致密储层缝网诊断是压裂效果评估的重要内容之一,诊断结果不仅可以用于评价缝网改造情况,还可以为后续压裂设计优化提供理论依据。针对目前致密储层缝网诊断时压裂-返排数据利用不充分的问题,对基于压裂-返排数据驱动的致密储层缝网诊断技术现状进行了综合调研与分析,并讨论了致密储层压裂缝网诊断技术存在的关键问题,指明了基于压裂-返排数据驱动的致密储层缝网诊断技术重点发展方向。研究表明:致密储层压裂缝网诊断技术存在滞后效应、裂缝非均匀闭合效应、小井距体积压裂井间干扰效应;需要建立压-闷-排全周期缝网诊断技术,发展闷井期间压降曲线缝网诊断技术以及压裂井间干扰影响下的缝网诊断技术。该研究成果可为基于压裂-返排数据驱动的致密储层缝网诊断技术的发展提供新思路和技术支持。

针对柴达木盆地西北部大风山构造带风西地区新近系下油砂山组致密混积岩岩性分类、成岩作用类型及成因机制不清的问题,综合岩心观察、薄片鉴定、X衍射分析等技术手段,提出新的细粒混积岩分类方案,明确了风西地区下油砂山组混积岩岩石类型,进一步指导混积岩岩相划分、发育主控因素分析。研究结果表明:藻云岩和泥晶云岩为研究区最有利的岩石类型,其次为藻灰岩及泥晶灰岩;成岩作用类型包括白云石化作用、溶蚀作用、自生矿物充填作用和破裂作用;基于成岩作用分析,将下油砂山组储层细分为5种成岩相;大风山地区湖相混积岩储层成因受多种因素控制,随埋深加大,各种成岩作用使储层进一步致密化,但建设性成岩作用仍提供了优质储层形成的条件。该研究为柴西北大风山构造带混积岩识别及其优势“甜点”成岩相研究提供了有力的指导。

针对准噶尔盆地深层煤岩气储层孔隙结构精细化表征及气体赋存机理认识不足的问题,提出一种基于孔隙类型与气体赋存空间的游离气饱和度定量表征方法,建立了煤岩不同孔隙类型(微孔、介孔、宏孔)与不同赋存状态气体(吸附气、游离气)的对应关系,定量划分微孔主导的吸附空间与介孔-宏孔构成的游离空间,突破传统方法对孔隙类型与气体赋存状态缺乏针对性关联的局限;结合实测含气量、等温吸附、覆压孔渗等多源实验数据,针对性校正实测含气量中由于气体吸附—解吸—脱附动态变化带来的游离气含量偏差及储层条件下对游离空间的压缩效应,实现原位游离空间与原位游离气所占空间的精准量化,最终建立游离气饱和度计算模型。该方法首次将孔隙类型与气体赋存状态进行系统性耦合,并引入游离气饱和度作为核心评价参数。应用结果表明:滴煤与彩煤井区游离气饱和度低于35%,属于中等生气能力-较强储集空间-较低游离气饱和度模型;齐新井区孔隙发育程度较低,但游离气饱和度多高于75%,属于强生气能力-中等储集空间-高游离气饱和度模型。该方法有效揭示了不同孔隙类型对气体赋存的控制机制,深化了气体赋存及产出机理认识,构建的生气能力-储气能力-游离气饱和度组合评价模式可为后期开采方案优化提供依据,提升煤岩气开采效率。

准噶尔盆地陆梁隆起南部石西地区西山窑组(J₂x)具有良好的油气勘探前景,但该区构造-沉积体系研究仍较为薄弱,为此,基于测井、地震、岩心等资料,结合Dionisos正演模拟对车莫古隆起及周缘沉积展布进行刻画。结果表明:J₂x沉积时期,车莫古隆起为低幅宽缓北东—南西走向的背斜构造,在J₂x₂、J₂x₃和J₂x₄沉积时期快速隆升,导致地层超覆和沉积缺失;J₂x正北和北东双物源控制的沉积体系在J₂x₃和J₂x₄发生接触并逐步融合成一个三角洲沉积体系,发育水下分流河道、分流间湾、河口坝等多种微相;车莫古隆起隆升速率变化控制沉积空间与物源供给耦合关系,以此影响沉积展布,其供源形成的粗粒扇体沉积可作为有利砂体。研究结果对石西地区J₂x沉积体系研究提供了一定的借鉴。

