特种油气藏

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1. 低渗透油藏提高采收率技术现状及展望

王哲, 曹广胜, 白玉杰, 王培伦, 王鑫

特种油气藏 2023, 30 (1): 1-13. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.001

摘要（402）

PDF （1320KB）（324）

低渗透油藏储量丰富,具有广阔的开发前景,但其具有孔渗条件差、储层非均质性强、吸水能力差等特点,开发过程中面临的技术难度较高。针对该问题,通过调研,对低渗透油藏提高采收率技术进行了论述。研究结果表明:低渗透储层(10.0~50.0 mD)主要通过聚合物驱、聚合物-表面活性剂二元驱、微生物驱及深部调驱的方式进行开发;特低渗透储层(1.0~10.0 mD)主要通过表面活性剂驱、泡沫驱和纳米材料驱等方式进行开发;超低渗透储层(0.1~1.0 mD)主要通过渗吸法、CO ₂驱、N ₂驱及空气驱等方式进行开发。逐步完善驱替介质的驱油机理,研发低成本、高效的环保型驱油体系并推进其在矿场实践中的应用,将一直是中国低渗透油藏开发的发展趋势。该研究可为低渗透油藏的高效开发提供技术支持。

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2. 碳捕集、利用与封存技术的现状及前景

张凯, 陈掌星, 兰海帆, 马浩铭, 姜亮亮, 薛振乾, 张育铭, 程世轩

特种油气藏 2023, 30 (2): 1-9. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.02.001

摘要（273）

PDF （1806KB）（233）

碳捕集、利用与封存(CCUS)是一种有效的碳处理技术。在碳中和背景下,中国CCUS技术将迎来万亿级产业风口。目前,CCUS技术各环节均取得了显著进展,但大规模应用仍面临诸多挑战。通过调研国内外CCUS技术文献以及全球正在运行和计划建设的CCUS项目,总结了国内外CCUS技术的发展现状和研究进展,进一步明确CCUS面临的挑战及未来发展前景。研究表明:目前碳捕集效率不足90%,碳捕集成本占CCUS项目总成本的60%～85%,碳捕集技术的研发重点应以燃烧前捕集(如乙醇、合成氨和天然气加工等行业)以及燃烧后捕集等以提高碳捕集效率、降低碳捕集成本为主;CO ₂利用技术目前处于工业示范阶段,突破高温、高压环境瓶颈,寻找合适的催化剂提高碳利用效率是CO ₂利用技术下一阶段的重点研究方向;CO ₂在油气田和咸水层封存应围绕CO ₂驱提高油气采收率和增加CO ₂封存潜力开展进一步研究;CCUS项目需要克服实现经济盈利、技术创新、降本增效、政策补贴激励等挑战;CCUS耦合氢能、油气田地热能等新能源将成为未来CCUS推广的新模式。该研究对于准确把握CCUS技术研究方向,推动CCUS技术进步与创新,加速CCUS跨越式发展具有借鉴意义。

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3. 剩余油研究方法综述

汪洋, 黄延明, 同鑫, 葛政廷, 陈峻, 吴頔, 吉少文, 肖飞

特种油气藏 2023, 30 (1): 14-21. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.002

摘要（219）

PDF （1194KB）（210）

为更加全面了解剩余油的研究方法,通过调研方式对国内外剩余油研究方法及应用进行全面总结。结果表明:沉积微相、微构造、储层流动单元等分析方式以地质基础研究为出发点,是进行剩余油研究的基础;岩心分析法、微观渗流模拟、物理模拟、核磁成像技术是微观剩余油研究的重要手段,从微观角度对剩余油分布特征进行描述;物质平衡法、数值模拟技术是宏观剩余油研究的重要手段,也是油田开发调整的基础数据;测井技术、化学示踪剂监测法、四维地震等方法是剩余油研究手段的有益补充;动态分析方法需要将多专业获取资料进行综合应用,去伪存真,相互验证,从而获取准确的剩余油研究结果。该成果为开发中后期油藏剩余油研究提供借鉴。

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4. 断裂输导形成上覆油气藏有利部位预测方法及其应用

肖雷

特种油气藏 2023, 30 (1): 22-28. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.003

摘要（205）

PDF （1787KB）（111）

为明确含油气盆地断裂输导形成上覆油气藏的分布规律,在断裂输导形成上覆油气藏所需条件研究的基础上,通过确定下伏油气藏分布区、下伏油气藏断盖配置不封闭区、上覆油气藏断盖配置封闭区和油气沿断裂运移有利部位,四者叠合建立了一套断裂输导形成上覆油气藏有利部位的预测方法,并将其应用于海拉尔盆地贝尔凹陷霍多莫尔地区断裂输导南屯组油气至大磨拐河组形成油气藏有利部位的预测中。结果表明:贝尔凹陷霍多莫尔断裂输导南屯组油气藏油气至大磨拐河组中形成油气藏的有利部位主要分布在霍多莫尔鼻状构造核部的3个局部区内,有利于断裂输导南屯组油气藏油气至大磨拐河组中形成上覆油气藏,与目前贝尔凹陷霍多莫尔地区大磨拐河组已发现油气分布相吻合,表明该方法用于预测断裂输导形成上覆油气藏有利部位是可行的。研究方法对含油气盆地断裂输导形成的上覆油气藏勘探开发具有重要的指导意义。

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5. 火山岩储层分类方法在克百断裂带一区石炭系的应用

罗旭东, 邓世坤, 冯芸, 唐彬, 彭立才, 李响

特种油气藏 2023, 30 (1): 57-64. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.008

摘要（184）

PDF （1565KB）（93）

针对克百断裂带一区石炭系火山岩储层分类难度大且分类标准不统一的问题,利用钻井、测井、测试等资料,分析影响该区火山岩储层分类的8个重要参数:岩性、岩相、基质孔隙度、裂缝孔隙度、渗透率、储集空间类型、岩相厚度和火山机构相带,依据研究区储层特征对这些参数赋值并进行相关储层分类数据计算,结合各单井储层分类成果,得到研究区石炭系火山岩储层分类方法和分类标准。研究结果表明,依据火山岩储层分类指标值( RCI)可将一区石炭系火山岩储层分为3类:Ⅰ类(0.6≤ RCI＜1.0)、Ⅱ类(0.4≤ RCI＜0.6)、Ⅲ类(0.0≤ RCI＜0.4),其中Ⅰ类储层最好、Ⅱ类储层较好、Ⅲ类储层最差。将研究成果应用于未参与制订标准的16口井的储层分类中,准确率达到93.8%,表明该分类标准适用于研究区。研究成果对该区石炭系火山岩储层的分类与预测具有重要指导意义。

