特种油气藏

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1. 纳米流体提高采收率机理研究现状

郝龙, 侯吉瑞, 梁拓, 闻宇晨, 屈鸣

特种油气藏 2024, 31 (3): 1-10. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.03.001

摘要（306）

PDF（pc）（1446KB）（639）

与传统的表面活性剂和聚合物溶液相比,纳米流体驱油是一项新的提高采收率技术,但目前机理研究成果较为分散,缺少系统性。因此,结合国内外纳米流体研究情况,总结纳米流体主要提高采收率机理,指出了纳米流体目前所面临的研究难点,展望了纳米材料在今后的攻关方向。研究表明:纳米流体提高采收率机理包括降低油水界面张力,在油水固三相区形成楔形膜,产生结构分离压力,改善流度比扩大波及体积,改变岩石润湿性,增强泡沫稳定性,降低注入压力和选择性调堵孔道;今后可从提高纳米流体稳定性、降低纳米流体成本、提高采收率机理协同性研究以及开发高效纳米驱油体系等方面进行深入探索。该研究为大规模推广纳米流体在提高采收率方面的应用提供了理论基础和实验依据。

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2. 川南—川东地区龙马溪组优质页岩分布及主控因素

陈渝川, 林伟, 李明涛, 韩登林, 郭伟

特种油气藏 2024, 31 (4): 54-63. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.007

摘要（275）

PDF（pc）（1989KB）（443）

四川盆地海相页岩气资源丰富,自古生代至新生代,盆地经历了多期构造运动,形成了复杂的构造样式和多变的沉积环境,导致页岩气资源分布不均。为厘清优质页岩的分布规律,以川南—川东地区龙马溪组页岩为例,开展了全岩X衍射、地球化学测试、盆地模拟、钻录井资料分析,从沉积、成藏、构造等角度对优质页岩的分布规律及主控因素进行了讨论并划分页岩气勘探开发有利区。研究表明:川南—川东地区优质页岩主要分布在半深水—深水陆棚相;R_o值为2.5%～3.5%时有利于发育优质页岩;褶皱构造对页岩气的富集和分布起到较为明显的控制作用。研究结果可为川南—川东地区的页岩探勘开发提供理论依据。

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3. 中美典型常压页岩气开发对比与启示

王纪伟, 宋丽阳, 康玉柱, 魏海鹏, 陈刚, 李东晖

特种油气藏 2024, 31 (4): 1-9. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.001

摘要（268）

PDF（pc）（1447KB）（638）

为解决中国常压页岩气单井产能低、工程工艺技术不成熟、效益开发难度大等问题,探索合理开发途径,以美国Fayetteville页岩气田和中国东胜页岩气区块为例,基于2个页岩气田的地质特征,从有利区评价、单井产能、工程成本情况等方面展开评价对比。研究表明:东胜区块页岩气有利区评价与Fayetteville相当,但东胜区块尚处于开发早期,且埋深更大,地质条件更复杂,需结合后期开发特征,借鉴Fayetteville气田的开发经验,进一步精细深化分区分类评价;Fayetteville、东胜页岩气均采用分区滚动开发的模式,逐步提升配套工程工艺技术,但东胜区块压裂用液强度、加砂强度均低于Fayetteville气田,平均单井EUR偏低,需持续攻关;Fayetteville气田和东胜区块均坚持持续攻关降本的目标,单井综合成本不断降低,但东胜区块仍需进一步攻关降本,力争单井综合成本降至3 000×10⁴~3 500×10⁴元以内。中国常压页岩气地质资源量大,是未来增储上产的主阵地,通过进一步明确有利区,攻关配套工程工艺技术,降低综合成本,实现全面效益开发,将对中国页岩气长期上产稳产具有重大战略意义。

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4. 致密储层孔隙结构对渗吸的影响研究进展

杨宸, 杨二龙, 安艳明, 李忠君, 赵雪微

特种油气藏 2024, 31 (4): 10-18. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.002

摘要（254）

PDF（pc）（1246KB）（354）

随着传统油气资源的逐渐枯竭,以致密油资源为代表的非常规油气资源在能源开发和利用方面具有越来越重要的地位。然而,相较于常规储层,致密油储层的孔隙结构非常复杂,其孔隙尺寸分布广泛、孔隙类型多样且孔喉发育,这些因素给致密油储层的开采提出了极大挑战。对致密油储层的孔隙结构及其自发渗吸机制进行深入研究对于提高致密油采收率具有非常重要的意义。基于此,通过文献调研,对致密油储层的孔隙结构和渗吸机理研究进行了综述,从孔隙结构的表征手段、致密油孔隙结构的研究进展、孔隙结构与致密油渗吸机理之间的影响机制等方面进行介绍,并对该领域的研究进展进行了总结和展望。该研究可为致密油储层原油开发提供了借鉴,助推致密油采收技术的发展。

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5. 纳米颗粒驱油机理研究进展

蒲万芬, 杨帆, 任豪, 贺伟, 李博文, 张辉, 朱建林, 曹效东

特种油气藏 2024, 31 (6): 1-9. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.001

摘要（234）

PDF（pc）（848KB）（117）

近年来,纳米颗粒在三次采油领域逐渐受到了广泛关注。针对目前纳米颗粒驱油机理及发展现状认识不清等问题,系统分析了近年来在纳米颗粒驱油方面的研究进展,总结出纳米颗粒的纳米尺寸效应、降低界面张力、改变润湿性、分离压力、乳化作用、防止沥青质絮凝、催化裂解等驱油机理;展望了纳米驱油材料在高含水、低渗透、致密油及页岩油等油藏类型中的应用潜力;指出纳米颗粒在石油开发过程中面临的挑战和发展前景。该研究可为纳米颗粒在提高采收率方面的进一步研究及规模应用提供参考及依据。

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6. 鄂尔多斯盆地宜川地区本溪组8号煤岩特征及成煤环境分析

沈柏坪, 李荣相, 白洪涛, 朱连丰, 雷虎, 陆纪潮

特种油气藏 2024, 31 (6): 32-38. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.004

