改变低渗透油藏润湿性提高采收率技术研究进展

油藏岩石润湿性是储层物性的一个基本特征参数,是影响油田特别是混合润湿或油湿性低渗透油田开发的重要因素。文中针对目前通过改变油藏岩石润湿性以提高原油采收率方面的相关技术及研究进行了详细调研,系统总结了改变油湿性油藏岩石润湿性以提高原油采收率的方法。经过归纳总结,认为目前这些方法主要分为物理法、化学法和微生物法3大类。润湿性转变的机理是通过剥离岩石表面吸附的极性组分,还原岩石表面的亲水性;或在岩石表面形成双层吸附,使岩石表面润湿性反转为水湿,增加毛细管力的渗吸驱油作用。在充分认识岩石润湿性反转机理的基础上,有针对性地调节油藏岩石的润湿性,从而可以达到提高采收率的目的。

苏里格大型致密砂岩气藏形成条件及勘探技术

苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部,勘探面积约40 000km2,主要发育低渗、低压、低丰度的大型致密气藏。经过10余年的勘探,发现了目前我国最大的天然气田———苏里格气田,探明天然气地质储量2.85×1012 m3。总结其成藏地质条件和勘探技术发现,平缓的构造与烃源岩广覆式分布、稳定的沉积与储集体大面积分布、建设性成岩作用与相对高渗储层分布、天然气近距离运聚成藏与高的聚集效率等因素是苏里格大型致密气藏形成的主要控制因素;全数字地震勘探、复杂气层测井精细评价、致密砂岩储层改造等技术是苏里格大型致密气藏勘探开发的关键技术。

低渗低黏度油藏相渗曲线计算方法——丁型水驱特征曲线法

水驱曲线在低渗油藏中直线段的出现时间要早于中高渗透油藏,无疑加大了水驱特征曲线在低渗油藏的应用范围。而地层原油黏度是影响油藏含水上升规律的天然因素之一,对于水驱特征曲线具有选择性。尝试推导了利用丁型水驱特征曲线计算低渗低黏度油藏相对渗透率曲线的公式,给出了具体的计算实例,并进行了讨论。认为该方法得到的相对渗透率对于低渗低黏度油藏是具有代表性的,能满足一定的精度要求,具有一定的实用性。

樊学油田多层混输结垢原因及治理措施探讨

针对樊学油田地面集输系统结垢问题，开展了不同层位的注入水、地层水水质分析，配伍性研究及垢样分析等系列实验；明确了结垢机理及垢样组成，并优选出阻垢剂，阻垢率达到86％以上。现场进行了4个增压点和1个转油站加药试验，跟踪结果表明：加药后结垢速率降低8～10倍，防垢率80％以上，防垢效果明显。

基于集成学习的井漏智能预警模型及智能推理方法

水平井优快钻井技术加快了长庆油田致密油气大规模开发速度,但由于部分区域地层孔隙和微裂缝发育,承压能力低,极易发生井漏风险,严重制约了水平井提速提效。为进一步降低井漏风险,提高漏失预警的时效性和准确率,提出了一种因果关系约束下的井漏智能预警及漏失原因推理方法。基于漏失产生机理,分析了漏失风险的表征参数及其变化规律,将其作为输入参数约束条件,利用工况识别模型和特征变化规律准确定位井漏时间,基于BP神经网络和LSTM长短时记忆网络建立漏失风险预警模型,利用因果推断算法解释模型预警原因,结合风险机理实现警报约束。研究结果表明,LSTM集成网络井漏预警准确率达95.6%,基于集成学习的智能推理方法能够准确解释预警发生原因,对钻井现场及时采取井漏防范措施,保障水平井优快钻井具有重要意义。

鄂尔多斯盆地天然气勘探新领域、新类型及资源潜力

鄂尔多斯盆地蕴藏多种类型天然气资源。随着勘探领域由常规到非常规、浅层到深层深入,鄂尔多斯盆地逐渐展现出一批新领域、新类型天然气藏。基于近年来的勘探成果,梳理出深部煤层气、太原组灰岩气和铝土岩气、奥陶系盐下气、海相页岩气和深层元古界气等新类型气藏,并从沉积构造背景、源-储配置、封盖保存条件等方面进行了深入分析。通过分析其生-储-盖配置关系,总结不同类型天然气的成藏特征与差异,认为这些气藏整体上具有近源成藏、自生自储的成藏模式。在落实气藏富集特征的基础上,评价了各领域天然气藏的有利勘探区,明确了其资源潜力和储量规模。深部煤层气的有利含气区面积为6.9×10^(4)km^(2),资源量预计为13.80×10^(12)m^(3),预计可落实万亿立方米储量规模;太原组灰岩气藏的有利含气区面积为1.5×10^(4)km^(2),初步估算资源量为1.6×10^(12)m^(3),储量规模达5000×10^(8)m^(3);太原组铝土岩气藏的勘探面积为7000 km^(2),天然气资源量超过5000×10^(8)m^(3);奥陶系盐下马家沟组四段天然气的有利勘探面积为2.5×10^(4)km^(2),预计储量规模超过7000×10^(8)m^(3);乌拉力克组海相页岩的有利含气区面积为9000 km^(2),天然气资源量预计为1×10^(12)m^(3),并落实了含气富集区2个;深层元古界优选出2个天然气有利区,勘探面积为5.71×10^(4)km^(2)。鄂尔多斯盆地天然气资源仍具有较大的勘探潜力。

