特种油气藏

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1. 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（1064）

PDF（pc）（2700KB）（64）

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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2. 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（478）

PDF（pc）（1284KB）（93）

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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3. 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（348）

PDF（pc）（848KB）（146）

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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4. 准噶尔盆地齐古组浅水河控三角洲沉积特征及模式探讨

张美, 任新成, 商丰凯, 徐佑德, 曲彦胜

特种油气藏 2024, 31 (6): 67-76. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.008

摘要（307）

PDF（pc）（3451KB）（51）

准噶尔盆地腹部A区上侏罗统齐古组是近年来油气勘探的热点地区,多口钻井获得了高产油气流,展示了较大的油气资源潜力。针对齐古组浅水三角洲前缘沉积体系有利砂体分布控制因素及模式不清等问题,综合岩心、测井、地震、重矿物及微量元素等资料,对研究区齐古组浅水河控三角洲沉积特征展开研究。研究表明:浅水河控三角洲形成于多物源供给、水体较浅且频繁震荡、水动力中等的沉积环境,砂体类型以河坝复合体为主,岩石普遍为氧化色。根据砾石层厚度、粒径、层理规模等将河坝复合体划分为主水道+残余河口坝、分支水道+残余河口坝、残余河口坝为主3类。其中,分支水道+残余河口坝、残余河口坝为主的河坝复合体为有利砂体,其分布主要受控于基准面变化、河道供源与古地貌、河流与波浪作用影响。有利砂体纵向上分布在基准面上升的中期;平面上分布在与主水道距离适中的斜坡区和平台区。该研究成果深化了浅水河控三角洲沉积特征研究,可为下一步优选区带提供依据,也可为类似区块提供借鉴。

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5. 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（264）

PDF（pc）（1073KB）（60）

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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6. 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（195）

PDF（pc）（1117KB）（51）

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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7. 氯氧镁水泥在石油领域的研究进展及应用前景

徐梦冉, 步玉环, 赵恒仪, 刘芳, 庞学玉, 张振, 向刚

特种油气藏 2024, 31 (6): 10-23. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.002

摘要（193）

PDF（pc）（1367KB）（77）

普通水泥存在固化后体积收缩、脆性大且生产耗能高等问题,而氯氧镁水泥能较好地改善普通油井水泥的弱点,并具有力学强度高、CO₂吸附性强、耐温、抗盐卤腐蚀等工程优势,研究氯氧镁水泥在油气井工程中的应用具有重要意义。为此,介绍了氯氧镁水泥基本组成、水化产物及水化反应机理,总结了氯氧镁水泥在油气井固井、储层堵漏、钻井废弃物处理等方面的研究现状,指出了目前研究存在问题及研究方向,并指明了氯氧镁水泥在CCUS、盐膏层固井、深水浅层固井等方面的潜在应用前景。研究成果可为氯氧镁水泥在石油领域的应用与发展提供参考。

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8. 超深井射孔冲击振动模型及减振器振动抑制研究

柳军, 简屹林, 陈益丽, 周鑫钟, 梁爽, 袁明健

特种油气藏 2024, 31 (5): 146-154. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.017

摘要（190）

PDF（pc）（1849KB）（116）

超深井射孔作业时,射孔弹爆炸瞬间产生的巨大冲击波,将引发管柱的剧烈振动,甚至导致管柱损坏。针对上述问题,运用Hamilton原理,考虑管柱-套管壁接触及超深井高温高压环境等因素的影响,得到管柱系统纵-横-扭耦合非线性动力学模型,并将爆轰压力场与动力学模型相结合,能够准确预测爆轰状态下射孔管柱的振动情况。将研究成果应用于超深井高温高压环境下爆轰射孔对管柱纵-横-扭耦合振动的特性研究,结果表明:合理布置减振器(封隔器以下20~25 m)能有效降低管柱受力,抑制管柱振动,防止管柱与套管发生不良碰撞和减振器的损坏。当单减振器满足不了射孔工况时,双减振器布置能够有效抑制管柱振动,减小管柱受力,增大管串工具的使用寿命。研究成果对降低射孔管柱的安全风险有重大意义。

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9. 一种基于知识图谱和随机森林算法的致密气井产能预测方法

李文倚, 侯明雨, 全航, 余杰

特种油气藏 2024, 31 (5): 77-84. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.009

摘要（188）

PDF（pc）（1236KB）（51）

气井产能预测受地质、工程等多种因素影响,传统的数学解析、数值模拟等方法难以快速准确预测致密气井产能。针对上述问题,基于大数据及机器学习的思想,创新性地融合了知识图谱和随机森林算法,形成了一种针对致密气井的产能预测方法。通过数据预处理对不同类型的基础数据进行规范化处理,采用实体识别和链接技术将不同数据源的实体整合到知识图谱中。使用关系抽取和建模技术,建立实体之间的关系和属性,形成完整的知识图谱,准确预测产能。在此基础上,依托随机森林机器学习算法建立致密气井产能预测模型,利用模型对秋林区块致密气井产能进行预测,预测精度达到89.7%。该方法可以在开发前期快速准确预测气井产能,大幅度提高预测的准确度,为致密气开发产能部署和高产井的发掘提供决策支持。

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10. 南堡凹陷林雀次洼沙一段页岩不同尺度孔喉分形特征及其主控因素

高永亮, 李国永, 刘小平, 马乾, 孟令箭, 王建伟, 魏亚琼, 庄东志

特种油气藏 2024, 31 (6): 39-48. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.005

