块体离散元法因其在处理非连续介质方面的优势而逐渐成为一种被广泛研究和应用的压裂裂缝扩展模拟方法,为进一步推动块体离散元法在压裂裂缝扩展模拟方面的发展,总结了基于块体离散元法的压裂裂缝扩展模拟研究和应用现状,讨论了当前所面临的问题和挑战,并指明了下一步研究方向。研究表明:块体离散元法能够直接刻画非连续结构面的位置、产状和数量,并且根据其在地层中的不同状况选择不同本构方程,赋予相应参数,压裂裂缝扩展模拟结果更符合实际情况;在进行压裂裂缝扩展模拟时,需要预置初始压裂裂缝和裂缝面,且压裂裂缝只能按照预置的裂缝面进行扩展,在一定程度上影响了压裂裂缝模拟的准确性;下一步在处理天然裂缝问题上应着重开发新的天然裂缝模型,在处理层理问题上应着重采用能表征其他储层特征的本构模型进行研究,在处理断层滑移与套管变形问题上应着重开发新的跨尺度模型,开展断层滑移-套管变形一体化研究。块体离散元法的研究有利于非常规油气储层改造技术的发展,可为非常规油气资源的高效开发提供理论和技术支持。

数字岩心技术是油气勘探开发中储层物性评价的重要手段,在分析岩样组分及分布、孔隙结构、微观渗流机理等方面均有广泛应用。随着观测手段和计算机运算能力的快速发展,人工智能算法的引入打破了传统数字岩心技术的局限性。该文总结了数字岩心技术的工作流程、应用领域和发展历程,综述了人工智能相关算法在岩心重建、图像分割、参数预测等方面的应用现状以及在数字岩心分析中的应用效果,展望了人工智能在数字岩心多模态、多尺度等方面的应用前景。该研究可为人工智能、大数据等新兴信息技术与油气勘探开发技术的融合发展提供指导。

绵阳—长宁拉张槽两侧勘探取得良好效果,但拉张槽的特征、成因及其对油气成藏的控制作用还存在一定争议,制约了下步的勘探部署。为此,基于区域地震测线及关键探井资料,重点对绵阳—长宁拉张槽内部下寒武统层序沉积充填及不整合面特征开展研究。结果表明:绵阳—长宁拉张槽呈近南北向展布,平面上可划分为内带、中带、外带,纵向上,拉张槽内部发育2期充填沉积、2期广覆式沉积、2期沉积超覆不整合面;麦地坪组一段及筇竹寺组一、二段2期充填是造成槽内地层厚度异常增大的直接原因,2期沉积超覆不整合面发育在2期充填沉积体底部,表明研究区发生了2期基底沉降;兴凯地裂运动的幕式活动是2期基底沉降的内在动力,也是拉张槽形成的内因,拉张槽的发育可分为幼年期、壮年期及老年期,其中,筇竹寺早期为壮年期;拉张槽主要控制下寒武统烃源岩发育及灯影组源-储匹配,东侧陡坡带优质烃源岩发育,源-储空间匹配好,为灯影组油气藏富集带,是下步的主要勘探方向。该认识对四川盆地灯影组的下步勘探具有一定的指导意义。

针对黔北地区强改造向斜型页岩气动态演化历史和富集规律认识不清的难题,以测试资料、钻井资料以及地球物理资料为基础,恢复了安场向斜五峰组—龙马溪组页岩埋藏史、生烃史以及页岩动态成藏过程。结果表明:安场向斜五峰组—龙马溪组页岩印支期前整体具有“持续生烃、整体富气、地层超压”的特征,印支期后整体具有“缓慢生烃、差异富集、抬升泄压”的特征,页岩成熟度为2.8%~3.0%;页岩含气量演化具有印支—燕山早期稳定上升,燕山—喜山期逐渐下降的趋势;压力系统发育“常压—生烃增压—超压—泄压”演化过程,现今为常压地层;含气性结构表明早期以吸附烃为主,海西期后游离烃含量逐渐升高,燕山期后吸附烃和游离烃含量整体下降,现今以游离烃为主,游吸比为1.50~1.80。向斜构造页岩气富集与地层倾角、埋深、距露头区距离呈现良好的相关性;Ⅰ、Ⅱ级断层对页岩气藏起到破坏作用,Ⅲ、Ⅳ级断层附近页岩气局部富集。安场向斜构造发育5种页岩气富集模式:核部长期聚气型、缓翼缓聚型、小断层侧向遮挡型、陡翼-通天断层型、晚期剥蚀逸散型。其中,核部长期聚气型为最有利页岩气富集模式。研究成果为黔北地区强改造区页岩气资源评价提供了典型案例。

