超临界CO_(2)压裂裂缝特征研究现状与展望

为加强对超临界CO_(2)压裂裂缝特征的认识,指导超临界CO_(2)压裂技术的发展,总结了前人对超临界CO_(2)起裂、扩展和导流能力特征的研究。结果表明:超临界CO_(2)压裂裂缝起裂压力比液态和清水压裂低,其主导原因是超临界CO_(2)的低黏度和高扩散性使孔隙压力增大起裂压力降低;超临界CO_(2)压裂裂缝扩展影响因素复杂,主要受CO_(2)相变、岩石弱面结构等因素主导,但具体机理尚不明确,还需研发实验装置和建立裂缝扩展三维模型进行更微观细致的研究;超临界CO_(2)压裂裂缝比清水压裂裂缝的粗糙度和迂曲度更大、裂缝缝长更长,但缝宽小,裂缝的有效性不足;超临界CO_(2)压裂可使天然裂缝和人工裂缝剪切错位,也可进入微裂缝孔隙,破坏岩石矿物胶结,导致岩石矿物脱落形成自支撑,自支撑裂缝提供了导流能力,但形成机理及维持方式还需进一步研究。该研究可为超临界CO_(2)压裂裂缝特征研究提供参考。

连续油管分簇射孔管柱通过能力分析模型及影响因素研究

针对连续油管输送分簇射孔管柱存在下井遇卡的问题,考虑井眼轨迹、井筒约束、工具串变径结构、工具变形及连续油管屈曲效应等作用的影响,采用微元法建立连续油管输送分簇射孔管柱通过能力分析模型,分析连续油管输送1桥塞+2簇射孔枪管柱在井筒中的通过能力。研究表明:作业工具串下入过程不会遇卡,连续油管输送分簇射孔管柱能够下至预定井深3850 m;直井段越长、水平段越短的井眼轨迹越有利于管柱的下入;射孔分簇数量越少、射孔枪规格越小、连续油管规格越大的管柱通过性更好。该分析方法可为现场连续油管射孔管柱作业参数优选和操作提供技术支持。

玛东地区二叠系火山岩成藏特征及勘探潜力

针对玛东地区二叠系构造不明确且目的层系油气有利成藏区不清等问题,采用地质综合评价方法及地震储层预测技术,深化对玛东地区二叠系佳木河组—夏子街组构造、沉积及成藏等方面的研究,明确玛东地区二叠系火山岩体油藏地质特征,优选出玛东地区二叠系油藏有利评价目标并开展井位部署。研究结果表明:玛东地区MD1井区发育低凸背景下的规模火山岩异常体结构,纵向有利含油层系为二叠系佳木河组,火山岩异常体特征清晰、成藏条件有利,建议在MD1井区部署评价井MD103井,亟待利用该井部署钻探取得玛东地区二叠系重大突破。研究成果对打开玛东地区深层火山岩异常体勘探新领域具有重要的指导和借鉴意义。

新疆超稠油油藏采出砂调剖技术研究及应用

针对注蒸汽热采稠油油藏非均质性严重、中低渗层动用状况差、高渗层汽窜干扰严重等问题,通过室内实验,向油田采出砂中加入固化剂(无机盐类)、分散剂(膨润土)、促凝剂(片碱),自主研制出新型KWF复合堵剂。其具有固化时间可调(3~300 h)、抗压大于6 MPa、耐温大于350℃的特点。该体系在注入高渗汽窜通道后与地层岩石胶结,封堵率大于85%,且不损害中低渗透层。现场应用表明,该体系可有效封堵大孔道,提高产油量,阶段累计增油可达1057 t。采出砂调剖技术既解决了采出砂的环境污染问题,又降低了稠油热采开发成本,对提高油田最终采收率和经济效益具有重要意义。

