中国“双碳”目标的确立促使寻找高效环保的能源成为当前的重要任务,氢气作为一种清洁能源,正逐渐受到科研人员的广泛关注。目前,氢气的工业生产主要通过石油、天然气等化石燃料制取,但在制氢的同时产生大量二氧化碳。工业上还通过电解水技术制取氢气,但该方法因成本昂贵无法大规模量产。自20世纪70年代以来,全球范围内发现了诸多天然氢气聚集的实例,天然氢气以其低碳、可再生的特点有望成为未来最有前景的清洁能源。中国关于天然氢气的研究还相对较少,尚没有勘探、开采天然氢气的先例。为此,基于前人研究,结合全球天然氢气的发现情况,从石油地质学的角度总结了天然氢气的成因、运移、聚集规律,并对天然氢气勘探开发前景进行了展望。该研究可为中国未来天然氢气勘探开发提供借鉴。

注水油藏开发中后期非均质性加剧,高温、高盐环境也对化学驱的实施提出了更高的要求,化学驱的应用面临新挑战。为此,该文对聚合物驱、表面活性剂驱、碱驱、多元复合驱技术的应用情况及存在问题进行了全面总结,并分析有机碱三元复合驱、无碱二元复合驱、非连续化学驱、纳米复合驱等驱替技术的发展现状。明确了驱油体系性能在稳定性、适应性、评价方法、储层损害等方面存在的技术瓶颈及挑战,对低伤害化学驱油体系、复合驱智能化发展等技术进行展望。该研究对化学驱的研究与应用提供了参考。

针对页岩储层体积压裂缝网中无支撑缝网区的气液渗流特征及其对开发规律影响不清的问题,总结了国内外无支撑缝网体积、水岩作用、裂缝导流能力、气液两相流动等方面的研究进展,分析了无支撑裂缝导流能力的影响因素及其对储层产水产气能力的影响。研究表明:无支撑缝网区(包括无支撑人工缝、诱导缝及沟通的天然裂缝等)是沟通支撑裂缝和基质、大幅增加泄气面积的主体;无支撑裂缝受支撑条件、水岩作用及上覆应力等因素的影响,其导流能力和气水两相流动规律更复杂,对上覆应力变化也更敏感,随应力增加含水裂缝渗透率可下降2～4个数量级;页岩气开发过程中,无支撑缝网区的导流能力及演化规律是闷井返排制度设计和生产制度优化的关键。下步重点攻关方向主要包括无支撑裂缝气-液-固三相作用机理与微观力学机制、裂缝长期导流能力主控因素与气水两相流动模型,以及全生命周期缝网演化规律等方面。该研究成果可为页岩气闷井返排制度和生产制度的优化设计、保持气井长期高产稳产提供科学依据。

受资料条件的限制,德阳—安岳裂陷槽北段西边界位置一直尚未明确,极大地阻碍了区域内灯影组沉积格局的研究及上覆二叠系气藏的勘探。针对该问题,利用二维、三维地震资料,通过对比德阳—安岳裂陷槽东侧地质特征,对裂陷槽北段西边界进行了重新刻画,并从控储、控烃及控藏的角度探讨了西边界对川西南地区中深层碳酸盐岩油气勘探的意义。研究表明:川西南部震旦系灯影组地层整体呈南西厚、北东薄的趋势,丹棱地区灯影组地层厚度大且稳定,无裂陷槽沉积的特征;德阳—安岳裂陷槽北段西边界整体呈南北走向,其大致沿井研—仁寿—彭山北—新津—温江一线分布;德阳—安岳裂陷槽整体表现为东陡西缓的箕状形态,川西南地区台缘坡度较缓,不存在明显的台缘丘滩体建隆。德阳—安岳裂陷槽分布特征研究对川西南地区中深层海相碳酸盐岩沉积格局、储层分布、烃源岩展布及油气成藏具有重要的意义。

