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1. 胜利油田CCUS技术及应用
张宗檩,吕广忠,王杰
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 812-822.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.003
摘要211)   HTML17)    PDF(pc) (4038KB)(142)    收藏

以CO2排放为核心的气候变化和以石油资源紧缺为核心的能源安全是制约我国社会经济可持续发展的两个重大难题。胜利油田针对CO2捕集和大幅度提高低渗透油藏采收率的技术瓶颈开展攻关研究,形成了CO2捕集、长距离安全输送、油藏工程优化设计、注采工艺设计、地面集输设计和驱油与环境监测等配套技术,建成了工业规模的燃煤电厂烟气CO2捕集、驱油与地下封存全流程示范工程。工业化测试表明,开发的基于新型多氨基CO2捕集溶剂(MSA)的捕集技术比传统的乙醇胺CO2捕集溶剂(MEA)捕集技术成本降低35 %,高89-1区块累计注入液态CO2 31×104 t,累增油8.6×104 t,封存CO2 28×104 t,中心井区已提高采收率9.5 %,预计提高采收率可达到17.2 %。

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2. 双碳愿景下中国石化不同油藏类型CO2驱提高采收率技术发展与应用
李阳,黄文欢,金勇,何应付,陈祖华,汤勇,吴公益
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 793-804.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.01
摘要149)   HTML9)    PDF(pc) (8297KB)(107)    收藏

CO2驱油技术具有提高原油采收率和CO2封存的双重目的,具有较大的发展前景,特别是碳减排的需要给予了技术规模应用较大的发展空间。中国石化CO2驱的发展历程可以分为单井吞吐、先导试验和全面推广应用3个阶段,经过50多年的发展,CO2驱油机理及配套技术已经较为成熟。结合中国石化油藏特点以及混相驱、近混相驱、非混相驱3种CO2驱动类型,建立了CO2驱油藏筛选标准。明确了低渗透油藏、致密油藏、中高渗透油藏这3类油藏的CO2驱油机理。以苏北盆地草舍油田阜三段油藏、花26断块阜三段油藏、洲城油田垛一段油藏以及渤海湾盆地正理庄高89-1块油藏为例,总结了中国石化典型区块的实际开发效果,表明CO2驱是提高原油采收率的重要方式。针对低渗油藏和中高渗透油藏CO2驱规模应用面临的技术瓶颈,提出进一步加强驱油机理和提高注气效果的研究,推进碳捕集利用与封存(CCUS)技术的发展,对于实现“碳达峰”“碳中和”和保障国家能源安全具有重要的意义。

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3. 中国石化低渗透油藏CO2驱油实践与认识
计秉玉,何应付
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 805-811.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.002
摘要134)   HTML12)    PDF(pc) (1798KB)(112)    收藏

针对水驱难以有效开发的低—特低渗透油藏,中国石化开展了30余个CO2驱矿场试验,取得了初步效果与认识。首先系统阐述了中国石化CO2驱矿场试验进展和典型油藏的效果,分析了技术政策和关键指标的变化特点,指出了中国石化发展CO2驱面临的问题,并提出了发展建议。分析表明,CO2驱解决了低—特低渗透油藏有效补充能量的难题,采用连续注气转水气交替的注入方式,方案实施6个月左右油井见效,平均单井增油1倍以上,换油率介于0.15~0.40 t/t。但中国石化低—特低渗透油藏最小混相压力多高于25 MPa,CO2驱混相程度低;同时,低成本气源匮乏,使得CO2驱经济效益受限。建议在争取国家政策补贴的基础上,实施CCUS(碳捕获、利用与封存)整体优化,并发展CO2与化学剂复合驱、尾追烟道气/氮气驱技术,改善驱油效果,提升经济效益。

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4. 致密油产量递减分析新组合方法研究——以玛湖致密油藏为例
刘文锋,张旭阳,盛舒遥,汪康,段永刚,魏明强
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 911-916.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.017
摘要117)   HTML8)    PDF(pc) (2361KB)(64)    收藏

玛湖致密油藏储层非均质性强,油井产能差异大、递减特征差异明显,产量递减分析及预测对油井生产制度管理以及油田开发方案的编制与优化具有重要指导意义,也是油藏动态分析的重要内容之一。然而现如今使用的Arps双曲递减、幂律指数递减、Valkó扩展指数递减以及Duong递减等传统经验递减模型具有不同适用性,采用这些方法对玛湖致密油藏压裂水平井生产数据进行拟合,精确度较低。为此,根据玛湖区块油井不同阶段拟合情况,探索了一种分阶段选择不同模型进行拟合的“组合新方法”,并在该区块进行了实例应用验证。研究结果表明:该“组合新方法”较传统经验递减单方法误差率低、吻合度高,且使用此方法对玛湖致密油井进行最终可采储量(EUR)预测的结果也较为准确,方法可行性强,对其他类似致密油藏单井产量递减规律研究及产能预测具有一定的借鉴作用。

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5. 枯竭气藏CO2埋存潜力计算方法研究
唐良睿,贾英,严谨,李广辉,汪勇,何佑伟,秦佳正,汤勇
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 858-863.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.009
摘要107)   HTML5)    PDF(pc) (1923KB)(73)    收藏

温室气体CO2地质封存是应对碳达峰和碳中和的重要手段,而枯竭气藏是埋存CO2优势显著的靶点。基于CO2在气藏中的不同存在形式,考虑溶解埋存和矿化埋存等机理,在气藏CO2理论埋存量计算方法的基础上,建立气藏CO2有效埋存量计算方法,可用于估算枯竭气藏CO2埋存潜力。建立低渗气藏机理模型,在开发后期进行CO2埋存,考虑CO2溶解于地层水及CO2与水和岩石发生矿化反应,对比计算结果与数模结果,超临界埋存量、溶解埋存量和矿化埋存量的误差分别为2.81 %、7.37 %和6.25 %,有效埋存量误差仅为3.06 %。

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6. 再论油气勘探开发哲学和创新性思维——纪念“中国陆上第一口油井”延1井
何发岐,徐兵威,邵隆坎
油气藏评价与开发    2022, 12 (2): 265-273.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.02.001
摘要106)   HTML16)    PDF(pc) (3370KB)(60)    收藏

油气勘探开发是创新性思维到实践认识的工作,油气首先在地质家的头脑里,勘探家要不断解放思想,要充满找油的激情,要用发展的眼光看问题,重新认识自我,重新认识地下,重新认识地质工程一体化的潜力,通过认识的不断发展研究油气藏地质情况。重新认识延1井的勘探发现,总结鄂尔多斯盆地油气藏勘探开发实践和野外地质考察,形成断缝体油藏理论。勘探开发理论认识的持续创新实现了鄂尔多斯盆地勘探开发的不断突破,年产油气当量超8 000×104 t,成为中国含油气盆地之首。总结中国石化华北油气分公司在鄂尔多斯盆地油气勘探开发中的经验,实事求是深化油藏认识成为油气藏勘探突破的关键,辩证思考的哲学方法能够在不同阶段获得油气地质新认识,精细描述油气藏是编制开发方案的基础,地质工程一体化实现致密油气藏效益开发。面对鄂尔多斯盆地油气勘探开发对象的复杂化,油气勘探要着眼于全盆地重新认识油气藏规律,通过勘探开发理论创新突破发现不同类型油气藏。

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7. 中美常压页岩气赋存状态及其对可动性与产量的影响——以彭水和阿巴拉契亚为例
蒋恕,李醇,陈国辉,郭彤楼,吴聿元,何希鹏,高玉巧,张培先
油气藏评价与开发    2022, 12 (3): 399-406.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.03.001
摘要105)   HTML19)    PDF(pc) (1918KB)(53)    收藏

