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当期目录

    2018年 第25卷 第5期    刊出日期:2018-10-25
    综述
    不同泄油模式边水油藏水平井产能及见水规律研究进展
    贾晓飞,雷光伦,孙召勃
    2018, 25(5):  1. 
    摘要 ( )   PDF (1238KB) ( )  
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    水平井是开发边水油藏的重要技术手段,而水平井产能和见水规律研究是水平井优化设计、制订合理生产制度以及生产动态分析和调整的重要决策依据。从边水油藏的类型及泄油模式出发,系统归纳分析了5种类型下水平井产能公式的推导思路和适用条件;同时,将边水油藏见水规律的研究方法归纳为解析法、物理模拟法、数值模拟法及统计法,并综述了每种方法的研究思路、见水规律及其适用条件。在此基础上,分别阐述了不同泄油模式边水油藏水平井产能及见水规律研究中存在的问题和难点,提出了今后需要重点攻关研究的方向,为进一步丰富和完善水平井在不同泄油模式边水油藏中的高效应用提供理论依据。
    地质勘探
    辽河盆地欢双地区古近系沙二段沉积微相定量研究
    牛海青,韩小锋,陈世悦
    2018, 25(5):  8. 
    摘要 ( )   PDF (2905KB) ( )  
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    在对扇三角洲沉积体系沉积微相的研究中,发现各沉积微相的展布特征与细分粒级的砂岩相对百分含量具有一定的统计相关性,提出在传统沉积相研究基础之上,利用各粒级砂岩的相对百分含量(粗粒沉积砂岩与砂岩、粉细砂岩与砂岩、泥质砂岩与砂岩等各个相对单因素的厚度百分比值)来定量刻画沉积微相平面展布特征的研究方法,并对单因素等值线图进行分析。将该方法应用于欢双地区沙二段扇三角洲沉积微相的研究中,取得了较好的应用效果,为定量编制碎屑岩沉积体系中各沉积微相平面展布图提供了新的思路,为欢双地区滚动勘探及井位论证提供了可靠的地质依据。
    埕东构造带构造演化及其对新近系油气成藏的控制
    罗霞
    2018, 25(5):  14. 
    摘要 ( )   PDF (1485KB) ( )  
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    针对埕东构造带构造演化与成藏关系研究较少的现状,运用三维地震、钻井资料和区域应力场最新研究结果,探讨了埕东构造带演化过程及其对新近系油气成藏的控制。结果表明:埕东构造带经历了“逆冲褶皱、拉张反转、逆时针旋转、走滑-伸展和热沉降+顺时针旋扭” 5个演化阶段;演化过程叠加控制了埕东构造带南高北低的恢复准确性、南北双向供烃的空间格局和构造带南、北新近系成藏的差异性,即南部地区埕南断层垂向输导形成馆上段披覆构造油藏和馆下段地层油藏;北部地区断层岩性输导形成馆上段岩性油藏。该研究成果为该区下一步精细勘探指明了方向。

    油气穿过断盖配置散失部位的预测方法
    黄鹤,徐衍彬
    2018, 25(5):  19. 
    摘要 ( )   PDF (1162KB) ( )  
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    为了研究含油气盆地下生上储式生储盖组合中油气分布规律,在油气穿过断盖配置渗滤散失条件及断裂输导油气特征研究的基础上,通过确定油气穿过断盖配置渗滤散失区和输导断裂凸面脊,将二者叠合建立了一套油气穿过断盖配置渗滤散失主要部位的预测方法。研究结果表明:留楚地区下伏沙一段烃源岩生成的油气穿过东二段、东三段断盖配置渗滤散失主要部位主要分布在留楚地区南部和少量分布在留楚地区北部留楚背斜核部的局部地区,有利于下伏沙一段烃源岩生成的油气在过东二段、东三段断盖配置之上的馆陶组中运聚成藏,与目前留楚地区馆陶组已发现油气主要分布在北部留楚背斜核部相吻合,表明该方法用于预测油气穿过断盖配置渗滤散失主要部位是可行的。该预测方法对冀中坳陷饶阳凹陷留楚地区油气勘探具有指导意义。
    旬邑地区野外露头岩性组合地震反射特征研究
    余为维,冯磊,杜艳艳
    2018, 25(5):  24. 