渤海湾盆地岩浆侵入活动与油气成藏特征

随着火山岩油气藏勘探不断取得重要进展,火山岩发育区已从油气勘探的禁区转变为靶区,但对于岩浆侵入油藏的石油地质研究还相对较少。结合岩浆特点和侵入活动特征,开展渤海湾盆地岩浆侵入活动对烃源岩演化、围岩储集性能、油气运移、油气保存等油气成藏特征分析研究,进一步明确了渤海湾盆地岩浆侵入油气藏重点勘探目标。结果表明,岩浆侵入有利于烃源岩演化、储层发育、圈闭形成等后期油气成藏。该研究对岩浆侵入油气藏勘探开发及综合地质研究具有一定促进作用。

砾岩油藏聚合物驱水流优势通道特征及其对剩余油的影响

针对QD1油藏克下组砾岩油藏含水上升快、产液速度高的问题,运用Rdos软件栅状模拟和Eclipse化学驱模拟刻画聚合物驱不同阶段水流优势通道及其与剩余油分布关系。结果表明:QD1油藏克下组油藏水流优势通道可分为2种类型,在聚合物驱4个阶段中,前缘水驱阶段和回返递减期分别发育6条和17条Ⅰ类通道,集中于水平压裂缝和储层相对高渗带,见效高峰期和聚合物驱稳产期以近东西向的Ⅱ类通道为主;水流优势通道是控制克下组砾岩油藏剩余油分布的重要因素,研究区东部剩余油呈鸟足状、环岛状分布在水流优质通道间,随水驱波及范围扩大,剩余油缩小为团块状、点状,西部剩余油则呈带状、线状分布在断层附近。该研究为QD1油田水流优势通道封堵措施设计、改善砾岩油藏聚合物驱效果提供依据。

高泥质砂岩油藏防膨控砂体系性能评价与应用

黏土膨胀及微粒运移的综合作用是影响高泥质砂岩油藏开发效果的主要原因,常规工艺难以同时满足防止黏土膨胀、有效控制微粒运移的要求,因此,需要创新控砂理念,开发具有针对性的防膨控砂体系。新型防膨控砂剂体系复合了优质防膨剂及控砂剂新材料,利用优质防膨剂防止高泥质组分膨胀伤害地层,同时含有酰胺基、氨基等功能性官能团的控砂剂与储层微粒通过氢键、静电作用相互吸附,形成稳定均匀的分子膜,可固定地层粉细砂或黏土颗粒。性能评价表明:防膨控砂剂体系防膨率大于90%;耐冲刷排量达6 000 mL/h,远高于常用抑砂剂900 mL/h的指标,对不同粒径微粒均具有良好的控砂作用,储层深部防膨控砂作用显著。截至2018年12月,现场应用15口油井,控砂成功率达100%,累计增油达18 900 t,应用效果良好。易于成膜的分子结构设计,巧妙解决了控砂性能与渗透率、保留率之间的矛盾,为成膜型控砂剂的研究开辟了新的方向。

车用35MPa玄武岩纤维增强复合材料气瓶自紧工艺研究

为了研究和分析玄武岩纤维增强金属内胆压力容器在自紧作用下的容器性能,以工作压力为35 MPa的玄武岩纤维增强绕复合材料气瓶为研究对象,依据经典网格理论建立气瓶有限元模型,分析自紧工艺对玄武岩纤维增强复合材料气瓶应力大小及分布影响,根据DOT-CFFC标准,提出最佳自紧压力。研究表明:自紧后,玄武岩纤维增强复合气瓶纤维层在35 MPa工作压力下的应力强度明显高于自紧前,气瓶纤维强度利用率大幅度提高;在60~80 MPa工作压力下随着自紧压力增加,气瓶内衬的最大Von-Mises应力减小,内衬受力降低,纤维层最大Von-Mises应力增大,纤维增强作用提高;当自紧压力为64.89 MPa时,气瓶的承载性能最佳,此时气瓶的内衬承载能力和纤维层利用率比自紧前分别提高了37.63%、33.22%;爆破压力下自紧压力不影响气瓶内衬和纤维层应力大小。该研究成果能大幅提高玄武岩复合材料气瓶的承载能力,有助于天然气汽车的应用推广。

