谢佳彤, 付小平, 秦启荣, 范存辉, 倪楷, 黄曼宁

2022, 29(1): 1-9. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.001

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针对丁山地区龙马溪组裂缝发育分布及页岩气保存条件影响认识不清的问题,通过三轴岩石力学实验,对研究区进行古构造应力场模拟,并通过莫尔-库伦准则计算岩体破裂系数,对研究区裂缝分布规律进行预测,并优选页岩气勘探目标有利区。结果表明:差应力较小的区域以及二级或三级裂缝发育区为页岩气储层裂缝优势发育区,具有良好的保存效果;在裂缝分布预测结果的基础上,根据优选的12个评价参数建立丁山地区保存评价体系和评价标准,通过权重法和叠加法将研究区划分为2类有利区,且均具有构造部位平缓、埋深大、差应力小、远离大断裂、压力系数大、裂缝发育规模小、倾角小、发育期次早等特点。研究结果可为下一步页岩气勘探和保存条件评价提供重要参考价值。

南海东部西江油田低阻油层识别及主控因素研究

梁卫, 闫正和, 杨勇, 黄余金, 熊琪, 董毅夫

2022, 29(1): 10-14. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.002

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针对南海东部西江油田低电阻率油层形成原因复杂,低阻油层难以识别的问题,在综合分析测录井、岩心、扫描电镜、黏土矿物、岩石润湿性等矿场资料的基础上,提出了一种适合于西江油田的低阻油层评价和识别方法,修正了典型的阿尔奇公式,预测了潜在低阻油层储量,并进行了西江油田低阻油层主控因素分析。研究结果表明,西江油田低阻油层识别的主控影响因素为水润湿指数、阳离子交换量和束缚水饱和度。在此基础上利用修订的阿尔奇公式准确预测了南海东部西江油田储层的含油电阻率曲线下限从10 Ω·m下降至2 Ω·m,预计可增加可采储量为20×10⁴t。该研究对南海东部同类油田开发具有重要意义。

准噶尔盆地沙湾凹陷周缘上古生界天然气地球化学特征及成因研究

李二庭, 靳军, 廖健德, 周波, 马万云, 王海静

2022, 29(1): 15-22. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.003

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针对准噶尔盆地沙湾凹陷周缘上古生界天然气成因与来源认识不清的问题,运用烃源岩热解气模拟实验技术,根据热解气碳同位素分布,结合天然气组分、碳同位素、轻烃组成及伴生原油地球化学特征,揭示了沙湾凹陷周缘上古生界天然气成因与来源。研究结果表明:研究区天然气具有6种成因类型,Ⅰ类天然气来源于佳木河组烃源岩,δ¹³C₂值大于-26.0‰;Ⅱ类天然气为生物气,具有偏负δ¹³C₁值和极高的干燥系数;Ⅲ类天然气来源于佳木河组烃源岩与下乌尔禾组烃源岩混合,干燥系数大于0.95,δ¹³C₂在-26.0‰左右;Ⅳ类天然气来源于下乌尔禾组烃源岩,δ¹³C₂值为-27.5‰～-26.9‰;Ⅴ类天然气主要为下乌尔禾组烃源岩与风城组烃源岩混源,其中,δ¹³C₂值不小于-29.0‰的天然气以下乌尔禾组来源为主,δ¹³C₂值小于-29.0‰的天然气以风城组来源为主;Ⅵ类天然气来源于风城组烃源岩,δ¹³C₂值小于-31.0‰。研究区存在二叠系佳木河组、下乌尔禾组腐殖型和风城组腐泥型3套有效气源岩。研究成果解决了沙湾凹陷周缘上古生界气源问题,可为研究区天然气勘探和成藏研究提供依据。