摘要（227）

PDF（pc）（2700KB）（53）

为明确鄂尔多斯盆地伊陕斜坡宜川—上畛子区块本溪组8号煤岩纵向优势储层及有利勘探区带,选取宜川地区本溪组8号煤岩岩心样品,通过宏观煤岩类型描述、显微组分鉴定、主微量元素分析等实验,综合分析8号煤岩沉积环境及成煤演化特征。研究表明:本溪组8号煤岩为光亮煤、半亮煤及暗淡煤混合堆积产物。煤岩有机组分以镜质组为主,惰质组次之;无机组分以高岭石、伊蒙混层等黏土矿物为主,含少量石英、长石;中下部煤岩有机组分含量多,光亮煤发育,为优质煤层。煤相及煤岩演化程度是成藏的主控因素,低位覆水森林沼泽是有利勘探区带。该认识对宜川地区本溪组8号煤岩富集规律分析具有重要意义,对煤岩气勘探开发具有较好的指导意义。

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7. 渝西五峰组—龙马溪组深层页岩沉积相与岩相分布特征

李维, 雷治安, 陈维铭, 孟森淼, 陈利, 蒲彬, 孙超亚, 郑婕

特种油气藏 2024, 31 (3): 37-44. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.03.005

摘要（224）

PDF（pc）（3375KB）（584）

渝西五峰组—龙马溪组深层页岩气是中国页岩气下一步勘探开发的重要区域。但该区块页岩岩相组分复杂、空间变化剧烈,缺少对沉积相与岩相分布特征的精细描述,影响了页岩气“甜点”段识别与优选。为此,通过岩心薄片、扫描电镜、X射线衍射、FMI成像、核磁共振、有机碳分析等研究手段,对渝西五峰组—龙马溪组深层页岩沉积相与岩相分布特征进行细致研究。结果表明:研究区整体处于滨外陆棚相沉积,可划分为浅水陆棚、半深水陆棚和深水陆棚3种对页岩气评价指标具有不同控制作用的亚相;主要发育10种岩相,岩相由西北至南东沉积较为稳定,龙一₁¹小层发育硅质页岩、富泥硅质页岩、富泥-硅混合质页岩等3种主力岩相;根据沉积相与岩相分布特征,预测Z203井区五峰组—龙马溪组资源潜力巨大,为下步有利勘探区。该研究结果深化了研究区页岩储层纵向分布的认识,可为后续页岩气高效开发提供数据支撑。

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8. 页岩储层孔隙结构表征及物性下限确定方法及应用

周志军, 张国青, 崔春雪, 暴赫, 任帅, 王静怡

特种油气藏 2024, 31 (4): 96-102. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.012

摘要（208）

PDF（pc）（2017KB）（244）

针对页岩储层孔隙结构和物性下限认识不清,严重制约了页岩油储量计算及高效开发的问题,以济阳坳陷古近系沙河街组新义深9、利页1、樊页1井为研究对象,利用N₂吸附、高压压汞、物性测定等实验方法,对页岩储层的孔隙结构进行全尺寸表征,并综合运用束缚水饱和度法、压汞排驱压力法、最小流动孔喉半径法和试油法确定页岩储层的物性下限。研究表明:N₂吸附实验主要表征页岩样品的小孔,研究区孔隙形态主要有墨水瓶形、过渡形及平板状夹缝形,主要发育纳米级孔隙,孔隙半径为1.50~40.00 nm,平均孔隙半径为16.00 nm;高压压汞实验主要表征页岩样品的中孔和宏孔,孔喉半径为0.03~66.13 μm;综合计算页岩储层孔隙度下限为1.30%~3.82%,渗透率下限为0.03~0.12 mD,最小流动孔喉半径为14.60~23.50 nm,平均值为17.76 nm。研究成果可为济阳坳陷页岩油的储量计算及储层评价提供参数指标和技术支撑。

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9. 储气库运行上限压力的确定方法及在板中北储气库的应用

闫萍, 靳叶军, 袁雪花, 宿鹤松, 常进宇, 曾静波, 张凤生, 蔡洪波

特种油气藏 2024, 31 (4): 81-88. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.010

摘要（201）

PDF（pc）（1980KB）（44）

大港油田板中北储气库位于板桥断层上升盘,为断层切割的半背斜构造,属于断块型储气库,断层和盖层的承压能力决定了储气库运行的上限压力。针对缺乏考虑力学完整性的储气库上限压力的研究现状,从地质力学角度出发,综合三维地震解释成果、XMAC测井地应力解释成果、岩石力学测试等资料,基于岩石脆性破裂理论对研究区盖层的水力封闭能力和断层的稳定性进行了评价,以确定考虑力学完整性的储气库安全运行上限压力。结果表明:板中北储气库盖层水力封闭能力上限为39.30 MPa,断层稳定性薄弱点位于2条断层的交叉位置,最小活化压力为30.57 MPa;综合盖层水力封闭能力上限和断层稳定性可知,板中北储气库运行上限压力为30.57 MPa,而设计运行上限压力为30.50 MPa,设计较为合理。研究成果对于储气库上限压力的设计具有指导意义。

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10. 无黏土水基钻井液用超支化聚合物降滤失剂的合成及性能评价

丁伟俊, 张颖, 余维初, 丁飞, 杨世楚, 蒲洪兵, 段文博

特种油气藏 2024, 31 (4): 169-174. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.022

摘要（194）

PDF（pc）（1513KB）（50）

在高温条件下,聚丙烯酰胺类降滤失剂分子易发生降解,导致降滤失效果大幅下降。为此,通过超支化单体季戊四醇三烯丙基醚(APE)与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)共聚合成了一种耐高温的超支化聚合物降滤失剂JHPAS,以JHPAS为基础配制了一种新型的无黏土水基钻井液,分析其降滤失机理,评价其在高温、高盐条件下的流变性能和降滤失性能。结果表明:JHPAS具有很好的热稳定性,在水溶液中可形成网络结构,在无黏土水基钻井液中吸附于超细CaCO₃表面形成致密滤饼,并堵塞滤饼上的孔隙,进一步降低钻井液滤失量;构筑的无黏土水基钻井液在200 ℃老化16 h、饱和氯化钠盐水的条件下仍具有稳定的流变性和良好的降滤失性能,API滤失量和高温高压滤失量分别为5.5 mL和7.6 mL。研究成果有助于推动超支化聚合物在深层、超深层油藏钻井液中的研究与应用。

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11. 不稳定试井技术研究进展及发展趋势

王玮淇, 管英柱, 张金发, 汪沪亮, 纪国法

特种油气藏 2024, 31 (4): 19-26. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.003