针对庆城地区长8储层含油性差异较大、油层分布控制因素不明确的问题,综合钻井、测井数据及实验分析数据,运用孔隙度反演法、孔喉恢复法、地质因素叠合法,开展了沉积微相、储层孔喉特征、构造及盖层条件与含油性关系的研究。结果表明:研究区长8砂岩储层发育三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝、水下分流河道侧缘沉积微相,其中,水下分流河道单砂体厚度为2~15 m,大孔喉发育,且孔喉分布集中,最有利于油气的储集;河口砂坝的单砂体厚度为2~8 m,孔喉分布较集中;水下分流河道侧缘单砂体厚度为2~3 m,孔喉偏细,其物性和含油性较前两者差。早白垩世末期,油气大规模运聚时,研究区长8储层的可动流体饱和度较高,多在70%以上,有利于油气充注。成岩晚期河道侧缘砂体进一步压实,胶结作用较强,导致其孔喉变细,可动流体饱和度降低。长8油藏形成之后可能发生过油气调整,油层的分布受鼻状构造控制不明显,而与断裂带分布关系密切,当上覆泥岩隔层厚度大于10 m时,油气易富集。该研究可为庆城地区地质“甜点”区优选提供理论依据,对类似地区的油气成藏规律研究具有一定借鉴意义。

针对准噶尔盆地玛湖凹陷百口泉组地层不整合油气藏成藏主控因素不明确等问题,运用石油地质学理论技术与概率论方法,系统分析该油气藏内幕结构,识别并量化了主要地质影响因素,总结出一套完善的定量评价技术。研究表明:在玛湖凹陷古地貌环境和特有的沉积体系作用下,生烃处形成碱性环境,藻类生物众多,烃源岩有机质含量丰富,转化率高,生烃潜力大,伴随着大范围分布的非均质致密砂岩,使玛湖凹陷具有稳定的烃源条件和良好的储集环境。同时,不整合-断裂的组合体系使得油气从烃源层逸出后,可以沿断层完整地进入储层并有效地保存下来。该研究为玛湖凹陷后续油气藏定量评价提供了重要评判依据,大幅提升精准度,对后续勘探具有较好的指导意义。

煤炭地下气化技术是一种将深层煤炭直接转化为煤层气的高效方法,在减少环境影响的同时可满足能源需求。为实现深层煤炭资源的有效动用,针对深层煤气化过程中热解反应特征及影响因素不清的问题,以辽河深层煤炭为例,通过实验方法研究升温速率和压力对煤样热解行为及产物特征的影响,探讨热解释放规律和产物组成变化。结果表明:辽河深层煤炭最佳升温速率为10 ℃/min,该升温速率下半焦产量随压力增加而显著上升;压力对气相产物组成的影响显著,当压力为0.1 MPa时,热解产物主要为H₂和CO;当压力为4.0 MPa时,CH₄占比最高,为47.2%。该研究可为辽河深层煤炭地下气化技术提供理论依据和技术参考。

针对水侵型储气库多周期注采时气水互驱渗流机理复杂、有效储集空间演化规律不清晰等问题,选取文96储气库储5井岩心作为研究对象,开展了多周期气水互驱在线核磁共振驱替实验。通过实时监测T₂谱及信号分布特征,系统地分析了储层物性、驱替压力和注采速率对气水互驱效率的影响。结果表明:储层物性对气水互驱效率的影响显著,针对储层渗透率小于5.00 mD的低渗储层,经多周期注采后气体可动用孔隙体积下降约15%,而渗透率大于80.00 mD的储层多周期注采后气体可动用孔隙体积下降约2%,且孔隙体积缩减主要集中于前3个注采周期;驱替压力与可动空间成对数关系,临界压力约为17 MPa,低于此阈值时驱替效率显著降低,高于该值则流体分布趋于均质化;当注采速率提升至2.0 mL/min时,可动空间增加约7%,表明高速注采可通过增强驱动力减少流体滞留;多周期注采所引发的渗流滞后效应不断累积,将导致有效储集空间持续缩减。该研究为水侵型储气库的库址优选、注采参数的优化及运行效率的提升提供了理论依据与技术支撑。