玛南斜坡区上乌尔禾组弱胶结砂砾岩储层特征及控制因素

王然, 郑孟林, 杨森, 赵辛楣, 姜懿洋, 万敏

2022, 29(1): 23-30. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.004

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为明确准噶尔玛南斜坡区二叠系上乌尔禾组弱胶结砂砾岩储层对油气富集的影响,在岩心观察、薄片鉴定和分析化验等实验资料的基础上,对研究区储层特征和控制因素进行研究。研究结果表明:上乌尔禾组储层为泥质杂基充填弱胶结低孔低渗砂砾岩,结构成熟度和成分成熟度均较低,孔隙类型以剩余粒间孔为主,发育大—中孔中—细喉道型、小—微孔细喉道型和微孔—裂缝型3类储集空间;一类储层平均孔隙度大于9.0%,平均渗透率大于10.000 mD,具大—中孔中—细喉道的孔隙结构特征。储层的质量受沉积环境直接控制,三角洲扇前缘水下分流河道微相为优质储层沉积相。古地貌特征间接影响储层物性,古沟槽区水动力强,泥质含量低,物性好。研究区成岩作用以压实作用为主,对储集空间改造有限,砾石支撑抑制压实作用使原生粒间孔得以大量保存。研究结果丰富了玛南斜坡区二叠系上乌尔禾组砂砾岩储层特征,对后期砂砾岩储层的深入研究具有一定的指导意义。

奈曼北部义县组烃源岩地球化学特征及研究意义

刘海艳, 裴家学, 杨雪, 何绍勇, 刘晓丽, 崔宇晶, 郝亮

2022, 29(1): 31-37. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.005

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奈曼凹陷北部发育有一套膏盐岩和厚层泥岩,针对该套层位归属不明确、泥岩地球化学特征认识不清等问题,应用古生物孢粉化石鉴定、地层测井与地震特征对比、饱和烃色谱-质谱分析等方法对膏盐岩和厚层泥岩的地层特征、泥岩的烃源岩特征进行研究。研究结果表明:膏盐岩和泥岩属于义县组火山喷发间歇期的沉积产物,泥岩厚度为50～400 m,分布面积约为130 km²,有机碳含量平均为3.40%,有机质类型为Ⅰ、Ⅱ₁型,深度为1 880.00 m处实测R_o平均值为0.5%,处于低成熟—成熟的演化阶段;义县组烃源岩生排烃期早于九佛堂组烃源岩,更有利于油气运移聚集。该研究证实了义县组具备良好的生烃条件,对奈曼凹陷北部深层油气勘探具有重要意义。

基于机器学习的火山岩岩性智能识别及预测

刘凯, 邹正银, 王志章, 蒋庆平, 常天全, 王伟方, 杨笑

2022, 29(1): 38-45. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.006

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针对准噶尔盆地金龙2井区佳木河组火山岩油气藏岩性多变,常规方法难以准确识别的问题,利用机器学习中的决策树、随机森林、梯度提升树、贝叶斯4种算法对研究区岩性进行智能识别,在分析研究区火山岩储层地质特点的基础上,结合不同岩性测井响应特征,确定M、N等8个对火山岩岩性极为敏感的特征参数。研究结果表明:随机森林法模型最优,准确率达到90%以上,模型泛化能力最强,可作为利用常规测井曲线识别火山岩岩性的有效方法。该模型可以高精度地进行火山岩岩性识别及预测,为后续火山岩油藏的勘探与开发奠定基础。

利用调谐体属性的地层尖灭线识别方法

岳喜伟

2022, 29(1): 46-51. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.007

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针对准噶尔盆地中拐凸起上乌尔禾组及风城组地层尖灭线不明确的问题,利用调谐体属性方法,结合地震剖面及钻井资料,刻画了目的层地层尖灭线展布特征。结果表明,在有效频带范围内,上乌尔禾组55 Hz及风城组45 Hz调谐相位属性所识别地层尖灭线更接近真实位置,而超过有效频带范围地层尖灭线精度很难进一步提高;该方法所刻画地层尖灭线的效果明显优于利用瞬时相位余弦、瞬时相位、单频相位等属性的刻画效果。该方法对超覆型及削蚀型地层尖灭线的刻画具有借鉴意义。