基于PCA-NB方法的煤层气井压后产量预测研究

针对煤层气井压裂后产量预测方法准确率低的问题,运用主成分分析方法得到影响煤层气产量的主成分参数,在此基础上运用朴素贝叶斯方法对目标区块煤层气井主成分与产量进行训练,得到基于主成分分析-朴素贝叶斯方法的产量预测模型。研究结果表明:PCA-NB方法对煤层气井压裂后产量预测的准确率达到了84.1%,该方法与单纯的主成分回归方法(预测准确率为64.8%)、朴素贝叶斯方法(预测准确率为76.4%)以及神经网络方法(预测准确率为73.5%)相比,预测准确度较高。该研究成果对煤层气井压裂选井选层及压裂参数优化有重要意义。

准噶尔盆地西北缘二叠系风城组储层发育特征及油气富集因素

为了明确准噶尔盆地西北缘二叠系风城组储层的发育特征,分析控制油气富集的主要因素,指导下步勘探开发,通过钻井、岩心、薄片和扫描电镜等资料的观察与分析,对储层的岩石类型、储集空间、物性特征及其对油气富集的控制作用进行了研究。研究表明:研究区内二叠系风城组储层类型主要包括碎屑岩、云质岩和火山岩,储集空间主要为原生孔隙、溶孔和裂缝;碎屑岩储层整体为低—中孔隙度,平均值为7. 32%,粒内溶孔是其主要储集空间类型;云质岩储层孔隙度平均值为4. 62%,溶孔和裂缝是其主要储集空间类型;火山岩储层孔隙度平均值为2. 60%,溶孔和裂缝是其主要储集空间类型;优质储层控制了油气富集成藏,物性较好的储层含油性好。在此基础上,讨论了沉积作用、成岩作用以及构造作用对优质储层的控制作用,并预测了不同类型优质储层的空间展布。该研究对准噶尔盆地西北缘二叠系风城组储层下步勘探部署有较强指导意义。

上市储量评估中指数递减法合理递减率的选取

针对上市储量评估中指数递减法合理递减率的选取缺乏规范和指导,评估结果因人而异的现状,基于阶段递减率定义,对不同生产状况下的产油量递减率、含油率递减率和开井数修正产油量递减率进行了深入研究和对比分析,明确了三者之间的数学关系,确定了指数递减法产油量预测合理递减率的选取依据。研究表明:当评估单元产油量、含油率和开井数修正产油量均有明显的递减趋势时,选取开井数修正产油量递减率进行产量预测;产油量、开井数修正产油量无递减,含油率有明显递减时,选取含油率递减率进行产量预测。该研究可为指数递减法合理递减率的选取提供指导,为更好地开展SEC上市储量评估工作提供借鉴。

德惠断陷沙一段凝灰岩储层特征及测井识别

为明确德惠断陷沙一段凝灰岩储层特征,以薄片、X衍射分析、物性等资料为基础,开展了凝灰岩储层微观特征研究。结合测井曲线,利用GR-DEN、AC-DEN和Rt-AC曲线交会图版将凝灰岩储层从围岩中区分开来。研究结果表明:沙一段储集空间的岩石类型为晶屑凝灰岩、玻屑晶屑凝灰岩和凝灰质砂岩;凝灰岩中的主要矿物为石英和长石,储集空间类型为以长石溶蚀孔为主的次生孔隙;凝灰岩储层具有中低孔、超低渗微细喉道的特征,微小的孔喉和以伊蒙混层为主的强水敏黏土矿物导致渗透率极低。由测井曲线交会图版可知,凝灰岩储层具有低的DEN,相对高的GR与AC和较低的Rt特征。该研究对德惠断陷沙一段凝灰岩油气藏的勘探具有指导意义。