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6. 四川盆地井研地区火山岩岩相类型及储层分布

李素华, 贾霍甫, 胡昊, 李蓉, 余洋

特种油气藏 2022, 29 (6): 39-46. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.06.005

摘要（180）

PDF （3927KB）（57）

四川盆地西南部井研地区二叠系火山岩勘探领域取得油气突破,但火山岩岩相类型多样、地震反射特征差异明显、取心资料少、储层薄且分布规律不清,因此,进一步落实井研地区火山岩岩相及优质储层分布对该区火山岩油气勘探具有重要意义。根据实钻井数据建立火山岩储层正演模型,模拟影响火山岩地震反射特征变化的因素,建立火山岩岩相和储层识别模式;在单井旋回期次、岩性、岩相和地震波形分析基础上,利用地震相、地层厚度、相干体、三维可视化等多种手段确定火山岩岩相类型及分布;在火山岩储层精细标定基础上,利用波阻抗和神经网络反演多种方法确定火山岩上、下储层分布;最终结合火山岩有利岩相、储层厚度、断裂、裂缝分布,圈定优质储层发育区。研究结果表明:井研地区发育爆发相、火山通道相和溢流相3种岩相类型,火山岩分布相对稳定,内部发育2套储层,爆发相下储层发育时明显影响火山岩底部地震反射;多种方法综合预测火山岩优质储层主要分布在工区西部和西南部,基底断裂、裂缝发育叠合区是下一步有利勘探目标区。研究结果对井研地区火山岩油气勘探具有一定指导意义。

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7. 下扬子宣城地区二叠系孤峰组页岩气勘查方法研究

张旭, 桂和荣, 洪大军, 孙艳坤, 刘宏, 肖万峰, 陈科夫, 杨志成

特种油气藏 2023, 30 (1): 29-35. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.004

摘要（168）

PDF （2271KB）（140）

针对下扬子宣城地区复杂地质条件下二叠系页岩气勘查难度大的问题,基于岩石物性测试,运用高精度重力、高精度磁法、复电阻率法(CR法)进行联合勘查,探讨复杂地质条件下有效的页岩气勘查方法。研究表明:宣城地区孤峰组页岩具有“弱磁、低密度、中低阻、高极化”特征,含炭硅质页岩具有明显的低电阻率、高极化率特征,主要影响孤峰组的侵入岩体(花岗斑岩)具有“弱磁、低密度、低阻、低极化”特征。在宣城地区魏墩一带孤峰组页岩气勘查过程中,应用高精度重力、高精度磁法寻找弱磁、低重力地区,推断岩体分布情况;然后在岩浆岩不发育区布设CR法剖面,选择低电阻率(小于1 000.00 Ω·m)、高极化率(大于4.00%)的位置来布设钻井进行验证,共钻遇视厚度达50.89 m孤峰组含炭硅质页岩、硅质泥岩,取得了良好的应用效果。研究内容对宣城地区乃至下扬子复杂地质条件区富有机质页岩层段识别和页岩气“甜点”区优选具有重要的指导意义。

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8. 自生酸酸液体系研究进展及展望

李小刚, 秦杨, 朱静怡, 刘紫微, 金心岫, 高晨轩, 靳文博, 杜博迪

特种油气藏 2022, 29 (6): 1-10. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.06.001

摘要（163）

PDF （1228KB）（296）

自生酸酸化技术是高温(超高温)低渗致密油气藏主要增产措施之一。对自生酸酸化技术研究进展进行了综合分析,介绍了自生酸的酸岩反应特性,自生酸的主要生酸机理,以及自生有机酸、自生盐酸、自生氢氟酸和复合类自生酸的研究进展,分析了自生酸类型、供氢能力、成本、缓速能力、缓蚀能力等因素对酸化工作液现场应用的影响,并对自生酸在酸化作业中的应用进行了展望。该研究可为自生酸酸化技术的发展和推广应用提供参考。

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9. 致密储层束缚水膜厚度计算方法及影响因素研究进展

刘志楠, 张贵才, 王增林, 葛际江, 杜勇

特种油气藏 2023, 30 (4): 1-9. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.04.001

摘要（153）

PDF （1555KB）（136）

针对致密储层束缚水膜厚度的计算方法种类较多,在实际研究中无法准确选择的问题,通过文献调研,对近年来致密储层束缚水膜厚度的计算方法和影响因素进行总结。研究表明:致密储层束缚水膜厚度计算方法分为以束缚水膜体积与孔喉表面积的比值为机理的宏观计算方法,以及将基质简化为毛细管模型或从微元角度出发的微观推导方法;束缚水膜分为初始水膜、驱替后水膜和渗吸后水膜,初始水膜厚度受储层的相对湿度、储层深度和渗透率等因素影响,驱替后水膜厚度受驱替压力、渗透率和孔隙度等因素影响,渗吸后水膜厚度受含水饱和度、离子质量浓度和基质组成等因素影响。该研究对计算致密储层束缚水膜厚度方法的选择以及提高采收率研究有一定的借鉴意义。

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10. 鄂尔多斯盆地宜川-黄龙地区上古生界储层特征及其对天然气成藏的影响

单俊峰, 吴炳伟, 金科, 董德胜, 刘媛媛, 崔晓磊, 迟润龙, 聂文彬

特种油气藏 2022, 29 (6): 29-38. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.06.004