氦气是壳幔物质交换信息的重要载体,更是关系国家安全和高新技术产业发展的重要战略性稀有气体资源。基于钻测井和二维地震资料,对渭河盆地固市凹陷Y区储层地质条件进行分析,并对氦气成藏条件进行刻画,旨在深入理解该区域的地质构造特征、储层特性以及氦气的赋存状态,以预测氦气富集区,为氦气资源的勘探开发和可持续利用提供科学依据。结果表明:Y区主力储层高陵群组、蓝田—灞河组储层物性、电性良好,早期发育扇三角洲,至张家坡组沉积时期,滨浅湖沉积范围扩大,三角洲向陆退积,是一套良好的储盖组合;区域基底花岗岩提供了充足的氦气源,地热水流通为氦气成藏提供了载体,深大断裂为氦气运移提供通道,并为不同构造圈闭的形成提供了保障,张家坡组盖层则有效地阻止氦气的逸散,有利于氦气的聚集成藏;蓝田—灞河组气水层厚度为48～102 m,沉积环境适宜,可作为Y区氦气勘探主力层段。该研究可为渭河盆地氦气资源勘探关键靶区的优选提供技术支持。

柴达木盆地风西地区为湖相碳酸盐岩夹薄层陆源碎屑岩沉积,属于复杂混积碳酸岩盐储层,由于储层具有薄互层沉积、岩性多变、非均质性强且孔隙结构复杂的特点,有效储层评价难度大。为此,利用高分辨率电阻率成像(FMI)、岩性扫描测井(LS)和钻井取心资料,在沉积构造和岩石层理识别的基础上,将岩石结构划分为藻灰岩、暗斑状、块状、弱层状、强层状5类;利用核磁共振测井(CMR)和压汞实验将孔隙结构分为4类;结合岩石结构划分、孔隙结构分类结果,形成了一套适合该地区混积碳酸盐岩有效储层的测井识别方法。研究表明:风西地区优势储层大面积分布,横向连续稳定,但各油组纵向优势储层厚度存在差异,其中,N₂¹Ⅳ₃单元优势储层主要集中在构造主体西翼,储层厚度向东逐渐减薄;N₂¹Ⅴ₅单元优势储层主要集中在构造主体中部,储层厚度向两端呈现逐渐减薄趋势。研究成果有效支撑了风西地区井位部署和储量上交等研究工作。

乌夏断裂带是准噶尔盆地西北缘重要的控藏断裂,油气赋存于二叠系、三叠系等层系,原油性质复杂。针对二叠系与三叠系原油显著的组分差异,基于原油物理性质、全油族组成、饱和烃及生物标志物分析,对2套原油的特征进行了系统地评价与对比。研究发现:2套原油均为成熟轻质油,物理性质相似,但在地球化学特征上存在显著差异。二叠系原油富含β-胡萝卜烷和伽马蜡烷,指示藻类母质源自强还原、高盐度湖泊环境;三叠系原油生物标志物显示以藻类为主、混有高等植物的混合母质,形成于弱还原—氧化湖泊环境。油源对比证实,二叠系油藏主要接受二叠系风城组供烃,三叠系油藏为风城组与乌尔禾组混源产物。该认识阐明了乌夏断裂带不同层系油藏的成因差异,为该区域后续油源追踪、精细勘探及有利目标优选提供了重要地球化学依据。

目前渝东地区梁平—开江海槽内红星地区二叠系吴家坪组二段(简称吴二段)已获得页岩气商业开发,但鄂西海槽中北部地区页岩气成藏条件研究相对薄弱。为此,通过对渝东奉节县龙门坝二叠系吴二段地层剖面进行精细测量及样品分析,阐明了吴二段页岩储层特征,并对鄂西—渝东页岩气勘探潜力区进行了预测。结果表明:吴二段富有机质页岩厚度达29.3 m,可划分为5个小层,富有机质段为1、3、4、5小层,以黑色含泥硅质岩夹硅质页岩为主,地层由下向上钙质含量增加;1、3小层为火山灰密集层段,以101层近顶部C.wangi牙形石首现作为吴家坪阶与长兴阶界线;富有机质段沉积于潮湿—半潮湿—半干旱气候,且底水缺氧和高生产力的古环境,TOC平均为6.34%,为富碳、富硅、低孔、低渗储层;与红星地区和恩施地区相比,尽管吴二段埋深相对较浅(多小于2 000 m),但厚度大(30 m左右)、TOC高(大于4.00%),因此,仍具有良好的页岩气成藏潜力。研究成果可为鄂西—渝东地区页岩气勘探开发示范区的建设提供地质依据。

