层油气水层综合解释评价。现场应用表明,该方法可有效提高储层解释精度。

元素俘获谱测井在深水潜山储层的评价应用

潜山油气勘探在世界范围内获得了较大的成果,但其储层评价技术流程以及实践应用较少。ECS能谱测井能够间接测得地层主要元素含量,进而计算出地层主要矿物含量。以琼东南盆地YL1井为例,计算了地层主要矿物成分以及含量,并得到了岩石骨架参数之一的密度参数,能为后续地质评价以及岩石物理建模提供一些较为关键的地质信息。

库车坳陷深层盐下白垩系储集层氯盐分布模式及意义

库车坳陷克拉苏构造带盐下白垩系巴什基奇克组储集层分布了一批高产、稳产的天然气藏群,其储集层为超深、高温、超压致密砂岩储集层,孔隙度越高,氯盐含量越高,储集层视电阻率越低,储集层中氯盐的分布严重影响流体识别,其对盐下致密砂岩物性的影响较明显。利用岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、氯盐含量、常规测井曲线分析等,系统分析了库车坳陷盐下白垩系巴什基奇克组储集层氯盐的分布特征。根据氯盐含量、电阻率、氯盐来源等的差异,提出盐下储集层氯盐分布具有顶渗、侧渗和局部封存3种模式。顶渗模式与侧渗模式的电阻率仅受氯盐含量的影响,顶渗模式储集层氯盐含量呈垂向分带特征,随氯盐含量的降低,电阻率升高;侧渗模式储集层氯盐含量呈横向分带特征,电阻率自构造带边缘向中心表现出由高到低再升高的趋势;局部封存模式电阻率受应力和氯盐含量的共同影响,氯盐含量分布具有偶发性,电阻率变化幅度大。根据测井响应特征划分了各模式的分布段序列,顶渗模式自上而下发育盐层段、泥岩封隔段、饱和氯盐强影响段、未饱和氯盐强影响段、未饱和氯盐影响过渡段和氯盐未影响段;侧渗模式在顶渗模式基础上多发育过饱和氯盐影响段;局部封存模式从上到下划分为盐层段、泥岩封隔段、强挤压应力氯盐未影响段、氯盐应力混合影响段和氯盐应力未影响段。

基于InSAR的乌东德水电站库区边坡形变监测及分析

水电站建成投产后,水库水位变化频繁,改变了库岸边坡原有的稳定性,易诱发边坡失稳破坏,从而对水电站的安全运行及周边居民区产生一定安全隐患。为了更好地掌握乌东德水电站蓄水过程中库区边坡的形变情况,通过SBAS-InSAR技术对该区域2020年5月至2022年8月间的升降轨哨兵数据进行解算,获取了研究区的地表形变特征;结合库水位变化情况、SAR数据反演出的边坡土壤含水量后向散射系数,对识别出的5处不稳定区域的形变机理进行分析。结果表明:运用升降轨InSAR可准确识别出库岸边坡的形变情况,研究区最大年平均沉降速率为-92 mm/a;库岸边坡的形变趋势与库水位及土壤含水量后向散射系数变化有着明显的相关性,水库蓄水是致使边坡体加速沉降的主要因素。

提高煤系页岩储层TOC计算精度的改进方法

总有机碳含量(TOC)是决定烃源岩质量的最重要参数。为了准确评价煤系页岩气储层的TOC参数,以四川盆地Q区龙潭组C1井海陆过渡相页岩气储层为例,对提高储层TOC参数计算精度的方法进行了研究。根据研究区的地质特点,结合自然伽马能谱测井数据,对原始Δlog R方法进行改进,形成了基于自然伽马能谱测井的双Δlog R方法。首先,将岩心TOC数据按岩性分为煤层和非煤层,然后,将自然伽马能谱测井数据(钍钾比(Th/K)和钍铀比(Th/U))分别与煤层TOC和非煤层TOC进行相关性分析,各自选择最高相关性的数据与Δlog R拟合,计算煤层和非煤层的TOC。结果表明,基于自然伽马能谱测井的双Δlog R方法和传统方法相比,C1井煤层和非煤层TOC计算相关性最高可以提高到0.78和0.85,煤层和非煤层TOC的绝对误差最低都可以降到0.01%,煤层和非煤层TOC的相对误差降低到14.93%和12.53%。将基于自然伽马能谱测井的双Δlog R方法应用于四川盆地S区Y组C2井,取得了较好的效果。改进的方法适用于研究区页岩气储层黏土含量高,非均质性强,且存在黑色煤层的页岩储层,有效弥补TOC与铀(U)含量无明显相关性的不足,具有较好的适用性和推广性,可以有效辅助研究区页岩气储层的勘探开发。