北大港潜山滨海断层发育特征及其与上古生界二次生烃耦合成藏研究

李建红, 王延斌, 缪欢, 张雨健, 龚训, 熊幸

2022, 29(1): 52-58. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.008

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断层的形成及演化对油气成藏具有十分重要的意义。为探明北大港潜山滨海断层对上古生界烃源岩生烃成藏的控制作用,基于大量地震资料及各时期的底面构造图,精细刻画了滨海断层发育特征,并结合烃源岩生烃演化过程,分析两者之间油气成藏匹配关系。研究结果表明:滨海断层东段断层发育程度最强,中段稍弱,西段最弱,东段发育大量花状组合构造,以牵引背斜成藏模式为主,中段发育多米诺式组合构造,以断块-断鼻成藏模式为主;Es₃时期断层活动性最强,活动中心位于中段,平均垂直活动速率达227.5 m/Ma,Ed时期断层活动性减弱,活动中心位于东段,平均垂直活动速率最低仅为7.0 m/Ma;Ed时期为北大港潜山石炭系—二叠系烃源岩二次生烃成藏关键时期,各成藏要素匹配关系极好,北大港中段为油气成藏有利区,是下一步勘探开发的重点区域。研究结果对北大港潜山石炭系—二叠系原生油气藏的深入勘探具有一定借鉴意义。

松辽盆地低渗透储层孔隙结构及分形特征

吕天雪, 张国一, 易立新, 李忠诚, 宋鹏, 李思圻

2022, 29(1): 59-65. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.009

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针对松辽盆地王府断陷泉头组低渗透储层孔隙结构认识不清的问题,运用储层孔隙分形方法,结合X射线衍射、铸体薄片、扫描电镜以及压汞等实验方法,确定了该低渗透砂岩储层的孔隙分型特征,并讨论了分形维数与储层物性、储层矿物组分之间的关系。实验结果表明:该地区储层孔隙以粒间孔和粒内溶孔为主;矿物成分主要为石英和长石;储层孔隙具有多重分形特征,小孔隙的孔隙结构优于中、大孔隙;分形维数与储层孔隙度无关,与渗透率、矿物成分均有良好的相关性。该研究从多重分形理论角度揭示了低渗透储层的孔径分布特征,可为松辽盆地王府断陷泉头组低渗透储层开发提供依据。

页岩储层超临界CO₂增透规律实验

吴迪, 耿岩岩, 肖晓春, 苗丰, 翟文博

2022, 29(1): 66-72. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.010

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为研究超临界CO₂对页岩储层的增透效果,利用自主研制的岩石三轴渗流实验装置,开展超临界CO₂注入页岩储层增透规律研究。研究结果表明:页岩储层CH₄渗透率随孔隙压力增加呈负指数变化,页岩样品注入超临界CO₂后增透效果显著,CH₄渗透率最大可提高103.98%(3号样品);恒温条件下,注入压力为9.0 MPa时超临界CO₂增透效果好于8.0 MPa,随着超临界CO₂注入压力逐渐增加至10.0 MPa,页岩开始出现裂化现象;实验温度为35～55 ℃,超临界CO₂对于页岩的增透效果随着温度的增加而降低,波速衰减率和孔隙度随着温度的升高分别下降0.15、0.90个百分点,波速衰减率与温度呈线性递减关系。研究成果可为超临界CO₂强化页岩气开发过程中提高页岩气储层渗透性提供理论依据。

双鱼石超深高温高压气藏偏差因子计算方法及早期储量预测

邓波, 陆正元, 刘奇林, 罗静, 刘斯琪, 彭杨, 熊钰

2022, 29(1): 73-79. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.011

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为提高超深层高温高压气藏早期动态储量计算的准确程度,以双鱼石栖霞组气藏为研究对象,基于新型DAR方法,采用多元回归建立无因次拟对比温度、压力的自变量函数,通过与实验数据对比分析不断修正方程,进而提出新型超深层高温高压气藏偏差因子计算方程;通过文献调研和实验室测试对全直径样品进行压缩系数分析,给出了高温高压条件下储层综合压缩系数的确定方法。研究结果表明:所建立的气藏偏差因子计算新方法可提高超深层高温高压气藏早期动态储量预测准确度3.0个百分点以上;超深层高温高压气藏岩石具有微可压缩特征,其压缩系数的数量级与地层水相当;实例分析显示高温高压气藏的偏差因子预测和压缩系数的确定是早期准确计算储量的关键。研究成果可为超深层高温高压气藏早期动态储量的准确计算提供参考借鉴。