美国阿巴拉契亚盆地Ohio组页岩、Marcellus组页岩等常压页岩气区已获得商业化开采,中国川东南地区五峰组—龙马溪组页岩虽已初步开发,但由于埋深大、储层物性差等原因导致产出效益没有美国典型页岩气田好。常压页岩气因储层深度导致绝对压力存在差异,从而对气体赋存状态产生影响,进而对含气性与可动性产生显著影响,因而亟须对中美常压页岩气储层条件、气体赋存状态、含气性、可动性差异等开展定量化研究。选取典型常压的中国彭水地区隆页1井五峰组—龙马溪组页岩与美国阿巴拉契亚盆地Marcellus组页岩与Ohio组页岩作为研究对象,以体积法为基础,综合考虑页岩储层温度、储层压力、成熟度、水、油对吸附程度与最大吸附能力的影响,以及温度、压力、孔隙度与含水饱和度对确定游离气量的影响,对三组页岩储层含气性进行评价,并以三组页岩储层压力作为起始压力,以5 MPa的降压幅度进行降压生产模拟,在分别阐明降压生产中吸附、游离气产出过程的基础上,揭示中美常压页岩气产量差异的根本原因:国内五峰组—龙马溪组页岩相比于阿巴拉契亚盆地Marcellus组页岩吸附能力较弱,吸附气量较低,游离气含量较低,导致总产气量也明显较低;而相比于Ohio组页岩,常压的五峰组—龙马溪组页岩埋深大,温度、压力高,由此造成吸附气采出程度极低,含气孔隙度略低导致游离气采出程度较低,二者综合导致总产气量也明显较低。

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8. 致密砾岩油藏CO2吞吐提高采收率可行性研究
范希彬,蒲万芬,单江涛,杜代军,覃建华,高阳
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 831-836.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.005
摘要100)   HTML8)    PDF(pc) (5939KB)(78)    收藏

基于原油与CO2以及CO2与储层岩石相互作用,揭示环玛湖致密砾岩油藏CO2提高采收率机理。利用高温高压核磁共振系统在孔隙尺度下监测了基质岩心CO2吞吐过程中原油饱和度的变化,研究CO2吞吐提高采收率可行性。采用岩心压裂和驱替系统开展三维物理模拟实验研究,研究裂缝对CO2吞吐提高采收率的影响。实验结果表明,CO2能够有效地溶解在原油中,补充地层能量,降低原油黏度,且改善储层润湿性。基质岩心中,衰竭式开采时的原油主要产于大孔隙,CO2吞吐能有效启动中孔隙和小孔隙,衰竭式开采后,三轮次的吞吐能够提高采收率23.1 %左右,而第一轮次的贡献率最大,为15.1 %,裂缝的存在能够增大原油与CO2接触面积,减小原油渗流阻力,最终提高采收率27.1 %。实验结果从孔隙尺度揭示了CO2吞吐提高致密砾岩油藏采收率的可行性。

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9. 浅层致密油藏空间编织井网开发数值模拟研究
冯宁,彭小龙,薛晓军,王超文,邓鹏,吴昊强
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 897-904.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.015
摘要97)   HTML6)    PDF(pc) (3494KB)(31)    收藏

浅层致密油藏中水力压裂容易产生水平缝。对于水平井而言,多级压裂容易只生成一条大的水平缝,增产效果不佳。而“弓形水平井+多级水平缝”的单井方式,也不能有效动用此类油藏。为了进一步提高浅层致密油藏的动用程度,基于浅层油层钻井的可行性,提出了浅层致密油藏空间编织井网的开发方式,并采用数值模拟方法,验证了空间编织井网的有效性。数值模拟结果表明:在相同的井数和钻井进尺条件下,空间编织井网的油产量、累产油量、油藏采出程度高于正对井排和交错井排;不过随着水平压裂缝规模扩大,与交错井排的差距减小。同时,根据模拟得出采用七点井网注水补充了地层能量,也改变了渗流状态,使得区域边缘和井间剩余油得以有效驱替,采收率明显提高。研究结果为浅层致密油藏的高效开发提供借鉴。

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10. 低渗高凝油藏CO2复合驱提高采收率机理实验研究
陈世杰,潘毅,孙雷,司勇,梁飞,高丽
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 823-830.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.004
摘要90)   HTML5)    PDF(pc) (1993KB)(66)    收藏

为有效解决S358高凝油藏注气难度大、压裂后气驱流度比过大容易气窜导致驱油效率低的问题,开展了室内注气相态及长岩心驱替机理实验。通过地层条件下高凝油注CO2、干气、烟道气、减氧空气(N2 90 %+O2 10 %)PVT相态实验,分析了4种注入气与高凝油接触的增溶膨胀、降黏、降低界面张力等特性机理,优选了CO2作为注入气。通过5组不同复合方式的高温高压长岩心驱替实验,评价了CO2复合驱油防窜提采效果。实验结果表明,CO2+弱凝胶、CO2+泡沫的驱替效果最好,最终驱油效率分别为70.101 %、68.212 %。研究结果说明,CO2复合驱段塞的注入使得驱替阻力增大,导致裂缝导流能力降低,对改善微观波及体积起到关键性作用。其中,CO2+弱凝胶、CO2+泡沫的驱替方式提采效果最佳,研究结果可为该区块高凝油的高效开发提供实验基础。

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11. 中国页岩剖面区域分布及其页岩气地质意义
张金川,陶佳,李中明,杨圆圆,王东升,张栋,李谦超,武向真,牛嘉亮,赵星旭,郎岳
油气藏评价与开发    2022, 12 (1): 29-46.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.01.003
摘要90)   HTML23)    PDF(pc) (10639KB)(46)    收藏

我国页岩分布在平面上广泛、时间上连续、空间上复杂,笔者对华北、华南、塔里木板块页岩分布进行了系统梳理和讨论。中、上元古界页岩以海相为主兼有陆相,发育滨浅海至浅海陆棚相、海相和陆相冰碛页岩,页岩剖面以见于不同古板块的边缘为特点。下古生界页岩以海相为主,发育广海陆棚相至浅海陆棚相页岩,页岩主要分布在华南板块和塔里木板块内部。上古生界页岩以海陆过渡相为主,兼有不同程度的海相和陆相,具有最广泛的发育和分布。中、新生界页岩类型多样但以陆相为主,中生界页岩沿近南北向的滇、川、陕和近东西向的新—陕—黑一线为主,新生界页岩主要发育在华北板块的东、西两侧。板块边缘、褶皱带及复杂构造活动区对页岩剖面分布具有重要影响,古海槽对页岩沉积、沉积环境对页岩成分、成分对页岩剖面的抗风化能力等均具有明显的影响作用。不同时代和地区的页岩剖面发育受多种因素影响,各具不同的地质特点。页岩剖面可分为锰质、硅质、灰云质、粉砂质、炭质、煤质及混合型7种,炭质型可出现在各种剖面中。其中的锰质型页岩主要见于华南板块中二叠统及更老地层中,硅质型页岩主要见于广海陆棚相,煤质型页岩发育时代较晚且主要见于海陆过渡相和陆相,粉砂质和灰云质型分布广泛。页岩类型各具有不同的时代性和地域性分布特点,对我国页岩层系进行系统梳理,有助于页岩气新区新层系研究。

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12. 稠油油藏CO2辅助蒸汽驱油机理实验研究
王俊衡,王健,周志伟,王丹翎,赵鹏,王桂庆,卢迎波
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 852-857.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.008
摘要89)   HTML5)    PDF(pc) (2240KB)(74)    收藏

为进一步明确稠油油藏CO2辅助蒸汽协同驱油机理,利用亚克力板可视化模型和天然岩心,开展了可视化CO2辅助蒸汽驱油实验,分析了CO2辅助蒸汽驱油过程中二者之间存在的“协同作用”及注入方式对实际驱油效率的影响。结果表明,CO2辅助蒸汽驱具有协同降黏、扩大蒸汽波及系数、启动盲端残余油、破乳等“协同作用”,其中原油综合降黏率达到59.8 %,蒸汽波及面积提高了37.44 %。对比纯蒸汽驱,CO2辅助驱可使原油采收率大幅上升,其中交替注入蒸汽与CO2采收率为65.7 %,比混合注入提高了7.9 %,且能够在出口端观测到稳定的泡沫油流。

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13. 新场J2s2致密砂岩气藏水平井采收率主控因素研究
刘露,王勇飞,詹泽东,解金凤
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 890-896.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.014
摘要89)   HTML3)    PDF(pc) (1591KB)(44)    收藏