摘要（190）

PDF（pc）（1272KB）（121）

为更好监测油气藏生产动态,提升油气田试井产能,梳理了4种常用不稳定试井技术的原理、解释方法及应用效果,分析了不稳定试井技术存在的问题,并提出了未来的重点攻关方向。结果表明:目前常用的不稳定试井技术主要存在井间干扰现象严重、试井曲线特征复杂、试井解释准确率低且复杂断块油藏常规试井效率低和损耗大等问题;数值试井、垂向干扰试井及低频脉冲试井等新型试井技术可解决常规不稳定试井技术存在的问题;不稳定试井技术下步发展趋势是深层超深层测试工艺、低渗致密储层测试资料评价、压裂效果评价及资料的综合应用等方面,可着重于数值试井、多分层试井等方面的技术攻关。通过对不稳定试井技术的综合剖析,可对现场测试提供技术参考,并为后续技术发展提供新视角。

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12. 四川盆地天府地区上三叠统须家河组四段致密储层砂体刻画及有利储层预测

邱玉超, 许强, 李一博, 邓伟, 郑超, 赵正望, 金值民, 谭秀成

特种油气藏 2024, 31 (3): 18-26. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.03.003

摘要（190）

PDF（pc）（9589KB）（154）

四川盆地天府地区上三叠统须家河组四段(简称须四段)厚层砂岩夹薄层泥岩发育,为当前致密砂岩气的重要勘探层系。但受限于地震纵向分辨率,常规方法难以区分薄层泥岩,对该层段砂岩的精细刻画一直缺乏有效的手段,制约了对盆地砂体展布规律和有利目标区的认识。针对上述问题,建立钻井资料与地震相映射关系,在自然伽马曲线约束下,寻找最佳反演频率参数,提高井间砂体预测精度。采用波形指示模拟的方法精细刻画了上三叠统须家河组四段砂岩的展布特征。结果表明:须四段砂岩具有西厚(55.0～100.0 m)、东薄(15.0～50.0 m)的特征;与须三段相比,砂体厚薄变化转换带(坡折带)向克拉通内部迁移。统计地震工区内22口井数据,坡折带以西砂岩平均孔隙度高(8.0%)、储层厚度大(45.4 m)。结合构造演化、沉积相带展布、砂岩厚度和孔隙度变化,认为四川盆地天府地区上三叠统须家河组四段具有构造控坡折带、坡折带控储层的规律。坡折带以西的储层物性好、厚度大,为勘探有利区。研究结果对须四段勘探深入具有借鉴作用。

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13. 杏一—三区Ⅲ块聚合物驱剩余油分布特征及综合治理对策

梁鹏

特种油气藏 2024, 31 (4): 118-125. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.015

摘要（188）

PDF（pc）（2690KB）（90）

大庆油田杏一—三区西部Ⅲ块低渗储层经历天然能量、水驱和聚合物驱多种开发方式,剩余油分布十分复杂,开发效果亟待改善。因此,在剩余油研究和开发效果分析的基础上,将区块分为正常聚合物驱、套管损坏聚合物驱、聚合物后续水驱3个区域,利用人造岩心驱油和数值模拟技术开展改善区块开发效果技术对策研究。正常聚合物驱历经多年化学驱开发,剩余油零星分布在砂体边部及渗透率较低部位;套管损坏聚合物驱受防套关控影响,油层动用差,剩余油储量较高。因此,针对不同区域特点,在开发方式、驱油体系、井网设计3个方面进行优化,正常聚合物驱及聚合物后续水驱区域采用普通聚合物驱抽稀为五点法175 m井距井网,段塞尺寸为0.40倍孔隙体积;套管损坏聚合物驱区域采用普通聚合物驱局部加密成五点法140 m井距井网,段塞尺寸为0.70倍孔隙体积,全区预测提高采收率为3.53个百分点。方案实施后目前区块累计注入聚合物前置段塞为0.10倍孔隙体积,预计可增油9 780 t。该研究可为聚合物驱区块改善开发效果提供借鉴。

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14. 倾斜管不同黏度气液两相段塞流持液率实验及预测方法

刘自龙, 钱萧, 刘超, 管桐, 王伟, 廖锐全

特种油气藏 2024, 31 (4): 156-162. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.020

摘要（187）

PDF（pc）（3048KB）（52）

准确预测持液率可为井筒中的流型判断和压降预测提供重要依据,段塞流为稠油井筒中最常见流型,井筒高黏流体将加重气液两相滑脱,导致现有持液率模型应用于高黏流体的预测精度变差。为此,基于多相管流实验平台,在内径为60 mm的测试管段内开展段塞流持液率实验,获取了不同黏度、不同倾角段塞流流型及持液率数据,研究了黏度对持液率和流型转变的影响规律,并结合实验现象和理论推导,提出了倾斜管不同黏度气液两相段塞流持液率新模型。研究结果表明:液相黏度的增加,会增加液相与管壁之间的黏滞力,导致持液率增加;黏度对持液率的影响会改变段塞流与其他流型的转变界限。以Kora液塞区持液率关系式为基础,建立了用混相黏度代替液相黏度的倾斜管气液两相段塞流持液率新模型,并利用实验数据和文献数据进行了验证,证实新模型具有更高的精度。该研究可为预测稠油井井筒压降提供技术支持。

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15. 基于CT扫描的煤岩孔隙结构全孔径表征

朱文涛, 李小刚, 任勇, 师斌斌, 戴瑞瑞, 洪星, 杨潇, 陈国辉

特种油气藏 2024, 31 (4): 71-80. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.009

摘要（187）

PDF（pc）（2276KB）（311）

为探究深层、超深层煤岩孔隙结构,在鄂尔多斯盆地DJ区块本溪组X号煤岩采集了12块样品,基于数字岩心CT扫描三维重构技术,联合高压压汞、液氮吸附、二氧化碳吸附测试,应用多实验拼接方法,表征了X号煤岩孔隙的全孔径分布特征,并对比分析深层及中浅层煤岩的微孔、介孔、大孔的分布差异及其对吸附作用、渗透率的影响。研究表明:煤岩储层的储集空间以微孔及大孔为主,介孔发育较少;深层X号煤岩微孔平均占比为44.1%,大孔平均占比为53.9%,中浅层X号煤岩中微孔平均占比为34.8%,大孔平均占比为64.1%;深层煤岩中起吸附作用的纳米孔更发育,但在中浅层煤岩中微米级裂缝发育程度优于深层煤;通过全孔径分布特征分析认为,中浅层X号煤岩大孔孔容占比更高,渗透率比深层X煤岩高出1个数量级,而深层X号煤岩微孔孔容占比更高,吸附性更强。该研究通过全孔径定量表征,明确储层各级孔隙分布特征,为煤层气赋存状态及产出机理提供了数据及理论支撑。