叠前反演技术在玛湖油田储层预测中的应用

廉桂辉, 朱亚婷, 王晓光, 李洲, 秦明

2022, 29(1): 80-84. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.012

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针对玛湖凹陷有效储层识别精度较低的问题,以玛湖油田M2井区百口泉组为研究对象,运用同步反演和随机反演相结合的反演及地质统计学方法,预测玛湖油田致密砂砾岩有效储层,完成了储层品质及“甜点”分类评价,精细刻画了玛湖油田百口泉组的储集特征。研究结果表明:通过建立横波原型、调整波形因子参数、反演结果质量控制、多属性体操作等技术,不仅有效解决致密储层波阻抗重叠的问题,而且大幅度提高储层预测的纵横波分辨率,进一步确定反演结果的客观性和可靠性。利用叠前反演技术提高了岩性分布概率及储层物性预测效果,成功刻画了砂体边界,为地质及岩石力学参数建模提供可靠的空间约束条件。研究成果为玛湖油田百口泉组油藏评价和开发方案部署提供技术支持。

低渗透储层油水相对渗透率最优目标函数处理方法

崔建, 沈贵红, 商琳, 孙彦春, 龚丽荣, 安熠

2022, 29(1): 85-90. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.013

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对于非均质和亲水性强的低渗透岩心,使用常规JBN方法整理非稳态实验数据得到的相对渗透率曲线,存在因计算失效导致的水相相对渗透率曲线出现“驼峰”等异常现象。除了岩样的非均质性、出口端提前见水、驱替速度不合适以及难以测定油水黏度比等实验因素,利用JBN等常规方法处理非稳态水驱油实验资料的局限性是产生相对渗透率曲线异常形态的主要原因。针对上述问题,建立了考虑毛管力效应的低渗透储层油水渗流模型,采用自动历史拟合方法对油水相对渗透率实验数据进行处理,并且对比研究了不同方法对低渗透岩心油水相对渗透率的影响。结果表明:基于最优目标函数的低渗透油藏油水相对渗透率自动历史拟合方法相较于JBN和Jones方法,在计算结果上具有曲线光滑、规律明显的优势,最大程度减少了低渗透油藏相对渗透率的计算误差;考虑毛管力时,3种方法得到的结果都是油相相对渗透率增加,水相相对渗透率基本不变,而自动历史拟合方法能更加合理均匀地体现出油相相对渗透率的变化趋势。自动历史拟合方法克服了JBN等常规方法的局限性,适用性更好,可为后续的数值模拟等研究提供重要参数。

缝洞型油藏填充介质含水饱和度对CO₂和N₂溶解扩散影响实验

王志兴, 侯吉瑞, 杨宇昊, 朱桂良

2022, 29(1): 91-98. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.014

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为深入认识缝洞型油藏注CO₂、N₂启动缝洞体内部填充介质中剩余油的作用机理,采用压力衰竭实验方法,测量气体扩散系数和溶解度,研究含水饱和度对2种注入气的扩散压力、溶解度和扩散系数的影响规律,分析真实油藏条件下填充介质含水饱和度对CO₂和N₂溶解扩散的作用机理。实验结果表明:填充介质内部含水饱和度由束缚水条件增至完全饱和,CO₂和N₂的压力降幅分别为41.62%、43.22%,溶解度降幅分别为40.16%、42.50%,扩散系数均降低一个数量级;填充介质中地层水的存在降低了注入气的溶解和扩散传质能力,地层流体物性和地层流体与多孔介质间的差异是其主要影响因素。该研究为缝洞型油藏高含水阶段的剩余油注气开发以及相关参数优化提供参考。

天然气水合物降压分解诱发储层变形破坏正交数值模拟实验研究

翟诚, 孙可明

2022, 29(1): 99-106. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.015

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使用降压法进行天然气水合物开采时,天然气水合物沉积层的失稳破坏是制约其有效开发的关键因素。考虑水合物饱和度和有效应力同时变化对水合物沉积层主要力学参数的影响,建立天然气水合物降压分解诱发储层变形破坏的流固耦合弹塑性模型,编制USDFLD子程序,采用正交数值模拟实验方法,研究初始水合物饱和度、井底压力和有效主应力差对水合物沉积层近井储层变形破坏影响的敏感程度。结果表明:井底压力和有效主应力差是影响近井储层变形破坏的2个显著因素;对近井储层等效塑性应变最大值的影响程度由大到小依次为井底压力、有效主应力差、初始水合物饱和度;对塑性区范围的影响程度由大到小依次为有效主应力差、井底压力、初始水合物饱和度;建议根据水合物藏的地质条件,对井底压力进行优化设计。研究成果对采用降压法进行天然气水合物开采的安全性、可控性具有重要意义。