天然裂缝对水力裂缝延伸的影响研究

基于水力裂缝与天然裂缝的等效平面力学理论,综合考虑裂缝剪切与张性破坏机制,建立水力裂缝延伸数值模型,对天然裂缝作用下的水力裂缝延伸方向、延伸形态进行综合分析。结果表明:当天然裂缝位于井周附近时,在水平最大应力方向上,天然裂缝在靠近井眼位置时,容易对水力裂缝产生转向作用,在水平最小应力方向上,天然裂缝远离水力裂缝延伸方向,对水力裂缝延伸的影响也逐渐减小;当天然裂缝与水力裂缝相遇时,在低逼近角条件下,水力裂缝易转向,并沿天然裂缝延伸,在高逼近角条件下,则易直接穿过天然裂缝;低裂缝强度和低水平应力比值条件下,天然裂缝对水力裂缝延伸影响更明显。通过大尺寸真三轴水力压裂实验对数值模型进行验证,数值计算结果与实验数据吻合良好,证明该模型的适用性。该研究成果可为天然裂缝发育储层水力压裂提供一定理论指导。

胜利油田高温高盐稠油油藏复合驱技术

为提高胜利油田孤岛油田东区油藏化学驱油体系的耐温性、抗盐性、增黏性,研制了新型二元复合驱油体系。根据聚合物驱水油黏度比与提高采收率的关系,确定了聚合物的合理黏度,利用动态界面张力分析,研究了驱油体系各组分之间的相互作用。实验结果表明:油藏条件下分子质量为22×10~6的超高分子质量聚丙烯酰胺可满足驱油要求;石油磺酸盐(SLPS)与烷醇酰胺类非离子表面活性剂(GD-1)复配能大幅度提高体系的界面活性和抗钙能力;高效二元复合驱配方为0.18%聚合物+0.2%SLPS+0.2%GD-1,室内提高采收率17.4个百分点。孤岛东区Ng3-4二元复合驱先导试验于2011年实施,试验后综合含水率从94.7%降至80.9%,日产油由279 t/d增至778 t/d,截至2016年8月,试验区已累计增油65×10~4t,提高采收率6.0个百分点,预测可提高采收率11.3个百分点。研发的新型二元复合驱油体系可满足胜利油田高温、高盐稠油油藏开发的需要,先导试验的成功为同类油藏大幅度提高采收率研究提供了借鉴。

低压低产积液气井复产新工艺

针对低压低产积液气井因作业液返排困难,井筒积液,采用常规复产工艺无法实现有效排采,对储层造成二次伤害,严重制约气井产能发挥的问题,在对比研究泡排、连续油管+液氮或膜制氮气等复产工艺的优缺点基础上,设计了一种邻井高压气源+生产流程辅助的复产新工艺。建南气田实际应用结果表明:低压低产气井采用该工艺,具有经济、实用、高效的优点,气井复产周期可缩短60%左右,有效改善了气井生产状况,且在避免环境污染的同时具有良好的经济效益。该技术为低压低产积液气井的排采工作提供了新思路。

白云深水区珠海组陆架边缘三角洲沉积演化

针对白云深水区渐新世陆架边缘三角洲沉积规律尚不明确的问题,根据沉积学理论,结合测井、地震、岩心资料,在分析研究区珠海组陆架边缘三角洲沉积微相特征的基础上,对其内部结构和期次划分进行探讨,揭示了此类沉积体系垂向动态演化特征并建立演化模式。研究发现,研究区陆架边缘三角洲具有前积层厚度大、发育深水遗迹化石、伴生发育海底扇等特征。依据地震剖面上前积结构样式的不同,由底至顶可划分为4期,第1期受断裂坡折影响,三角洲前方的海底扇发育;后3期受沉积坡折影响,第2期沉积期物源供应充分,沉积范围较第1期大;第3期沉积期海平面上升到最大,其范围及其前方滑塌规模均最小;第4期沉积期海平面又发生大规模下降,三角洲前方的滑塌发育规模最大。该研究丰富了中国渐新世陆架边缘三角洲沉积体系的认识,可为深水区的油气勘探提供借鉴。