摘要（149）

PDF （2174KB）（39）

宜川-黄龙地区上古生界本溪组、山西组和石盒子组是勘探开发主要目的层,天然气富集成藏主要受沉积相带和储层物性控制。由于晚古生代经历了海相—海陆过渡相—陆相沉积体系演化,沉积相类型不同,储层物性变化规律尚不明晰。为此,通过沉积演化史分析,利用野外露头、钻井岩心、微观储层分析、测井曲线等资料,对宜川-黄龙地区上古生界储层特征进行综合研究。结果表明:本溪组主要发育潮坪相,山西组和石盒子组盒 ₈段主要发育曲流河—辫状河三角洲相,本溪组潮汐水道、山西组和盒 ₈段水下分流河道为最有利储集相带。本溪组潮汐水道砂体呈透镜状,分布局限,山西组曲流河三角洲前缘水下分流河道砂体多期迁移叠加,有一定规模,盒 ₈段辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体纵向叠置、横向连片,呈“毯式”分布。本溪组储层以石英砂岩为主,孔隙类型以原生粒间孔、次生溶孔为主;山西组和盒 ₈段储层以岩屑石英砂岩为主,孔隙类型以岩屑溶孔为主。上古生界砂岩储层的岩性和孔隙结构是影响含气性的主要因素,储层整体具有特低孔、超低渗特征,但自下而上岩石组分中石英含量逐渐降低,岩屑和填隙物含量逐渐升高,自本溪组至山西组、盒 ₈段储层的岩性和孔隙结构逐渐变差。本溪组厚层状的潮汐水道和山西组、盒 ₈段连续叠置型分流河道砂体岩性纯、粒度粗、物性好、含气丰度高,为优势储集体,本溪组优质孔隙相对更发育,易于天然气富集高产。研究结果对宜川-黄龙地区勘探开发的深入及增储上产具有一定的指导意义。

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11. 古冲沟地貌控制辫状河型冲积扇沉积特征及有利储层评价

孙宜丽, 樊晓伊

特种油气藏 2023, 30 (3): 29-37. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.004

摘要（145）

PDF （4121KB）（76）

受古冲沟地貌控制的冲积扇,其地层空间叠置样式、沉积特征更为复杂,难以用现有模式指导沉积特征研究。以现代白杨河冲积扇研究成果为指导,结合地震、岩心、测井、物性、含油性等资料,对春光油田沙湾组古冲沟地貌控制下的辫状河型冲积扇,开展了古地貌、岩相特征、微相展布等沉积特征的系统性研究,建立动态沉积演化模式。研究结果表明:该区具有双通道古冲沟地貌特征,地层经历冲沟—填平—进积—退积的充填过程,具有不均衡沉积特点;受区域位置所限,仅发育扇中和扇端沉积亚相,早期为洪水期,以沉积作用为主,受古冲沟地貌控制,发育限制性的水道化扇体沉积,从扇中到扇端,具有重力流向牵引流沉积特征,晚期为洪退期,随着地层的填平补齐,发育非限制性的扇形沉积体,以漫流沉积为主;在沉积微相精细识别的基础上,建立储层分类评价标准,将研究成果应用于春光油田西北部,筛选出3个有利区,部署新井在古冲沟型冲积扇油藏中获得突破。研究成果丰富了对不同地貌控制的冲积扇沉积演化特征的认识,对古冲沟型冲积扇沉积特征研究有重要意义。

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12. 水平井找水方法及堵水技术综述

沈振振, 王铭伟, 高勇, 吴玟, 程欣, 冯晓伟, 邓圣学

特种油气藏 2023, 30 (2): 10-19. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.02.002

摘要（144）

PDF （1353KB）（78）

水平井在提高油气井产能方面具有明显优势,但受油藏非均质性影响,在边底水油藏或水驱油藏的开发过程中水平井出水情况较为常见,给油田高效开发带来巨大挑战。因此,有效的找水和堵水技术是改善水平井开发效果的重要手段之一。针对水平井出水识别难的问题,全面总结了动态验证、机械找水、测井找水和示踪剂找水等水平井找水方法的特点和现场应用情况,并对水平井找水、堵水方法存在的问题及发展方向进行了分析。该研究可为高含水低效水平井找水和堵水工作提供借鉴。

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13. 基于物质平衡方程的CO ₂理论构造埋存量计算新方法

崔传智, 李安慧, 吴忠维, 马思源, 邱小华, 刘敏

特种油气藏 2023, 30 (1): 74-78. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.010

摘要（135）

PDF （1382KB）（117）

为进一步提高盐水层中CO ₂埋存潜力评价的准确性,基于物质平衡方法,建立CO ₂构造埋存过程的物质平衡方程,在对CO ₂可埋存地下体积准确计算的基础上,提出了一种新的CO ₂理论构造埋存量计算方法。结果表明:新方法计算的CO ₂理论构造埋存量,与面积法、容积法相比,误差更小,仅约为10%;新方法可同时预测CO ₂增压埋存条件下和保压埋存条件下的理论构造埋存量,且随着注入时间或注采比的增加,CO ₂理论构造埋存量和地层压力均呈现不断增加的趋势。该方法对CO ₂构造埋存量研究及CO ₂注入量实时动态控制具有重要意义。

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14. 泸州区块龙一 ₁ ⁴小层页岩气勘探开发潜力

周安富, 谢伟, 邱峋晰, 吴伟, 蒋裕强, 戴赟, 胡曦, 尹兴平

特种油气藏 2022, 29 (6): 20-28. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.06.003

摘要（130）

PDF （3546KB）（72）

为了明确泸州区块龙马溪组龙一 ₁ ⁴小层页岩储层特征及勘探开发潜力,实现川南龙马溪组页岩纵向立体开发,将泸州区块龙一 ₁ ⁴小层划分为a、b、c 3个单层,对各单层页岩厚度、有机质丰度、矿物组分、物性特征、储集空间类型及含气性特征进行分析。结果表明:泸州区块龙一 ₁ ⁴小层I类储层平均厚度为35.6 m,分布面积约为1 900 km ²,地质资源量超过8 000×10 ⁸m ³,具有良好的勘探开发前景。其中,b单层页岩储层厚度大于20 m, TOC平均值大于2.5%,脆性矿物含量大于55%,孔隙度平均值为4.9%,含气量平均值为4.5 m ³/t,展示出优越的储层条件。龙一 ₁ ⁴小层b单层页岩储层相较于现阶段主产层龙一 ₁ ¹小层,具有更高的黏土含量和无机孔占比,在开采过程中需采用科学的压裂工艺和闷排措施,以取得更好的开发效果。研究成果将为拓展页岩气勘探开发层位,提高泸州区块龙马溪组页岩气资源动用程度提供技术支撑。

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15. 微胶囊固体酸酸化压裂技术应用及展望

杨兆中, 彭擎东, 王振普, 李小刚, 朱静怡, 秦杨

特种油气藏 2023, 30 (3): 1-8. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.001