基于裂缝重构评价酸蚀对碳酸盐岩应力敏感性的影响

庞铭, 陈华兴, 唐洪明, 卢浩, 王昭

2022, 29(1): 107-113. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.016

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碳酸盐岩的脆性较强,应力敏感性实验会对岩心产生不可逆破坏,导致无法利用同一岩心评价酸蚀前后的应力敏感性差异,评价结果对比性较差。针对该问题,基于裂缝重构技术建立了一套评价酸蚀对碳酸盐岩应力敏感性影响的方法,对酸蚀前后的裂缝缝面进行特征扫描并重构,利用有限元方法开展了有效应力作用下裂缝闭合规律的研究,并模拟了有效应力下酸蚀对裂缝渗流的影响,以评估裂缝中的渗透率变化。研究表明:缝面矿物组分差异导致酸液对缝面产生非均匀酸蚀,酸蚀后缝面粗糙度增加,缝面间的分形维数差异增大;在有效应力为40 MPa时,酸蚀前缝宽减小55%以上,渗透率损害率大于90%,而酸蚀后缝宽减小量小于40%,渗透率损害率小于75%,应力敏感性损害降低,即酸化压裂、酸洗有助于提高储层人造裂缝渗透性,防止裂缝闭合。该研究可为致密砂岩、页岩裂缝性储层应力敏感性损害评价提供借鉴。

超稠油原位催化改质提高采收率实验

唐晓东, 陈廷兵, 郭二鹏, 关文龙, 蒋有伟, 李晶晶

2022, 29(1): 114-120. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.017

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针对蒸汽吞吐、蒸汽驱的低渗透区超稠油流动阻力大、开采困难等问题,提出低渗透区超稠油原位催化改质降黏技术。采用反应釜法和物模实验法,筛选高效原位改质催化剂,研究催化剂的注入方式,并筛选5种催化剂及其改质条件。研究表明:以有机锌为催化剂,催化剂用量为0.1%、稠油含水率为50%时,超稠油具有较好的改质降黏效果;物模实验法原位催化改质降黏效果优于反应釜法,稠油含水率为50%、催化剂用量为0.1%、反应温度为240 ℃、填砂管回压为8~10 MPa和反应时间为24 h条件下,稠油黏度由145 000 mPa·s降至54 260 mPa·s,降黏率达62.58%;物模实验法改质油的密度和酸值下降,重组分(胶质和沥青质)含量减少10.85%,300、500 ℃前馏分分别提高了6.75%、17.29%。在240 ℃、10 MPa条件下,采用自制生物质基调剖剂封堵优势渗流通道,将催化剂注入低渗填砂管后水驱,改质稠油黏度降至68 450 mPa·s,降黏率达52.79%,流动阻力减少19.74%,采出率达到95.22%,稠油综合采出率由46.94%增至85.13%。该方法为超稠油蒸汽吞吐、蒸汽驱低渗透区域的稠油进行原位催化改质降黏提高采收率提供了借鉴。

盐间页岩油CO₂-纯水吞吐开发机理实验及开采特征

张冲, 萧汉敏, 肖朴夫, 崔茂蕾, 赵清民, 赵瑞明

2022, 29(1): 121-127. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.018

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潜江凹陷页岩油储层储量丰富,其孔隙中富含多种可溶性矿物,采用CO₂-纯水吞吐进行开发,不仅能利用CO₂的超临界特性驱油,而且有利于提高CO₂在目的储层中的埋存,有效减少CO₂排放。但CO₂-纯水体系能否进入页岩微纳米孔隙,并有效动用孔隙中的原油是该方法能否实施的关键。通过设计CO₂、CO₂-纯水和CO₂-地层水的吞吐实验,基于核磁共振方法,明确了注CO₂、注CO₂-纯水和注CO₂-地层水组合的吞吐特征,总结了不同孔隙的原油动用规律和作用机理。实验结果表明:注CO₂-纯水体系比纯CO₂吞吐效率高8.62个百分点,比CO₂-地层水组合高12.66个百分点,CO₂-纯水组合形成的酸性流体会溶蚀孔隙表面的可溶性矿物,改善孔隙连通性,提高储层渗流能力,并且能有效提高小于0.01 μm、0.01~0.10 μm孔隙中的原油动用程度。多周期吞吐后,产出液中的离子物质的量浓度明显下降,表明后续注入纯水并未扩大波及体积,只是提高原油动用效率。该研究证实注CO₂-纯水体系可以有效提高页岩油藏采收率,为陆相页岩油有效开发提供新思路。