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组岩相复杂,成岩作用类型多样,其储集能力受成岩作用影响显著,然而不同岩相成岩作用差异性及演化序列不明,对储集能力控制作用不清,制约了对风城组成储机理的深入认识。为此,通过图像处理技术分析岩石光学薄片与扫描电镜图像,定量识别矿物与孔缝特征,明确了成岩作用类型及其演化序列,结合岩心描述、高压压汞实验等,系统分析了成岩作用对页岩油储层储集能力的影响机制。研究结果表明:风城组页岩油储层岩相可划分为3类,Ⅰ型粉砂岩相孔隙度与渗透率最高,储集能力强,Ⅱ型碳酸盐岩相次之,Ⅲ型泥页岩相最低。3类岩相具有相似的成岩演化序列,但主导成岩作用不同。风城组储层处于中成岩B期,其成岩演化序列为早期机械压实、方解石与白云石胶结、黄铁矿化、早期油气充注、溶蚀作用、破裂作用、晚期油气充注及溶蚀作用等。压实和碳酸盐岩胶结为造成储层致密化的主要因素,而溶蚀及破裂作用是致密储层成岩改造的关键,对储集空间的形成和改善具有一定的贡献。研究成果对深化风城组页岩油储层成储机制、完善页岩油储层评价体系以及“甜点”优选具有重要的指导意义。

针对油藏注烃气开发过程中对地层流体相态时变特征影响驱油效果机理认识不足,难以开展精细调控、提高采收率的问题,通过典型井流体高压物性实验,明确了注烃气开发过程中地层流体相态时变特征;基于时变的流体相态,开展流体相态变化对驱油效果影响的油藏数值模拟研究,制订并优化了考虑油藏相态时变特征的典型井组注烃气开发的技术对策。研究表明:注烃气开发后,储层中的气驱前缘原油变轻,气驱后缘剩余油变重;注烃气开发过程中,生产井附近储层中的轻质油流体特征转变为挥发油流体特征;与注贫烃气相比,注富烃气可以降低气驱后缘的油气界面张力,提高油气混相程度,从而提高原油采收率。该研究可为油藏注烃气开发技术对策制订提供依据,对油藏注CO₂驱开发和凝析气藏注气开发同样具有重要的借鉴意义。

水平井技术作为提高油气田开发效益的关键手段,其产能预测精度直接关系到井网部署与开发方案设计的合理性。但现有模型常忽略实际井轨迹起伏及油水两相渗流特征,导致预测偏差较大。为此,基于当量井径原理和压降叠加理论,结合油水两相拟压力函数,建立考虑真实井轨迹的水平井油水两相产能预测模型。通过离散井段、压降叠加计算和相渗表征,实现了产液剖面的精细预测。研究结果表明:水平井的沿程日产油量分布大体呈“U”形,受实际井轨迹影响日产油量存在波动;随着水平井长度的增加,日产油量缓慢增加;水平井各段日产油量与渗透率正相关,穿过高渗地层有助于提高产能。相渗曲线形态对日产油量和日产水量有显著影响,低含水饱和度下相对渗透率曲线呈水相凹型时,水平井具有最佳产油性能。该研究为优化水平井设计和提高油井产能提供了理论依据。

针对冀东油田中深层高含水储层油水分布的高度离散化和局部富集化的问题,融合微米CT实验与驱替实验,系统揭示孔隙尺度剩余油动态演化规律及控制机制。结果表明,高渗储层与低渗储层的孔隙半径相对分选系数显著高于中渗储层,储层非均质程度呈现“两极化”分布特征;剩余油可划分为网络状、多孔状、窄喉状、孤滴状及膜状5种形态;原始油藏中网络状剩余油占比与储层渗透率成正相关,水驱阶段驱油效率与特大孔体积贡献率、渗透率均成正相关,二元复合驱采收率增幅呈双峰特征,即高渗组与低渗组增幅显著高于中渗组,且与孔隙半径分选系数成强正相关。据此提出分阶段差异化开发策略:水驱阶段“分级动用”,优先开发中、高渗层,化学驱阶段“U型”调控,对中渗储层实施选择性封堵,在高、低渗储层进行二元复合驱协同开发。该研究成果为剩余油精准挖潜提供了理论支撑和工程实践指导。