    摘要 ( )   PDF (3992KB) ( )  
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    随着油气勘探深入,地层内部岩性组合关系的精细描述在油气田地质研究中越来越受到重视。地震资料作为岩性组合综合响应,根据其反射特征识别分析岩性组合关系对于油气勘探具有重要意义。目前常规分析手段主要为数值模拟与物理模拟,其中物理模拟受震源主频限制,实验室条件下难以达到其要求。为此,利用探地雷达技术进行物理模拟,并结合基于波动方程的数值正演模拟,将二者联合应用于露头岩性分析,最终得到实际野外露头的砂泥岩层组合关系。研究结果表明,该方法较为清晰地表征了研究区典型露头岩性组合关系的地震响应特征,为基于地震资料的岩性组合精细描述提供了依据,其对于储层预测具有地质指导意义。
    致密砂岩储层多尺度裂缝渗透率定量表征及开发意义
    唐雁刚,张荣虎,魏红兴,王俊鹏,王珂
    2018, 25(5):  30. 
    摘要 ( )   PDF (4881KB) ( )  
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    为了研究不同尺度裂缝的渗流能力及其对天然气开发的影响,根据裂缝尺度,将库车坳陷克深5气藏的裂缝划分为4个级别,分别计算了每个级别裂缝的渗透率,并分析了裂缝线密度、有效开度对产能的影响,最后指出了开发井位部署的有利区域。研究表明:Ⅰ级裂缝的线密度为0.10条/m,平均有效开度为1.0~3.0cm,渗透率为8300.0×10-3~225000.0×10-3μm2Ⅱ级裂缝线密度为0.21条/m,平均有效开度为1.5mm,渗透率为59.1×10-3μm2Ⅲ级裂缝线密度为1.00条/m,平均有效开度为0.4mm,渗透率为5.3×10-3μm2Ⅳ级裂缝线密度小于1.00条/m,平均有效开度为25.0μm,渗透率仅约1.3×10-6μm2,对提高储层渗透率的贡献较小。依据裂缝渗透率的计算公式,结合不同尺度裂缝线密度、有效开度与渗透率的对比表明,裂缝线密度与产能并不一定成正比,裂缝有效开度对产能的影响更大,因此,在裂缝性储层评价中应将裂缝有效开度作为一个重要参数。克深5气藏背斜西侧裂缝充填程度较高,有效开度较小,产能较低;而背斜东侧的裂缝充填程度较低,有效开度较大,产能较高,应作为后续开发井部署的重点区域。研究结论可为克深5气藏开发井位的部署提供地质依据。
    地应力预测方法在川南地区大寨页岩气田的应用
    王修朝
    2018, 25(5):  35. 
    摘要 ( )   PDF (1606KB) ( )  
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    针对川南大寨地区页岩气储层三维地应力预测的需求,建立基于横向各向同性介质的Suárez-Rivera地应力计算模型,进行三维空间地应力预测。计算结果表明:Suárez- Rivera横向各向同性介质地应力模型计算结果与单井地应力评价结果高度吻合,模型预测的最小水平主应力与压裂施工地层瞬时闭合压力一致,证实了该方法在川南大寨地区页岩地应力预测中的可靠性。该方法的成功应用,为川南地区页岩气地应力评价提供了理论支持,预测结果对后续页岩气的井位部署和压裂参数设计具有一定的指导意义。
    中拐凸起石炭系火山岩油藏滚动勘探关键技术
    汪莉彬, 马爱钰,黄程,罗鑫
    2018, 25(5):  39. 
    摘要 ( )   PDF (2861KB) ( )  
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    中拐凸起石炭系火山岩油气藏控藏因素复杂、油气水分布规律不清楚、断裂刻画多解性强、裂缝预测困难。针对该区复杂的地质特征,利用古地貌恢复技术准确刻画中拐凸起石炭系的古构造,分析认为,古构造控制了成藏有利区;将切片解释和相干技术相结合精细解释断裂断点及平面组合,准确刻画油气藏边界;在叠后属性解释基础上,开展叠前各向异性反演,有效预测石炭系储层裂缝发育情况。研究认为,该区石炭系油气藏为古潜山背景下受一系列断裂切割形成的、具有不同油水界面的断块油气藏,古潜山与现构造高部位相匹配区的裂缝发育带为有利勘探区,油气藏重新认识后共部署探井8口,并获工业油气流,取得较好效果,有效指导了该区石炭系火山岩油藏的油气勘探。
    横山地区山2段物源沉积体系及其地质意义
    银晓,曹跃,乔向阳, 周进松, 刘鹏
    2018, 25(5):  45. 