摘要（183）

PDF（pc）（3472KB）（41）

针对南堡凹陷古近系沙一段页岩油藏的孔喉结构缺少分析评价等问题,运用扫描电镜(SEM)和恒速压汞实验方法,利用分形理论手段,评价了不同尺度孔喉的分形维数。研究表明:页岩孔喉分成大尺度和小尺度2种类型,不同尺度孔喉分形维数差异较大。小尺度孔喉受压实、胶结作用强烈,以晶间孔、粒内孔和管束状喉道为主,非均质性弱,孔喉空间变形较少,分形维数较小;大尺度孔喉以粒间孔、孔隙缩小型喉道和弯片状喉道为主,孔喉储集空间较大,可见孔喉变形现象,非均质性强,分形维数较大。由于页岩储层中存在不同类型和尺寸的孔喉,导致其孔隙结构具有不同的非均质性特征,分形维数能有效反映储层孔隙结构的复杂程度。该研究成果为页岩油藏勘探开发提供了关键的科学依据,有助于提高页岩油的开发效率,对油田后期开发具有重要意义。

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11. 基于分子动力学模拟的二甲醚在不同原油组分中的扩散规律研究

汪周杰, 李松岩, 冯世博

特种油气藏 2024, 31 (5): 119-126. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.014

摘要（176）

PDF（pc）（2166KB）（66）

二甲醚作为一种重要的溶剂,在溶剂与蒸汽共注提高稠油采收率技术中具有良好前景。针对二甲醚在稠油中扩散行为和分布特性不明确的问题,建立了C₆—C₃₀不同碳数的油相与二甲醚的体系模型,并通过分子动力学模拟计算了二甲醚在油相中的配位数、扩散系数以及两相的密度分布、相互作用能等关键参数,研究二甲醚在原油组分中的扩散规律。研究表明:随着碳数的增加,烷烃和二甲醚分子的密度呈不均匀分布,二甲醚分子周围的烷烃分子数量减少;在温度为120 ℃、压力为5 MPa条件下,二甲醚-C₆和二甲醚-C₃₀体系中二甲醚的扩散系数分别为2.19×10^-8 m²/s和1.10×10^-8 m²/s,随着碳数的增加,烷烃和二甲醚的扩散系数逐渐降低,这是烷烃分子尺寸增大和形状复杂化所致。在范德华力主导的影响下,烷烃与二甲醚相互作用能的绝对值先增加后降低;随着碳数的降低,油与二甲醚界面的质量传递速率提高,更多的二甲醚溶于油中,原油体积膨胀且黏度降低,油田开发效果显著提升。该研究可为优化二甲醚在油田现场中的应用提供理论支持。

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12. 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（175）

PDF（pc）（2034KB）（61）

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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13. 水平井分段压裂套管孔眼冲蚀机理研究

邹林浩, 宋杨, 苏义脑, 李玮, 赵欢, 盖京明, 李卓伦, 焦圣杰

特种油气藏 2024, 31 (5): 127-135. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.015

摘要（174）

PDF（pc）（2299KB）（93）

水平井分段压裂是页岩油开发的有效手段,在压裂过程中,由于长时间在高泵压、高砂量的条件下工作,套管射孔孔眼会产生侵蚀,导致套管壁厚减薄和孔眼处扩孔不均匀。为此,采用CFD-DDPM方法,开展了套管孔眼冲蚀的液-固两相流数值模拟研究,分析了密切割体积压裂过程中的套管孔眼冲蚀机理,研究了在不同射孔角度、含砂率、入口流速及颗粒粒径等因素影响下的射孔孔眼及邻近处的冲蚀规律。研究表明:随着套管射孔角度的增加,孔眼处的最大冲蚀速率呈“齿”形变化;随含砂率和入口流速的增加,最大冲蚀速率逐渐增大,且管道内壁的冲蚀区域也显著增加;随颗粒粒径的增大,最大冲蚀速率先减小后增大。基于CFD-DDPM方法的套管孔眼冲蚀液-固两相流数值模拟研究揭示了分段压裂中的孔眼冲蚀机理,对裂缝均衡起裂和延长工具寿命有重要指导意义。

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14. 低渗透夹层分布对正韵律非均质储层渗流规律的影响

张翔宇, 于田田, 李爱芬, 张仲平, 郑万刚, 初伟, 马爱青, 冯海顺

特种油气藏 2024, 31 (5): 102-109. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.012

摘要（173）

PDF（pc）（1749KB）（31）

针对水驱后储层非均质性加剧、含水上升快、剩余油分布规律复杂、提高采收率难的问题,开展了低渗透夹层分布对正韵律非均质储层渗流规律的影响研究。利用油藏数值模拟软件CMG模拟了存在夹层条件下的正韵律油藏水驱油过程,同时基于相似准则建立了正韵律非均质储层的填砂物理模型,开展了水驱油实验研究。利用物理模拟实验结果验证了数值模型的准确性,在此基础上分析了夹层位置对正韵律油层渗流规律的影响。研究表明:夹层的存在增加了层间非均质性,能够分割油层,起到渗流屏障和扩大波及体积的作用;驱替结束后,正韵律油层的剩余油在重力作用下会呈现“顶多底少”的分布形态;夹层附近是剩余油富集的主要区域。该研究对剩余油的进一步挖潜和油田持续开发具有重要意义。

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15. 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（169）