新场沙溪庙组沙二气藏储层致密、自然产能低,水平井作为气藏有效开发的手段之一,其采收率主控因素尚不明确。利用Eclipse数值模拟软件,研究水平井采收率主控因素并定量评价其影响程度,为利用水平井进一步开发提供理论依据。结果表明:①致密砂岩气藏不同储量区水平井采收率主控因素不同,Ⅰ类、Ⅲ类和Ⅳ类储量区水平井采收率主控因素为含水饱和度,Ⅱ类储量区水平井采收率主控因素为有效厚度。②主控因素对水平井采收率影响程度不同,Ⅰ~Ⅳ类储量区主控因素对采收率的影响幅度分别为91.14 %、54.33 %、61.82 %和45.18 %,由单一因素影响转变为多因素共同影响。③储层物性好的Ⅰ类和Ⅱ类储量区,水平井采收率受物性影响较小,采收率影响幅度不超过1 %;物性较差的Ⅲ类和Ⅳ类储量区,水平井采收率受物性影响高达17 %。所以,对于致密砂岩气藏利用水平井有效开发,需分储量区进行对策优化。物性较好区域,应加强水平井工程设计优化,例如提高水平段长度、精细造缝等;物性较差区域,应优选含水饱和度低、储层有效厚度大、渗透率高区域部署水平井。

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14. 超临界CO2萃取致密砂砾岩中原油效果影响因素实验研究
户海胜,高阳,单江涛,雷现梅,张玉龙,张广超,叶仲斌
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 845-851.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.007
摘要87)   HTML5)    PDF(pc) (2908KB)(46)    收藏

为提高致密砂砾岩油藏原油采收率,基于新疆玛湖致密砂砾岩油藏储层条件,通过利用超临界CO2萃取致密砂砾岩岩心中的致密油,采用单因素分析法依次对影响致密油萃取效果的压力(7~25 MPa)、温度(30~60oC)、浸泡时间(30~180 min)及循环时间(30~180 min),共4项生产参数进行了优化分析。结果表明:超临界CO2能够萃取出致密砂砾岩中原油且效果较好,萃取率最高可达25.22 %。通过对以上4项生产参数进行4因素3水平的正交设计实验L9(34),发现影响超临界CO2萃取原油效果的因素具有主次顺序:压力>浸泡时间>温度>循环时间。最优参数方案为:压力25 MPa,温度50oC,浸泡时间120 min,循环时间150 min。致密砂砾岩储层应用CO2萃取原油具有良好的应用前景。

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15. 松辽盆地北部古龙凹陷古页8HC井地质剖面特征
何文渊,冯子辉,张金友,白云风,付秀丽,赵莹,程心阳,高波,刘畅
油气藏评价与开发    2022, 12 (1): 1-9.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.01.001
摘要83)   HTML25)    PDF(pc) (4215KB)(70)    收藏

为弄清古龙页岩储层的岩性、物性及脆性等特征,在古龙凹陷部署了一口全井段取心井——古页8HC井。岩心精描以及元素分析表明,Q1—Q9油层沉积时期,古龙凹陷沉积微相类型主要为半深湖—深湖相,发育了厚层的富有机质页岩,可细分为4种岩性:页岩、粉砂岩、介壳灰岩以及白云岩。按照“构造+岩性”的划分原则,结合岩性含量特征,将岩相划分成4类:纹层状页岩相、夹层状页岩相、块状白云岩相及块状粉砂岩相。古沉积环境为温暖潮湿气候下的淡水—微咸水+弱物源+强还原环境,为有机质形成与保存提供了良好的场所。通过对储集性、含油性以及可压性3项指标综合评价可知,Q1—Q3油层储集空间类型丰富,物性条件好,含油性优越,可压性能满足页岩油施工要求,是目前大庆油田中高熟页岩油勘探的最有利层段。

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16. 超临界CO2浸泡对玛湖不同黏土矿物含量砂砾岩储层渗透率影响
王英伟,伍顺伟,覃建华,叶义平,高阳,张景
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 837-844.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.006
摘要80)   HTML2)    PDF(pc) (2167KB)(44)    收藏

为明确新疆玛湖砂砾岩油藏储层条件下,超临界CO2浸泡对玛湖不同黏土矿物含量砂砾岩储层物性的影响规律。首先,根据现场储层岩心全岩X射线衍射(XRD)结果确定了储层黏土矿物类型及占比:高岭石(1.52 %)、蒙脱石(0.42 %)、绿泥石(0.73 %)、伊利石(0.68 %);其次,制作了与储层岩心孔渗接近的人造岩心;最后,利用超临界CO2高温高压反应装置在储层温度70 ℃、压力20 MPa条件下,开展超临界CO2浸泡对玛湖不同黏土矿物含量砂砾岩储层渗透率影响的实验研究。结果表明:黏土矿物含量为2.5 %~6.0 %时,注入CO2后储层渗透率增加,黏土矿物含量越低,作用时间越短,渗透率增加越明显;当储层中黏土矿物含量大于7.5 %时,随着作用时间的增加,渗透率逐渐降低,且黏土矿物含量越高降幅越大;黏土矿物含量为6.0 %~7.0 %时,CO2对储层渗透率改善效果最好。

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17. 钻完井电气化“电代油”技术助力油气行业实现“双碳”目标
张烈辉,张安安,陈怡男,丁宁,李海,曲广龙,王涛,姚少彬
油气藏评价与开发    2022, 12 (5): 703-710.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.05.001
摘要79)   HTML12)    PDF(pc) (7021KB)(48)    收藏

近年来,国内外对于油气勘探开发的脱碳化技术愈发重视,油气能源行业结构转型是中国实现“双碳”目标的必然途径之一。为油气行业改革加速实现“双碳”目标,以中国石油西南油气田分公司勘探开发“电代油”技术项目为研究对象,通过剖析油气能源技术的改革方向与路径,对比了项目实施前后在环境污染及能源消耗等方面的变化,着重阐述钻完井电气化改造的必要性及优势。分析并总结了项目实践过程中的重难点,提出了制约“电代油”技术发展的关键技术及未来展开相关研究的突破口,为“双碳”目标下“电代油”技术在油气勘探开发中的应用提供了参考。

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18. 玛湖砂砾岩致密油藏水平井CO2吞吐现场试验效果分析
施雷庭,张玉龙,叶仲斌,张景,王英伟,王睿麒,吴思彤
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 871-877.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.011
摘要78)   HTML6)    PDF(pc) (2886KB)(62)    收藏

新疆玛湖砂砾岩致密油藏孔隙度和渗透率极低,压裂投产后前期稳产效果较好,后期递减较大,为补充地层能量提高原油采收率,先后在玛131井区开展3口水平井CO2吞吐试验。试验结果表明:CO2吞吐提高原油采收率机理主要体现在增加储层能量、膨胀原油体积、降低原油黏度、萃取轻质组分、溶蚀储层矿物、增加流体流动能力等方面。合理的注入参数更有助于提高原油采收率,在进行CO2吞吐开发时井底注入流压越高,焖井时间越长,波及扩散越充分,连续见油时间越早,提高采收率越明显。3口水平井X721、X92、M1114增油量分别为2 161 t,1 768 t,1 452 t,CO2吞吐在砂砾岩致密油藏中具有较好的适应性及推广应用前景。

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19. 水溶性环糊精聚合物提高疏水缔合聚合物性能研究
李玺,周希,叶仲斌,舒政,陈文娟,陆一新,邱诚,何姝蕊
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 884-889.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.013
摘要77)   HTML4)    PDF(pc) (2094KB)(40)    收藏

为了提高疏水缔合聚合物(HAP)的流变性能和在多孔介质中的流度控制能力,将环糊精和环氧氯丙烷缩聚得到一种水溶性的环糊精聚合物(β-CDP),并将其与HAP混合。结果表明,环糊精聚合物与疏水缔合聚合物之间的主客体包合作用大幅改善了疏水缔合聚合物溶液的增黏能力和黏弹性,并且主客体包合体系(β-CDP/HAP)保持了显著的剪切稀释性。β-CDP/HAP表现出独特的黏—温关系,其黏流活化能随温度变化,表现出极强的耐温能力。岩心流动实验表明,β-CDP/HAP在多孔介质中形成多层吸附,比HAP具有更强的流度控制能力。通过疏水基团和环糊精基团之间的主客体作用来可以增强分子间的相互作用,能提高缔合聚合物的综合性能。

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20. 碳酸盐岩三重介质气藏NPI产量递减分析研究
付天宇,刘启国,岑雪芳,李隆新,彭先
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 905-910.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.016
摘要77)   HTML3)    PDF(pc) (2033KB)(34)    收藏