摘要（129）

PDF （1420KB）（184）

常规酸化压裂工作液体系存在酸岩反应过快、有效作用距离短等问题,微胶囊固体酸是解决该问题的有效手段之一,其常用于对非常规油气藏进行深度酸化压裂。此次研究阐述了微胶囊固体酸的作用机理、结构和性能特点,总结了微胶囊固体酸酸化压裂技术的研究进展,指明了微胶囊固体酸酸化压裂技术未来的主要研究方向。该研究可为超高温碳酸盐岩油藏的增产改造提供技术支持,并为微胶囊固体酸酸化压裂技术的研究与应用推广提供理论指导。

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16. 辽河坳陷成熟探区油气深化勘探认识及实践

李晓光, 陈昌, 韩宏伟

特种油气藏 2022, 29 (6): 73-82. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.06.009

摘要（128）

PDF （3437KB）（47）

针对传统油气勘探领域难以实现油气规模发现、传统勘探思路难以适应非常规油气新目标等问题,运用深化地质认识及重建成藏模式的思路,开展成熟探区勘探研究与实践。辽河坳陷已然进入勘探高成熟阶段,成熟探区的深化勘探不能仅仅局限于在地球物理技术进步、钻探水平的提高和油气层改造技术等领域,更应该体现在对地下地质条件客观存在的精准把握和创新认识。在西部凹陷清水洼陷创新成藏模式,新发现岩性油气藏石油储量2 800×10 ⁴t;在雷家地区创建“双要素”新评价模型,实现了非常规油气目标评价由面到体的转变;在东部凹陷沙三段重建勘探单元,发现新的勘探单元并部署实施X47井获高产气流。辽河坳陷成熟探区油气勘探实现多项突破,并对同类型成熟探区的勘探提供借鉴。

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17. 稠油改质助剂研究进展

郭红霞, 解玉科, 陆建峰, 靳广兴, 赵开良, 杨勇, 张金柏, 何俊丽

特种油气藏 2022, 29 (6): 11-19. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.06.002

摘要（124）

PDF （1166KB）（155）

针对稠油油藏原油黏度大、流动阻力大、流动能力差,采用常规技术难以开采的问题,总结了稠油改质助剂(催化剂和供氢剂)的研究现状,指明目前存在的问题,并对未来进行展望。研究表明:目前稠油改质催化剂存在催化机理不明确、普适性差、成本偏高、再生困难、易失活以及环境污染等问题;供氢剂在稠油改质反应中传质不均匀、反应条件严苛也会造成供氢效果受限。因此,稠油改质助剂未来研究重点为在分子层面进一步探索稠油改质机理的同时,要紧密结合复杂的地层条件,开发普适性广、活性高、成本可控的改质助剂。该研究可为稠油改质助剂的研发和油田提高采收率技术的应用提供参考。

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18. 吉木萨尔页岩油二氧化碳吞吐提高采收率技术研究

曹长霄, 宋兆杰, 师耀利, 高阳, 郭佳, 常旭雅

特种油气藏 2023, 30 (3): 106-114. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.013

摘要（123）

PDF （2641KB）（149）

针对吉木萨尔页岩油衰竭式开发采收率低、注水吞吐效果差的问题,通过油气相态实验和油藏数值模拟方法开展了页岩油储层CO ₂吞吐技术适用性研究,指导现场CO ₂吞吐技术实施。结果表明:相较于CH ₄,CO ₂与吉木萨尔页岩油的相互作用更好,在地层压力和地层温度条件下,CO ₂在原油中的溶解气油比为497.83 m ³/m ³,原油黏度降低70.65%,原油体积膨胀2.05倍;对于典型页岩油井,多周期CO ₂吞吐可提高采收率9.43个百分点,原油产量可提高31 472.40 t。随着裂缝间距缩短和储层孔隙度增加,CO ₂吞吐增油效果逐渐变好,渗透率和含油饱和度对CO ₂吞吐效果的影响较小。矿场试验结果表明,CO ₂吞吐可有效提高页岩油采收率,在无裂缝窜扰条件下,增油效果更优。研究成果对页岩油高效开发具有一定借鉴意义。

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19. 表面活性剂协同低盐度水驱提高致密油藏采收率研究

李婷, 谢安, 倪振, 刘永萍

特种油气藏 2023, 30 (1): 114-119. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.016

摘要（119）

PDF （1517KB）（73）

为探究表面活性剂协同低盐度水驱提高致密油藏采收率机理,以新疆油田某致密砂岩油藏为研究对象,通过自制实验装置,研究了不同注入速度、溶剂配比等条件下,低盐度水驱、表面活性剂驱及二者协同作用对采收率的影响。结果表明:表面活性剂协同低盐度水驱能有效发挥协同优势,提高致密油藏采收率;注入速度过低时表面活性剂能有效改造孔喉界面,但水驱能量不足,注入速度过高时易诱发油水界面锥进,且表面活性剂改造孔喉界面效果有限,导致驱油效率随注入速度的升高先升高后降低;注入速度为0.3 mL/min条件下,低盐度水(NaCl质量分数为0.1%)和十二烷基苯磺酸钠阴离子型表面活性剂(质量分数为0.4%)按7∶3质量配比,驱油效率最高,可达89.79%,相较于单流体驱至少提高了29.83%。现场应用表明:致密油藏单井产量严重衰减后,利用表面活性剂协同低盐度水驱,能有效提高采收率,月产量提升约47%。研究成果可为同类致密油藏高效开发提供借鉴。

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20. 浅薄层普通稠油油藏聚合物驱提高采收率研究与应用

王凤娇, 徐贺, 刘义坤, 王永平, 吴晨宇, 李盖宇

特种油气藏 2023, 30 (1): 107-113. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.015

摘要（116）

PDF （2193KB）（88）

J-XC区块属于高孔高渗普通稠油油藏,油层埋藏浅、厚度薄,由于水驱过程黏滞阻力过大、水驱波及范围小、储层动用程度低、水驱采收率低,需转换开发方式,开展聚合物驱油方法提高采收率研究。在聚合物注入性评价的基础上,采用岩心流动实验和数值模拟方法开展聚合物驱注入参数和注采关系优化,对聚合物注入质量浓度、注入量、注入速度,以及井网井距、注采比等进行优化,从而获得最佳注入参数和注采关系。结果表明:聚合物相对分子质量为2 100×10 ⁴、注入质量浓度为1 500 mg/L、注入量为0.400倍孔隙体积条件下,可保证聚合物的可注入性和高利用效率;油藏工程参数优化方案为采用五点法井网,合理注采井距为150 m,注入速度为每年注入0.070倍孔隙体积,不同厚度油层根据其最优单井日注入量配注,注采比为1.1~1.2。矿场先导试验表明,目标井组增油降水效果显著,截至2021年6月,累计注入聚合物0.228倍孔隙体积,累计增油量为5.06×10 ⁴t,提高采收率6.75个百分点,含水率最高下降幅度达15.8个百分点。研究成果对于浅薄层普通稠油油藏聚合物驱参数优化和油藏工程设计具有借鉴意义。