针对营尔凹陷下沟组地层异常高压发育特征不清及其控藏作用不明等问题,基于实测地层压力数据,利用盆地模拟技术,结合测井、地球化学、储层物性等资料,分析了异常高压的分布特征、演化规律、成因机制,明确其对储层物性、油气运聚、有机质演化的影响。结果表明:营尔凹陷下沟组异常高压普遍发育,纵向上分带特征明显,横向上从西向东异常高压顶界面逐渐变深,平面上不同构造带异常高压发育层位和幅度明显不同;压力演化与构造运动具有同步性,经历中沟组沉积前、中沟组沉积末、古近系沉积前、新近系沉积前、第四系至今5个演化阶段,最终形成北弱南强的异常高压特征;研究区异常高压的形成机制包括不均衡欠压实、生烃、黏土矿物脱水和超压传递作用;异常高压可减缓压实作用对储层物性的破坏,对储层物性的改善起积极作用;异常高压提供油气运移动力,控制油气运移方向和分布范围,还可抑制有机质生成和烃类物质的演化,拓宽生油窗。研究成果指明长沙岭构造带是油气运聚成藏的有利区,对营尔凹陷下沟组油气勘探具有一定的指导作用。

渤海BZ19-X区块多期叠置朵叶型浅水三角洲砂体发育,复合朵叶体内部沉积期次及叠置样式认识不清,制约了该区块剩余油挖潜。为此,利用岩心、分析化验、测井及地震等资料,确定朵叶型浅水三角洲沉积特征,建立井震响应模式,以平面地震属性刻画的砂体边界为控制,通过井震融合,结合层拉平及等时地层切片,实现不同叠置类型复合朵叶型浅水三角洲砂体的精细刻画,为剩余油挖潜提供基础。结果表明:研究区朵叶型浅水三角洲河控作用明显,平面可分为河道区、河坝复合区和浅湖区;受河道侧向迁移及纵向下切的影响,在平面及纵向发育多期朵叶体,侧向接触样式主要为分离型、侧搭型、侧切型、间连型,纵向叠置样式主要为远离型、弱切型、浅切型、深切型,侧向接触及纵向叠置使得砂体连片发育;受砂体接触、叠置样式及井网控制程度的影响,无井控、井网不完善的单期砂体和井控程度高的切叠复合砂体,其井间及边部往往剩余油富集。该研究结果对区块高含水期油藏剩余油的挖潜有较好的指导作用,对国内外类似区块的开发调整具有借鉴意义。

济阳坳陷陆相断陷湖盆页岩油油气资源丰富,勘探开发潜力巨大,裂缝发育,在钻井过程井涌井漏频发,严重影响了钻井效率,亟须提高裂缝预测的准确率。为此,利用动态时间规整算法计算整数时移,校正叠前道集中的残余各向异性时差,提高地震资料的分辨率,并基于地震纵波在各向异性介质中传播引起的时差,确定方位各向异性和相对强度,最终确定裂缝的发育方向和发育密度。该方法不依赖椭圆拟合,直接将各向异性时差看作整数时移的数据匹配问题,相比商业软件中的叠前各向异性反演模块,有效解决了裂缝预测多解性的问题。预测结果在与实钻井的成像测井解释结果以及钻井过程中的钻速异常和涌漏位置对比分析中,预测准确率达到85%,证明该方法预测裂缝的可靠性高。该预测方法可以为页岩油的高效开发提供有力的技术支持。

针对深层煤岩储层孔隙度计算精度较低,浅部煤储层的产能关键因素评价方法难以适用于深层煤岩的产能预测等问题,提出了基于煤岩组分的变骨架孔隙度计算方法,并依据实测声波时差与重构声波时差比的含气饱和度计算模型等,构建了基质品质Q_m和结构品质Q_s两个模型,结合产能的高低,将煤岩储层划分为3类。研究表明:相较于浅部煤储层,深层煤储层的基质孔隙度、割理孔隙度、含气饱和度、煤体结构等是影响产能的关键因素;利用变骨架法孔隙度、双侧向法割理孔隙度、声波时差法含气饱和度等计算方法,提高了关键参数的计算精度,孔隙度计算精度由68.1%提升至90.5%;基于上述关键参数建立的产能分类评价方法,在深层中低煤阶储层中产能预测效果显著,产能预测符合率达到91.0%。该分类评价方法可为下一步煤层气勘探提供技术支撑。