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16. 基于煤层结构数字井筒反演的有机质丰度评价方法及应用

黄红星, 杨秀春, 陈国辉, 朱文涛, 师斌斌, 何睿, 赵浩阳

特种油气藏 2024, 31 (3): 11-17. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.03.002

摘要（180）

PDF（pc）（2167KB）（91）

煤层气是典型的自生自储型气藏类型之一,甲烷气体主要由煤层中的有机碳热演化生成并大量吸附于孔隙表面,有机成分的含量对于煤层生气及储气能力十分重要。但煤层气储层结构复杂,有机煤岩和无机夹矸层交互叠置发育,层内非均质性强,单井纵向煤层结构可视化难度大,制约了煤层气单井有机质丰度评价及高效开发。全直径CT扫描是近年来针对大尺度岩心的一种重要实验技术,应用该技术扫描得到的煤岩灰度值与其构成关系密切,灰度值越高则煤岩灰分、密度以及矿物含量越高,反之则越低。以大宁—吉县区块目的煤层为研究对象,通过全直径CT扫描技术与测井解释技术相结合,探究了岩石灰度与伽马、密度以及声波时差等测井数据的关系,建立了煤层结构数字井筒反演数学模型,并结合灰度与有机组分的关系,提出了全直径CT扫描单井有机质丰度评价方法。将研究区A1井反演获得的纵截面与全直径CT扫描真实灰度截面对比,二者相似度高,反演灰度值与CT真实灰度值散点图分布规律一致,表明反演模型能够有效反映煤层内部非均质性结构变化。数字井筒反演及有机质丰度评价方法可为研究区煤层气井压裂选段及产能预测提供有力的技术支撑。

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17. 页岩油藏逆向渗吸的最大渗吸动用距离计算方法

吴忠维, 覃磊, 崔传智, 王一单, 钱银, 黄迎松, 喻高明

特种油气藏 2024, 31 (4): 103-108. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.013

摘要（177）

PDF（pc）（1528KB）（106）

渗吸是页岩油藏压裂开发的重要机理,最大渗吸动用距离是渗吸动用范围评价的直接指标,对页岩油藏开发具有重要意义。为确定页岩油藏最大渗吸动用距离,在表征页岩油藏毛细管力曲线基础上,运用渗流理论、数值计算方法,建立了页岩油藏逆向渗吸最大渗吸动用距离计算方法,通过与室内实验结果进行对比,验证了计算方法的可靠性,同时开展了最大渗吸动用距离影响因素分析。研究表明:随着渗透率增加,最大渗吸动用距离呈线性增加,但达到最大渗吸动用距离所用时间呈指数降低;油水黏度比对最大渗吸动用距离无影响,但原油黏度越大,达到最大渗吸动用距离所需时间越长;当储层渗透率为0.05 mD、接触角为45 °、界面张力为50 mN/m时,最大渗吸动用距离为2.2 m,所需时间为170 d,用时较长。该研究可为页岩油藏渗吸动用范围评价提供借鉴。

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18. 致密砂岩储层可动流体分布特征及主控因素

李亚婷, 童长兵, 韩进, 师良, 钟高润, 赵帮胜

特种油气藏 2024, 31 (4): 44-53. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.006

摘要（168）

PDF（pc）（2105KB）（49）

针对鄂尔多斯盆地富县地区长8储层流体分布差异显著、孔隙结构复杂、渗流能力相对薄弱等问题,选取研究区5块典型岩样开展测试分析,利用铸体薄片、扫描电镜(SEM)、X衍射黏土矿物分析(XRD)、恒速压汞实验,对可动流体主控因素进行分析。研究表明:致密砂岩储层中可动流体饱和度为26.31%～50.61%,平均值为35.15%;可动流体孔喉半径为0.10～0.50 μm;T₂截止值为6.69~49.90 ms,可动流体最小孔喉半径为0.16～0.36 μm。储层渗透率较孔隙度对可动流体的控制更强;中值半径、最大孔喉半径、平均孔喉半径与可动流体均具有正相关性,中值半径影响较大;长石含量越高,越容易形成长石溶孔,可动流体饱和度越大;I类和Ⅱ类储层中高岭石含量较高,呈分散质点式填充孔隙,Ⅲ类储层中伊利石和伊蒙混层含量较高,呈搭桥式分割孔隙,是堵塞孔喉的主要原因。该研究成果可为提高致密油藏采收率提供参考和借鉴。

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19. 陆东凹陷中低成熟度页岩油储层含油性特征及“甜点”评价

周立国

特种油气藏 2024, 31 (4): 27-35. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.004

摘要（166）

PDF（pc）（1899KB）（94）

针对陆东凹陷交力格洼陷中低成熟度页岩油储层分布特征与富集控制因素不明等问题,通过开展二维核磁共振分析、纳米CT扫描、干酪根显微组分鉴定等方法,对页岩油储层含油性特征进行研究,综合页岩岩相、储集性、含油性及可动性等因素,基于储层及含油性分级参数建立了页岩油“甜点”综合评价标准。结果表明:页岩纹层与层理的发育程度、密度、岩性等结构特征是含油性特征及分布的主要影响因素。层状含粗粒岩屑粉砂岩与纹层状长英质页岩岩相微观孔隙结构及连通性较好,比表面积小于15 m²/g,氮气吸附平均孔径大于8 nm,为优质储层。Ⅰ+Ⅱ类“甜点”TOC大于1％,储层发育中、大孔,占比大于25%,储集空间孔径大于8 nm,含油性和可动性为中等—好,油气相对富集。该成果可为研究区页岩油有利目标优选及试验区部署评价提供技术支撑。

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20. 压裂液渗吸与富气页岩气井典型生产规律关系剖析

王科, 卢双舫, 娄毅, 李楠, 李海涛, 叶铠睿, 张砚, 李松雷

特种油气藏 2024, 31 (3): 158-166. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.03.021