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21. 砾岩油藏水驱剩余油分布特征及技术对策

任梦瑶, 石强, 辛骅志, 刘志强, 周志亮

特种油气藏 2023, 30 (1): 147-153. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.021

摘要（116）

PDF （3020KB）（76）

针对准噶尔盆地百口泉油田百21井区砾岩油藏水驱控制程度低、井网极不完善的问题,以油藏工程方法与储层地质学为指导,应用动、静态资料开展储层构型精细研究,分析油藏构造、沉积、储层非均质特征以及油水分布规律,完善注采井网。研究结果表明:文中提出的“层系异策、分区调控、单井分类、方式优化”的注水优化调整思路对百口泉油田十分有效。通过开展百21井区三叠系剩余油分布特征以及油藏注采井网研究,应用流线模拟技术综合分析识别出56个优势渗流通道,提交动用石油地质储量975.00×10 ⁴t,累计增油16.60×10 ⁴t。该研究对同类油藏的注采井网完善及高效挖潜具有借鉴作用。

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22. 砂砾岩油藏原位乳化提高采收率实验研究

罗强, 李明, 李凯, 宁朦, 贺伟, 杜代军

特种油气藏 2023, 30 (1): 100-106. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.014

摘要（115）

PDF （1968KB）（67）

针对砂砾岩油藏非均质性强的特点,提出了一种原位乳化提高采收率技术,对新型W/O型乳化体系(DMS)开展了乳化性能、降低界面张力性能以及驱油性能研究,同时与油田现场用聚合物-表面活性剂二元体系进行了对比。实验结果表明:不同含水率下DMS能够与原油发生乳化形成W/O型乳液,随着含水率的增大,乳液黏度增高,在含水率为70%时黏度达到最大值,为原油黏度的9倍,远高于二元体系的黏度,流度控制能力更强;DMS能够定向吸附于油水界面,将油水界面张力降低至0.12 mN/m;受拉伸卡断作用,在DMS的作用下油水发生原位乳化形成W/O型乳液,乳液粒径为0.5～6.0 μm;砂砾岩岩心进行DMS驱以及后续水驱能够提高采收率18.6%,当渗透率级差为10时,二元驱及后续水驱能提高采收率24.0%,而DMS驱以及后续水驱能够提高采收率35.3%,表现出更好的流度控制以及吸水剖面改善能力。研究结果为砂砾岩油藏提高采收率提供理论支撑。

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23. 准噶尔盆地东部北三台凸起烧房沟组沉积模式及其对储层发育的控制作用

罗亮, 胡晨林, 唐雅妮, 但顺华, 韩长城, 刘子铭

特种油气藏 2023, 30 (3): 9-18. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.002

摘要（109）

PDF （4774KB）（94）

为认识准噶尔盆地东部北三台凸起地区三叠系烧房沟组沉积特征及沉积模式,厘清储层发育的制约因素,在沉积学的基础上,结合岩心、薄片、粒度、常规物性等资料,开展了烧房沟组沉积模式及其对储层发育的控制作用研究。研究表明:烧房沟组共发育9种典型的岩相类型,分别为槽状交错层理砾岩相、板状交错层理砾岩相、块状层理砾岩相、槽状交错层理砂岩相、板状交错层理砂岩相、块状层理砂岩相、浪成砂纹层理砂岩相、平行层理粉砂岩相和块状层理泥岩相;烧房沟组主要以辫状河三角洲相为主,沉积微相包括泛滥平原、水上辫状河道、心滩、天然堤、水下辫状河道、分流河道间、水下天然堤、河口坝、前三角洲泥和滩坝10种类型,其中,水下辫状河道、河口坝及滩坝储层物性最好,平均孔隙度分别为17.31%、20.66%、21.81%,平均渗透率分别为6.89、7.05、12.98 mD;该区储层物性主要受到沉积作用的控制,优质储层主要发育于水下辫状河道、河口坝及滩坝微相中。研究认识可为研究区油气进一步精细勘探开发提供理论基础。

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24. 地层油气高温相态实验一致性检验方法

宋甲邦, 于海洋, 王崧臣, 刘进博, 胡疆, 汪洋, 赵力彬

特种油气藏 2023, 30 (1): 93-99. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.013

摘要（108）

PDF （1742KB）（64）

针对PVT实验一致性检验方法不适用于高温油藏的问题,提出了一种针对高温油气藏相态实验结果一致性的系统检验方法,该方法通过使用高温平衡常数计算法对物质平衡法、Hoffman法进行修正,并综合两者与组分校验法对相态实验的组分数据以及定容衰竭实验数据进行一致性检验,可以更准确地判断实验结果。选取塔里木油田博孜104凝析气样品A和博孜7井区挥发油样品B 2个高温油气藏流体的组分数据与定容衰竭实验数据开展一致性检验,其结果验证了文中方法的有效性和可靠性。该研究对于明确高温下地层油气特别是挥发油和凝析气的相态特征具有重要意义。

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25. 非常规气井产量递减与EUR预测方法评述

崔英敏, 郭红霞, 陆建峰, 杨勇, 张金柏, 刘伟, 靳广兴, 赵开良

特种油气藏 2022, 29 (6): 119-126. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.06.015

摘要（108）

PDF （1395KB）（130）

针对非常规气井产量递减与EUR(预测最终采收率)结果差别大、准确率不高的问题,对Wattenbarger线性流法、PLE幂指数递减模型法、SEPD扩展指数递减模型法等各种方法的理论基础和优缺点进行对比分析,评价各种方法的使用对象、所需数据和适用条件。同时,通过对PLE、SEPD、Duong、LGM 4种模型在线性流阶段和拟边界流阶段的预测结果与数值模拟井的预测结果进行对比,并进行实际应用。结果表明:各种常用的非常规气井产量递减方法均适用于不同的地层流态;Wattenbarger线性流、拟恒定流动压力、水平井多级压裂模型3种方法更适用于变产量、变井底流压的流动状况;PLE和Duong模型在生产时间为2 a内预测比较准确。该研究为非常规气井产量预测提供了借鉴。