鄂尔多斯盆地华池地区X96井长7烃源岩地球化学特征及其对致密油成藏的意义

为深化致密油成藏机理,优选湖盆中部华池地区X96井展开全取芯的有机碳、热解、饱和烃色谱色质、干酪根镜检等分析及排烃、成藏等综合地质研究。重点利用这些分析测试资料对X96井长7烃源岩地球化学特征展开详细评价并探讨优质烃源岩在致密油成藏中的作用。X96井长7烃源岩包括油页岩、泥岩与粉砂质泥岩等3种类型,其中油页岩的有机质丰度高(平均15.8%),有机质组分以无定形体为主,有机质类型好(Ⅰ型为主),并处于生油高峰阶段,属于优质烃源岩。优质烃源岩生烃量大,强大的体积膨胀作用为其提供了充足的排烃动力,排烃作用较强,造成油页岩相对较低的残留沥青"A"转化率、饱和烃/芳烃值与产率指数,排烃效率超过70%。区域上,油页岩稳定分布于长7底部,上覆大范围致密砂岩,源储直接接触。此类广覆式展布的优质烃源岩大范围、高强度的排烃作用为致密油成藏提供了物质基础与动力来源,对近源致密油的成藏意义重大。

鄂尔多斯盆地定边地区中生界油藏包裹体特征及地质意义

通过红外光谱、荧光光谱及均一温度等包裹体测试结果,对鄂尔多斯盆地定边地区中生界储层的流体包裹体特征做了系统分析,进而确定该区目的层的成藏期次.研究表明,中生界储层含烃包裹体主要发育液态烃、含气液态烃2类.根据岩相学特征将烃类包裹体分为2期,均一温度峰值区间延安组为60～70℃和90～100℃、延长组为80～90℃和100～120℃,表明研究区主要发生过2期原油运移、充注过程.石油包裹体荧光光谱及红外光谱测试分析结果也表明储层经历了2期不同成熟度烃类充注,早期充注成熟度较低的原油,荧光光谱主峰波长段λmax为495 nm,荧光颜色为黄绿色、绿色;晚期充注的原油成熟度较高,λmax为470 nm,烃类包裹体主要发蓝绿色、蓝白色荧光.结合埋藏热演化史确定2期原油充注时间分别对应于侏罗纪晚期—早白垩世早期及早白垩世中晚期.

DMF新型超分子暂堵剂研发及性能评价

苏里格气田属于典型的致密油气藏,曾引用"重复压裂+体积压裂"堵老缝、造多级裂缝网络的理念进行压裂改造,但由于储层致密,常规暂堵剂难以有效进入裂缝进行封堵转向,无法达到预期效果。基于超分子热致凝胶机理,设计出了一种新型超分子热致凝胶暂堵剂DMF,并对其成胶、破胶、转向性能进行了测试。研究表明,新型暂堵剂DMF为受温度激发的热致凝胶体系,在低常温下为低黏度的液体,便于注入;受高温激发,在100～110℃迅速成胶,封堵裂缝,实现转向;持续升温后,自动破胶,实现解堵;其动态封堵能力为122.92 MPa/m,相比常规暂堵剂具有更好的封堵性能,是一种适合致密油气藏暂堵的理想转向剂。

自转向酸酸化体系的室内研究及现场应用

长庆三叠系油藏非均质性强,微裂缝发育,常规酸化时酸液易进入高渗带或微裂缝,进一步扩大出水通道,酸化后含水大幅度上升。针对这一问题,研制出一种新型黏弹性表面活性剂SUA-3—Gemini季铵盐自转向酸液体系,由于SUA-3分子结构中含有两个烷基和两个季铵盐,所以用其配置的胶束流体具有良好的黏弹性。该体系在60℃时与碳酸钙反应过程中黏度能迅速达到460 mPa.s,待体系pH值升高到6时,遇油黏度迅速降低至78 mPa.s,在地层中能够形成自转向,达到均匀布酸,自动破胶的目的。在现场进行了初步的应用,增产效果显著。