    摘要 ( )   PDF (1951KB) ( )  
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    针对鄂尔多斯盆地东南部横山地区山西组山2段沉积体系复杂及钻井含气性多变等问题,采用重矿物组合法、测井法、压汞法等多种方法,系统开展物源、沉积相、储层特征研究,揭示其地质意义。结果表明:山2段西部为辫状河三角洲前缘沉积,东部为曲流河三角洲前缘沉积体系侧翼分支河道沉积;西部砂岩以中—粗粒岩屑石英砂岩为主,孔隙类型多样,物性条件好;东部砂岩以中—细粒石英砂岩为主,仅发育残余粒间孔,物性整体较差;气藏富集与2种沉积体系控制下沉积储层发育特征密切相关,西部主河道及河道心滩广泛发育,天然气呈大面积富集成藏,东部分支河道局部河道砂体发育区有利于天然气藏富集。建议今后针对2种沉积体系采取不同的勘探部署方案。此次研究明确了横山地区2种沉积体系的成因与发育特征,进一步厘清了其控制下的储层特征及对天然气富集成藏的影响,研究成果对类似地区油气成藏的认识与勘探具有重要的借鉴意义。
    歧南断阶带沙一段湖底扇沉积及砂体展布特征
    李振鹏
    2018, 25(5):  51. 
    摘要 ( )   PDF (2035KB) ( )  
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    针对歧南断阶带沙一段合采层间矛盾突出、储层展布认识不清的问题,运用岩心、地震等资料,对研究区沙一段沉积相类型及沉积模式进行研究。结果表明:研究区沉积相类型为湖底扇相,砂体主要分布于断层活动较弱的横向背斜位置处。结合古地貌及砂体展布特征建立了研究区沙一段湖底扇相沉积模式。砂体平面呈朵状,向凹陷中心方向依次发育内扇、中扇、外扇3种亚相,中扇亚相成藏潜力最高,其次为内扇亚相,外扇亚相潜力较差。该研究为区域内后期勘探部署及开发调整提供了地质依据。
    准噶尔盆地西北缘掩伏带构造特征及勘探潜力分析
    李宗浩,刘海磊,卞保力,陈刚强,王春利
    2018, 25(5):  56. 
    摘要 ( )   PDF (3303KB) ( )  
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    前陆盆地掩伏带是准噶尔盆地西北缘油气勘探的重要领域。针对掩伏带构造特征及成藏富集规律不清的问题,运用构造解析、油气地球化学等研究方法,通过构造演化、成藏期次分析手段,明确了西北缘掩伏带构造及演化特征、成藏模式。研究结果表明,西北缘构造具有东西分带、上下分层的特点,掩伏带地层分布与后期逆冲推覆构造是油气成藏的主控因素。构造型掩伏带的源-储-盖层分布对于形成高效疏导体系和大规模地层油气藏十分有利。该研究推动了风险探井的部署实施,为该地区的勘探提供理论支撑。
    南海东部海域地球化学录井定量解释方法研究
    曹孟贤,孙金山,韦少校
    2018, 25(5):  61. 
    摘要 ( )   PDF (1507KB) ( )  
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    针对南海东部海域油藏类型复杂、流体性质多样的问题,考虑各地区原油性质不同,运用地球化学录井资料,分别建立轻组分、重组分比值图版,在图版的基础上定量解释地层流体性质。研究结果表明,2种图版解释结果一致,在XJ33-A-B井古近系油层解释符合率达到100%。该研究在南海东部海域古近系油层、疑难层等复杂油藏应用成功,对其他油田的流体性质解释具有指导意义。
    塔中北坡超深层灰岩储集空间类型及储层分类
    尚凯
    2018, 25(5):  65. 
    摘要 ( )   PDF (2344KB) ( )  
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    为明确塔中北坡奥陶系一间房组—鹰山组储层成因和发育规律,通过对岩心、岩石薄片、物性测试资料、常规测井和成像测井等资料的综合分析,系统梳理了该区超深层灰岩储层的储集空间类型。研究结果表明:组构选择性孔隙包括粒内孔、粒间溶孔、晶间溶孔、窗格孔和微孔隙;非组构选择性孔隙包括溶蚀孔洞、构造缝、压溶缝和溶蚀缝。根据储层发育位置和分布、储集空间类型及形成主控因素,提出了新的储层分类方案,将该区奥陶系灰岩储层划分为台内颗粒滩储层、构造裂缝型储层、热液改造型硅质岩储层以及与热蚀变相关的微生物碳酸盐岩储层。综合分析认为,古城墟隆起西部、北东向走滑断裂带附近和ST1井区是储层分布有利区。该研究可为该区下一步储层预测和有利区带优选提供地质依据。
    张家口-怀来地区下马岭组页岩气储层与资源潜力评价
    李学元,陈尚斌,李绪慧,陈司,王笑奇
    2018, 25(5):  71. 