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26. 浅层超稠油水平井微压裂扩容技术及应用

申婷婷

特种油气藏 2022, 29 (6): 111-118. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.06.014

摘要（106）

PDF （2214KB）（17）

针对新疆油田F油田齐古组非均质油藏驱泄复合井网加密水平井与老井不均匀连通的问题,从改善水平段井筒周围渗流条件出发,提出水平井微压裂扩容改造技术。通过室内岩心实验、地质力学有限元模拟及热采数值模拟技术,分析了微压裂扩容技术的可行性及扩容后储层变化特征。结果表明:储层石英含量高,黏土矿物含量低且孔隙结构发育,有利于注水扩容改造;稳定提压过程中扩大挤注液的波及范围,进而降低周围储层有效围压,可大幅提升扩容改造程度;扩容后储层纵向位移量和孔隙度增大幅度明显优于横向,有助于上下注采井连通。微压裂扩容后经过5周期吞吐预热,油井间可快速建立热连通,预热期间周期产油、油汽比明显提升,且水平段动用程度大幅改善。研究结果可为提高驱泄复合井网的注采井间连通性提供借鉴。

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27. 微生物＋化学复合驱提高高凝油油藏采收率室内实验

温静, 肖传敏, 郭斐, 杨灿, 马静, 李晓风, 易文博

特种油气藏 2023, 30 (1): 87-92. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.012

摘要（106）

PDF （1847KB）（78）

针对高凝油油藏析蜡冷伤害、水驱采收率低的问题,运用微生物高通量测序分析、化学驱实验评价方法,利用岩心物理模拟与CT扫描等手段,提出了微生物+化学复合驱组合提高高凝油采收率技术,研制了微生物化学复合驱配方,该体系兼有化学驱大幅度提高驱油效率及微生物降低原油蜡质组分双重优点,最后通过物模实验优化了微生物与化学驱配方段塞组合。实验结果表明:微生物+化学复合驱较水驱提高驱油效率35.19个百分点,较单一化学复合驱可提高驱油效率7.27个百分点,单位质量聚合物增油量提高了1.16 t/t。该研究为高凝油油藏开发后期方式转换、提高采收率提供有效接替技术。

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28. 基于嵌入式多尺度裂缝模型的地质建模方法及应用

唐圣来

特种油气藏 2023, 30 (1): 36-40. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.005

摘要（105）

PDF （1591KB）（75）

裂缝性油藏存在储集层发育孔、缝、洞多重介质,储层精细刻画难度大的问题。为准确描述裂缝性油藏储层发育的空间展布特征,利用测井、钻井资料和岩石物理测试数据建立关键井的嵌入式多尺度裂缝储层的地质和岩石物理模型,开展多重介质的连通传导率研究和嵌入式裂缝地质建模技术研究,并利用该模型对流花油田裂缝性储层进行数值模拟研究。研究结果表明:基于多尺度嵌入式裂缝模型的地质建模可以对构造、断层等大尺度裂缝和等效原理下的小尺度裂缝进行精细描述和数值模拟研究,单井动态指标拟合率达到90%以上;流花油田数值模拟研究表明,该油藏维持各井现有采液速度持续开发,大部分井不会发生严重水淹,风险较高的井主要位于工区的东北侧边缘断层附近。该研究可为同类油藏地质建模、数值模拟研究、开发方案的制订提供参考。

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29. 鄂尔多斯盆地大宁—吉县地区盒8段储层特征与优质储层控制因素

郭琪琪, 耳闯, 赵靖舟, 滕云玺, 谭诗锦, 沈聪敏

特种油气藏 2023, 30 (3): 19-28. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.003

摘要（104）

PDF （3906KB）（105）

针对大宁—吉县地区盒8段优质储层分布不明确的问题,利用铸体薄片、X射线衍射、阴极发光、扫描电镜等手段,从岩石学与矿物学、成岩作用等方面分析储层发育特征及影响因素。结果表明:盒8段储层岩石类型主要为岩屑石英砂岩,岩性以中、粗砂岩为主;储集空间类型包括粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔以及黏土矿物晶间孔等,储层物性为低孔低渗,属于致密储层,但孔渗相关性较好;压实作用是研究区储层致密的主要因素,平均压实减孔率为80.16%,平均胶结减孔率为17.00%,溶蚀作用可改善储层物性,平均溶蚀增孔率为7.34%;优质储层并不存在于砂体中部或顶、底处,其在砂体单元内部的发育遵循“砂体中心上下两侧”分布模式;在抗压实性、溶蚀条件以及各类胶结物特性等因素影响下,优质储层多发育于石英砂岩与中、粗砂岩。该研究成果可为研究区优质储层的准确预测提供参考。

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30. 深层碳酸盐岩气藏改建储气库注采能力预测方法及应用

王容, 李隆新, 刘晓旭, 罗瑜, 张娜

特种油气藏 2023, 30 (1): 126-133. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.018

摘要（102）

PDF （1981KB）（79）

深层碳酸盐岩气藏改建储气库具有高低压变化幅度大、应力敏感、强非均质性等特点,采用常规方法计算其注采能力会导致产能误差大。针对上述问题,考虑应力敏感和气体物性变化的影响,对二项式产能方程进行修正,在此基础上建立了适合深层碳酸盐岩气藏改建储气库的注采能力计算方法,并结合四川盆地沙坪场石炭系气藏开展实例计算,进行影响因素分析。结果表明:对于Ⅰ、Ⅱ类孔缝组合模式储层,气井合理采气量在低压下受流出动态控制,在高压下受冲蚀流量限制,合理注气量在高压下受流出动态控制,在低压下受冲蚀流量限制;而对于Ⅲ类孔缝组合模式储层,气井合理注、采气量主要受流出动态控制。应力敏感对气井最大注气量的影响为0.81%~9.69%,气体物性参数变化的影响为5.15%~35.29%;现有井筒结构条件下,当注气量为55×10 ⁴~70×10 ⁴m ³/d时,摩阻压力损失可达10 MPa;当油管内径从62.0 mm增至112.0 mm,最大注气量可增至2.6倍。研究结果可为深层碳酸盐岩储气库注采能力计算提供技术支撑,对该类储气库的建设运行具有指导意义。