针对辽河东部凹陷中南段断盖配置封闭能力对油气纵向分布影响不明确的问题,利用井震及地质资料,研究油气纵向分布特征,通过熵权法结合TOPSIS的方式评价断盖配置封闭能力,以减少确定权重时的主观性。研究表明:研究区油气富集类型可划分为深层富集型、浅层富集型和多层富集型3类;断盖配置可划分为封盖能力较好的Ⅰ型和封盖能力较差的Ⅱ型,沙三段Ⅰ型断盖配置分布于中段,控制油气深层富集,沙三段至东营组之间Ⅰ型和Ⅱ型断盖配置的组合共同控制油气多层富集和浅层富集。该研究成果对下一步油气勘探具有一定参考意义。

庆阳气田上古生界气藏气水分布复杂,制约了气田的高效开发。针对这一问题,综合利用钻测井、三维地震、试气及生产数据等资料,系统开展地层水类型划分、气水分布规律及控制因素研究,明确气水分布主控因素。结果表明:研究区地层水主要赋存于山1段,盒8段产水层较局限,平面上可划分出中部高含水区以及西部、东部中含水区;地层水可划分为构造低部位滞留水、断裂破坏层间水及孤立透镜体水。构造低部位滞留水分布于研究区西部,受区域构造特征和生烃强度影响;断裂破坏层间水主要分布于研究区中部,受断裂体系控制;孤立透镜体水分布于研究区东部,主要受控于储层非均质性及运移距离。该研究成果为复杂构造背景致密砂岩气藏气水分布及天然气成藏研究提供了理论借鉴,也为后续气田效益开发提供了地质依据。

针对冀中坳陷八里西裂缝型潜山油藏实施CO₂重力驱作用机理不明的问题,综合考虑储层特征及开发现状,开展注气膨胀、岩心驱替及核磁扫描实验,探讨储层流体与CO₂间的相互作用机制,研究油藏底部注水后实施CO₂重力驱效果,明确孔、缝储集空间内原油的动用规律。研究表明:注入CO₂后,原油黏度降低57%,体积膨胀1.83倍,CO₂具有较好的原油降黏膨胀效果;PVT实验结果表明,水相的存在几乎不影响原油与CO₂间的相互作用;在油气传质过程中CO₂可萃取、抽提出油中的C₂—C₁₂组分,利于轻质组分的采出,较重组分(C₁₀—C₃₆₊)滞留其中;油藏底部注水后实施CO₂重力驱能够进一步提高原油采收率,油气传质程度与注气速度均会影响驱油效果,油气传质程度越强、注入速度越低,越能发挥CO₂萃取、抽提与溶解能力,充分动用连片剩余油以及与CO₂未直接接触的剩余油;根据核磁实验结果可将储集空间划分为孔隙空间和裂缝空间,与CO₂非混相驱相比,水驱后CO₂重力混相驱能够提高基质与裂缝中原油的采出程度,混相驱2.0倍孔隙体积后,基质部分采出程度为49.3%,裂缝部分采出程度为99.3%。现场实践表明,顶部注CO₂重力混相驱油是八里西潜山油藏有效提高采收率的接替开发手段。

针对外电场下致密储层表面双电层电动现象认识不清、界面双电层微观特性通过宏观实验难以准确表征的问题,从微观角度出发,探究外电场下双电层电动现象对润湿性以及原油渗流的影响,运用分子动力学模拟建立了外电场下致密储层表面双电层模型,探究313 K、20 MPa下致密储层表面双电层在电场作用下的影响机制。分析结果表明:施加电场后,溶液离子扩散程度减弱,双电层发生膨胀,作用在带电表面的静电相互作用使水膜更厚更稳定,这有利于岩石表面的水润湿性;电场强度越大,双电层离子密度越大,电黏度效应增强,受界面黏性阻力影响,油相渗流速度增加,但增幅有限;地层水溶液内部在电场作用下产生更强的离子水化作用,改变电场强度后,不同离子水化程度变化不同。研究成果对外电场下致密储层微观理论发展意义重大。