    摘要 ( )   PDF (795KB) ( )  
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    为研究张家口-怀来地区下马岭组页岩气储层有机地球化学特征和物性特征,并对该区资源潜力进行精细评价,以研究区暗色页岩为研究对象,综合运用有机地球化学、X射线衍射、扫描电镜、高压压汞、低温液氮和等温吸附等实验方法,对页岩气储层特征和资源潜力进行评价,指明勘探方向。结果表明:下马岭组岩性主要为黑色页岩、砂质页岩和粉砂岩,其中三段和四段为富有机质页岩层段,累计厚度约为80110m,埋藏深度约为10002500m有机质类型以型为主,部分为1型,有机质含量平均为2.12%有机质成熟度为0.69%1.90%,主要处于低成熟阶段,其高值已进入热解生气阶段;矿物组成以石英和黏土矿物为主,分别占59.9%36.0%,主要发育溶蚀孔、粒间孔、层间孔和微裂隙,孔隙度平均为2.71%,孔径平均为4.33nm,孔体积和比表面积分别为0.012cm3/g7.020m2/g,渗透率为1.932×10-7µm2,总含气量平均为3.02m3/t;下马岭组页岩埋藏深度适中,有效厚度大,生烃潜力高,储层物性较好,具备页岩气成藏的基础条件,为类储层;估算地质资源量为1753.68×108m3,资源丰度为5.83×108m3/km2,资源潜力较高,具备商业开发的潜力。因受限于较低的成熟度和渗透率,“低中寻高”并采用经济有效的压裂增产措施是下马岭组页岩气勘探开发突破的关键。研究成果将会为下马岭组页岩气勘探开发提供有益参考。
    柴北缘鱼卡地区中侏罗统石门沟组油页岩资源潜力
    谢文泉,刘招君,肖丽佳,宋朔,刘金霖
    2018, 25(5):  78. 
    摘要 ( )   PDF (1634KB) ( )  
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    为研究柴北缘鱼卡地区中侏罗统石门沟组油页岩资源潜力,以系统的有机地球化学测试为基础,结合油页岩测井定量识别方法,采用体积法对研究区石门沟组油页岩资源潜力进行了精细的研究。结果表明:研究区石门沟组下部含煤段与上部页岩段发育多层油页岩,其中下含煤段油页岩厚度较薄,与煤互层沉积,分布面积较小,含油率介于4.75%-7.49%之间,埋深小于1000 m,资源量为1.542×108 t,折合成油页岩油资源为0.081×108 t;页岩段油页岩厚度大,分布范围广,含油率介于3.79%-9.17%之间,埋深小于500 m,资源量为11.64×108 t、折合成油页岩油资源为0.59×108 t。因此,本区石门沟组页岩段油页岩品质好、埋藏浅、资源潜力大,具有良好的勘探开发前景。
    油藏工程
    大尺度溶洞发育的缝洞型油藏试井解释模型研究
    尹洪军,邢翠巧,计秉玉,钟会影,Perapon Fakcharoenphol
    2018, 25(5):  84. 
    摘要 ( )   PDF (1555KB) ( )  
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    缝洞型油藏含有大尺度溶洞、裂缝,非均质性严重,缝洞连通模式复杂多样,对于大尺度溶洞发育的缝洞型油藏试井解释,连续介质或三重介质的试井理论已不适用。为此,基于非连续介质理论,建立大尺度溶洞发育的缝洞型油藏物理模型和渗流数学模型,考虑井筒储集和表皮系数的影响,利用Laplace变换法和Stehfest数值反演法求解得到井底压力的解析解,分析试井典型曲线的敏感性,并对一口缝洞型油藏油井的不稳定试井资料进行了解释,得到了储层及溶洞参数。该方法可以用来解释大尺度溶洞发育的缝洞型油藏不稳定试井资料,为大尺度溶洞发育的缝洞型油藏的试井解释提供了理论基础。
    水驱气藏产水气井产能计算数学模型
    李继强,胡世莱,杨棽垚,雷登生,徐放
    2018, 25(5):  89. 