PDF（pc）（1700KB）（74）

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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16. 页岩油井筒结蜡力学性能参数变化分子动力学模拟及其特征

张炜, 徐毓珠, 文义民, 刘建仪, 郎东阁

特种油气藏 2024, 31 (6): 151-158. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.019

摘要（169）

PDF（pc）（4905KB）（50）

针对陆相页岩油气田井筒结蜡过程中蜡块力学性能参数变化规律认识不清的问题,以nC₅H₁₂-nC₂₄H₅₀为例,利用分子动力学模拟的方法,研究含蜡页岩油中蜡分子的扩散与聚集行为,并分析蜡块力学参数及其与温度的变化规律。研究发现:当温度高于50 ℃时,蜡分子分布松散,含蜡页岩油的弹性模量与泊松比为0,随着温度的降低,蜡分子之间的距离减小,含蜡页岩油的黏度、弹性模量与泊松比升高,最终发展成蜡状晶体。在同一温度下,蜡块的剪切模量低于体积模量,此时蜡块更容易受到剪切力从管壁脱落。当温度低于50 ℃时,蜡的剪切模量大于0,说明此时井筒开始结蜡,需要进行清蜡操作。随着蜡的剪切模量增大,清蜡方式依次选择为热洗清蜡、化学清蜡剂清蜡、井筒通井刮蜡。该研究定量获得了页岩油气井结蜡力学参数与温度的变化规律,有利于指导清防蜡措施方案的制订。

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17. 基于迁移学习的非均质储层参数预测方法

高国海, 王欣, 蒋薇, 王永生, 张恩莉, 周燕, 李亮

特种油气藏 2024, 31 (5): 59-66. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.007

摘要（161）

PDF（pc）（1235KB）（37）

针对传统储层参数预测方法常忽略渗流机理和参数相关性的问题,提出了一种融合渗流理论与迁移学习的储层参数预测模型。通过SMOTE过采样算法,有效处理了样本不均衡问题;利用随机森林算法建立了岩性及渗流能力判别模型,为储层参数预测提供渗流机理信息;结合参数相关性,运用迁移学习技术搭建储层参数预测模型。结果表明,通过引入岩性和渗流能力判别技术,能够进行储层参数之间的相关性分析,可以有效提升储层参数的预测精度。该模型的储层孔隙度和渗透率的误差为3.51%和15.17%,预测准确率较传统的储层参数预测方法有显著提升。该方法可有效解决非均质储层参数预测难题,为人工智能技术与物理模型结合研究提供参考。

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18. 复杂岩性低渗透凝析气藏地质工程一体化设计

冉令博, 王佳, 鲁文婷, 南荣丽, 张任平

特种油气藏 2024, 31 (6): 159-164. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.020

摘要（159）

PDF（pc）（1343KB）（29）

新疆油田前哨2井区侏罗系三工河组复杂岩性低渗透凝析气藏生产过程中,出现反凝析现象,直井试油效果差异大,水平井分段压裂合理施工参数需要进一步优化。针对上述问题,通过地质工程一体化研究方法,建立目的区三维地质及三维地应力模型,基于实际的储层特征、应力特征,研究压裂液注入量对地层压力及温度的影响规律,通过实际相态图判断压裂过程中是否存在凝析现象,并完成水平井压裂方案优化。研究表明:水平井压裂对该凝析气藏开发有正向作用,大量压裂液注入使得地层压力升高,可以抵消温度场降低对凝析油析出的影响。目的层平均渗透率为1.86 mD,储层物性好,水平井压裂射孔簇间距为25 m、单簇加砂量为20.0～25.0 m³左右时能取得较好压裂效果。该研究成果对类似地质特征的凝析气藏快速开发建产有重要的借鉴意义。

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19. 考虑天然裂缝的页岩储集层多裂缝竞争扩展三维模拟

凌兴杰, 陈琦, 黄志强

特种油气藏 2024, 31 (5): 136-145. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.016

摘要（156）

PDF（pc）（3900KB）（39）

传统页岩裂缝扩展模拟大多局限于二维模型,且未考虑多裂缝同步竞争扩展机理,压裂施工方案大多基于统计分析和现场经验实施,无法有效筛选出强敏感性复杂缝网压裂效果影响参数。针对该问题,以威远区块W204H井区实际储层为例,构建了三维空间下裂缝性地质力学数值模型,考虑多簇压裂中裂缝同步竞争扩展,分析地应力对施工参数的影响,并定量研究地应力差、天然裂缝胶结强度、射孔参数及压裂液排量对复杂缝网体积的影响。结果表明:地应力差越大,天然裂缝激活概率和缝网复杂性越低;天然裂缝胶结强度越小,越容易激活并捕获水力裂缝,当其大于岩石基质强度时,水力裂缝将穿透天然裂缝沿缝高方向扩展;射孔组合密度越大,射孔压降越小,缓解簇间应力干扰能力越弱;压裂液注入速率越高,水力裂缝更倾向于沿天然裂缝扩展,布控密集射孔簇时,应采用大排量和高黏度压裂液以平衡多簇的均匀扩展。该研究可为裂缝性页岩储层的体积压裂优化设计提供理论依据。

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20. 川中地区沙二一段古地貌对河道砂体发育的控制作用

吴鑫涛, 刘丽, 葛家旺, 冯潇飞, 胡成军, 肖尧, 宋林珂

特种油气藏 2024, 31 (6): 57-66. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.007