水平井生产测试管柱防垢工艺

水平井生产测试过程中,由于地层流体在经过水平井段测试工具处发生节流现象,流体压力、温度变化后发生结垢现象,导致井下测试工具表面结垢而无法正常工作。针对水平井生产测试工艺管柱的特殊性及常规采用套管连续加缓蚀阻垢剂防垢工艺无法应用的问题,开展了水平井结垢机理、防垢机理和化学挤注法防垢工艺技术研究,形成了水平井生产测试特殊管柱结构的防垢工艺技术,并在现场应用中取得了较好的防垢效果。

鄂尔多斯盆地东部山_2气藏储层特征及稳产接替评价

鄂尔多斯盆地东部山_2气藏主要分布在榆林气田及子洲气田,2012年形成68亿m^3年产规模,预计自然稳产至2016年。目前亟需开展地质与气藏工程综合研究,延长气田稳产期。本文主要从地质角度出发,针对气田周边神木双山地区,深入开展地质综合研究,对比分析榆林气田、子洲气田及其神木双山地区地质特征差异,制定富集区优选标准,筛选稳产接替有利区。通过稳产接替评价,可以延长气田稳产期3年。

鄂尔多斯盆地湖盆区延长组致密油“甜点”控制因素及预测方法

鄂尔多斯盆地湖盆区中生界延长组广泛发育致密油储层。对测井、岩心以及地震资料的综合研究表明:含油性主要受到烃源岩厚度与储层层位、平面位置的控制。烃源岩厚度越大,则其上覆储层含油性越好;湖盆华池、庆城一带致密储层自长61至长72越接近烃源岩,其含油性越好。致密油碎屑岩储层与围岩地震波阻抗差异较小,应用常规地震勘探方法较难识别。采用叠前反演、叠后反演、叠后能量衰减等多种地震方法进行了试验研究。结果表明:叠前纵波阻抗以及λρ参数反演可以较好地反映含油砂岩成层性和叠置性;叠后密度反演与叠前反演结合,可以在平面上判断不同时期含油砂体平面展布范围;分频衰减技术在剖面上可以较好地区分油层和干层,油层的调谐振幅频率往往比干层小5~10Hz,通过分频体相减的方法可以在平面上判断含油砂岩分布范围。

鄂尔多斯盆地延长组长7段烃源岩中磷酸盐化的浮游绿藻化石

浮游藻类如绿藻、沟鞭藻、疑源类、硅藻等为具有强大初级生产力的营浮游生活的光合自养型原生生物,因其具有极强的生油能力,是主要的成烃生物。鄂尔多斯盆地三叠系延长组长73段是重要的烃源岩,其中的浮游藻类化石一直备受关注。本文使用偏光显微镜、荧光显微镜、扫描电镜及能谱分析仪对来自鄂尔多斯盆地正75GC-1井和高135井中三叠纪延长组长7_(3)段的216张烃源岩样品的薄片进行了观察,在其中发现了4种数量丰富的磷酸盐保存的球状微体化石:类型Ⅰ和类型Ⅱ微体化石大小为18~30μm,单核单细胞,化石周围可见较为清晰的膜壳;类型Ⅲ大小为80~120μm,化石周围具有膜壳,膜壳较清晰,内部可见大量2~14μm大小的磷酸盐化小圆球体;类型Ⅳ微体化石大小为90~120μm,具膜壳或不具,内部为大量2~18μm的磷酸盐化微米级群体充填。对化石形态和埋藏学分析认为它们是浮游绿藻化石在胶被结构、细胞结构及细胞群体尚未完全分解前被富含磷酸盐的流体渗透矿化作用形成的。经过与化石绿藻和现生绿藻的广泛对比,将其归属于绿藻门绿藻纲团藻目衣藻科、团藻科以及绿球藻目卵囊藻科,分别建立为4个新属,4个新种:球状拟鞭藻Pseudocarteria globuloesis gen.et sp.nov.、椭球状拟衣藻Parachlamydomonas ellipasis gen.et sp.nov.、椭球状拟空球藻Paraeudorina spheroesis gen.et sp.nov.和卵状拟球囊藻Paraoocystis ovalsis gen.et sp.nov.。延长组中这些化石的发现进一步丰富了中晚三叠世浮游绿藻多样性的认识,并极大提升了对鄂尔多斯盆地延长组长7_(3)段深湖相烃源岩可能的生油母质的认识。