    摘要 ( )   PDF (1250KB) ( )  
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    针对现有水驱气藏产水气井产能计算模型因缺少井底流压监测数据导致模型实用性差的问题,将气水相渗曲线和地层水产量公式引入气井二项式产能方程,建立了依据井口监测的气井产量和生产水气比确定产水气井产能的数学模型。以普光气田主体气藏为例,通过实例计算,验证了模型的可靠性,定量评价了水侵对气井产能的影响。结果表明:模型计算结果相对误差在5.0%以内,模型计算结果精度高;水侵会导致气井产能急剧降低,气井产能损失率随气井生产水气比的增大先急速上升而后上升速度变缓。文中模型适用于未出现井筒积液产水气井的产能计算,可为确定产水气井合理产量、降低水侵伤害、改善气藏开发效果提供指导。
    水平井与非均质气藏耦合非稳态模型
    李海涛,谭永胜,王永清,孙英波,蒋贝贝
    2018, 25(5):  93. 
    摘要 ( )   PDF (1447KB) ( )  
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    在非均质气藏水平井流入动态以及产能预测时,点源函数渗流模型与井筒耦合计算过程中会出现不收敛或者收敛速度较慢的现象。针对此问题,基于体积源建立非均质气藏水平井与气藏耦合非稳态模型,根据渗透率的非均质性将气藏划分为不同的区域,通过拟表皮系数表征气藏非均质性,将气藏渗流模型的解与井筒流动模型耦合,并通过牛顿迭代求解。实例计算结果表明:新模型计算结果与Eclipse模拟结果基本吻合,说明建立的模型是可靠的;由于储层非均质性的影响,稳态和非稳态条件下水平井筒流量分布不均匀,且非稳态条件下沿水平井筒流量的分布表现出更强的不均匀性;水平井筒流量分布与储层渗透率分布基本一致,非均质气藏渗透率极差越大,水平井沿井筒流量分布的差异越大。该模型对非均质气藏水平井产能预测和开发方案的制订具有指导意义。
    底水凝析气藏见水时间预测新方法
    明瑞卿,贺会群,胡强法
    2018, 25(5):  99. 
    摘要 ( )   PDF (1258KB) ( )  
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    底水锥进在凝析气藏开采过程中广泛存在,目前常用的底水凝析气藏见水时间预测模型主要是基于常规气藏提出,现场应用困难。针对该问题,对凝析气藏水侵动态进行理论研究,基于气相水平径向流和半球形向心流相结合的底水锥进物理模型,以渗流理论为基础,综合考虑表皮效应、气相非达西效应和反凝析作用的影响,建立了水锥顶点的运动方程,结合相应的产能公式推导出底水凝析气藏见水时间预测模型。实例分析表明,凝析气藏开发过程较常规气藏更为复杂;利用模型预测的见水时间更接近实际;表皮效应、气相非达西效应和反凝析作用均会导致见水时间缩短;随着气层厚度增加,气井见水越晚,随着产气量增加,见水时间呈现出先快后慢的递减趋势。研究成果对深入分析表皮效应、气相非达西效应和反凝析作用对凝析气藏底水锥进的影响,预测底水凝析气藏的见水时间有一定的指导意义。
    18井区低渗透异常高压油藏开发参数研究
    孔垂显
    2018, 25(5):  104. 
    摘要 ( )   PDF (1492KB) ( )  
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    艾湖油田玛18井区属于典型的低渗异常高压油藏,针对其开发早期阶段开发方式、井网井距及生产动态参数认识不足等问题,以艾湖油田玛18井区的地质特征为基础,结合油藏工程和数值模拟方法,开展关键开发技术政策参数优化研究。优化结果表明:玛18井区天然能量充足,前期利用地层能量进行开发,地层压力降低至50MPa时采用水驱开发方式;注采井网采用菱形反九点井网,优化合理井距为300mT1b1作为主力开发层,注水开发12aT1b2作为接替层系进行开发;设计产能为9.5t/d最优的注采比为1.2时,20a后最终采出程度为24.52%。研究结果为研究区开发方案的编制和同类油藏的有效开发提供了技术支持。
    多层非均质油藏注聚合物井吸水指数预测模型研究
    梁丹,康晓东,何春百,唐恩高,王旭东
    2018, 25(5):  109. 