摘要（166）

PDF（pc）（3454KB）（83）

压裂液渗吸会改变储层内的原始气水赋存特征,进而影响页岩气井生产规律。为此,通过动态驱替与核磁共振实验,结合前人研究成果,剖析了孔隙内原始气水分布、压裂液渗吸对通孔和盲孔内气体赋存的影响以及气井生产规律与压裂液渗吸的关系。研究表明:孔隙内原始气水赋存类型与矿物种类、裂缝孔径及储层湿度有关,小孔隙、孔角处存在束缚水,大孔隙内甲烷吸附面积随储层湿度的增大而减小,吸附气含量受有机质孔隙占比及成熟度的影响;近裂缝区存在渗吸影响区,在影响区内压裂液渗吸可促进吸附气解吸,并驱替非均衡渗吸通孔中的游离气,压缩均衡渗吸通孔及盲孔中的游离气;非均衡渗吸通孔中被驱替出的气体是水力裂缝中游离气的主要来源之一,只有当井筒、裂缝及影响区内滞留的压裂液排出,各区域内部的气体才能产出,从而导致产气曲线滞后于产水曲线的现象,且裂缝排液阻力远小于基质孔隙排液阻力,是产气及产水曲线呈“L”形递减的主要因素。该研究成果聚焦于压裂液渗吸对气体赋存及产出的影响,可丰富页岩气储层保护理论,对气井高效开发具有指导作用。

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21. 低渗透油藏空气驱氧化特征及驱油效果评价

骆晨, 刘慧卿, 柏宗宪, 王转转, 王亮亮, 张雅倩

特种油气藏 2024, 31 (4): 109-117. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.014

摘要（163）

PDF（pc）（1782KB）（110）

针对低渗透油藏高压注空气开发过程中原油氧化机理不明确和增油潜力预测难的问题,开展低温氧化实验和长岩心注空气驱物理模拟实验,分析不同油藏条件下氧化反应前后油气组分变化差异,揭示原油低温氧化反应特征和规律,探究低渗透油藏水驱转注空气驱开发潜力,评价注空气驱驱油效果。研究表明:随着氧化温度的升高,耗氧量增加,氧化后油样轻质组分减少,中质和重质组分增加;含水饱和度过高使原油氧化的热效应降低;原油氧化敏感性因素从大到小依次为压力、温度、含水饱和度。空气驱具有较好的驱油效果,驱油效率可达41.20%,但注气压力过高易导致气窜;水驱至经济极限后转空气驱可以提高驱油效率,但空气驱阶段驱油效率增长幅度较小,最终驱油效率为50.92%。在实际开发过程中,应采用减氧空气驱并优化注气参数,控制窜流通道形成,提高采收率。研究结果可为低渗透油藏空气驱开发提供基础理论依据和技术支持。

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22. 低渗致密砂岩油藏水驱储层变化规律

石立华, 师调调, 廖志昊, 薛颖, 李禄胜

特种油气藏 2024, 31 (3): 106-115. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.03.014

摘要（163）

PDF（pc）（3645KB）（457）

针对低渗致密砂岩油藏水驱前后储层中黏土矿物及微观孔隙结构变化规律认识不清的问题,以鄂尔多斯盆地延长油田长2和长6储层为研究对象,运用铸体薄片、X衍射、高压压汞等实验方法,研究了储层岩石矿物类型及含量、黏土矿物类型及含量和微观孔喉结构特征,分析了水驱前后储层变化规律。研究表明:与长2低渗储层相比,长6致密储层微观非均质性更强;水驱后,长2储层中的伊/蒙混层和伊利石含量升高,绿泥石含量和伊/蒙混层比降低,长6储层中伊/蒙混层含量、绿泥石含量、伊/蒙混层比均下降;当孔喉半径较大时,注入水对孔喉起改善作用,当孔喉半径较小时,注入水对孔喉起破坏作用;岩心渗透率越大,压力传播速度越快,注入水推进速度更快,出口端更易见水。该研究可为低渗致密砂岩油藏注水开发提供技术参考。

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23. 页岩无机孔和有机孔的渗透率计算方法

李亚军, 李惊鸿, 桑茜, 董明哲, 崔传智

特种油气藏 2024, 31 (4): 126-132. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.016

摘要（159）

PDF（pc）（1821KB）（216）

针对页岩储层无机孔隙和有机孔隙共存的问题,运用双重连续介质方法,结合油相和水相在页岩无机孔隙和有机孔隙中的润湿性和渗流特征,得到油相和水相在页岩中的渗流数学模型。基于该模型拟合页岩油水自吸实验结果,分别得到了页岩的无机孔渗透率和有机孔渗透率,实现了对页岩储层含油量的准确计算,研究了页岩渗流过程的动态特征和影响规律。结果表明:无机孔渗透率为10^-8~10^-5 D,有机孔渗透率为10^-10~10^-7 D;随无机孔渗透率、有机孔渗透率的增加,页岩自吸速率加快;当有机孔渗透率与无机孔渗透率比值小于10^-3时,有机孔渗透率对自吸速率的影响不显著。研究成果对页岩储层渗透率和储量的精细评价具有重要指导意义。

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24. 气液两相段塞流在裂隙中流动规律实验

倪小明, 赵彦伟, 郭盛强, 何庆宏, 闫晋, 宋金星

特种油气藏 2024, 31 (3): 98-105. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.03.013

摘要（157）

PDF（pc）（2626KB）（84）

针对储层裂隙中段塞流流动规律认识不清、控制因素不明确的问题,利用气液两相运移产出微观流动模拟实验装置,研究了段塞流在裂隙中的流动规律,分析了裂隙直径、气液两相流量等对段塞流流动关键参数的影响及流量波动特征。研究表明:气液两相段塞流在裂隙中呈现周期性特征,从形成到消失可分为气塞形成、气塞扩大、气塞主导3个阶段;裂隙直径与段塞频率呈线性负相关,与气液相流量波动幅度呈线性正相关;当液相流量为15.00、20.00、25.00、30.00 cm³/min时,随着气相流量的增加,段塞频率的变化速率分别为0.130、0.012、0.009、0.007,持液率变化速率分别为1.503、1.175、0.918、0.820。该研究结果对煤层气开发过程中段塞流机理研究具有指导意义。

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25. 裂缝性油藏渗流特征及注水策略

房娜, 刘宗宾, 岳宝林, 王双龙, 高岳

特种油气藏 2024, 31 (3): 91-97. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.03.012

摘要（154）

PDF（pc）（1931KB）（305）

为提高裂缝性油藏数值模拟精度,提供有效注水策略,以渤海大型裂缝性油藏锦州25-1南潜山油藏为研究对象,采用数字岩心技术,结合多相流模拟,明确半风化壳上段和下段微观孔喉特征及相渗曲线特征,结合数值模拟和矿场实践,开展采油速度化及注水方式优化研究。研究表明:微裂缝发育程度对基质岩块相渗曲线和毛细管力曲线形态具有重要的控制作用;微裂缝越发育的岩心,驱油效率越高,越有利于产生基质渗吸作用;微裂缝长度和裂缝频数满足幂律分布规律,其幂律指数约为1.5;开发初期裂缝系统的产量占主导地位,开发中后期基质系统的产量贡献逐步增加,裂缝系统和基质系统累计产量贡献比约为2∶1;开发初期通过优化采油速度,含水上升阶段采用循环注水的方式,采收率预计提高4.5个百分点。该研究对于裂缝性油藏开发策略及注水方案的制订具有重要指导意义。