规整化压力积分(NPI)产量递减分析方法是一种使用积分定义新参数的现代产量递减分析方法,它不仅可以反映出受边界影响的拟稳定流动阶段特征,还可以反映出早期不稳定流动阶段特征。为了研究碳酸盐岩储层NPI产量递减分析方法,建立三孔单渗并行窜流模型,其中裂缝为主要渗流通道,溶洞与基质流体分别向裂缝窜流,通过拉普拉斯变换和杜哈美原理求得了考虑表皮效应影响下的井底无因次拟压力解;再通过压力积分方法和Stehfest数值反演方法,绘制的NPI产量递减分析方法复合曲线反映出了三孔单渗并行窜流碳酸盐岩储层的生产特征;讨论了弹性储容比、窜流系数和供给半径对NPI方法复合曲线的影响。研究表明:弹性储容比主要影响导数曲线下凹段的深浅,窜流系数主要影响导数曲线下凹段出现的早晚,供给半径主要影响曲线的早中期不稳定流动阶段特征。

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21. 地震勘探技术在南川地区页岩气勘探开发中的应用
刘明,孟庆利,杜园,李彦婧
油气藏评价与开发    2022, 12 (3): 407-416.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.03.002
摘要70)   HTML9)    PDF(pc) (29839KB)(42)    收藏

针对南川探区地表地下“双复杂”的地质特点,通过地震资料采集、处理及解释技术攻关,探索形成了一套较为完整的页岩气地球物理勘探思路及技术流程, 在南川地区页岩气勘探开发中取得了成功的应用效果。采集方面,通过实时优化激发点位,提高灰岩出露区、溶洞及采空区的地震资料品质;处理方面,采用复杂山地高精度静校正技术、溶洞及采空区针对性处理技术及各向异性叠前偏移成像技术,提高成像效果;解释方面,在精细构造解释基础上,从页岩气的富集性、储层的可改造性以及储层的驱动性三个维度开展页岩储层“甜点”预测,并在页岩气开发过程中,通过动态靶点埋深预测技术和水平井地层倾角预测技术,指导水平井钻探。

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22. 苏北不同类型油藏CO2驱开发模式及经济效益评价
吴公益,赵梓平,吴波
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 864-870.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.010
摘要69)   HTML4)    PDF(pc) (1780KB)(60)    收藏

CO2驱技术在国外应用广泛,而国内应用规模相对较小,重要因素是其技术和经济指标备受考验。以近年苏北小断块油藏CO2驱项目为例,分析了CO2吞吐、低渗油藏同步气驱、气顶驱、气水交替、中高渗油藏CO2复合驱等开发模式,及其经济效益与影响因素。苏北实践表明CO2驱项目经济效益与注入成本和换油率密切相关,各开发模式经济效益有一定差异但总体较好,特别是低渗低含水油藏通过气顶驱及气水交替驱效果较佳。

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23. 贵州习水骑龙村奥陶系五峰组—志留系龙马溪组剖面
刘树根,冉波,叶玥豪,王世玉,杨迪,罗超,韩雨樾,宋金民,张旋
油气藏评价与开发    2022, 12 (1): 10-28.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.01.002
摘要67)   HTML22)    PDF(pc) (30330KB)(34)    收藏

对贵州习水骑龙村奥陶系五峰组—志留系龙马溪组剖面实测,通过古生物对比、薄片鉴定、扫描电镜和氮气吸附等方法对五峰组—龙马溪组开展了系统性的研究,其主要认识有:①骑龙村五峰组—龙马溪组剖面出露完整,与上覆志留系石牛栏组和下伏奥陶系涧草沟组均为整合接触,发育12个笔石带,无地层缺失;②骑龙村五峰组—龙马溪组剖面黑色页岩主要发育6种页岩岩相;③骑龙村五峰组—龙马溪组剖面页岩中的石英含量从底到顶逐渐减少,而黏土矿物却逐渐增加,因此脆性矿物的含量从底到顶逐渐减少,页岩易压裂性降低;④骑龙村剖面五峰组—龙马溪组有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型,高总有机碳含量(TOC)优质页岩主要分布在五峰组和龙马溪组下段;⑤骑龙村剖面五峰组—龙马溪组古生产力相对较低,优质黑色页岩沉积环境为缺氧—贫氧条件,其有机质含量高得益于高有机质埋藏效率;⑥骑龙村剖面五峰组—龙马溪组有机质孔主要分布在龙马溪组下段和五峰组,龙马溪组上段与观音桥段有机质孔不发育,纵向上表现为小孔径孔隙占比随地层向上递减,大孔径孔隙占比随地层向上递增;⑦骑龙村剖面五峰组—龙马溪组天然气吸附量最小为1.62 m3/t,最大为2.8 m3/t,平均值为2.13 m3/t,表现为TOC值越大,相应的吸附能力也越强,反映出有机质含量对富有机质页岩的含气能力起决定性的作用。

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24. 致密砂岩储层微裂缝发育特征及对物性的影响——以杭锦旗地区十里加汗区带为例
赵兰
油气藏评价与开发    2022, 12 (2): 285-291.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.02.003
摘要67)   HTML10)    PDF(pc) (13795KB)(31)    收藏

杭锦旗地区十里加汗区带二叠系下石盒子组盒1段砂岩平均孔隙度8.3 %,平均渗透率0.89×10-3 μm2,为典型的致密砂岩储层,而微裂缝对改善致密砂岩储层物性起着重要作用,因此,开展微裂缝研究是该区储层研究的重点。通过微观薄片观察,结合压汞、岩心物性以及构造特征,对该区微裂缝的类型与成因、形成期次、控制因素以及微裂缝对物性的影响进行研究。结果表明,研究区盒1段致密砂岩按照接触关系可分为粒内缝、粒缘缝和穿粒缝,按照充填程度可分为未充填缝、不完全充填缝和完全充填缝。根据成因分析,研究区至少存在三期微裂缝。其发育程度受内因(砂岩粒度、岩石碎屑成分、岩屑和填隙物含量以及颗粒间的接触关系等)和外因(构造应力)的联合控制。微裂缝主要影响储层的渗透率,多因素影响是微裂缝性致密储层的一个基本特点,平均喉道半径对储层渗透率起主要控制作用。

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25. 工程化CCUS全流程技术及其进展
桑树勋,刘世奇,陆诗建,朱前林,王猛,韩思杰,刘统,郑司建
油气藏评价与开发    2022, 12 (5): 711-725.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.05.002
摘要67)   HTML9)    PDF(pc) (2837KB)(87)    收藏

集群化规模部署是CO2捕集、利用与封存(CCUS)去碳产业发展的必由之路,创新发展工程化CCUS全流程技术是实现中国CCUS去碳产业集群化规模部署的关键和紧迫需求,对中国能源安全保障和碳中和目标实现意义重大。基于调研和研究工作积累,阐释了工程化CCUS全流程技术的科学内涵,提出了工程化CCUS全流程技术的概念,归纳了该技术体系的基本模式、应用模式和技术关键组合模式,梳理了其技术科学流程;概述了工程化CCUS全流程技术的关键技术环节,探索揭示了CCUS全流程技术的形成机制;概要总结了国内外代表性CCUS全流程技术工程项目实例;讨论和前瞻了工程化CCUS全流程技术当前所面临的技术挑战及攻关方向。已有研究工作表明:工程化CCUS全流程技术以节能高效的CO2捕集、CO2化工生物与矿化固碳、CO2高效地质利用封存为关键环节和核心内涵,以CCUS源汇匹配、技术集成匹配和系统优化为形成关键机制;CCUS全流程技术模式复杂多样,其研发的技术科学流程由5个主要步骤构成;工程化CCUS全流程技术体系框架已经建立,研发和应用取得诸多进展,但中国与欧美发达国家在该领域仍有差距;加快CCUS集群化规模部署的工程示范、强化全流程形成机制等CCUS集群化规模部署技术科学基础研究、重点突破CO2捕集、地质封存等工程化CCUS全流程技术关键环节成为应对挑战的主要攻关方向。

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26. 川中秋林地区致密砂岩水平井多簇射孔优化设计方法及应用效果
唐波涛,曾冀,陈伟华,陈一鑫,王涛,刘成,冯逢
油气藏评价与开发    2022, 12 (2): 337-344.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.02.009
摘要66)   HTML6)    PDF(pc) (6327KB)(33)    收藏

针对川中秋林地区致密砂岩储层天然裂缝欠发育,低孔、低渗且空间非均质性强的问题,通过室内物模实验确立了“段内多簇+高强度加砂+造长缝”的改造理念,在此基础上构建基于有效应力理论的井周应力场计算模型,并结合水平井渗流—应力耦合裂缝延伸模型,明确了簇间距对裂缝竞争扩展及缝间渗流干扰的影响机制,形成了考虑应力干扰及渗流阴影的河道砂体非均匀布缝方法,确定了秋林地区致密砂岩水平井段内多簇射孔最优簇间距为7~12 m,使射孔簇开启率高达92.3 %以上,有效提高了致密气储层改造效果。