    摘要 ( )   PDF (1522KB) ( )  
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    吸水指数是注入井注入能力的主要表征参数,是影响聚合物驱油效果好坏的重要因素之一,准确预测注聚合物井的吸水指数尤为重要。基于聚合物驱溶液的非牛顿流体性质和非活塞驱替特征,将注采井间的区域划分为聚合物溶液区、油墙区、油水混合区,确定聚合物溶液前缘和油墙前缘的含水饱和度方程;结合等值渗流阻力法,得到注采井间的渗流压差;考虑纵向多层非均质性的影响确定各层的分流量,根据吸水指数的表征形式建立不稳定渗流条件下的多层聚合物驱吸水指数预测模型。利用室内实验数据和渤海油田注聚合物井资料对该模型进行了对比验证,结果表明,该模型具有较高的准确性,平均计算误差为10%。该研究可为聚合物注入量的合理设计及现场注聚合物井的生产管理提供指导。
    正韵律厚油层水平井布井优化设计研究及应用
    梁晓江
    2018, 25(5):  114. 
    摘要 ( )   PDF (1392KB) ( )  
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    针对大庆油田杏北开发区试验区正韵律厚油层葡Ⅰ33单元下部水淹严重且上部剩余油富集的问题,运用数值模拟方法,解释了水平段沿程损失的影响,并对水平井的相关参数(水平井水平段长度、水平井井距、错开距离、井轨迹等)进行了优化设计,得到能够进行有效开发的水平井三元复合驱的合理布井方式。将成果应用于试验区,研究结果表明:在水平段长度为300m、注采井距为200m、井间交错为100m情况下,将注入井部署在厚油层中部、采油井部署于厚油层顶部时阶段采出程度可达23.71%。研究成果对改善正韵律厚油层水平井三元复合驱布井具有重要的指导意义。
    缝洞型油藏注氮气吞吐参数优化研究
    吕铁
    2018, 25(5):  119. 
    摘要 ( )   PDF (1765KB) ( )  
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    针对缝洞型油藏注气井低产低效的问题,基于AD19井的地质模型,研究周期注气量、注气速度、闷井时间、采液强度等参数对注气效果的影响,考虑地质因素的不确定性,建立不同充填类型的数值模型,形成不同充填条件下的注气参数优化图版。研究结果表明,砂泥充填的储集体,应该选择小注气量、低注气速度、低采液强度、长闷井时间的注气技术对策;垮塌充填的储集体,应该选择大注气量、高注气速度、高采液强度、短闷井时间的注气技术对策。实例研究表明,该图版的符合率达到78%,可以作为矿场注气参数选取的一种可靠依据。该研究为缝洞型油藏提质增效奠定了科学的理论基础。
    海上岩性油藏自流注水量计算新方法
    任飞,赵义强,李小东,申颖浩,任凯
    2018, 25(5):  125. 
    摘要 ( )   PDF (1323KB) ( )  
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    针对目前自流注水量计算方法没有考虑多井同时生产的问题,利用等值渗流阻力法、距离反比加权法及物质平衡方程,推导了一种计算自流注水量的新方法,编制了相应计算程序,并进行了实例计算。结果表明:若生产层工作制度不发生大的变动,自流注水开始时注水量最大,后随生产层平均压力的增大逐渐减小,最后趋于稳定;为提高自流注水效果,应最大程度提高自流注水井在注入层的压力,优选渗透率高、供给压力高、流体黏度低的层位作为注入层。研究成果对同类型油藏自流注水量的计算及注水层位的优选提供了理论依据。
    不同饱和度天然气水合物加热分解界面变化规律
    孙可明,王婷婷,翟诚,辛利伟,范楠
    2018, 25(5):  129. 
    摘要 ( )   PDF (1534KB) ( )  
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    针对热激法开采过程中水合物分解界面变化影响水合物安全高效开采的问题,运用实验分析、理论研究和数值模拟相结合的方法,自制水合物加热分解界面测量实验装置,进行不同初始饱和度水合物加热开采过程中分解界面变化的实验研究,并通过数值模拟进一步分析温度对水合物分解界面的影响。研究表明:水合物分解界面移动距离与初始饱和度之间近似呈线性负相关关系,与其作用时间的算术平方根近似呈线性正相关关系;水合物分解界面的移动速率先快后慢,速率下降幅度为80%;初始饱和度是影响水合物藏开采效率的重要参数之一;适当升高加热温度有利于加快开采过程中水合物分解界面移动速率。合理控制水合物开采过程中分解界面的移动距离和移动速率对水合物藏安全高效开采有实践性指导意义。
    层内夹层对海上聚合物驱油田剩余油分布影响
    李红英,王欣然,陈善斌,刘喜林,张倩萍
    2018, 25(5):  135. 