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26. 浅层超稠油油藏双水平井SAGD电加热预热启动参数优化设计与矿场试验

何万军, 孙新革, 吴永彬, 罗池辉, 郭昊, 张基朋, 李淑娴

特种油气藏 2024, 31 (6): 77-83. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.009

摘要（154）

PDF（pc）（1284KB）（54）

由于新疆油田陆相非均质超稠油油藏SAGD注蒸汽循环预热启动过程中,注采井井间压差波动较大,现场调控难度大,蒸汽易进入高渗透水平段油层,造成水平段局部优先连通或者汽窜,蒸汽腔发育不均衡,导致水平段动用程度较低,从而影响SAGD生产效果。为此,提出了双水平井SAGD水平段下入电加热器的开发方式,利用热传导原理对注采井井间的油层进行均匀加热,并优化了SAGD电加热预热启动的关键操作参数,包括SAGD电加热启动井筒预处理、流体替液循环操作参数和转SAGD生产时机,形成了SAGD电加热预热启动操作流程。在新疆油田重A井区FHW01TW井组浅层超稠油双水平井进行SAGD电加热预热启动矿场试验,预热启动时间从320 d下降至163 d,节省蒸汽3.79×10⁴ t,减少CO₂排放4 846.6 t。该技术将成为双水平井SAGD开发降低CO₂排放的重要手段之一。

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27. 一种基于“四区”的低渗透油藏CO₂埋存量计算方法及应用

王香增, 陈小凡, 李剑, 陈芳萍, 范庆振, 王剑

特种油气藏 2024, 31 (3): 78-84. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.03.010

摘要（152）

PDF（pc）（1927KB）（67）

CO₂驱油和埋存能有效减少温室气体排放量达到碳中和目标,已有的CO₂埋存量计算方法主要针对CO₂的静态埋存量进行粗略计算,未考虑实际生产过程中CO₂埋存量的变化。针对上述问题,运用CO₂溶解、CO₂波及体积和驱油机理,将CO₂驱油与埋存过程分为气相区、两相或近混相区、扩散区和油相区,并基于“四区法”计算CO₂埋存量,得到了不同烃类的注入孔隙体积倍数、注入压力、注气速度下的CO₂动态埋存量的变化规律。将研究成果应用于W油田低渗储层,结果表明:注入烃类孔隙体积倍数、压力、注气速度与总埋存量呈正相关性,当压力由12 MPa升至30 MPa,CO₂埋存总量增加15.53×10⁴ t;当注气速度由5 t/d增加至30 t/d,峰值CO₂埋存总量由3.51×10⁴ t提高至12.62×10⁴ t。研究成果可为同类油藏开展CO₂驱油与埋存项目提供新的思路。

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28. 济阳坳陷桩海地区碎屑岩优质储层特征及成因机制

韦敏, 于世娜, 佟欢, 吴彦佳, 周红科, 史潇潇, 郭厚根

特种油气藏 2024, 31 (3): 27-36. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.03.004

摘要（146）

PDF（pc）（3622KB）（92）

济阳坳陷桩海地区油气资源丰富,新近系和潜山地层探明储量较高,而古近系钻探和认识程度较低,古近系储层特征和优质储层的成因机制认识不清。为此,通过岩心、薄片、扫描电镜等分析手段,对桩海地区东下段—沙河街组碎屑岩储层的岩石学特征、成岩作用类型、储集空间特征及优质储层控制因素进行了研究。结果表明:桩海地区东下段—沙河街组碎屑岩储层分布范围小、厚度薄,储层以近源快速沉积的砂岩为主,岩石成熟度较低;压实作用是破坏储层孔隙的主要原因,以碳酸盐岩为主的胶结作用对孔隙造成了进一步的破坏,而有机酸溶蚀是形成次生孔隙、造成储层增孔的重要因素;孔隙类型整体以次生孔隙为主,原生孔隙仅在西北物源区东下段储层保留程度相对较高,储层裂缝发育程度低;优质储层发育主要受控于沉积条件、成岩改造和断裂沟通3个条件。岩石成熟度高、远离钙源、靠近酸源、断裂沟通的砂砾岩储层为有利勘探目标。该研究可为桩海地区古近系勘探开发提供地质依据。

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29. 低成本低油水比低土相油基钻井液技术研制与应用

高文龙

特种油气藏 2024, 31 (4): 142-148. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.018

摘要（144）

PDF（pc）（1181KB）（56）

油基钻井液的应用范围较广,为降低油基钻井液成本,通过优选低成本油类基础液,开展研发新型单剂高效乳化剂,降低油水比,降低有机土加量等研究,建立了新型低成本低油水比低土相油基钻井液配方,同时对其性能进行了室内评价。实验结果表明:该钻井液油水比在65:35~85:15范围可调,有机土加量小于等于2.0%,密度为1.4~2.2 g/cm³ ,抗温达200 ℃,破乳电压大于800 V,高温高压失水量小于3 mL,油基钻井液单方成本较3号白油配制的油基钻井液降低15%以上,适用于-25 ℃条件,可满足辽河油区冬季施工需求。在辽河油区页岩油、致密油地层进行了应用,现场应用结果表明,低成本低油水比低土相油基钻井液性能稳定,封堵防塌性能良好,乳化稳定性良好,耐低温效果好,单方成本明显降低。研究成果有利于油基钻井液应用规模的扩大,可满足非常规油气资源低成本、安全、高效开发的技术需求。

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30. 川南深层页岩气藏压裂裂缝导流能力影响因素分析

杨亚东, 邹龙庆, 王一萱, 朱静怡, 李小刚, 熊俊雅

特种油气藏 2024, 31 (5): 162-167. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.019