摘要（156）

PDF（pc）（3739KB）（54）

沙溪庙组是目前四川盆地陆相致密油气勘探开发重点层位,主力含气层系为沙二一段(J₂s¹₂)河道砂体,然而河道砂体与古地貌的耦合关系研究较为缺乏,制约了下一步致密气的精细勘探开发。针对这一问题,在建立川中地区等时格架的基础上,基于沉积补偿原理,充分考虑地层差异压实作用,采用印模法,半定量化恢复了J₂s¹₂段古地貌格局;综合岩心、测井和地震资料对J₂s¹₂段沉积体系进行了分析,在此基础上分析了各地貌单元和沉积微相之间的耦合关系。采用地震多属性融合方法进行了砂体厚度预测,提出了古地貌控制河道砂体分布及砂体优势运输通道,即“河谷输砂、河间丘分砂、缓坡阻砂”的结论。研究结果表明:川中地区J₂s¹₂段为谷丘相间的古地貌格局,南西高北东低,整体坡度较缓,主要发育主河谷、支河谷、河间丘和缓坡4类地貌单元;研究区J₂s¹₂段发育陆相河流沉积体系,河道砂体平面呈条带分布;J₂s¹₂段古地貌单元控制了沉积微相分布,河道沉积集中发育在河谷,河漫沉积多发育在缓坡。该研究成果对下一步致密气勘探工作具有一定的指导意义。

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21. 响应面法优化两亲性MoS₂纳米流体提高低渗透油藏采收率技术

梁拓, 尹成峰, 屈鸣, 杨二龙, 侯吉瑞, 杨昌华

特种油气藏 2024, 31 (6): 120-129. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.015

摘要（149）

PDF（pc）（6404KB）（35）

为探究多因素交互作用对纳米流体提高采收率的影响,采用Design Expert软件中的Box-Behnken法进行响应面实验设计,以采收率为目标函数建立了注入孔隙体积倍数、注入速度和渗透率三者之间的二次多项回归方程。显著性分析表明,影响纳米流体提高采收率效果的因素按影响程度由大到小依次为渗透率、注入孔隙体积倍数、注入速度;响应曲面分析结果表明,注入速度和渗透率的交互作用对纳米流体提高采收率的影响最大。此外,利用控制变量法研究了渗透率、闷井时间和注入模式对纳米流体提高采收率的影响。研究表明:当纳米流体注入速度为0.2 mL/min、注入孔隙体积倍数为0.5、渗透率为1.00 mD、闷井时间为6 h、注入模式为多周期小段塞时,一次水驱后可再提高采收率18.63个百分点。该研究成果对两亲性MoS₂纳米流体在低渗透油藏中应用时的技术政策优化具有借鉴意义。

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22. 塔河油田石炭系巴楚组砂砾岩段沉积微相及沉积模式

王嘉楠, 赵卫卫, 刁新东, 霍志鹏, 高剑波, 李文平, 孙宁亮, 姜冬

特种油气藏 2024, 31 (5): 50-58. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.006

摘要（148）

PDF（pc）（1337KB）（26）

针对塔河油田巴楚组砂砾岩段沉积模式不明确、沉积微相研究不够深入的问题,利用岩性、钻井、录井、测井等资料,对研究区沉积模式、沉积微相类型、展布特征进行深入研究。结果表明:研究区主要发育砾岩、砂岩、泥岩3种类型的岩石,灰质含量较高;研究区主要发育3种沉积相、5种沉积亚相、13种沉积微相;沉积微相在横向上变化较快,纵向多期相同沉积微相叠置。研究区西部为辫状河三角洲沉积体系,与其侧方潮坪间互沉积;东部受阿克库勒凸起影响,距离物源近,发育扇三角洲沉积体系,与其南部潮坪间互沉积。辫状河三角洲前缘与潮坪混积的位置油气水显示相对较好,该类沉积相为有利沉积相带;研究区主体为辫状河三角洲前缘、扇三角洲前缘相与潮坪混积的沉积模式。研究结果对塔河油田的后续勘探开发具有指导意义。

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23. 四川盆地中部蓬莱气区灯四段丘滩体优质储层特征及主控因素

范毅, 夏茂龙, 贾松, 李怡雯, 陈泓位, 王时林, 党亿佳, 雷宝泽

特种油气藏 2024, 31 (5): 1-10. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.001

摘要（145）

PDF（pc）（4523KB）（69）

为了明确蓬莱气区灯四段丘滩体优质储层发育特征及主控因素,通过钻井岩心、岩石薄片观察、测井及物性测试等资料,在储层岩性与孔渗物性分析的基础上,系统研究了优质储层发育主控因素,建立了储层沉积与形成模式。结果表明:灯四段优势储集岩性为藻凝块云岩、藻叠层云岩与藻纹层云岩,主要储集空间为溶蚀孔及微裂缝,溶蚀孔孔径向储层底部逐渐减小,发育基质孔隙型、溶孔型、溶蚀孔洞-微裂缝型3类储层。溶蚀孔洞-微裂缝型储层集中于灯四段上部发育,溶孔型储层主要在灯四段中上部发育,基质孔隙型储层集中于灯四段下部发育,储层整体具有低孔特低渗特点,垂向上丘基、丘核为优质储层发育层。桐湾期表生淡水溶蚀、埋藏热液溶蚀及烃运移有机酸溶蚀共同促进优势储层的发育,控制溶蚀作用强度与溶蚀模式;断裂可为渗流提供下渗运移的通道,沟通孤立孔隙,加速岩溶作用发育,控制岩溶作用强度与溶蚀孔洞空间展布。综合储集空间及纵向分布特点,从成因机制出发,建立了蓬莱气区灯四段表层混合岩溶体纵、横向叠加渗流缝溶体、水平潜流层溶体3类储集体发育模式。研究结果对蓬莱气区灯四段高效开发具有一定借鉴意义。