高石梯-磨溪碳酸盐岩气藏斜井产能评价

针对高石梯-磨溪碳酸盐岩气藏应力敏感性强、斜井产能评价困难的问题,在储层类型描述的基础上,运用物理模拟实验方法,分析裂缝-孔洞型、孔隙-溶洞型及孔隙型储层的应力敏感特性和非达西渗流特征,采用曲线回归方法求取储层应力敏感和高速非达西渗流系数方程,在稳态渗流的条件下,建立考虑井斜、储层应力敏感和高速非达西的产能评价数学模型。根据储层岩石、流体特性与生产动态,应用现代产量递减分析方法,确定地层渗透率与单井控制半径,对模型进行求解计算。与矿场测试无阻流量相对比,计算结果平均误差小于6.0%,准确度较高。研究成果为应力敏感性碳酸盐岩气藏斜井产能评价提供了新的技术方法。

天然气水合物加热分解储层变形破坏规律研究

为避免开采天然气水合物导致储层变形破坏,引起环境灾害,研究加热法开采天然气水合物过程中水合物饱和度、储层物性参数、超静孔隙压力变化对储层变形破坏的影响。建立了反映水合物分解引起储层力学物性劣化规律的热流固耦合模型,基于ABAQUS二次开发功能编写场变量子程序,对南海神狐海域水合物加热开采诱导储层变形破坏规律进行数值模拟分析。结果表明:天然气水合物储层分解区和力学性质劣化区范围随温度升高呈扩大趋势;未采气条件下,储层超静孔隙压力以加热井为顶点随分解影响距离呈抛物线型分布,超静孔隙压力过大是导致天然气水合物盖层变形破坏的主要因素;储层塑性变形影响范围随温度升高逐渐扩大,先出现在水合物储层与盖层、储层与下伏层接触界面。该研究为天然气水合物安全开采提供了借鉴。

塔中地区柯坪塔格组储层致密化成因

针对塔中地区柯坪塔格组储层致密、非均质性强的特点,利用储层微观观察和测试分析手段,研究了储层成岩作用及其对储集空间的影响,结合孔隙定量化计算建立储层成岩—成孔演化模型。研究认为,该区储层存在二次致密化作用,其中中成岩B阶段晚期的碳酸盐岩胶结作用是储层剩余原生孔和次生孔损失的重要原因。发生在中成岩B期酸性和碱性叠加溶蚀作用促进了次生孔隙形成,是该区有效储层形成的重要原因。研究结果为该区柯坪塔格组储层致密化及非均质成因研究提供依据。

辽西低凸起中段潜山油气差异富集及主控因素

以钻井、地球化学、流体包裹体及磷灰石裂变径迹等资料为基础,分析了辽西低凸起中段锦州25-1S和绥中36-1潜山油气成藏条件及差异性,重点对油气来源、成藏期次、油气充注过程以及保存条件进行了研究。结果表明:锦州25-1S和绥中36-1潜山虽然储层、油源和输导条件略有不同,但造成油气差异富集的主控因素是保存条件;锦州25-1S潜山发育优越的区域盖层,且边界断层的活动性与油气运移、成藏的匹配关系良好;绥中36-1潜山盖层条件较差,更重要的是边界断层在油气成藏时期活动性过强,造成油气向东营组调整,是绥中36-1潜山构造高部位没有大规模油气富集的主要原因。分析该地区潜山油气富集的主控因素,指出斜坡区是绥中36-1潜山勘探的重要方向,对该区潜山油气勘探具有一定的指导意义。