摘要（144）

PDF（pc）（1117KB）（40）

深层页岩油藏具有高闭合压力、高地层温度、高弹性模量的特点,通过压裂获得高导流能力裂缝的难度较大。为实现对深层页岩气藏压裂缝的有效支撑与维持,以四川威远区块深层页岩为例,基于自主改进的API裂缝导流能力测试平台,研究了高闭合压力(82.8 MPa)和高地层温度(160 ℃)对支撑裂缝导流能力的影响规律,对比了不同支撑剂类型和组合方式下导流能力的差异,分析了自支撑裂缝在深层页岩条件下的适应性。研究表明:高闭合压力是支撑裂缝导流能力降低的主控因素,在82.8 MPa的高闭合压力下,增加铺砂浓度对导流能力的正向效果已不再明显;高温环境会增大支撑剂的破碎与嵌入程度,温度越高,导流能力越低;40/70目陶粒支撑剂的裂缝导流能力明显大于70/140目石英砂和微纳米支撑剂的导流能力;石英砂与陶粒(质量比为1∶1)分段铺置比全域混合铺置的导流能力高,更具有经济性;自支撑裂缝壁面的凸起点在高闭合压力下易被压碎,导流能力呈现较强的应力敏感,不利于生产后期导流能力的维持。该研究结果可为深层页岩气藏压裂参数的设计和导流能力的优化提供理论支撑。

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31. 地震正演在深水沉积地层研究中的应用

沈向存, 范伟峰, 姜忠正, 罗少辉, 郭伟, 万力

特种油气藏 2024, 31 (4): 36-43. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.005

摘要（141）

PDF（pc）（4298KB）（58）

为提升深水沉积地层的地震解释精度和地震数据信息提取能力,通过对带有峡谷的陆坡沉积进行地震正演,分析了浊流和块体搬运主控的沟谷、水道、峡谷的地震反射特征,并在此基础上对水道天然堤复合体进行精细正演。综合分析认为:块体搬运主控沟谷宽深比小且为对称充填状,内部主要为杂乱弱振幅反射;而浊流主控峡谷宽深比大,内部为波状强振幅反射;地层顶底界面夹角越小,真实尖灭点与地震反射尖灭点间的误差越大;水道天然堤复合体厚度变小使得地震反射频率降低,振幅增强;水道饱含水时的振幅强于饱含气时的振幅。由此进一步明确了不同形态属性特征下多类型深水沉积体的地震响应特征,可以有效提高深水沉积地层地震资料综合解释精度。

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32. 基于小波包分解岩石破裂声发射信号响应机制与脆性评价研究

魏靖依

特种油气藏 2024, 31 (3): 52-60. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.03.007

摘要（138）

PDF（pc）（2125KB）（57）

岩石脆性是控制岩石破裂的关键指标,决定着能否在压裂过程形成有效的缝网。通过声发射信号研究岩石脆性特征与破裂行为,能够直接揭示岩石破裂与脆性之间的关系。但目前尚未建立声发射信号特征与岩石破裂模式的关系,无法准确描述岩石的脆性特征。为此,基于小波包分解方法对岩石声发射信号进行能量频带划分,建立不同脆性岩石破裂模式与声发射信号能量分布之间的关系,通过对声发射信号的三维空间分布特征进行分析,提出了基于声发射信号能量分布的岩石脆性指数评价方法。研究表明:声发射信号的能量特征与岩石的脆性有关,能量分布的主频率大多在750 kHz以内,岩石脆性矿物含量越高,该频率的声发射信号所占比例越大,岩石破裂声发射信号能量分布越集中,岩石破裂的突变性越强,裂缝张性、剪切及混合演化扩展模式转换越明显,脆性指数也越大。该研究可为岩石破裂预警等方面的研究提供借鉴和参考。

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33. 松辽盆地敖古拉断裂带构造演化及断控油气聚集机制

孙国庆

特种油气藏 2024, 31 (3): 45-51. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.03.006

摘要（137）

PDF（pc）（1706KB）（316）

松辽盆地敖古拉断裂带呈现出复杂的运动学特征,各成藏主控要素时空匹配关系研究难度大,为油藏形态精准刻画带来了挑战。针对该问题,综合地质、地震解剖和钻井资料分析,梳理构造发育史及断裂成因,并在成藏认识的基础上,明确断裂控制油气富集的机制。研究区断裂密集带可划分为2个级别,并根据断层与层位切割关系将断层分为3类。研究表明:敖古拉断裂带由2条反“S”形主干断裂组成,历经断陷期、坳陷期以及反转期3个阶段;断陷期断裂带活动强度与伸展率最大,坳陷期逐渐减弱,伴生多条反向调节断层,反转期断层活动强度与伸展率再次增强;油源断层是沟通烃源岩和圈闭的垂向运移通道,控制了与断层相关圈闭的形成,为油气运移、聚集提供了有利条件。研究结果能够为进一步寻找有利勘探目标及增储上产提供理论依据。

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34. 中低渗砂岩油藏水驱后期油藏再评价及提高采收率对策

陈洪才, 王昭凯, 金忠康, 王腾, 孙永鹏, 赵光

特种油气藏 2024, 31 (4): 133-141. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.017

摘要（135）

PDF（pc）（2613KB）（64）

为探究高—特高含水中低渗油藏水驱开发后期提高采收率的有效途径,以南湖油田为例,利用矿物分析与SEM等方法深化储层微观特征再认识,应用核磁共振与压汞结合的方法研究冻胶分散体提高采收率的可行性和应用效果。研究表明:南湖油田大孔道较发育,速敏与水敏特征明显,水窜严重是开发低效的主要原因,低排量注水、保持地层能量、控制水窜是提高开发效果的关键;冻胶分散体能有效抑制水窜,提高中小孔隙剩余油的启动能力,通过冻胶分散体驱替后,样品岩心小孔隙采收率提高52.83个百分点,中孔隙采收率提高34.60个百分点,综合采收率提高33.14个百分点,开发效果显著提升。研究结果可为高含水油藏改善开发效果提供借鉴。

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35. 彭州气田雷口坡组碳酸盐岩储层构造裂缝特征预测

李皋, 梁斌斌, 谢强, 何龙, 上官自然, 杨旭

特种油气藏 2024, 31 (6): 24-31. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.003