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31. 基于CT扫描的蒸汽驱岩心孔隙结构特征及相渗分析

李爱芬, 高子恒, 景文龙, 付帅师

特种油气藏 2023, 30 (1): 79-86. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.01.011

摘要（96）

PDF （2664KB）（82）

为明确蒸汽驱对疏松砂岩稠油油藏孔隙结构特征的影响,以LDB油田为例,应用CT技术扫描不同蒸汽驱阶段岩心,构建三维数字岩心模型,提取孔隙网络模型,获取不同蒸汽驱阶段的岩心孔隙度、绝对渗透率及孔隙结构相关特征等参数,并通过流动模拟得到相对渗透率曲线,开展定量统计及分析。结果表明:随着蒸汽驱的进行,岩心孔隙空间变大,平均孔隙半径、平均喉道半径、孔隙度及渗透率均增大,渗流能力变强,孔隙结构得到改善。研究成果可为稠油油藏蒸汽驱开发设计提供技术支持。

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32. 松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层油气成藏主控因素及成藏模式

秦迎峰

特种油气藏 2023, 30 (4): 28-34. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.04.004

摘要（94）

PDF （1997KB）（31）

针对松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层油气富集主控因素不清的问题,运用测试资料和地震数据综合分析了油气成藏主控因素,并建立了油气富集模式,为油气勘探提供理论依据。研究结果表明:沉积微相控制了优质储层展布;油源断层和砂体组成优势输导通道;三肇凹陷发育了构造-岩性和岩性圈闭两大类构造,细分为鼻状构造-岩性圈闭、断层-岩性圈闭、低幅背斜-岩性圈闭、砂岩上倾尖灭圈闭4个小类,圈闭控制了研究区的油水分布,形成了沉积微相控储、油源断层和砂体控运移和圈闭控富集的油气成藏模式。该研究可为松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层的勘探提供有效指导。

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33. 基于不稳定压力试井分析的致密气井压裂后产能评估

王涛, 于海洋, 赵鹏飞, 李敬松, 刘汝敏, 寇双燕, 王敬, 廖爽

特种油气藏 2023, 30 (4): 122-130. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.04.015

摘要（90）

PDF （1643KB）（29）

针对致密气藏压裂后产能预测难的问题,基于渗流机理,考虑地层的应力敏感及压裂后的地层改善效果,建立适用于压裂停泵反演的线性非均质复合区压裂井模型,利用建立的模型和数值试井确定裂缝参数和地层参数,应用SPSS回归方法建立了压裂前后产能与压裂规模的关系,得到致密气藏压裂后的产能预测方法。研究表明:水力压裂停泵后闷井压力的双对数特征曲线可分为裂缝线性流阶段、过渡段、窜流阶段、外区线性流阶段、边界效应阶段;新建立的产能预测方法应用于榆林气田X井区,产能预测的平均误差为16.1%,具有较好的适用性;不同压裂参数对产能的影响由大到小依次为排量、加砂量、压裂液量;压裂最优排量为3.36~4.83 m ³/min,最优加砂量为56.95~77.66 m ³,最优压裂液量为167.09~259.91 m ³。研究结果对优化致密气藏的压裂设计及压裂后产能预测具有一定的指导意义。

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34. 不同驱替阶段微观剩余油赋存特征及影响因素

刘薇薇, 陈少勇, 曹伟, 王力那, 刘振林, 王海考

特种油气藏 2023, 30 (3): 115-122. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.03.014

摘要（90）

PDF （3211KB）（110）

为进一步明确中高含水期油藏微观剩余油分布特征,将CT无损分析和常规驱替实验相结合,利用原位对比技术分析不同驱替阶段的微观剩余油分布特征及其影响因素。结果表明:微观剩余油动用效果受微观孔喉大小、孔喉连通性以及孔喉空间分布等方面的影响,各种微观力形成的主驱动力与微观孔喉结构共同影响剩余油的分布情况及赋存特征;水驱阶段动用效果主要受微观孔隙结构影响,连通性较好的大孔道中微观剩余油可发生长距离搬运,动用效果好,而连通较差的小孔道中油滴仅会沿边缘发生小幅度的减薄,动用效果较差;聚合物-表面活性剂复合驱后再进行水驱,微观孔喉分布的非均质性是影响其动用效果的最重要因素,微观非均质性强的低渗、高渗岩心动用效果更明显;油田不同开发阶段应采取不同注采策略,水驱阶段应选取均质且大孔道发育层段进行水驱开发,聚合物-表面活性剂复合驱阶段应优先选择水驱波及效果差、非均质性强的层段进行开发。研究结果对储层微观剩余油赋存及提高采收率研究具有指导意义。

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35. 鄂尔多斯盆地甘泉地区长7页岩油储层非均质性及其控油规律

钟红利, 卓自敏, 张凤奇, 张佩, 陈玲玲

特种油气藏 2023, 30 (4): 10-18. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.04.002

摘要（90）

PDF （2028KB）（116）

为揭示鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部甘泉地区长7油层组页岩油储层的宏观非均质性及其对石油分布的控制作用,通过隔夹层识别统计、渗透率统计及劳伦兹曲线构建等方法,定量表征并比较了长7 ₁、长7 ₂油层亚组的宏观非均质性,利用相关分析和多因素叠合的方法,分析了宏观非均质性对石油分布的影响。研究结果表明:研究区长7 ₁、长7 ₂页岩油储层平均发育夹层数分别为3.8、5.1层,砂体渗透率以复合韵律为主,且非均质性强;平均发育隔层数分别为3.4、2.8层,单隔层的平均厚度分别为6.0、4.9 m;长7 ₁较长7 ₂表现为稍弱的层内非均质性和较强的层间非均质性。页岩油砂岩储层的韵律性对含油饱和度有明显的影响,厚度大于10.0 m的隔层对油气有明显的封盖作用,“物性”隔夹层则构成油气聚集的侧向遮挡。长7 ₁油层亚组较长7 ₂油层亚组隔层更为发育,而长7 ₂油层亚组油气更富集。平面上,油气富集区分布呈条带状,多位于砂体厚度大且连续性较好、渗透率大于0.2 mD的区域,顺河道砂体延伸的方向上油层厚度变化小,垂直河道延伸方向上变化较大。研究结论可为鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部长7夹层式页岩油有利区评价及开发参数优选提供理论参考。