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27. 薄层强底水多韵律层砂岩油藏高精细数值模拟研究——以塔河9区下油组油藏为例
刘学利,郑小杰,窦莲,谢爽,彭小龙,朱苏阳
油气藏评价与开发    2022, 12 (2): 391-398.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.02.015
摘要65)   HTML5)    PDF(pc) (4725KB)(28)    收藏

对于塔河9区下油组油藏,充足的底水能量和复杂的韵律层分布,导致了常规数值模拟技术难以表征复杂的底水上升规律和油藏提高采收率措施的效果。以塔河9区三叠系下油组油藏为例,介绍了不粗化地质模型背景下的高精细数值模拟技术,通过早期可动水模拟、单一隔板绕流和多重隔板绕流以及动态相渗3个技术进行油藏历史拟合研究,油藏整体产量拟合程度达到95.23 %。同时,采用高精细数值模拟技术对现场提液和注气措施进行了预测,与现场生产效果保持了高度的一致性。在高精度数值模拟过程中,水平井的见水模式由常规模拟中的水脊,转变为“点出水”模式,流场的主控因素为压力场和物性参数场协同控制。

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28. 丹凤场气田致密砂岩气水渗流特征及影响因素
杨玉斌,肖文联,韩建,苟玲,李闽,周克明,欧阳沐鲲,陈黎
油气藏评价与开发    2022, 12 (2): 356-364.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.02.011
摘要64)   HTML7)    PDF(pc) (1724KB)(28)    收藏

为了认识驱替压差对不同类型储层气相渗流能力的影响,明确不同类型储层的合理开采压力,以丹风场气田须家河组主力储层Ⅱ类和Ⅲ类致密砂岩为研究对象,借助核磁共振技术开展两类储层致密岩样在不同驱替压差下的气驱水实验,分析了驱替压差对两类储层气相流动能力的影响。结果表明:驱替压差对Ⅱ类和Ⅲ类储层岩样中气相流动特征的影响程度不同。Ⅱ类储层岩样中气相流动特征主要受驱替压差的影响,驱替压差越大,气相流动能力越强,且主要影响小孔喉中的流动能力;Ⅲ类储层岩样中气相流动特征不仅受驱替压差影响,而且还受储层的孔隙结构约束,当驱替压差与储层毛管压力相接近时气相流动能力最强。因此,对于丹凤场气田不同类型致密砂岩储层,在开采时应采用最佳生产压力使气相流动处于最佳状态。

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29. 四川盆地华蓥山五峰组—龙马溪组剖面特征及其勘探意义
熊亮,董晓霞,赵勇,魏力民,王同,王岩
油气藏评价与开发    2022, 12 (1): 58-67.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.01.005
摘要63)   HTML6)    PDF(pc) (8213KB)(26)    收藏

近年来,四川盆地龙马溪组页岩气勘探已全面展开,但复杂构造带领域攻坚还在探索,开展四川盆地内高陡构造带华蓥山地区三百梯剖面的系统研究,可为复杂构造带页岩气的勘探突破提供思路。通过开展剖面岩性、古生物、矿物成分、地化特征、孔隙类型及结构等多方面研究,并与邻区钻井进行对比后认为:①华蓥山剖面出露良好,五峰组至龙马溪组底部页岩地层完整连续,五峰组分为2段,龙马溪组(未见顶)分为3段,WF2-LM9笔石带发育齐全。由下至上沉积环境由还原向氧化过渡,生物硅质环境遭受破坏,陆源碎屑含量增加,有机质丰度呈下降趋势。五峰组—龙一段有机质较为富集,脆性矿物含量高,储集空间以有机孔为主,无机孔、微裂缝发育,孔隙结构以墨水瓶孔为主,少量狭缝形孔。②在赫南特期—鲁丹期,川南地区华蓥山三百梯剖面尽管仍位于深水陆棚相带,但局部发育水下高地微古地貌,由于底流作用、可容纳空间等因素影响,富有机质页岩沉积厚度较薄,微古地貌对于页岩气形成的物质基础具有重要的影响,可为下一步龙马溪组选区评价提供思路。③五峰组—龙一段优质页岩储层形成主要受控于火山作用、物源供给、还原环境的共同作用。

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30. 泌238断块凝胶与聚合物多轮次交替注入参数优化研究
申乃敏,张连锋,李俊杰,卢俊,龙卫江,胡书奎
油气藏评价与开发    2021, 11 (6): 878-883.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2021.06.012
摘要63)   HTML5)    PDF(pc) (1615KB)(40)    收藏

为改善下二门油田泌238断块水驱开发过程中窜流严重,开发效果变差的现状,实现进一步提高原油采收率的目的,在室内实验的基础上,运用数值模拟方法,系统地开展了水驱后凝胶体系与聚合物多级段塞交替注入参数优化及聚合物注入质量浓度差异化调整研究。研究结果表明,多轮次小段塞组合方式提高采收率效果优于低轮次大段塞组合方式,主体段塞为:0.08 PV(聚合物)+0.02 PV(凝胶)+0.06 PV(聚合物)+0.02 PV(凝胶)+0.06 PV(聚合物)+0.02 PV(凝胶)+0.06 PV(聚合物)+0.02 PV(凝胶)+0.06 PV(聚合物)+0.02 PV(凝胶)+0.06 PV(聚合物)的组合方式提高采收率值最高,提高采收率值为7.92 %;注入井聚合物质量浓度差异化调整幅度为20 %,即质量浓度值调整420 mg/L时,提高采收率出现拐点,随聚合物质量浓度调整幅度的继续增加,采收率增幅呈下降趋势。说明凝胶体系与聚合物交替注入驱油方法具备进一步开发剩余油的潜力,为同类油藏开发提供一定的技术参考。

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31. 含水致密砂岩储层热激增渗的物性条件
游利军,王阳,康毅力,唐际锐,刘江,杨东升
油气藏评价与开发    2022, 12 (2): 320-328.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.02.007
摘要61)   HTML8)    PDF(pc) (2330KB)(27)    收藏

致密砂岩储层基块孔喉细小,同时气藏开发全过程易产生水相圈闭损害,制约致密气开发进程。矿场试验与室内实验研究均已证明储层热处理技术可以解除储层水相圈闭损害并增加渗透率,但受限于其适应的储层物性条件不清而一直未推广应用。选取库车凹陷、惠民凹陷、冀东凹陷地区典型致密砂岩岩心,为模拟热处理压裂液滞留的裂缝面或生产过程水相聚集的近井带,利用3 % KCL溶液完全饱和实验岩心,开展了升温速率为2 ℃/min的热激实验,测试了不同RQI(储层品质系数)的致密砂岩热激前后渗透率,分析了储层品质系数RQI与增渗幅度之间关系。研究表明,致密砂岩岩样从室温加热至100 ℃,渗透率变化不明显,加热至200 ℃,渗透率略微降低,加热至300~400 ℃,部分岩样渗透率增幅达200 %~500 %,但也有部分岩样渗透率无明显变化,这与岩样的储层品质系数RQI有关;适合热激增渗的含水致密砂岩储层品质系数临界值为0.25,当RQI值小于0.25时,岩样热激增渗幅度与RQI值呈单调递减的函数关系;在RQI值一定且热激温度大于200 ℃的情况下,温度越高热激增渗效果越好。

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32. 中江气田窄河道致密砂岩气藏高效开发技术
刘成川,王勇飞,毕有益
油气藏评价与开发    2022, 12 (2): 345-355.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.02.010
摘要60)   HTML6)    PDF(pc) (23406KB)(27)    收藏

中江气田沙溪庙组气藏高效开发面临着河道精细刻画、高产富集模式建立、开发技术政策制定、工程压裂改造技术配套4大难点。针对窄河道砂采用多域多属性精细刻画及储层精准预测技术,对多期叠置河道砂空间展布特征刻画效果较好,实现了最薄8 m、最窄50 m河道砂的刻画,且河道砂的沉积时间顺序也非常清晰,采用基于射线参数域的改进三参数叠前反演技术实现了薄层高精度定量预测,储层厚度、孔隙度预测误差均低于10 %;通过建立烃源岩断层与河道砂有效搭配模式,古今构造高或古构造高、今构造低,同时储层物性好的区域有望获得气井高产、稳产;采用井组立体部署、井型优选及水平井优化设计等技术,极大提升了窄河道致密砂岩气藏储量动用程度,同时节约了投资成本;采用地质工程一体化水平井分段压裂改造技术,单井测试产气量稳步提升,改造效果提高至实施前的10.6倍。所形成的窄河道致密砂岩气藏高效开发技术实现了中江气田的高效勘探开发,建成了年产气量超10×108 m3的中国石化川西第一大气田。