摘要（133）

PDF（pc）（2034KB）（49）

针对彭州气田雷口坡组构造裂缝分布特征及发育程度认识不清的问题,考虑沉积微相、层厚和层面的影响,建立了基于工程地质力学的碳酸盐岩地层构造裂缝预测方法,并以PZ-6井区雷四段为例,利用有限元方法开展了井区—单井跨尺度构造裂缝评价。结果表明:井区地层构造裂缝以斜交缝为主,断层区域构造裂缝线密度约为1.3 条/m;藻云坪、灰云坪沉积微相较其他沉积微相裂缝线密度更大,井区裂缝线密度统计结果和预测结果相对误差为6.83%,可在上述2个沉积微相中优先部署井位;单井地层构造裂缝预测结果和测井结果吻合程度为91.23%,层面处地层破裂系数大于1.2,表明层面处构造裂缝更发育;薄层受层面影响,其主应力变化更为明显,在施工中可根据单井构造裂缝分布预防井漏。研究结果对明确彭州气田雷口坡组气藏构造裂缝分布特征、层位优选、井位部署等具有重要意义。

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36. 改进的砂泥岩地层中断裂封闭性评价SGR法及应用

朱焕来, 王卫学, 付广, 孙月

特种油气藏 2024, 31 (4): 89-95. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.04.011

摘要（133）

PDF（pc）（964KB）（29）

SGR法评价断裂在砂泥岩地层中侧向封闭性时,通常采用统计得到的常数作为下限值,导致评价结果与勘探实践存在着较大的偏差。针对上述问题,采用断裂倾角、断层岩压实成岩时间、目的储层泥质含量和压实成岩时间,确定断裂在砂泥岩地层中侧向封闭所需的最小断层岩泥质含量。研究表明:最小断层泥质含量是基于封闭机理所求的一个变值,解决了SGR法统计采用常数值存在偏差的问题,有效提高了侧向封闭性评价的准确性。将该方法应用于海拉尔盆地贝尔凹陷西部呼和诺尔构造带F3断裂在南二段砂泥岩储层的侧向封闭性评价,获得了测点5、7、8和12—15处F3断裂在南二段砂岩储层内侧向封闭,而其余测点处侧向不封闭的重要认识。该认识与油气主要分布在测点7、8、12、14处的情况吻合。研究成果对含油气盆地砂泥岩地层断层型油气藏分布特征及指明油气勘探方向具有重要借鉴意义。

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37. 层理性页岩油储层井壁坍塌失稳区域研究

张海军, 王立辉, 张立刚, 景海全, 杨衍云, 曲永林, 刘照义, 刘跃秋

特种油气藏 2024, 31 (5): 168-174. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.020

摘要（129）

PDF（pc）（1700KB）（61）

层理性页岩油储层钻井过程中井壁稳定性差,易发生井壁坍塌、卡钻等事故。为揭示层理面对页岩油储层井壁坍塌扩径的影响规律,基于MG-C强度准则和多弱面准则,构建了页岩油储层钻井井周受力数值模型和坍塌区域预测方法,计算了单一弱面和多弱面在不同应力机制下的坍塌扩径规律。研究表明:多弱面的存在使基质和弱面破坏同时发生,引发井壁坍塌形态复杂化,弱面诱发的井壁坍塌扩径要显著高于基质;相较于走滑应力机制,正应力机制下井壁坍塌随应力比变化更显著,坍塌风险更高;正应力机制下,当应力比超过1.5,井壁扩径率超过100%,且急剧增大。研究成果可为在不同区域应力机制的钻井过程中,预防页岩油储层井壁垮塌提供理论指导。

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38. 基于声学参数和孔隙结构分类的深层储层饱和度计算方法

袁龙, 刘文强, 罗少成, 王谦, 李楠, 曹原

特种油气藏 2024, 31 (3): 61-69. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.03.008

摘要（128）

PDF（pc）（3129KB）（86）

深层致密储层地质条件复杂,储层含气饱和度计算难度大。针对该问题,以塔里木盆地库车北部构造带为例,基于岩石导电和岩石声学理论,利用岩石物理实验测试手段和数据分析技术,结合压汞-核磁共振数据将储层按孔隙结构划分为4类。依据岩石裂缝参数,建立了不同孔隙结构下含水饱和度与声学参数变化关系方程,建立基于声学参数和孔隙结构分类的饱和度计算模型。研究结果表明,该模型与变岩电参数Archie模型和Gassmann-Wood饱和度模型的处理结果对比,与实验测试资料更加吻合,验证了方法的可行性。该研究方法可为非电法测井资料计算深层致密储层饱和度提供一种新路径,助力深层致密气藏勘探新突破。

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39. 基于机器学习的火山岩识别方法及应用

朱博含, 单玄龙, 衣健, 石云倩, 郭剑南, 刘鹏程, 王舒扬, 李昂

特种油气藏 2024, 31 (5): 41-49. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.005

摘要（123）

PDF（pc）（1073KB）（43）

针对松辽盆地南部查干花地区火石岭组火山岩岩性复杂多变,基于常规测井的二维交会、逐级分类等传统方法难以准确地识别火山岩岩性的问题,提出了利用机器学习算法对火山岩岩性进行智能识别的思路。通过岩心观察、薄片鉴定等手段,明确取心段火山岩岩性。将取心段测井数据集分为训练集和测试集,利用训练集拟合目标函数,将测试集代入模型计算得到预测结果,并利用集成学习融合模型进行盲井预测。该融合模型通过各测井曲线特征建立定量的数学关系,融合了多种机器学习的特点,基于精确的岩性数据集标签使模型学习效率更强。研究表明:该融合模型对盲井的预测准确率达到95.10%,模型泛化能力强,能够对研究区火山岩岩性进行准确地识别与预测。该研究可为火山岩油气勘探提供智能化支持。

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40. 南海高温高压凝析气藏凝析水产出机理及产量预测方法

熊钰, 熊锋, 冯棚鑫, 雷婷婷, 王羚鸿

特种油气藏 2024, 31 (3): 116-122. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.03.015

摘要（122）

PDF（pc）（1582KB）（63）

针对南海高温高压凝析气藏中凝析水产出量上升的问题,以东方气田为研究对象,采用地层水蒸发实验方法,分别在地层条件下的PVT筒和长岩心中进行水气比测试,并提出了高温高压凝析气藏凝析水产量计算方法,预测东方气田凝析水产出程度。研究表明:高温高压凝析气藏中的流体受多孔介质微小孔径以及临界性质偏移的影响,饱和蒸气压发生变化,导致凝析水产出大幅度增加。考虑水、气相间传质的数值模拟方法可以准确预测高温高压凝析气藏中凝析水产出变化。对东方气田的日产水进行模拟,设置井底流压限制为1.5 MPa,预测时间为5 a,历史产水量拟合精度大于90%,能够很好地模拟凝析水产出情况。研究成果对高温高压凝析气藏制订合理开发方案,改善油藏开发效果具有重要指导意义。

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