    摘要 ( )   PDF (1845KB) ( )  
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    为明晰层内夹层分布模式对海上聚合物驱油田剩余油分布的影响,以渤海Y油田为研究对象,根据其储层特征参数,分别开展典型夹层分布模式下的水驱和聚合物驱岩心驱替实验。结果表明:当注水井钻遇夹层时,受重力分异和夹层遮挡作用影响,剩余油主要富集在生产井附近和夹层延伸方向区域,而聚合物驱能改善重力分异作用,与夹层形成协同作用,改善驱油效果,夹层分布范围越长,含水上升速度越慢,模型采收率越高,但聚合物驱提高采收率幅度越小;当采油井钻遇夹层时,夹层对注入水的遮挡能力变弱,剩余油富集在生产井附近流动单元上部区域,夹层长度对水驱采收率影响较小,聚合物驱能有效扩大模型纵向波及程度,夹层分布范围越长,聚合物驱提高采收率幅度越大。将研究结果应用于矿场试验,取得了较好的挖潜效果。该项研究对海上油田后续开发调整起到了重要的借鉴作用。
    页岩有机质热演化过程中孔隙结构特征研究
    彭钰洁,刘鹏,吴佩津
    2018, 25(5):  141. 
    摘要 ( )   PDF (1450KB) ( )  
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    为研究页岩气的形成演化和赋存特征,选择冀北地区下马岭组低成熟海相页岩,以热演化模拟实验为基础,结合低温液氮、高压压汞实验等测试技术,研究不同成熟度阶段页岩孔隙特征。结果表明:随着有机质成熟度升高,页岩孔隙数量明显增多,孔隙度呈线性增长,大于10000nm的宏孔逐渐减少,孔径小于50nm的微孔、介孔明显增多,其中,对介孔的影响主要表现在孔径为30~50nm的孔隙;页岩孔隙在不同成熟度阶段表现为不同形态,随有机质热演化不断加深,其孔隙连通性、扩散性以及渗流性均有明显提升。吸附空间和游离空间在不同孔径阶段呈现不同的变化速率,表明页岩气从纳米孔中的形成随热演化加深逐渐由吸附状态大量析出,游离至大孔空间中的赋存转变过程。该项目探究了有机质热演化过程中的孔隙结构特征及其对页岩气赋存的影响,对南方海相页岩气的形成和赋存具有指示意义。
    张裂缝和剪裂缝应力敏感差异对致密砂岩储层产能影响
    陈文滨,姜汉桥,李俊键,何应付,黄睿杰
    2018, 25(5):  146. 
    摘要 ( )   PDF (1496KB) ( )  
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    为明确张裂缝和剪裂缝应力敏感差异对致密砂岩储层产能的影响,以红河油田延长组长8段致密砂岩储层为例,模拟不同应力条件的拉张裂缝和剪切裂缝,借助三维激光扫描对其粗糙度进行了统计分析,并通过实验对比了2种裂缝的应力敏感差异,最后使用数值模拟方法研究了存在张裂缝或剪裂缝时油井的生产差异。研究表明:制备的裂缝能近似模拟自然状态下中等缝的真实情况,与剪切裂缝相比,拉张裂缝平均粗糙度小,渗透率损害率大、恢复程度低,应力敏感性强;裂缝的存在大大增加了油井的产能,且当地层中裂缝为剪切裂缝时的油井产能大于拉张裂缝。该研究有助于预测和评价致密砂岩储层中不同应力环境成缝区域的应力敏感性,对产量的计算和生产方案的制订具有指导意义。
    溶剂辅助蒸汽重力泄油室内实验研究
    王连刚
    2018, 25(5):  151. 