针对加拿大Surmont区块稠油开发过程中CO₂排放量高的问题,通过构建多相组分热力耦合模型,提出稠油油藏开发阶段CO₂就地消纳与封存方法,运用数值模拟方法,系统评估蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、溶剂辅助重力泄油(ES-SAGD)与溶剂驱(VAPEX)3种技术的采收率与封存潜力。研究表明:ES-SAGD技术原油采收率可达58%,碳强度控制在0.25,展现出“双优”优势;VAPEX技术具备最低碳强度与最高溶剂回收率。模型采用实验测得的相平衡系数,并在Surmont区块进行拟合验证,具备良好的适应性与推广价值。该研究建立了“稠油开发-溶剂回收-就地封存”一体化技术,可为稠油开发后期构建低碳、高效、可持续的开发模式提供理论支撑与策略依据。

尾水回灌是保证地热资源开采可持续发展的必要手段,但尾水回灌时,过高的注入压力会对热储层产生破坏,尾水水质也会影响热储层流体流动能力。为保证热储层回灌的安全性与稳定性,以雄安新区馆陶组热储层为例,建立了热储层破裂压力预测模型,计算分析热储层回灌的临界注入压力;利用数值模拟方法,研究回灌水温与注入压力对储层孔隙度与渗透率的影响;最后,建立尾水颗粒沉积数学模型,分析悬浮颗粒物粒径、渗流速度以及颗粒物质量浓度对热储层渗透率的影响。研究表明:在低于热储层破裂压力情况下,回灌尾水的温度和压力不会对热储层孔隙度和渗透率产生明显影响,孔隙度和渗透率的变化幅度均小于2.00%,并且在100 a内不会发生热突破;尾水水质会对热储层渗透率产生较大影响,在尾水回灌过程中,必须注意尾水水质对热储层物性的影响。该研究结果可为热储层尾水回灌施工的安全性和稳定性提供技术支撑。

针对静态、动态渗吸对致密砂岩微观孔隙的动用特征及协同机制不明确等问题,采用核磁共振测试技术,开展静态和动态岩心渗吸实验,在分析岩心渗吸前后T₂谱的基础上,研究了2种渗吸方式对微小孔隙和大孔隙的渗吸动用特征,评价了渗吸时间、界面张力和渗透率对渗吸效果的影响,提出了先静后动联合渗吸的新方法。实验结果表明:静态渗吸中微小孔隙(孔径为0.002 7～0.368 0 μm)采出程度高于大孔隙(孔径为0.368 0～23.000 0 μm),动用比例占58.7%以上,微小孔隙采出程度随渗透率的增加而提高,随界面张力的降低先提高后降低;动态渗吸中大孔隙采出程度高于微小孔隙,是总采收率的主要贡献者,随着界面张力的降低,大孔隙采出程度提高,微小孔隙和总孔隙采出程度先提高后降低,动态渗吸的最佳界面张力低于静态渗吸的最佳界面张力;先静后动的联合渗吸方式能够同时大幅提高微小孔隙和大孔隙采出程度。实践表明,先导试验井组首轮静动联合渗吸后,日均产油量增幅达336%,平均含水率降幅达29%,增油控水效果显著。该研究对提高致密油采收率具有较强的指导意义。

针对高温高压低渗透油藏CO₂驱提高采收率微观机理认识不足的问题,开展高温高压微观可视化实验,采用ImageJ阈值化分析法,对CO₂混相与非混相驱微观驱油机理进行研究,对CO₂混相和非混相驱剩余油进行分类表征,探讨CO₂注入量、注入速度、注入压力和储层非均质性对最终采出程度的影响。研究表明:CO₂驱替过程中会产生跃进置换现象及气-油-气复合驱替现象,窄喉道处易产生CO₂压缩释放现象;在CO₂混相驱及非混相驱过程中,随着CO₂注入量的增加,驱油效率大幅上涨后趋于稳定,随着驱替速度的提高,驱油效率呈现先上升后降低的趋势,当驱替压力高于最小混相压力时,可提高低渗油藏剩余油采出量;与非混相驱相比,CO₂混相驱效果更好,最终采出程度受储层非均质性影响更小。该研究为低渗透油藏CO₂驱开发方案设计提供了重要理论依据和实践指导。