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33. 优质页岩气储层测井特征分析
马林,蒋夏妮,龚劲松
油气藏评价与开发    2022, 12 (3): 445-454.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.03.006
摘要58)   HTML4)    PDF(pc) (3305KB)(27)    收藏

不同产能页岩气井,其储层测井响应特征存在明显差异。通过对比分析不同产能页岩气井测井曲线响应特征,进而总结高产页岩气储层的测井响应特征。分析不同产能页岩气井在岩性、电性、物性、地应力和孔隙压力等方面的差异,利用电阻率测井、放射性测井和声波扫描等地球物理测井信息,围绕有机质品质和地层压力等反映页岩气产能的关键参数,形成了一套基于测井综合响应特征的优质高产页岩储层识别方法。结果表明,优质高产页岩储层电性特征表现为高伽马、低密度、低中子、高声波时差和中高电阻率等特征,纵、横波时差交会图显示地层呈高压特征,该套分析方法能够准确判别页岩储层勘探开发潜力。通过川东南不同页岩气区块不同类型页岩气层现场试气结果与测井综合分析判定结果对比表明,该套判别方法符合率高,可以为页岩气井后期完井方案决策提供科学依据。

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34. 泥岩隔层发育背景下的河道砂岩气藏剩余气挖潜实践——以新场气田JS22气层为例
黎虹玮,袁剑,赵志川,周志林
油气藏评价与开发    2022, 12 (2): 365-372.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.02.012
摘要57)   HTML10)    PDF(pc) (2414KB)(23)    收藏

新场气田JS22气层为三角洲前缘亚相分流河道微相砂体沉积,部分砂体区域发育泥岩隔层,形成两期河道沉积,部分双层砂体发育气井仅射孔压裂其中一层,另一层砂体可能受泥岩隔层隔挡未被动用,但目前泥岩隔层分布规律认识不清,隔层垂向封隔性能尚未有先例验证,制约了该层剩余气的开发。通过建立JS22气层隔层测井曲线识别标准,对单井进行小层对比划分,开展隔层发育规模和平面分布规律研究,利用老井挖潜探索河道砂岩内部泥岩隔层垂向封隔性能。结果表明,泥岩隔层主要分布在JS22气藏东部,厚1~15 m,总体表现为两厚夹一薄特征。利用A1井挖潜实践,原未射孔压裂层经射孔和加砂压裂后增产明显,首次证实A1井区10 m泥岩隔层具有较好垂向封隔性能,该成果将对JS22气层剩余气开发提供新思路和实践依据,对提高整个气藏采收率具有重要意义。

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35. 鄂尔多斯盆地北缘什股壕气区盒2+3段沉积微相及其含气性研究
高照普
油气藏评价与开发    2022, 12 (2): 292-301.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.02.004
摘要57)   HTML10)    PDF(pc) (6541KB)(43)    收藏

以东胜气田什股壕气区盒2+3段为研究对象,刻画该区沉积相类型及平面展布,开展沉积微相与天然气分布的关系研究。由于复杂的古地貌特征对沉积体系展布特征的影响,通过古地貌精细刻画,明确了沉积碎屑搬运通道及沉积体系展布空间。在岩心观察的基础上,归纳出14种岩相类型和5种岩相组合,识别出盒2+3段,发育了心滩、辫流水道和河漫沉积3种沉积微相。剖析典型井的垂向沉积序列,以粒度较粗的正粒序为主,形成单期大套厚层的含砾中粗砂岩。刻画出辫状河沉积相垂向及平面展布特征,砂体呈近南北向条带状展布,河道侧向迁移摆动频繁。结合储层物性参数,总结不同微相类型对储层物性的影响,分析含气储层在沉积微相中的分布规律,确定辫状河中心滩微相物性及含气性好,具有较大的天然气开发潜力。

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36. 重庆市綦江区页岩地质特征及其对页岩气勘探的启示
高玉巧,刘娜娜,张培先,何贵松,高全芳
油气藏评价与开发    2022, 12 (1): 119-129.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.01.010
摘要57)   HTML6)    PDF(pc) (16343KB)(29)    收藏

通过野外剖面观察和实测,对重庆市綦江区安稳镇上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩剖面进行了详细野外描述与实验分析等综合研究,安稳镇页岩剖面自下而上出露五峰组下部黑色硅质页岩、五峰组上部观音桥段深灰色介壳泥质灰岩、龙马溪组黑色页岩等岩性地层。主要有以下3点结论:①出露页岩段为当前勘探开发的主要层段,各项表征成藏条件的评价指标优越,TOC(总有机碳)含量为1.10 %~8.10 %,平均为3.40 %,有机质成熟度(Ro)平均为2.70 %,石英含量为33.90 %~56.60 %,平均为42.36 %,黏土含量为18.00 %~57.20 %,平均为42.62 %;②储集空间类型主要为微裂缝、有机质孔与无机质孔;③结合勘探开发实践,剖面五峰组—龙马溪组下部①—③小层黑色页岩为甜点段,是水平井轨迹有利穿行层段。

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37. 井震藏结合判定井间砂体连通性研究及应用——以南堡油田M区中深层为例
林伟强,曲丽丽,朱露,冯林平
油气藏评价与开发    2022, 12 (2): 373-381.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.02.013
摘要56)   HTML11)    PDF(pc) (5920KB)(26)    收藏

南堡油田M区是冀东油田的主力注水开发区块,目前已进入中含水阶段,主体区域注水效果显著,局部区域受井间砂体连通性认识不清的影响,注水效果不明显,水驱储量动用程度较低。准确判定井间的砂体连通性,对于完善该区注采井网,提高采收率意义重大。该区砂体横向变化快,纵向砂体层数多而薄,叠置关系复杂,井间砂体连通认识难度大。针对这个问题,通过地质、地震、测井、油藏等多学科综合技术来判定井间砂体连通性,其中包括地震相技术、地震属性技术、地震反演技术、油藏动态分析技术等。井震藏结合的技术手段,已广泛应用于该区的井间砂体连通性判定,并在开发实践中取得了良好效果。研究成果提高了该区井间砂体连通性判定的准确率,为指导该区的油藏开发调整提供了有利依据,对同类型油藏的井间砂体连通性判定具有较好的借鉴意义。

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38. 基于模糊层次分析法的页岩气井产能影响因素分析及综合评价模型——以四川盆地焦石坝页岩气田为例
李东晖,田玲钰,聂海宽,彭泽阳
油气藏评价与开发    2022, 12 (3): 417-428.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.03.003
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页岩气藏为“人造气藏”,流动机理复杂,影响气井产能的因素较多,明确气井产能影响因素并建立对应的产能评价模型,是科学高效开发页岩气田的关键。针对涪陵焦石坝页岩气田的地质条件和压裂效果,以分区研究为基础,系统分析页岩气多段压裂水平井的产能影响因素,并利用雷达面积模型和模糊层次分析方法对筛选出的8类产能影响因素进行综合分析。研究结果表明:不同分区各因素对产能的影响程度存在明显差异,主体北区和西区储层物性条件较好,水平段参数和压裂规模是气井产能的主控因素;东区气井产能则与保存条件相关性明显;主体南区埋深增大,可压性参数和压裂规模共同决定气井产能;西南区气井的可压性决定了气井产能。通过模糊层次分析法确定不同分区产能影响因素的权重,进而建立适用于页岩气井的产能综合评价模型。调整井的数值模拟分析和实际应用效果均表明,模糊层次综合评价模型预测的气井产能对焦石坝调整井适用,模型可用于分析和预测页岩气井的产能及开发效果。