    摘要 ( )   PDF (1535KB) ( )  
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    为改善正起辅助重力泄油技术(SAGD)的开发效果,以国内某超稠油油藏为基础,通过二维物理模拟装置开展了三组SAGD对比实验,研究了溶剂辅助SAGD技术对SAGD蒸汽腔发育特征、原油产量以及采收率的影响。研究结果表明,溶剂辅助SAGD中,溶剂以液相和气相共同存于油藏中,溶剂浓度越高,气相组分含量越高;溶剂中的气相组分在油藏中可以减少蒸汽在上覆岩层的热损失,提高蒸汽腔垂向扩展均匀性;合理溶剂浓度下,溶剂辅助SAGD可以显著峰值产量和提高最终采收率;低浓度溶剂辅助SAGD的单位原油产量的能耗明显低于纯蒸汽SAGD。实验结果表明,低浓度溶剂辅助SAGD对于开采超稠油油藏具有较大的应用潜力。
    钻采工程
    径向井辅助水力压裂引导裂缝扩展数值模拟
    刘晓强,曲占庆,郭天魁,田启忠,吕玮
    2018, 25(5):  156. 
    摘要 ( )   PDF (5045KB) ( )  
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    径向井辅助水力压裂引导裂缝扩展是一项新兴的油气增产技术,已在低渗透油田中进行了先导性应用。为明确不同因素对径向井引导裂缝扩展的影响,利用ABAQUS扩展有限元法建立了径向井辅助水力压裂模型,采用导向因子作为评价指标对各影响因素进行分析,并通过物理模拟实验进行了验证。结果表明:径向井对裂缝的扩展起到一定的引导作用,裂缝首先沿径向井方向起裂并扩展,然后逐渐向最大主应力方向偏转;径向井方位角、水平地应力差和压裂液排量是影响径向井引导裂缝扩展的3个主要因素;径向井方位角小于45°,水平地应力差小于6MPa时,径向井具有明显的引导裂缝扩展效果;径向井对裂缝扩展的有效引导需要满足一定的排量,排量太小会导致裂缝过早向最大主应力方向偏转;杨氏模量和压裂液黏度主要影响裂缝长度和宽度,泊松比的变化对引导裂缝扩展影响不大;物理模拟实验和数值模拟结果得到的径向井引导裂缝扩展形态趋于一致,证明了数值模型的准确性。该研究为径向井辅助水力压裂技术的发展提供了技术支撑。
    置换式防气杆式泵的研制与应用
    李青,宋正聪,王智勇,徐士文
    2018, 25(5):  163. 
    摘要 ( )   PDF (1784KB) ( )  
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    塔河油田油井气液比较高,原油易脱气,气体影响已成为影响机抽井泵效的重要因素。为此,研制了置换式防气杆式泵。该泵采用底部固定结构,将泵筒与外管之间的环形空间作为气液置换腔室,实现了置换式防气功能,可有效提高泵效。现场试验结果表明,该工艺能够满足气液比大于500m3/t的油井的人工举升要求。该抽油泵的研制成功为高气液比深抽油井的开采提供了技术支持。
    环形可调式分层注汽技术研究与应用
    董奇玮
    2018, 25(5):  168. 
    摘要 ( )   PDF (1438KB) ( )  
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    针对常规分层注汽技术中出现的投捞成功率低、配汽量调节困难、管柱严重弯曲变形、注汽阀结垢等问题,研发了环形可调式分层注汽技术。该技术以注汽管柱力学优化分析为基础,设计了一种以环形可调式分层注汽阀为核心,与配套的小直径层间封隔器、层间应力释放装置、高强度隔热油管等工具共同组成的新型注汽工艺管柱。在辽河油田齐40块现场应用10井次,投捞成功率为100%,阶段增油约1.22×104t,取得了较好的增油效果。该技术可为进一步完善分层注汽技术提供新的技术途径,值得推广。
    高分子中空微珠低密度钻井液技术在十屋地区的应用
    陈铖,许洋,赵素丽,石秉忠,李涛
    2018, 25(5):  172. 
    摘要 ( )   PDF (1090KB) ( )  
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    十屋地区位于松辽盆地东南隆起区,是典型的低压低渗油气藏,井漏与储层污染问题凸显,目前使用的常规钻井液体系无法有效应对,制约了该区块的高效开发,采用低密度钻井液是解决该问题的有效方法之一。针对十屋地区储层特性,结合钻井液技术难点和对策分析,设计出一种新型低密度钻井液体系。研究结果表明:高分子中空微珠加量为1%时,可将钻井液密度由1.04g/cm3降低至0.98g/cm3,降密度效果明显,且对钻井液性能无影响,形成的低密度钻井液体系满足现场施工要求,解决了传统钻井液体系的漏失问题,为十屋地区防漏、堵漏及储层保护工作提供了良好的解决方案。