针对致密油藏开发过程中CO₂-C₂H₆协同作用机理及混相能力变化认识不清的问题,利用高温高压PVT装置开展油气相态及萃取实验,研究CO₂-C₂H₆混合气体与原油间的相态及萃取变化特征,并通过分子动力学模拟其赋存状态及混相压力变化特征。研究表明:与仅注入CO₂相比,加入C₂H₆后原油高碳分子的质量分数下降0.1%左右,C₂H₆能够有效提高注入气体对原油的萃取能力,将高碳的烃类物质转化成C₅等低碳烃类物质;CO₂与CO₂-C₂H₆混合气体均能将多组分油分子中的C₂、C₄、C₆萃取至气相中,降低油相分子间的相互作用力,提高原油流动能力;混合气体在原油中的扩散及混相能力均强于纯CO₂。混合气体更易与原油形成混相,从而提高原油动用程度。该研究为致密油藏注CO₂-C₂H₆混合气体协同提高采收率技术提供了理论指导。

海上疏松砂岩油藏储层疏松,非均质性强,聚合物驱开发过程中发生窜流,造成无效水循环,严重影响开发效果。针对上述问题,考虑聚合物驱驱油机理,构建基于井间连通单元的聚合物驱井间动态计算模型,在此基础上确定窜流通道强度特征参数,形成窜流强度综合评判因子,建立适用于海上稠油油藏聚合物驱的窜流通道分级表征方法。将研究成果应用于海上S油田聚合物驱窜流通道识别,结果表明:文中方法相比Eclipse模型历史拟合速度可提高154倍,拟合误差在10%以内,S1区识别出A02、A19、K29井发育大孔道,A13、A21井发育优势渗流通道,与示踪剂检测结果一致性高,证明新方法可靠,同时在S2区识别出2段大孔道及6段优势通道,为该区剩余油挖潜提供了支撑。研究成果可为油田聚合物驱低效通道针对性治理及持续高效开发提供有效的指导。

库容空间是改建储气库最重要的指标之一,储气库的库容空间越大,其承载、储气及调峰的能力越强,保障用气需求的能力也越强,因此,预测库容空间对储气库建设意义重大。为明确堡古2油藏改建储气库的有效库容空间,开展了多周期互驱相渗实验和长岩心注采实验。研究结果表明:经过5周期油水互驱,库容空间降低了7.71个百分点,经过气水互驱、气油互驱后,库容空间分别增加1.50、3.14个百分点;经过5周期注采实验,储层的库容空间增加32.38个百分点。多周期注采可以不断动用岩心内部流体,扩大库容空间;采取有效手段防止边底水入侵油区,降低油水互驱的影响,提高注入气对纯油区、水淹区的有效驱替,可以在油藏互驱区域实现高效建库;合理设计注采方案,可以进一步提高储气库的有效库容量。该研究可为边底水油藏改建储气库提供了技术支持。

致密砂岩孔喉细小、孔隙结构复杂、非均质性严重。为准确表征致密砂岩储层的孔喉结构特征,以松辽盆地长岭断陷营城组营3储层致密砂岩为例,采用场发射扫描电镜、铸体薄片、恒速压汞和核磁共振方法对致密砂岩孔隙结构进行了多尺度研究,通过将NMR与CMP实验相联合,有效识别了孔隙与喉道半径分布,明确了可动流体孔喉半径下限。实验表明:经过NMR与CMP联合识别,目标储层的平均喉道半径为0.331～0.824 μm,平均孔隙半径为17.600～24.290 μm,平均孔喉连通比为27.62～53.17;可动流体孔喉半径下限是一个范围,下界限r₁和上界限r₂可将赋存流体划分为束缚区、过渡区和可动区;随着渗透率降低,r₁逐渐增大,r₂逐渐降低,束缚区范围变大,过渡区和可动区范围变小;r₁增大会导致吸附孔孔隙度增大,渗流孔孔隙度降低,储层质量变差;r₁可作为评价储层流动能力界限的指标。该研究成果可为优选致密砂岩优质储层提供依据。