为了明确非常规储层注CO₂开发时石英壁面的润湿性动态变化,采用分子动力学模拟方法,计算不同CO₂压力条件下水滴润湿羟基石英和甲基石英壁面的过程。研究表明:羟基石英初始强亲水,甲基石英初始弱亲CO₂,随着CO₂压力增大,亲水性降低,且羟基石英润湿性变化较小,甲基石英润湿性变化较大;随着CO₂压力增大,CO₂分子和水分子共同吸附在甲基石英壁面,形成不连续的CO₂吸附膜,降低非键相互作用,导致亲水性降低,直至CO₂压力达到44.96 MPa,接触角达到180.00°;随着CO₂压力增大,接触线区域水分子数量降低,运动空间被压缩,壁面对水分子的束缚作用降低,导致水分子的跳跃频率降低,跳跃距离增大;与甲基石英相比,羟基石英的亲水性更强,水分子的跳跃频率更大,跳跃距离更小。该研究揭示了不同CO₂压力下羟基石英和甲基石英的接触角动态变化机制,建立了接触角与渗流速度、CO₂压力的关系,提出更加精确的毛管力描述。研究成果不仅为纳米限域流体流动提供了新的理论支持,还为储层评估、产能预测及开发策略制订提供了更为可靠的依据。

将CO₂溶解在水中形成碳酸水再注入地层驱油的方法,可以克服CO₂的高流度和重力分异等问题,能改善原油性质并提高采收率,但不同生产参数对碳酸水驱效果及CO₂埋存的影响尚不明确,因此,采用数值模拟方法,研究不同开发方式、CO₂物质的量浓度和渗透率对碳酸水驱开发效果及CO₂埋存的影响。结果表明:油藏衰竭开采后转水驱和水气交替驱的采出程度分别为45.3%和53.5%;衰竭后转CO₂驱时,采出程度提高至63.7%,由于气窜问题,CO₂埋存率仅为31.9%;相比之下,衰竭后转碳酸水驱的采出程度为58.2%,介于水驱与CO₂驱之间,并且CO₂埋存率达到44.0%;CO₂物质的量浓度对碳酸水驱的采收率有显著影响,高浓度CO₂可以改善油水流动性、加速CO₂扩散至油相,显著提高原油的流变性能,进而提高采收率;此外,研究发现碳酸水驱能够在不同渗透率的油藏中有效提高采收率,同时减少CO₂的气窜现象,增强CO₂的埋存效果。碳酸水驱作为一种提高原油采收率和实现CO₂埋存的有效技术,对未来的油气开发和碳埋存具有重要意义。

针对中深层低渗透稠油油藏热采开发效益不佳、CO₂前置蓄能压裂增产机理不明的问题,采用微观可视化模型及核磁共振仪,开展注CO₂微观增产机理实验,从微观渗流机制、提高采收率机理及剩余油空间展布规律等方面,深入探讨了注气相态、蓄能压裂对注CO₂提高采收率的影响。实验表明:原油采收率与CO₂注入压力成正相关关系,压力越高,波及体积越大,对剩余油动用程度越强;随注气周期增加,岩心大孔中原油采收率贡献率达到95%以上,小孔中盲端剩余油逐渐被动用,压力越高对小孔中剩余油动用程度越大;蓄能压裂后,注入压力为14.20 MPa时,累计驱油效率达到70.20%,开发效果最佳;CO₂前置蓄能压裂前,单周期换油率随吞吐周期增加而增大,累计换油率与注气压力成负相关关系;压裂措施实施后,稠油采收率明显提高,累计换油率由0.50提升至0.66。研究成果有助于厘清中深层低渗透稠油油藏注CO₂开发渗流特征、提高采收率机理和剩余油空间展布规律,对中深层稠油油藏注CO₂前置蓄能高效开发具有指导意义。

针对化学驱中原油乳化后多相流体微观渗流规律认识不清的问题,采用格子Boltzmann方法描述连续相流体渗流行为,并结合浸入边界法描述乳状液滴运移行为,引入乳状液滴弹性变形力学方程,建立微孔隙尺度的乳状液滴渗流数学模型。通过非均质孔道数值模拟,研究不同粒径、黏性及弹性的乳状液滴在孔道中的输运变形特征,定量分析乳状液滴在大孔道形成滞留封堵后的液流转向行为,明确乳状液滴界面流变特性对非均质孔道流体渗流的影响。结果表明:当乳状液滴粒径接近于孔道尺寸或大于孔道尺寸时,封堵后液流转向作用明显;高黏度和高弹性液滴使周围流体渗流速度波动幅度增大,孔道中流体渗流速度及流量显著降低;乳状液滴粒径因素(粒径为3、8 μm)对于扩大波及体积贡献率为6.99%,乳状液滴黏性因素(液滴与外部连续相黏度比为1、5)对于扩大波及体积贡献率为3.46%,乳状液滴弹性因素(弹性参数为200、70)对于扩大波及体积贡献率为6.75%。研究成果对明确乳状液调驱机理有重要意义。