基于VTI介质的页岩储层地应力预测方法及应用研究

地应力对页岩气的采集及储层改造具有重要的指导作用,准确的地应力预测可以为优化压裂改造提供依据。页岩储层纵向上存在各向异性特征,为提高页岩储层地应力预测精度,将页岩储层等效为横向各向同性介质(VTI)模型,结合等效模型刚度矩阵参数、弹性系数及结构应变系数,开展页岩储层地应力场及应力差异比的三维模拟,预测水平主应力值、应力方向及应力差异比;并将地应力与储层裂缝、含气量相关参数相结合,分析三者之间存在的联系,并将该方法应用于试验工区龙马溪组页岩储层的地应力预测中。结果表明,基于VTI介质模型的地应力预测结果相较于基于各向同性模型的精度更高,工区应力差异比整体较大,进行压裂改造较困难,压裂不易形成较好的裂缝网络;随水平最大主应力的增大,曲率值减小,含气量存在减小的趋势。

基于全直径岩心二维核磁共振测量的低阻油层评价方法

河套盆地临河组砂岩储层中油层类型多样,低阻油层普遍存在,油层识别难度大。本文通过室内柱塞样岩心离心状态、饱和状态测量核磁T谱,结合测井资料及油水分析,明确河套盆地临河组砂岩低阻油层主要成因;根据移动式全直径岩心核磁共振Ti一T,现场测量数据,分析不同流体组分T1-T,图谱特征,明确典型油层、低阻油层、水层孔隙流体组分分布特征规律,确定二维核磁TI-T,图谱中油水信号的分布特征;同时,根据低阻油信号在二维核磁Ti-T,图谱中的分布特征建立含油饱和度计算模型,实现低阻油层含油性定量评价;形成了基于全直径岩心二维核磁共振测量的低阻油层评价方法,该方法在河套盆地规模化应用,效果显著。

鄂尔多斯盆地东缘上古生界太原组储层特征及评价方法

针对太原组致密岩储层储层的岩性和物性非均质性强,有效储层发育特征不清楚,影响了对天然气储层富集规律的认识,以测、录井等基础地质资料进行深入挖掘,详细分析太原组储层特征,发现以下几点认识:(1)太原组储层是典型致密砂岩,岩性主要是细-粗粒岩屑砂岩,石英砂岩,低孔低渗,潮坪、砂坝、水下分流河道等强水动力沉积形成的储层是有利于成藏区,易形成致密砂岩甜点区;(2)应用气测衍生数据与甲烷异常倍数以及测井资料中的敏感参数,伽马、渗透率与补偿密度与补偿中子的差值φD-N交会图进行评价有比较好的效果,能够快速识别储层含气性,有效指导后期勘探开发以及压裂选层。

非常规油气藏水基压裂液流变、携砂与破胶性能实验研究

滑溜水压裂液替代瓜尔胶压裂液并应用于非常规油气压裂液已取得巨大成功,但常规滑溜水压裂液携砂性能较差这一缺点无法得到有效的解决。因此,在常规滑溜水的基础上,提出了粘度可调的变粘滑溜水体系。为了明确瓜胶压裂液、常规滑溜水压裂液和变粘滑溜水压裂液三种体系之间的差异,本文系统性评价与比较了三种体系的流变、携砂与破胶性能,并结合非常规油气藏储层特征与开发技术难点,分析三种体系之间存在的优缺点。研究表明:相较于瓜胶压裂液和常规的滑溜水,变粘滑溜水在兼顾了增粘与携砂性能的基础上,也表现出了良好的破胶性能及低残渣含量的特点。此外,它还具备一定的减阻性能,使其成为未来常规压裂液体系的主要潜在替代产品。本研究为其他研究非常规油气藏水基压裂液技术的科研人员提供一定的借鉴。

多层系边底水气藏生产动态特征及见水时间预测方法

针对多层系气田不同层之间压力系统、水体能量、储层物性不同而导致的气藏生产动态规律差异明显的现象,以Z气田为例,分析了气井生产过程中凝析油含量变化规律,明确了影响凝析油含量变化的主控因素。研制了气井出水类型判别图版,通过计算井底与井口2种条件下天然气饱和水量的差值,能够判别气井出水类型。采用现代产量递减分析方法确定地层压力变化规律,基于气藏物质平衡方法,计算不同时刻气井的水侵量和水侵替换系数,明确了气井3种见水模式。建立了考虑储层倾角的边水气藏见水时间解析预测方法,研制了不同储层倾角、日产气量情况下的见水时间预测图版,为Z气田未投产气藏以及同类型气藏的高效开发提供了技术支撑。