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36. 四川盆地威远区块页岩气单井产量预测方法及应用

韩珊, 车明光, 苏旺, 肖毓祥, 吴忠宝, 陈建阳, 汪莉彬

特种油气藏 2022, 29 (6): 141-149. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.06.018

摘要（90）

PDF （1826KB）（54）

针对四川盆地威远区块页岩气单井产量主控因素不明的问题,基于该区132口投产1 a以上气井的地质与工程数据及生产数据,使用灰色关联法对影响页岩气单井产量的主控因素进行分析研究。研究表明:影响页岩气单井首年累计产量的主控因素为支撑剂量、压裂改造段数、水平井垂深的中值、压裂段长度、压裂液量、孔隙度、压力系数和加砂强度。通过机器学习方法与传统经验公式法对比预测首年累计产量及初期产量,明确了机器学习法精度更高。同时,基于主控因素分析的基础上,优选出适用于研究区的机器学习法为支持向量机法,其预测精度高于90%。研究结果对同类页岩气区块产能评价具有重要意义。

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37. 海陆过渡相不同页岩岩相的岩石力学特性及能量演化特征

刘峻杰, 吴建军, 熊健, 李兵, 刘向君, 梁利喜

特种油气藏 2022, 29 (6): 83-90. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.06.010

摘要（87）

PDF （2143KB）（27）

针对海陆过渡相不同页岩岩相岩石力学特性及能量演化特征认识不足的问题,以鄂尔多斯盆地东缘二叠系山西组山 ₂ ³亚段井下岩样为研究对象,开展了系列实验研究。结果表明:不同页岩岩相的力学特性差异较大,在单轴压缩实验下,硅质页岩相、黏土质页岩相抗压强度平均值分别为58.5、17.9 MPa;在单轴压缩条件下不同页岩岩相均有较强的脆性且为劈裂破坏,随围压增大,塑性增强且转变为剪切破坏,硅质页岩相破坏最严重;不同页岩岩相在峰值强度点处的能量参数有较大差异且受围压的影响程度不同,单轴压缩条件下硅质页岩相、黏土质页岩相、混合质页岩相的平均总能量分别为0.071、0.016、0.044 J/cm ³。研究成果对海陆过渡相页岩储层井壁稳定和压裂优化研究具有一定的参考意义。

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38. 临兴致密砂岩气藏地质特征及开发潜力分析

米洪刚, 张兵, 朱光辉, 苏羽, 张海锋

特种油气藏 2022, 29 (6): 65-72. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2022.06.008

摘要（86）

PDF （3224KB）（70）

针对鄂尔多斯盆地临兴地区致密砂岩气藏非均质性强、储量动用不充分的技术难题,以临兴地区石盒子组盒四段为研究对象,利用钻井、测井与地震资料相结合的方法,进行立体空间层序地层格架精细刻画,并在此基础上开展石盒子组小层级别沉积微相精细描述和致密砂岩“甜点”优质储层定性与定量预测。研究结果表明:临兴地区致密砂岩优质储层主要为孔隙度大于6%、密度小于2.55 g/cm ³、 v _P/ v _S小于1.8的厚层致密砂岩河道砂体,其地震反射特征为中低频连续中强反射;根据优质储层“甜点”预测结果,部署空间立体井位,临兴地区致密气藏储量动用程度提高15.3个百分点,优化井位部署50口,预计增加天然气可采储量100×10 ⁸m ³。研究成果可为临兴地区致密气藏未动用储量立体勘探开发部署提供有利的技术支撑,对同类型致密砂岩气藏的勘探及储量有效动用具有重要的参考和借鉴意义。

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39. 敏感性普通稠油水驱油藏化学降黏实践

魏超平, 束青林, 吴光焕, 吴伟, 钟立国, 李迎春, 孙永权, 张彬

特种油气藏 2023, 30 (2): 109-115. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.02.015

摘要（86）

PDF （2522KB）（55）

针对金8块强水敏普通稠油油藏水驱采收率低、蒸汽吞吐注汽困难的问题,开展了化学降黏研究,并选取2个井组进行矿场先导试验,通过室内研究和矿场实践证实了该技术的可行性。研究表明:多孔介质中原油、降黏剂、固相模型相互作用发生原油乳化分散、岩石润湿性改变、液滴变形和架桥封堵3项作用,从而实现降低原油表观黏度、剥离原油及扩大波及体积的作用。水驱后注入0.3倍孔隙体积降黏剂溶液,水驱残余油被分散乳化,由不可动油变成可动油重新流动,含水下降,采收率提高了7.29个百分点。采用数值模拟方法对试验井组进行设计,在目前反九点水驱井网上,先注入单一化学降黏溶液,当含水超过75%时添加泡沫进行降黏复合驱,化学剂段塞注入量应为0.4倍孔隙体积。对比试验井组注水和化学降黏开发1 a的指标,化学降黏具有减缓含水上升速度、提高采油速度、增加驱替见效期、提高储层吸水能力和提升开发经济效益等优势。该成果对同类油藏具有重要借鉴意义。

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40. 长春岭南区块浅层气成藏条件及其主控因素

昝春景, 季汉成, 赵忠波, 施尚明

特种油气藏 2023, 30 (2): 36-43. DOI: 10.3969/j.issn.1006-6535.2023.02.005

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浅层气资源分布广泛,勘探开发前景广阔。针对长春岭南区块浅层气分布认识不清的问题,以埋藏较浅的泉四段储层为目的层,通过分析成藏条件,明确主控因素,研究沉积微相和断裂对气藏成藏的控制作用。结果表明:研究区气源主要来自青山口组青一段烃源岩所生成的原油伴生气;储层为河流相沉积,河道砂体厚度大、物性好,有利于浅层气富集;断裂构造和倾斜的储层砂体为浅层气提供了良好的垂向和横向运移通道;研究区具有背斜形态,被南北、北西和少量北东走向的3组断裂切割,构造圈闭条件较好;青一段烃源岩同时作为区域盖层,厚度大,断层在明水组末期停止活动,保存条件良好。沉积微相和断层是研究区浅层气成藏的主控因素,应重点寻找断层-岩性气藏,研究区东部的背斜隆起带为有利勘探区。研究成果为该区块进一步勘探指明了有利方向。

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