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24. 川西中坝致密砂岩气储层微观孔隙结构特征及分类评价

刘林, 刘向君, 桑琴, 熊健, 李玮, 梁利喜

特种油气藏 2024, 31 (5): 31-40. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.004

摘要（145）

PDF（pc）（2044KB）（86）

川西中坝地区致密砂岩储层经历复杂的沉积作用和成岩演化,导致其储层物性差、孔隙结构复杂且非均质性强,给储层有效性评价和“甜点”预测带来困难。针对这一问题,以中坝地区须家河组致密砂岩储层为例,基于气测孔渗、铸体薄片、高压压汞及扫描电镜等岩石物理实验,系统评价了储层微观孔隙结构特征,并结合流动单元理论及BP神经网络技术进行储层分类测井评价,明确优质储层发育及分布特征。结果表明:研究区目的储层物性差,储集空间主要为次生粒间孔和溶蚀孔,喉道类型以点状和缩颈状为主,孔径主要为纳米—亚微米级;基于流动单元对储层进行分类,将储层分为 4类(Ⅰ—Ⅳ)。流动单元指数(FZI)可有效表征储层孔隙结构及渗流特征,研究区须二段主要发育Ⅱ、Ⅲ类储层,气藏中部ZB9-65-46井区域Ⅰ类储层发育;中坝主体构造储层厚度大,以Ⅱ类储层为主,老坪坝和构造鞍部发育储层多为薄层,以Ⅲ类储层为主;有效储层纵向上主要发育在须二段上部,其厚度占储层总厚度的73.60%。研究结果可为同类型致密砂岩气藏的储层评价及高效开发提供科学依据。

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25. 浅层油藏水平缝形态识别及渗流特征

师调调, 石立华, 武晓婷, 童长兵, 沈振振, 蔡建超

特种油气藏 2024, 31 (6): 91-99. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.011

摘要（145）

PDF（pc）（1550KB）（50）

针对浅层油藏压裂后裂缝形态识别及水驱渗流规律认识不清的问题,以鄂尔多斯盆地延长东部油区长6储层为研究对象,利用破裂压力梯度、瞬时停泵压力等室内实验对压裂裂缝的形态进行识别,通过开展大尺度真三轴室内实验,模拟地层真实条件下单条压裂水平缝三维渗流压力和流线分布特征,并基于Newman乘积方法和格林函数思想,建立了考虑裂缝表皮效应和井筒存储效应的椭圆形水平缝数值模型,揭示裂缝形态、裂缝分布位置及渗透率各向异性对水平缝渗流规律的影响。研究表明:水平缝压降在水平方向呈非对称性分布,裂缝长半轴方向压力传播距离远,短半轴方向传播距离近;裂缝形态、渗透率各向异性、裂缝分布位置初期对井底压力的影响较大,对水平缝渗流影响显著,后期对水平缝渗流影响小。在此基础上,提出了错层底部注水开发方式,现场应用后增油控水效果显著。该研究可为浅层油藏注水开发提供技术参考。

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26. 耐温自降解暂憋剂性能影响因素实验

刘顺, 刘建斌, 陈鑫, 周志祥, 黄凯, 杜恒毅, 张亚龙, 王宗振

特种油气藏 2024, 31 (6): 145-150. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.018

摘要（131）

PDF（pc）（885KB）（23）

暂憋体积压裂技术要求暂憋剂解堵时间在几小时之内,而暂堵剂的解堵时间通常为几天,无法满足暂憋体积压裂对暂憋剂性能的要求。为此,采用水溶液聚合法,以纤维素为主体,丙烯酰胺为接枝单体,N,N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂合成了一种暂憋剂,并研究了在油藏条件下温度、矿化度、草酸含量、暂憋剂粒径对暂憋剂性能的影响。结果表明:该暂憋剂具有较好的耐温性能,残渣率基本维持稳定;温度为60 ℃时,暂憋剂可流动时间为2.60 h,溶解时间为7.43 h,残渣率为7.25%;暂憋剂的溶解速度随矿化度的升高而略有延缓,并且暂憋剂在CaCl₂溶液中的溶解速度较NaCl溶液中的溶解速度更慢,具有较好的耐盐性;暂憋剂与压裂液有较好的配伍性,在压裂液中的可流动时间和溶解时间略有延长;草酸含量对暂憋剂的残渣率影响非常小;随着暂憋剂粒径的降低,暂憋剂的可流动时间和溶解时间呈先缓慢降低后升高的变化趋势,并且组合粒径的暂憋剂的可流动时间和溶解时间均较单一粒径的暂憋剂有所延长。研究结果可为暂憋剂性能优化与暂憋剂运移规律研究提供理论基础。

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27. 高水气比气井井筒压力分布预测方法

伍锐东, 李元生, 马恋, 路颖, 石美雪, 廖锐全, 程阳

特种油气藏 2024, 31 (5): 95-101. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.011