目前韩城区块老井采收率仅为32.0%,无法实现长期稳产及高产。为提高韩城区块老井的煤层气产能,置换解吸盲孔内吸附气,开展表面活性剂优选实验,通过对比7种表面活性剂降低表面张力、接触角以及增强煤层气解吸的效果,优选出适用于现场施工条件且可提高采收率的新型无泡表面活性剂。研究表明:煤体注入新型无泡表面活性剂能够有效降低表面张力,改变煤体表面润湿性;在施工过程中消除过量气泡,贾敏效应降低,毛细管力减小,水锁效应弱化,使盲孔中的煤层气更易解吸。现场试验表明,注入质量分数为0.30%的新型无泡表面活性剂溶液,原低产老井累计产气量增加13 500 m³,增产效果较为明显。该研究可为类似煤层气老井增产提供借鉴。

针对合成基钻井液在近井地带形成的泥饼难以清除,从而对储层造成伤害的问题,基于合成基钻井液泥饼的组分,研制了由缓速酸HWCP、缓蚀剂HWCI、清洗渗透剂JFC、防水锁剂HSSJ配制的合成基钻井液泥饼解除液,并对泥饼解除液体系的泥饼解除能力和储层保护能力进行了评价。研究表明:合成基钻井液API泥饼经解除液90 ℃恒温浸泡3 h后失重率达90.97％,泥饼解除液注入合成基钻井液污染的岩心后,渗透率恢复值为96.98%,该体系具有良好的泥饼解除效果和储层保护能力,能有效降低合成基钻井液对储层的损害程度。现场应用表明,该体系具有良好的解堵增产效果。该研究可为保护南海西部油田储层以及提高同类型油田的综合经济效益提供借鉴。

为提升水力压裂中微地震初至时间不稳定条件下的定位精度,结合标准蜣螂优化算法(Dung Beetle Optimizer,DBO)和时差定位法(Time difference of arrival,TDOA)速度模型,建立了蜣螂差分进化算法(DE-DBO)。该算法在标准蜣螂优化算法的基础上通过Bernoulli混沌映射进行蜣螂初始位置的初始化,提高种群多样性,采用差分进化算法增强DBO的全局搜索能力,利用莱维飞行策略来提高群体搜索的多样性,引导搜索算法跳出局部最优。模拟结果表明:当波速在±1%、±3%和±5%的范围内浮动时,DE-DBO有更小的均方根误差和绝对误差,其定位精度和收敛速度以及算法的稳定性均优于传统的标准蜣螂优化算法、粒子群算法和遗传算法。研究成果不仅提高了微地震定位在速度模型不确定情况下的精度和稳定性,也对水力压裂现场的裂缝动态监测与压裂效果评估具有重要意义。

CO₂驱油与封存过程中,受力学因素影响,可能导致井筒完整性缺失,出现气体窜逸和泄漏现象。针对该问题,以甲基丙烯酸甲酯为主剂,添加氧化还原引发剂和交联剂,研制了低温(30～45 ℃)固化型甲基丙烯酸甲酯(MMA)树脂井筒修复体系,并进行了性能评价。研究表明:在40 ℃条件下,该树脂修复体系的初凝时间为8.2 h,固化时间为10.4 h;修复体系具有良好的注入性能和黏结性能,表面张力为27.1 mN/m,与砂岩、N80钢片以及油井水泥的接触角均小于30°,与水泥柱-钢管界面的黏结强度较未修复前提高13.15倍。修复体系具有良好的CO₂封窜性能和耐CO₂老化性能,对水泥柱-钢管界面修复后,CO₂突破压力为26.78 MPa;在CO₂老化条件下,石英砂固结体的抗压强度及CO₂渗透率在30 d内变化幅度小于5.0%;该树脂修复体系可以进入尺寸为20～100 m的微孔隙中,并在固化后对其进行紧密充填。该井筒修复体系对于低温储层开展CO₂驱油与封存具有重要应用价值。