为进一步探究富有机质页岩物理力学特性的影响因素,以四川盆地长宁地区下志留统龙马溪组页岩为研究对象,采用超声波激励系统、多频声波测试系统及高温高压三轴流变仪开展实验研究,分析了超声波激励时间、激励功率及激励频率对页岩岩石物理力学特征的影响,探讨了页岩孔隙度、渗透率、纵波速度、衰减系数、抗压强度、弹性模量及泊松比的变化规律。实验结果表明:页岩孔隙度、渗透率、纵波衰减系数随着激励时间或超声波激励功率的增加而增加;页岩纵波速度、抗压强度及弹性模量随着超声波激励时间及超声波激励功率增大而减小,而泊松比小幅度增加;当其他因素相同时,不同超声波激励频率会对页岩物理力学特性产生影响,但影响程度相差不大。该研究可为验证超声波强化页岩气开采的可行性及实现页岩气工程应用提供借鉴。

为了防止钻井工程中钻具局部生热导致钻具失效的问题,考虑钻具局部热源对井筒温度的影响,建立钻井过程中含局部热源的井筒温度场数值模拟模型,对钻井液循环过程中井筒温度进行精确计算,并开展热源项影响因素分析。结果表明:与无热源项井筒温度场模型相比,考虑局部热源项的模型计算的井底温度提高约8.0 ℃,模型准确率提高至98.42%;在局部热源影响下,井底钻井液温度存在超过地层温度的风险,此时钻头易受高温破坏;摩阻系数、钻杆直径和钻头直径、钻压以及转速对局部热源的影响较为明显,在井筒温度场预测过程中不可忽视。该研究为深层高温井的钻井参数优化和钻具安全设计提供了重要的理论依据,对保障钻井安全、预防井下故障具有指导意义。

螺纹接头是螺杆钻具壳体的薄弱环节,为减少螺杆钻具井下作业时螺纹断裂失效情况的发生,提高连接螺纹的力学性能,利用有限元仿真方法分析了4种新型特殊连接螺纹结构在复杂载荷下的承载特性、力学性能、抗疲劳性能及抗振性能,并在泸208H2区块对优选的新型特殊连接螺纹进行现场应用评价。研究表明:新型特殊连接螺纹结构Ⅲ有更好的承载性能,在复杂载荷和交变弯矩载荷作用下,结构强度满足材料强度安全要求,失效风险低;振动激励载荷作用下,新型特殊连接螺纹结构Ⅲ接触压力分布相对均匀,且满足强度安全要求,抗振性能良好。现场应用试验中,新型特殊连接螺纹结构Ⅲ不仅能增强钻具组合的机械性能和钻头破岩效果,而且单个连接螺纹连续作业1 500 h以上,未出现任何事故,应用效果良好。该研究结果可为超大扭矩螺杆钻具连接螺纹的结构设计提供参考。

针对考虑滤失效应的CO₂压裂液在裂缝对流换热过程中关键施工参数对压裂效果影响不明确的问题,通过数值模拟方法研究了液态CO₂压裂液在页岩储层中的传热传质过程,以裂缝温度场、压力场和密度场为研究重点,分析了CO₂压裂液在页岩裂缝中对流换热的影响因素。研究表明:CO₂压裂液注入后,沿裂缝延伸方向,CO₂压裂液温度逐步升高,达到峰值后略有下降,最终趋于稳定;CO₂压裂液压力逐渐降低,初期下降率较缓,后期急剧下降,最终趋于稳定;CO₂压裂液密度逐步减小,达到最低点后略有上升,最终趋于稳定;随注入排量增大,CO₂压裂液的最高温度降低,总滤失量增大;随注入温度升高,裂缝中CO₂压裂液温度升高,对应位置距裂缝入口处更远,总滤失量更大;随注入压力升高,裂缝中CO₂压裂液温度升高,对应位置距裂缝入口处更近,总滤失量减小。该研究结果可为页岩储层CO₂压裂设计提供理论借鉴。