摘要（127）

PDF（pc）（1376KB）（22）

东海气田水驱气藏普遍发育,部分气井带水生产,产水井呈现高水气比特征。利用传统两相流井筒压力计算方法进行井筒压力分布预测时,发现目前常用模型存在预测精度较低,影响气井积液状态的诊断及排采措施的选择。为此,通过分析不同井径、不同倾角、不同水气比条件下的气液两相流态,基于Kaya流型判别模型修正得到了适用于高水气比井的流型判别新方法,并对Mukherjee-Brill持液率计算公式相关经验系数进行修正,引入表征水气比的无量纲参数和角度修正系数,建立适用于高水气比气藏的新压降模型。研究表明:新的持液率计算模型对不同管径在不同倾角下的持液率计算误差平均小于15%,新的井筒压降计算方法在东海见水气井井筒压力预测中的精度可提升50%以上,与实测值误差不超过8%。新的井筒压降计算方法对于高水气比气井井筒两相流压力分布预测具有较好的推广应用价值,对水驱气藏开发中后期工作制度优化和排水采气工艺选择具有重要的指导意义。

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28. 基于产能差异的气井开发早期产量劈分方法

淦文杰, 吉礼东, 袁权, 刘荣和, 王永强, 张骞, 汪煜昆

特种油气藏 2024, 31 (6): 100-105. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.012

摘要（126）

PDF（pc）（889KB）（41）

气井产气量是多层合采气井评价各产层动用情况的基础参数。为解决多层合采气井的小层产量劈分不准确的难题,基于气层产能差异与物质平衡原理,根据储层地质参数和生产动态数据,对处于不稳定渗流阶段的气井进行产量劈分,形成了一种基于产能差异的多层合采气井早期产量劈分方法,并以两层合采井为例构建数值模型,验证了该方法的精度。研究结果表明:对于投产5 a的气井,基于产能差异的产量劈分方法与数值模拟法相比,计算结果的相对误差小于5%,准确性较高;与仅考虑静态参数的KH法相比,该方法计算精度大幅提高;由于误差累积效应,该方法不适用于长期预测。基于产能差异的气井开发早期产量劈分方法可快速获取开发早期合采气井各小层的产量,为合采气井产量的准确劈分提供了新的计算思路。

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29. 高盐条件下羟磺基甜菜碱表面活性剂起泡性能评价

李隆杰, 葛际江, 潘妍, 陈鹏飞, 储鹏举, 张天赐

特种油气藏 2024, 31 (5): 110-118. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.013

摘要（126）

PDF（pc）（1420KB）（32）

针对高温高盐油藏注气开发过程中易发生气窜,严重影响开发效果的问题,将长碳链羟磺基甜菜碱和短碳链羟磺基甜菜碱按照2∶1的质量比复合构建耐温耐盐起泡剂MHSB12,利用该起泡剂产生的泡沫调控气体流度。通过临界胶束质量分数测定、界面流变性测定、静态吸附量测定、体相泡沫性能评价以及在多孔介质中的生泡能力评价等实验,全面对比了MHSB12在盐含量为11.19×10⁴、22.38×10⁴ mg/L的2种模拟地层水中的性能。研究表明:在高盐条件下,MHSB12临界胶束质量分数更低,表面扩张模量更高,起泡性能及稳定泡沫能力更强;当MHSB12质量分数为1%时,起泡剂溶液满足提高采收率用表面活性剂吸附标准,适用于塔里木油田深层碎屑岩及同类油藏;在MHSB12质量分数相同的条件下,含盐量较高的起泡剂溶液吸附能力略低;与低盐条件相比,高盐条件下MHSB12在岩心中的流度调控能力明显弱。该研究对起泡剂的筛选与评价以及油气田提高采收率具有实践指导意义。

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30. 准噶尔盆地南缘异常高压泥岩段地层压力预测方法

田山川, 甘仁忠, 肖琳, 丁乙, 魏瑞华, 陈晓文, 徐永华, 梁利喜

特种油气藏 2024, 31 (5): 20-30. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.003

摘要（125）

PDF（pc）（3019KB）（45）

准噶尔盆地南缘安集海河组泥岩层段为异常高压地层,但地层异常高压的成因机制尚不清晰。此外,该泥岩层段具有强流体敏感性,易造成测井信息产生偏差,不利于地层压力预测。为此,考虑流体作用对泥岩物性参数的影响,建立了测井物性校正方法。在此基础上,综合声速-密度曲线与综合压实曲线,揭示了泥岩地层异常高压成因机制,融合有效应力理论与多元回归分析方法,构建了泥岩段多参数地层压力预测方法。研究表明:准噶尔盆地南缘泥岩地层高压成因机制为欠压实、构造挤压以及构造压实;测井校正后,随有效应力增加,泥岩纵波时差、孔隙度、自然伽马和平均水平应力减小,密度增大;有效应力与纵波时差、密度、孔隙度呈线性关系,与自然伽马、平均水平地应力呈指数相关。以此为依据,构建了泥岩地层压力测井预测方法,验证了其适用性。研究成果有助于研究区泥岩段钻井方案设计,对准噶尔盆地南缘区域油气高效勘探开发具有重要意义。

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31. 考虑变周期注气量和经济效益的致密油藏CO₂吞吐注采参数优化

牛子敬, 赵忠军, 张园, 胡景宏

特种油气藏 2024, 31 (6): 114-119. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.014