提高煤层气采收率是实现煤层气大规模有效开发的重要需求。现有研究表明,在岩心尺度下,微波具有提高煤层气采收率的可行性,但在矿场尺度下的相关研究却较为缺乏。为此,建立矿场尺度下的微波加热井模型,对煤层内电磁场、温度场及力学场进行耦合,探讨微波加热参数的影响因素,并对工艺参数进行了优化,确保微波加热井的有效性和稳定性。研究表明:微波加热井以铜波导管(BJ22或BJ26型)及陶瓷套管材料组成的直井或水平井为主;煤层和井筒的温度和热应力与微波功率和加热时间成正相关关系,近井地带煤层由自身介电损耗产生热量,远井地带煤层主要靠接触传热升温;500 W-100 W交替加热33 d的微波工作模式改善了煤层的有效开采性和工作稳定性;仅靠优化工艺参数不能满足实际应用需求,应综合使用间歇式循环变功率微波加热模式、吸波介质强化煤层导热技术、水力压裂等技术提高微波加热储层的实际效果。该研究成果可为微波强化煤层气开采技术的推广应用提供技术支撑。

针对储层体积压裂过程中大量微裂缝未得到充分有效支撑的问题,优选出具有更小粒径、更优悬浮性能的微粉支撑剂,通过Fluent软件研究该支撑剂在复杂裂缝中的运移铺置规律,利用FracMan软件对比70/140目陶粒支撑剂和微粉支撑剂的压裂效果。研究表明:微粉支撑剂主要铺置在次级裂缝中,总体呈现出“前高后低”的分布形态;在一级分支缝中大量微粉支撑剂处于悬浮运移状态,仅200目微粉支撑剂发生了沉降,且沙堤平衡高度和面积较小,未形成有效沙堤;微粉支撑剂的铺置规律受粒径影响较大,当支撑剂目数从200目增加至600目时,在二级和三级分支缝中的砂堤平衡高度和砂堤面积逐渐增加,当支撑剂目数达到800目时,由于其粒径过小,大量支撑剂颗粒处于悬浮运移状态,不能沉降堆积成有效砂堤,容易造成近井端微裂缝支撑不充分的情况;与70/140目陶粒支撑剂相比,微粉支撑剂的运移距离更远,更容易进入次级裂缝和微裂缝中;微粉支撑剂可使压裂改造缝网更加复杂,页岩储层改造体积可增加17.71%,储层改造效果显著。该研究可为微粉支撑剂的应用提供借鉴。

针对砂岩储层聚合物长期堵塞导致采收率低的问题,提出了砂岩储层深穿透复合化学解堵的方法,借助不加砂深穿透压裂,将解堵液输送至储层深部,提高解堵效果。通过油藏数值模拟研究了解堵液沿深穿透裂缝的渗流规律,构建深穿透解堵的产能预测模型,评价深穿透裂缝长度、解堵液用量等因素对解堵效果的影响。研究表明:向地层中注入解堵剂后,解堵剂在波及区域呈哑铃形,改善储层渗透率;随裂缝长度的增加,有效解堵区域逐渐增大;随施工排量的增加,有效解堵区域先增大后减小;裂缝半长和解堵液用量对解堵效果有一定影响,深穿透裂缝半长约为污染带半径的1.4倍时解堵效果最佳。该研究成果可为砂岩储层解堵增产工艺设计提供参考。

东胜气田水平井压裂过程中,对主压裂缝内支撑剂运移规律的研究较为缺乏,储层改造效果较差。为此,采用可视化平行板裂缝模拟系统开展了不同裂缝延伸方向条件下主缝内射流铺砂实验,利用Fluent软件模拟了排量、砂比、压裂液黏度、支撑剂粒径对砂堤形态的影响。研究表明:裂缝延伸方向和射流是影响砂堤生长模式和前缘铺置效果的主要因素,与裂缝水平延伸和向上延伸相比,裂缝向下延伸时入口处砂堤高度为其1.79倍和12.17倍,前缘铺置率分别为其1.21倍和6.09倍,单条裂缝产能贡献率分别提高2%和24%;施工参数不影响砂堤的生长模式,大排量、高黏度压裂液泵注方式可有效缩短砂堤达到平衡高度的时间,提高了支撑剂的运移能力;高砂比、大粒径泵注方式在短时间内可达到较为理想的主缝铺置效果。该研究成果可为气田压裂工艺优化提供参考。