厚层稠油油藏直平组合火驱机理研究与试验

刘茜

2022, 29(1): 128-133. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.019

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针对厚层稠油油藏常规直井火驱火线超覆严重、纵向动用程度差、采出程度低等问题,采用数值模拟方法,明确直平组合火驱中火线波及规律,分析直井、水平井在不同阶段的生产特征,明确直井、水平井作用机理。研究结果表明:采用直平组合火驱的井网模式改变了原有直井的火驱流场,起到向下牵引火线作用,提高了纵向波及体积;采用直平组合式井网进行火驱开发,具有驱替与泄油双重机理,能够有效扩大火驱波及体积,提高火驱采出程度。该研究为厚层稠油油藏蒸汽吞吐后转换开发方式提供了理论借鉴。

CO₂驱气溶性降混剂提高采收率机理实验

孙大龙, 张广东, 彭旭, 敬豪, 吕华, 任超峰, 王宁

2022, 29(1): 134-140. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.020

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针对CO₂驱气溶性降混剂降低混相压力、提高采收率机理认识不清的问题,综合利用室内实验、数值模拟和权重分析法,通过分析原油组分、原油黏度、油气界面张力、原油相态特征的变化,明确了气溶性降混剂的降混机理。实验结果表明:注入体积分数为3%和20%的气溶性降混剂后,原油重质组分含量分别减少25.07%和48.21%,平均原油黏度分别降低61.51%和96.88%,相同压力下的原油与CO₂界面张力分别降低30.36%和91.16%,饱和压力分别降低6.22%和15.90%;气溶性降混剂的主要降混机理为裂解原油的重质组分、降低原油的黏度和降低油气界面张力。对气溶性降混剂与CO₂混合注入和段塞注入2种方式的提高采收率驱油机理进行了分析,明确了地层中不同波及区域的渗流特征:混合带区域主要为CO₂或气溶性降混剂与地层原油的两相渗流,混相带区域主要为CO₂、气溶性降混剂与地层原油的三相渗流。该研究为CO₂驱气溶性降混剂优化和矿场实践提供了依据。

临兴区块致密气储层压裂损害影响因素

余翠沛, 张滨海, 李紫晗, 黄晶, 董子标, 岳前升

2022, 29(1): 141-146. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.021

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为明确临兴区块致密气储层压裂损害影响因素,以储层岩心渗透率损害率为评价指标开展室内实验,分析储层敏感性、水锁效应、胍胶压裂液破胶残液和残渣含量对储层的损害程度。结果表明:储层具有中等偏弱水敏,弱—中等偏弱程度酸敏和碱敏;储层水锁指数为85%～100%,损害程度为强—极强;当使用单一过硫酸铵作为破胶剂,温度低于30 ℃时破胶黏度较大,对储层损害程度较强;压裂液残渣对储层渗透率损害率较低。临兴致密气压裂储层损害因素的损害程度由大到小依次为水锁损害、破胶残液损害、储层敏感性损害、压裂液残渣损害。该研究对临兴致密气压裂液体系和储层保护措施选择具有指导意义。