摘要（125）

PDF（pc）（1735KB）（37）

CO₂吞吐是致密油藏提高采收率的重要手段,但在实施过程中,CO₂吞吐换油率随吞吐周期增加而降低。为提高CO₂吞吐换油率,改善CO₂吞吐开发效果,采用数值模拟方法,进行变周期注气量的CO₂吞吐注采参数优化研究,并开展经济评价。结果表明:变周期注气量的吞吐方案累计产油量为32 983.4 m³,换油率为1.11,高于正交实验的优选方案。经济评价结果显示,变周期注气量的CO₂吞吐方案经济效益最好,其净现值为345.07×10⁴元,内部收益率为18.06%。该研究成果可为致密油藏CO₂吞吐高效开发提供理论指导。

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32. 基于SMOTE和XGBoost的天然气水合物与天然气储层识别

杜睿山, 黄玉朋, 付晓飞, 孟令东, 张轶楠, 靳明洋, 蔡洪波

特种油气藏 2024, 31 (5): 11-19. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.002

摘要（124）

PDF（pc）（1145KB）（148）

天然气水合物与天然气储层识别一直是海洋能源勘探开发阶段的重点任务。然而,由于测井数据与储层之间的复杂非线性关系以及测井数据的不均衡性,导致传统储层识别方法往往精度不高,严重限制了研究区域的勘探进展。为解决上述问题,提出了一种用于储层识别的混合方法,即采用改进的SMOTE算法增加少数类储层样本数量,并进行去噪处理,可有效地解决数据不均衡的问题,再利用XGBoost算法对储层进行识别。结果表明:相比于传统的机器学习方法,RLSMOTE-XGB方法在储层识别方面具有更高的有效性和准确性,该方法解决了传统机器学习方法在样本类别不均衡时的局限性,储层识别精度从66.7%提高至86.4%,算法的性能得到显著提升。该研究可有效提高天然气水合物与天然气储层识别效果,对实现智能化识别储层有重要意义。

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33. 基于低场核磁共振技术的煤储层孔裂隙分形模型适用性分析

任海鹰, 温书鹏, 侯建军, 孔令飞, 周泽妮, 郭志军

特种油气藏 2024, 31 (5): 85-94. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.010

摘要（123）

PDF（pc）（1841KB）（39）

为了研究煤储层孔裂隙分布非均质性,揭示煤层气藏赋存状态和传输特性,以黔西多煤层发育区9块二叠统龙潭组中高阶煤样为例,利用饱和-离心测试方法进行煤样核磁共振(NMR)测试,明确样品可动水、束缚水分布及孔裂隙结构特征;通过单重和多重分形理论进行煤样孔裂隙分布非均质性的定量表征,探讨不同分维值与孔隙结构参数的相关性。研究表明:单重分形模型能够更好地表征不同流体状态或孔隙分布的非均质性,而多重分形模型则更适用于表征孔裂隙分布的非均质性;单重分形参数中,渗流孔分维值(D₂)和总分维值(D_T)表现为弱负相关性;多重分形参数中,随着吸附孔孔隙体积增加,谱宽D_-10—D₁₀呈线性增大,谱宽D_-10—D₀变化较小;样品可划分为吸附孔发育型和渗流孔发育型2类,前者普遍发育小孔,孔径分布呈“双峰态”,后者普遍发育大孔,孔径分布呈“单峰或双峰态”;随着渗流孔孔隙体积减小,渗流孔和孔隙总体分布非均质性增加;吸附孔孔隙是影响孔裂隙分布的主要因素,对煤储层孔裂隙结构的多重分形特征具有明显的控制作用。单重分形模型和多重分形模型在物理意义上存在一定的差异,但都对研究煤储层的孔裂隙结构提供了重要的理论支持。

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34. 超深高温高盐油藏膨胀乳液调驱技术研究与应用

王雷, 叶荣俊, 陈德瑞, 许文俊, 张健鹏

特种油气藏 2024, 31 (6): 130-136. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.016

摘要（122）

PDF（pc）（2560KB）（22）

塔里木盆地河道砂油藏属于超深高温高盐油藏,储层非均质性强,注入水易沿物性较好的河道中央窜进。针对该问题,利用可视化微观模型与非均质长岩心模型开展膨胀乳液调驱物理模拟研究,分析调驱特征与机理,优选调驱参数与段塞组合方式,并进行了现场应用。结果表明:河道砂油藏水驱后剩余油分布类型主要包括多分支式簇状、并联式喉道状、角隅式凹状、分散式孤滴状、连片式成块状等类型。膨胀乳液的调驱机理为深部运移+增黏提压、膨胀封堵+变形运移、剥离油膜+推拉拖拽。优化调驱参数为:注入量为0.30倍孔隙体积,质量分数为8%,乳液粒径为微米级,注入速度为0.52 mL/min,注入段塞组合为0.15倍孔隙体积小粒径乳液颗粒+0.15倍孔隙体积大粒径乳液颗粒。现场应用表明调驱效果显著,调驱井组日产油量最高升至26.4 t,含水率最低降至32.1%。该研究成果对具有强非均质性的超深高温高盐河道砂油藏剩余油挖潜具有重要意义。

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35. 二类油层含水率与聚合物驱时机关系图版建立及应用

魏长清, 周丛丛

特种油气藏 2024, 31 (6): 106-113. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.013