海上平台采出水处理系统中气浮罐因维护较困难,导致其除油效果随服役年限的增长而降低,显著增加了采出水的处理成本。为改善处理效果,拟将其改造为电气浮罐,在满足除油效果的同时,对采出水起到一定的氧化、杀菌作用,从而减轻后续流程的压力。但目前电气浮罐尚无工业化实践,相关研究也较为缺乏。为探讨电气浮罐改造的可行性,利用Fluent软件对电气浮罐除油的处理过程进行稳态模拟,考察了电流密度、停留时间等参数对处理水中油含量的影响。模拟结果显示:水相出口油含量随停留时间的延长而减小,随电流密度的增大而减小,且随电流密度变化更为明显;电气浮罐在电流密度为150 A/m²、停留时间为20 min的条件下可以达到最优工况,该条件下可以将油含量处理达标,油含量由1 000.00 mg/L降至62.54 mg/L。该结果明确了电气浮罐改造的可行性,可为后续海上平台老旧气浮罐的改造提供技术参考。

随着页岩气开发周期逐渐增加,受管柱腐蚀、冲蚀等因素的影响,页岩气井井筒完整性问题愈发突显,严重影响页岩气井带液生产,抑制了气井的产能。针对该问题,利用现场监测数据,通过逻辑回归算法,建立了一套井筒完整性实时诊断模型,在此基础上采用长短时记忆神经网络算法提高技术方面准确性,最终实现井筒完整性的实时精准诊断。应用该方法实现试验区23口页岩气井油管穿孔断脱在线自动诊断,准确率达到100%,井筒完整性问题诊断效率提升96.7%,异常频率明显降低,因井筒完整性影响导致的产量降低得到有效控制,受井筒完整性影响的产量降低了78%。该研究为页岩气井井筒完整性的高效、快速识别以及气井生产监控、诊断、分析的智能化应用提供了参考。

为提高聚合物微球在产出液中的检测灵敏度,利用种子包埋和离子键固定技术研制了一种兼具调驱功能和示踪功能的包埋碳量子点示踪功能型微球调驱剂,对其性能进行了评价,并建立了一套检测精度高、检测时间短的检测方法。研究表明:示踪微球调驱剂具有较优的传输运移能力且可在岩心内形成深部封堵,在渗透率为300.0 mD条件下,示踪功能型微球调驱剂封堵率为88.9%。建立的油水静置分液—正己烷洗涤后分液—UV光照90 min的示踪功能型微球调驱剂检测方法的检测时间小于2 h;相较于传统检测方法,该方法通过油水静置分液以及正己烷洗涤后分液的步骤,有效去除了产出液中杂质带来的干扰,提高了对示踪功能型微球调驱剂检测结果的精确性。该研究成果可快速高效实现调驱过程的监测与调整,评估稳油控水效果,为油田高效开发提供技术支持。

针对油田高温地层注水井套管变形、封隔器频繁失效等问题,研制了一种适用于高温油藏的水平井环空化学封隔材料,对其开展触变性能、环空充填性能、强度性能等测试,并对体系封堵率进行计算。研究表明:耐高温ACP(环空封隔技术)材料最优化配方为:4.000%丙烯酰胺单体+2.500%LAP触变剂+0.007%过硫酸铵引发剂+(0.005%~0.007%)MBAm交联剂。该体系结构恢复速率为0.726,符合行业标准要求,且经过剧烈剪切60 s并静置60 s后,体系网状结构恢复,结合力增强,表明该材料触变性能较好;在温度为90 ℃条件下该体系可实现瞬时环空充填,同时无重力坍塌现象,在轴向上以活塞运动的方式向两侧运移,始终保持环空充填的完整性;封堵率为99.68%,突破压力梯度为7.5 MPa/m,说明该体系具有较好的封堵能力;放置60 d后体系轴向滑移压力与径向击穿压力均大于0.5 MPa,表明不会由于压力过高而发生凝胶在筛管与井壁之间的环空内滑动或者凝胶被破坏,可直接用于高温水平井堵水。该研究对水平井注水开发提供了理论指导。