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39. 杭锦旗东部盒1段储层宏观非均质性与气藏类型关系研究
范玲玲
油气藏评价与开发    2022, 12 (2): 274-284.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.02.002
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针对鄂尔多斯盆地杭锦旗东部盒1段南部和北部砂岩储层宏观非均质性的差异性大及其与气藏类型的关系不明确的问题,以盒1段砂岩储层为研究对象,通过砂岩分类明确储层和隔层的识别标准,建立砂体组合样式。根据研究区储层发育特征,优选砂地比值、储地比值、隔层个数、隔层分布频数及分布密度表征盒1段储层宏观非均质性特征,对盒1段储层宏观非均质性与气藏类型的关系进行了研究。①将盒1段砂岩划分为3类,Ⅰ类储层箱型心滩微比Ⅱ类储层齿化箱型河道充填微相物性好;②建立了盒1段3种砂体组合模式,南部以Ⅰ类和Ⅱ类砂岩组合模式为主,北部以Ⅲ类砂体组合模式为主;③盒1段储层宏观非均质性呈现出南强北弱的特征;④南部储地比小于0.3,发育岩性气藏;北东部储地比大于0.3,储层连通性好,主要作为天然气运移通道,有利于形成构造气藏、构造—岩性复合气藏。整体上南部Ⅰ类储层含气性较北部好。研究结果表明:盒1段储层宏观非均质性南部强,北东部弱;储层宏观非均质性影响了气藏的类型,南部为岩性气藏区,北东部为构造—岩性复合气藏区,南部储地比小于0.3的Ⅰ类储层为井位部署有利目标区,为该区盒1段气藏勘探选区指明了方向。

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40. 重庆市武隆区黄莺乡五峰组—龙马溪组剖面沉积特征及地质意义
何希鹏,高玉巧,马军,张培先,何贵松,周頔娜,刘娜娜,孙斌
油气藏评价与开发    2022, 12 (1): 95-106.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.01.008
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五峰组—龙马溪组海相优质页岩是目前国内唯一实现页岩气商业开采的页岩层。以重庆武隆地区黄莺乡剖面为例,通过野外观察和实测,结合室内实验分析,研究海相优质页岩地层、沉积、地化等特征及其相互关系。结果表明:①黄莺乡剖面自下而上出露五峰组黑色硅质页岩、观音桥段深灰色介壳泥质灰岩、龙马溪组黑色页岩,整体反映由深水陆棚到闭塞浅海再到深水陆棚的沉积环境;②出露地层生物地层连续完整,可识别出凯迪阶—鲁丹阶WF2—LM5笔石带,笔石种类、含量、保存特征等与沉积环境密切相关;③武隆地区处于深水陆棚成烃中心,优质页岩厚度大,静态指标优越,页岩生烃强度大,具备良好的页岩气富集物质基础;④武隆地区①—④小层的页岩气成藏条件和富集条件较好,是页岩气勘探开发甜点段。

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41. 桂北地区下石炭统鹿寨组页岩储层孔隙特征及评价
陶金雨,申宝剑,胡宗全,潘安阳
油气藏评价与开发    2022, 12 (3): 437-444.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.03.005
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桂中坳陷上古生界海相页岩经历了复杂的构造演化和热演化,下石炭统泥页岩系作为页岩气的主力产层,其储层的微观孔隙结构表征与储层孔隙评价是亟待研究的重要内容。通过对野外和岩心样品开展岩石薄片、扫描电镜、全岩X衍射、孔隙度以及等温吸附等试验测试,对桂中坳陷北部下石炭统鹿寨组页岩储层的物质组成和储集孔隙进行了详细表征与评价。研究表明,桂北地区鹿寨组页岩的有机碳含量0.4 % ~ 6.6 %,有机质处于高成熟—过成熟热演化阶段,石英等脆性矿物含量较高,具备良好的可压裂性。鹿寨组页岩储层的孔隙度平均2.91 %,渗透率平均0.007 9 ×10-3μm2,属于低孔—特低渗—较好突破压力的页岩气储层。页岩储层的储集孔隙有残余粒间孔、晶间孔、粒内溶孔、黏土矿物层间孔和有机孔5种类型,主要的贡献者为黏土矿物层间孔、有机孔和黄铁矿晶间孔,孔径17 ~ 65 nm,以小于50 nm的微孔和介孔为主,孔隙之间的连通性较差,孔隙内部具有一定连通性。

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42. 基于井震结合的南川地区页岩气储层叠后裂缝预测技术
孙小琴
油气藏评价与开发    2022, 12 (3): 462-467.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.03.008
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页岩气储层天然裂缝发育,页岩裂缝对储层改造和后期压裂效果影响很大。基于井震结合的蚂蚁追踪技术进行裂缝预测,首先通过测井解释的天然裂缝,计算出井的裂缝发育密度曲线,然后通过多种模拟方法比较,选取高斯随机方法,该算法能体现页岩储层裂缝发育的非均质性特征,建立井间天然裂缝模型,最后通过协克里金算法体现井间裂缝发育属性,输入蚂蚁体属性进行质控,从而建立南川地区天然裂缝的预测模型。从预测结果来看,南川地区裂缝发育方向为北东向,平桥背斜东翼裂缝较核部发育,易形成网状缝,与实钻井吻合度高,裂缝预测技术能够指导该区的勘探开发。

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43. 川南海相页岩岩石相类型及“甜点”分布——以长宁双河剖面五峰组—龙马溪组为例
王红岩,董大忠,施振生,邱振,卢斌,邵男,孙莎莎,张素荣
油气藏评价与开发    2022, 12 (1): 68-81.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.01.006
摘要49)   HTML8)    PDF(pc) (6390KB)(42)    收藏

综合应用笔石带标定、全大薄片照相、常规薄片光学显微镜观察、TOC(总有机碳含量)测试、X-衍射全岩组分测试及场发射扫描电镜观察等手段,系统研究了长宁页岩气示范区长宁双河剖面五峰组—龙马溪组黑色页岩的物质组成及分布、层理特征、物性及岩石相。研究结果表明,川南长宁双河剖面五峰组—龙马溪组黑色页岩主要为硅质页岩、钙质页岩和混合页岩,石英、碳酸钙和黏土矿物平均值分别为42.5 %、37.4 %和14.9 %,含有少量斜长石(平均2.5 %)、黄铁矿(平均2.7 %)和有机质(平均值5.6 %)。黑色页岩发育泥纹层和粉砂纹层,2类纹层可构成递变型水平层理、均质层理、条带状粉砂型水平层理、砂泥递变型水平层理和砂泥薄互层型水平层理5类层理类型。五峰组发育递变层水平层理和均质层理,龙马溪组发育条带状粉砂型水平层理、砂泥递变型水平层理和砂泥薄互层型水平层理。综合页岩矿物组成和层理类型,共划分出11类岩石相类型。长宁双河剖面“甜点”段分布于LM1段,发育条带状粉砂型水平层理页岩岩石相。“甜点”段具有高TOC含量和高硅质含量、高孔隙度、高渗透率及高水平渗透率/垂直渗透率比值、高有机质孔含量等特征。

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44. 注水压力和溶洞内压对水力裂缝扩展影响模拟研究
叶燊,乔江美,李同春
油气藏评价与开发    2022, 12 (2): 382-390.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.02.014
摘要48)   HTML2)    PDF(pc) (7003KB)(16)    收藏

溶洞是缝洞型碳酸盐岩油藏中主要的储集空间,开采缝洞型油藏的基本思路是通过水力压裂产生裂缝沟通井眼和溶洞。基于TOUGH-AiFrac耦合求解器,分别研究了不同注水压力和溶洞内压对水力裂缝扩展的影响规律。结果表明,随着注水压力的增加,水力裂缝受地应力的影响逐渐减弱,更加倾向于沿着初始方向起裂并扩展。当注水压力大于1.6倍水平最大主应力时,裂缝起裂方向变化幅度明显减小,起裂方向趋于稳定;注水压力大于2.4倍水平最大主应力时,裂缝扩展形态趋于稳定。溶洞内压越大,溶洞对水力裂缝的作用越强,内部压力达到2倍水平最大主应力的溶洞对水力裂缝存在吸引作用,且其吸引作用随着溶洞内压的增加而增强,随着注水压力的增加而减弱。研究成果对于根据储层地质条件优化压裂作业参数提高采收率具有一定的指导意义。

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45. 松辽盆地沙河子组页岩孔隙结构表征——基于低场核磁共振技术
李楚雄,申宝剑,卢龙飞,蒋启贵,潘安阳,陶金雨,丁江辉
油气藏评价与开发    2022, 12 (3): 468-476.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.03.009
摘要47)   HTML5)    PDF(pc) (4810KB)(24)    收藏