摘要（119）

PDF（pc）（1881KB）（25）

针对大庆油田二类油层地质条件差、聚合物驱开发规律复杂、聚合物驱时机难以确定的问题,运用数值模拟方法建立了二类油层典型地质模型,以油田开发常用的含水率指标作为控制参数,研究了含水率与聚合物驱时机的关系及对聚合物驱开发效果的影响规律,进而建立了含水率与聚合物驱时机关系图版,给出了确定二类油层区块合理聚合物驱时机的方法。研究表明:对于二类油层,区块开始注聚合物时机越早越好,但是停止注聚合物时机一般应选在区块含水率达到96.00%~97.00%时。应用效果表明:所建立的图版对于实际区块应用效果较好,可清晰呈现聚合物驱开发规律。该图版对聚合物驱或即将聚合物驱的区块确定合理的聚合物驱时机具有重要的指导意义。

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36. 平衡式双解封注水封隔器的研制与应用

肖国华, 刘宇飞, 张鑫, 王远征, 张建忠, 路明, 王瑶

特种油气藏 2024, 31 (5): 155-161. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.05.018

摘要（119）

PDF（pc）（900KB）（27）

针对冀东油田大斜度深井多级分注管柱解封负荷大、密封有效期短的问题,在剖析封隔器结构的基础上,对关键结构进行三维仿真模拟优化设计,研制了平衡式双解封注水封隔器。该封隔器设计独立的双解封方式,减小解封负荷;利用弹簧及注水管柱内外压差,实现反洗阀自动关闭;综合采用橡胶挤压及金属线密封方式,提高反洗阀密封可靠性;胶筒优选高强度氟橡胶材质,提高耐温耐压性能;设计平衡活塞保护解封销钉,消除高压差提前解封风险。现场应用11井次,施工成功率为100%,密封有效期超过30个月;起管解封负荷降低17.2%。该封隔器密封周期长,解封负荷小,可满足大斜度深井高压分注长效密封需求,具有良好的经济效益和推广应用前景。

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37. 水驱油田凹-S形含水上升规律表征方法的扩展

袁迎中, 汤紫琪, 凌霄, 黄冬梅, 于成超, 戚志林, 严文德

特种油气藏 2024, 31 (6): 84-90. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.010

摘要（116）

PDF（pc）（1056KB）（40）

针对水驱油田凹-S形含水上升规律不易诊断且拟合效果较差的问题,综合考虑S形含水上升曲线高含水期偏离直线的情况,以及凹形含水上升曲线对S形含水上升曲线的增强或减弱作用,引入与含水饱和度有关的二次项、对数项及与含水率相关的形态指数n,建立表征凹-S形含水上升规律的扩展型水驱曲线方程。新方程兼具凹形和S形含水上升曲线的特征和优势,拓展了常规含水上升曲线的适用范围,提高了含水上升规律描述的准确性。将研究成果应用于WZ油田,结果表明:利用多元回归分析方法,获得了方程的相关参数,对凹-S形含水上升规律进行综合表征,拟合效果显著提高,拟合的R²达0.977 8。在实际应用过程中,可根据已有的生产数据回归得到扩展型水驱曲线方程系数,据此预测不同含水率时的累计产油量,或预测不同累计产油量时的含水率。研究成果对准确分析或预测油田含水上升规律具有重要作用。

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38. 非常规储层纳米泡沫压裂液研究现状与展望

姚伟达, 李宇, 张亮, 王鹏, 胡家晨, 马伟云, 支广超

特种油气藏 2025, 32 (3): 1-7. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.03.001

摘要（115）

PDF（pc）（1289KB）（55）

泡沫压裂液凭借低含水、易返排、携砂能力强、对储层伤害小等优点,成为非常规油气藏开发的关键技术之一。但泡沫的衰变问题严重影响了压裂的增产效果,随着纳米技术的发展,加入纳米颗粒提升泡沫压裂液的性能已成为研究热点。为此,介绍了纳米颗粒对泡沫压裂液稳定性、携砂性、降滤失性、伤害性的影响研究进展。并指明了下步研究方向,主要在利用机器学习算法和统计模型全面考虑各因素对泡沫稳定性的影响,加深纳米颗粒与表面活性剂的相互作用机制的认识,研发低成本高效纳米颗粒,降低纳米颗粒对储层的伤害,提高纳米泡沫压裂液在复杂储层环境下的稳定性和分散性等方面开展研究。研究成果可为纳米泡沫压裂液在非常规油气藏开发中的应用和发展提供理论参考和技术支持。

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39. 玛湖1井区三叠系白碱滩组二段沉积特征及有利储层预测

程光艺, 周栋华, 李国浩, 王洋, 彭立才

特种油气藏 2024, 31 (6): 49-56. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2024.06.006

摘要（112）

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针对玛湖1井区三叠系白碱滩组二段沉积特征及有利储层分布认识不清、油藏评价和储量计算困难等问题,综合利用录井、测井、试油及地震等资料,通过沉积相划分、砂体连井对比、地震属性分析、地震波阻抗反演及地层切片等技术手段,对白碱滩组二段沉积相和有利储层分布进行精细划分与预测。研究表明:白碱滩组二段主要发育三角洲前缘亚相沉积,可进一步划分为水下分流河道、水下分流河道间、席状砂等沉积微相,主体为水下分流河道,水下分流河道由北向南呈舌状展布;三角洲前缘水下分流河道为有利储集相,主要分布在玛湖1井区中北部。该研究成果提出了白碱滩组二段有利储层分布范围新认识,对研究区开展进一步的油藏评价、储量落实及油藏开发均具有重要的指导意义。

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40. 天然氢气成藏规律及勘探开发前景展望

倪智勇, 曾溅辉, 刘小平, 施凯, 邵钢钢

特种油气藏 2025, 32 (1): 1-11. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2025.01.001

摘要（109）

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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。

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