塞169低渗透油藏微生物活化水驱机理及群落分布规律

庄建, 陆灿阳, 张旭, 杨文军, 袁维彬

2022, 29(1): 147-153. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.022

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针对长庆油田塞169低渗透油藏微生物活化水驱对低渗储层适应性较差的问题,通过气相色谱-质谱等多种检测手段对现场扩培池中微生物活化水的生物表面活性剂、有机酸、生物气等代谢产物种类及含量进行了定量检测,明确其微观驱油机理,并利用双末端测序(Paired-End)方法对22口井采出液的微生物群落分布进行了测序。研究结果表明:微生物代谢产物中酯类质量浓度为1.57～4.98 mg/L,有机酸质量浓度为108.34～133.61 mg/L,生物气体积浓度为18～38 mL/L,油水界面张力降低30%～70%,pH值降低3%～5%,驱油效率提高5.46～11.93个百分点,微生物活化水代谢产物中的生物表面活性剂、有机酸、生物气和生物聚合物发挥了驱油作用;微生物驱过程中,采油井井液中细菌、古菌和产甲烷菌3种菌的基因数量总体增加,井间分布差异逐渐减小;井间微生物群落差异主要与渗透率和注采层位有关。该研究为低渗非均质油藏微生物驱油选层选井和优化注采方案提供重要的理论依据。

深井转向压裂暂堵剂研究及应用

李伟, 肖阳, 陈明鑫, 刘会锋, 范文同, 黄龙藏, 彭芬, 曹科学

2022, 29(1): 154-159. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.023

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转向压裂可以增大水力裂缝波及范围和原油与裂缝的接触面积,是低孔低渗油藏的有效开发手段。针对目前转向压裂封堵压力较低,适用于深井转向压裂的暂堵剂研究较少等问题,利用室内实验优选暂堵剂配方,通过数值模拟方法分析配方的压裂效果,并将模拟结果与现场微地震监测数据进行对比。结果表明:单独使用暂堵颗粒无法形成有效封堵,优选复合暂堵剂配方为0.8%纤维+0.5%暂堵颗粒,该配方对孔眼的最高封堵压力为8.7 MPa;优选的转向压裂裂缝体系横向波及宽度与微地震监测结果十分相近,明确了复合暂堵剂的有效性。该研究成果对提高深井转向压裂效果具有一定的指导意义。

川南龙马溪组深层页岩井壁失稳原因分析及对策

张震, 万秀梅, 吴鹏程, 李郑涛, 文莉

2022, 29(1): 160-168. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.024

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川南龙马溪组深层页岩储层在钻井过程中井壁失稳严重,井下遇阻现象频发,增加了施工成本与后期作业难度。为此,开展井下岩心水理化及力学性能实验研究,结合实验结果综合分析龙马溪组地层动、静态井壁失稳原因,并制订井壁稳定技术对策。结果表明:川南地区龙马溪组地层页岩脆性矿物含量高,岩性整体致密,力学强度高;垮塌井段内小层交替变化频繁,小层交界面处岩石层理缝较为发育,导致岩石孔渗参数和力学性能参数各向异性明显,尤其是斜井段井壁稳定性受层理缝力学弱面效应影响较大;钻井过程中井底压差加剧了钻井液沿层理缝的渗流行为,形成的压力穿透效应导致有效应力增大,降低了钻井液对井壁的有效支撑作用,进一步诱发井壁发生垮塌;对于层理缝发育的地层,需进一步加强钻井液的封堵性能,优化井眼轨迹,加强井底岩屑的冲洗携带。研究成果对深层页岩安全钻井具有一定指导意义。

人工井壁防砂树脂涂覆颗粒耐冲刷性能评价实验装置研制与应用

张云飞, 苏延辉, 江安, 郑晓斌, 黄毓祥, 崔国亮, 王康男

2022, 29(1): 169-174. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.01.025

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树脂涂覆颗粒耐冲刷性是反映人工井壁防砂工艺有效性的重要指标,但目前尚没有专业设备能够对该指标进行评价。为此,研制了一种人工井壁防砂树脂涂覆颗粒耐冲刷性能评价实验装置,利用该实验装置可模拟冲刷排量、冲刷线速度、冲刷压差及冲刷时间等因素对人工井壁防砂树脂涂覆颗粒耐冲刷性的影响。利用该装置对海上某油田在用的2种树脂涂覆颗粒FQ-1和HY进行耐冲刷性能评价,实验结果与现场实际出砂现象基本一致,树脂涂覆颗粒HY耐冲刷性更强。根据实验结果,在后续人工井壁防砂中使用树脂涂覆颗粒HY,防砂效果良好。该实验装置的成功研制为人工井壁防砂树脂涂覆颗粒优选提供了一种新的评价手段,为人工井壁防砂技术在海上油田的大规模推广应用提供了技术支持。

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