为了表征松辽盆地沙河子组页岩微观孔隙结构,选取沙河子组9个页岩样品开展了饱和与干燥状态下的核磁共振T2测试,同步进行了岩石物性测试和场发射扫描电镜观察,系统分析了核磁共振T2弛豫特征,孔隙类型与分布特征,对比了核磁孔隙度与气测法孔隙度的差异。结果表明:沙河子组页岩样品的核磁共振T2谱以单峰型为主,弛豫时间较短,孔隙直径主要分布在10~1 000 nm;孔隙类型以纳米级无机孔为主,有机孔和微裂缝相对不发育;扣除基底信号后计算的核磁共振孔隙度分布在0.68 %~3.66 %,与He(氦)孔隙度具有较好的匹配关系;孔隙度较小的样品更容易受岩石基质背景信号影响而造成测试结果的相对误差。总体认为,核磁共振技术能够准确分析低孔、低渗页岩样品的孔隙度和孔径分布,但需要注意页岩中有机质和黏土矿物束缚水产生的核磁信号干扰。

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46. 基于机器学习的页岩气井井间干扰评价及预测
张庆,何封,何佑伟
油气藏评价与开发    2022, 12 (3): 487-495.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.03.011
摘要47)   HTML5)    PDF(pc) (1544KB)(13)    收藏

页岩气藏井间干扰严重制约气井生产,井间干扰程度评价与预测对页岩气高效开发具有重要意义。现有研究主要聚焦页岩气井间干扰现象、生产动态特征以及数值模拟参数优化等方面,但页岩气井间干扰程度定量评价及预测方面的研究较少,且参数体系不全,难以客观评价页岩气井间干扰程度。因此,采用机器学习方法综合考虑地质参数、压裂参数及生产参数,对A页岩气藏井间干扰程度进行评价及预测。先对初始数据进行数据处理,提高数据质量,然后基于处理后的数据,应用聚类分析及随机森林算法评价及预测Y页岩气井间干扰程度。结果表明:A页岩气藏中井间干扰程度低、中、高的井数占比分别为25.93 %、37.03 %、37.04 %,其中压裂因素对A页岩气藏井间干扰程度评价结果影响最大。调参后的页岩气井间干扰程度预测结果达到92.07 %,表明所建立的预测模型可应用于实际页岩气井间干扰程度预测,且模型精确度较高,为页岩气井井间干扰量化评价及预测提供了一种有效手段。

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47. JY1井五峰组—龙马溪组钻井地质剖面分析
刘若冰,魏祥峰,刘珠江,燕继红,袁桃,魏富彬
油气藏评价与开发    2022, 12 (1): 47-57.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.01.004
摘要47)   HTML6)    PDF(pc) (10421KB)(36)    收藏

JY1井五峰组—龙马溪组钻井地质剖面是第一口较为系统的海相页岩气参数井剖面,JY1井取得勘探突破是涪陵页岩气田发现的标志,该井被重庆涪陵市政府命名为“页岩气开发功勋井”。以JY1井五峰组—龙马溪组钻井地质剖面为重点,阐述了该钻井剖面对页岩气勘探开发的重要意义,着重介绍了该剖面岩石地层、生物地层及笔石带划分及裂缝发育等特征,分析探讨了页岩气储层段“六性”特征及纵向分布规律,得出以下认识:①JY1井五峰组—龙马溪组地层厚度大、连续沉积、地层层序清晰、笔石门类齐全、区域可对比性好,可作为四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组分析研究的钻井地质基干剖面;②受沉积相带影响,不同页岩气层段地质特征差异明显,其中五峰组—龙马溪组一段一亚段(①—⑤号小层)为深水陆棚相沉积,总体具有“高TOC、高孔隙度、高含气量、高硅质”的四高特征,是五峰组—龙马溪组勘探开发的主要页岩气“甜点”层段;③优质页岩气层中①—③号小层表现出地质、工程双“甜点”高度耦合的规律,是水平井“靶窗”优选的最佳层位。其中高伽马值的②号小层是保证水平轨迹、优质页岩钻遇率的最佳靶心位置。深水陆棚相的优质页岩及“靶窗”层位的确定是JY1井五峰组—龙马溪组页岩气勘探取得重大突破,实现持续稳产、高产的关键,也为后续页岩气勘探选区、选层提供了依据。

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48. 准噶尔盆地吉174井芦草沟组页岩油地质剖面分析
王然,何文军,赵辛楣,刘国良,周作铭,赵毅
油气藏评价与开发    2022, 12 (1): 192-203.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.01.017
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吉174井是准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层取心最长、资料最多的探井,其“铁柱子”的建立对于页岩油纵向特征的研究具有重要意义。研究发现:储层岩性以碎屑岩和碳酸岩混杂的过渡岩性为主,纵向变化快;岩相反映向上水体逐渐增深的半深—深湖相沉积环境;储层平均孔隙度为11.1 %,平均渗透率为0.056 ×10-3μm2,属于中—低孔、低渗—特低渗储层;储层白云石和砂质含量与物性、含油性呈正相关;发育上、下2套甜点体,上“甜点”储集层岩性主要为砂屑云岩,发育溶蚀孔发育型储集空间,厚度为24 m;下“甜点”储集层岩性主要为粉细砂岩、云屑砂岩和云质粉砂岩,储集空间主要为裂缝—孔隙型,厚度35 m;2套甜点体有利区面积为1 299 km2,展现芦草沟组页岩油具备规模勘探潜力。

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49. 延川南深部煤层气高效开发调整对策研究
姚红生,肖翠,陈贞龙,郭涛,李鑫
油气藏评价与开发    2022, 12 (4): 545-555.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.04.001
摘要45)   HTML4)    PDF(pc) (3601KB)(14)    收藏

中国深部煤层气资源丰富,是煤层气下步勘探开发的重要领域,但深部煤层气资源地质条件更加复杂,工程配套难度大,实现高效开发极具挑战性,攻克深部煤层气效益开发的技术瓶颈,对于推动深部煤层气资源高效动用具有重要意义。以延川南深部煤层气开发调整实践为例,系统分析了早期产建过程中面临的五大难题和挑战:①储层非均质性强,富集高产主控因素不明;②立体资源未能有效动用,储量动用程度低;③开发井网部署模式单一,高应力低渗区单井控制面积小;④深层煤层气储层可改造性差,早期常规水力压裂难以实现长距离有效支撑;⑤传统排采制度达产周期长,经济效益差。在此基础上,经过反复探索实践,通过“五个转变”形成了深部煤层气高效开发的新理念及关键技术:①产建模式从整体推进向有利区精准圈定转变;②开发层系从单层向合层开发转变;③井网部署由单一直井向“直井+水平井”复合井网转变;④储层改造从常规压裂向有效支撑压裂转变;⑤排采制度从缓慢长期向优快上产转变。立足于“五个转变”,现场生产实践显示新井产建效益显著提升,直井产量由1 800 m³/d提升至10 000 m³/d,水平井产量由10 000 m³/d提升至20 000~50 000 m³/d,取得了较好的开发效果,延川南煤层气田高效开发调整对策的突破对于深部煤层气效益开发具有重要的示范及带动意义。

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50. CO2驱气机理与提高采收率评价模型
王高峰, 廖广志, 李宏斌, 胡志明, 魏宁, 丛连铸
油气藏评价与开发    2022, 12 (5): 734-740.   DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.05.004
摘要44)   HTML5)    PDF(pc) (1466KB)(43)    收藏

中国天然气探明储量巨大,但实现天然气长期规模稳产,面临复杂气藏提高采收率等系列挑战,尤以页岩气、煤层气和致密气等非常规资源为甚。碳中和背景下,驱气类CCUS(碳捕集、利用与封存)技术具有广阔应用前景。将CO2驱提高天然气藏采收率的主要机理总结为优势吸附置换、连续对流排驱、补充气藏能量3种类型,并认为吸附态、游离态和溶解态这3种天然气的赋存状态划分适用于所有类型气藏,推导获得了CO2驱提高气藏采收率效果预测方法。应用该方法进行测算认为,CO2驱有望提高页岩气采收率20个百分点以上。为突破大幅度提高天然气采收率技术,建议针对具有较好碳封存条件的气藏开展CO2驱提高天然气采收率潜力评价,优选目标气藏进行经济可行性评估,并开展多种类型的CO2驱提高气藏采收率重大开发试验,检验烟气组分协同驱替效果和扩大CO2波及体积技术。

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