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基于水力压裂现场实验室的致密砾岩人工缝网特征 被引量：2
1
作者 覃建华 鲜成钢 +6 位作者 张景 梁天博 王文中 李思远 张津宁 张阳 周福建 《石油勘探与开发》 北大核心 2025年第1期217-228,共12页
为明确玛湖致密砾岩储层水力压裂后缝网发育特征,借鉴北美水力压裂试验场的成功经验,在玛131井区三叠系百口泉组二段(T1b2)和三段(T1b3)建立水力压裂现场实验室,共实施12口水平井和1口大斜度取心井,根据取心井MaJ02岩心裂缝CT扫描、成... 为明确玛湖致密砾岩储层水力压裂后缝网发育特征,借鉴北美水力压裂试验场的成功经验,在玛131井区三叠系百口泉组二段(T1b2)和三段(T1b3)建立水力压裂现场实验室,共实施12口水平井和1口大斜度取心井,根据取心井MaJ02岩心裂缝CT扫描、成像测井以及岩心直接观测结果,结合示踪剂监测资料,研究水力压裂缝产状、连通情况、扩展规律和主控因素。研究表明:①水力压裂形成张性和剪切两种性质的裂缝,张性缝近似平行于最大水平主应力方向,自井筒射孔簇最远可延伸50 m;剪切缝分布于张性缝之间,大部分受缝间诱导应力场影响呈走滑剪切模式,部分呈共轭成对出现,整体上压裂缝呈先张后剪、张剪相间、剪切为主的特征。②示踪剂监测结果表明,生产早期井间普遍存在连通,随着生产的进行,缝内静压力逐渐降低,井间连通性下降。③岩性和压裂参数影响水力裂缝密度,泥岩夹层水力裂缝密度低于砾岩,并限制裂缝的扩展;更大的改造规模、更小的簇间距可提高裂缝密度,是提高单井产量的重要方向。 展开更多
关键词 致密砾岩 致密油 水力压裂现场实验室 大斜度井取心 张性缝 剪切缝 缝网特征
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深层断溶体油气藏钻完井储层保护技术挑战与对策 被引量：14
2
作者 方俊伟 贾晓斌 +3 位作者 游利军 周贺翔 康毅力 许成元 《断块油气田》 CAS CSCD 北大核心 2024年第1期160-167,共8页
深层断溶体油气藏储层裂缝发育,易导致大量工作液漏失,造成严重储层损害。以顺北区块奥陶系碳酸盐岩储层为例,考虑储层超深、超高压、超高温与断裂带特点,综合工区钻井液漏失情况、储层物性特征、矿物组成和裂缝发育情况,结合流体敏感... 深层断溶体油气藏储层裂缝发育,易导致大量工作液漏失,造成严重储层损害。以顺北区块奥陶系碳酸盐岩储层为例,考虑储层超深、超高压、超高温与断裂带特点,综合工区钻井液漏失情况、储层物性特征、矿物组成和裂缝发育情况,结合流体敏感性、应力敏感性与储层润湿性评价,揭示了深层断溶体油气藏储层损害机理。钻井液漏失是深层断溶体油气藏最重要的储层损害方式,岩体结构破碎、储层非均质性强、走滑断层裂缝缝面光滑及高温长井段循环进一步加大了储层保护的难度;通过采用控压钻井技术,结合抗高温高酸溶屏蔽暂堵技术与抗高温强滞留堵漏技术,可以达到较好的储层保护效果;根据深层断溶体碳酸盐岩油气藏裂缝发育特征,钻进全程加入高强度架桥材料,利用鳞片状岩屑作为填充材料,达到钻井过程防漏与开发过程预防裂缝应力敏感性的效果,实现漏失控制—储层保护—增产增渗的一体化目标。 展开更多
关键词 深层 断溶体 储层损害 漏失 预撑裂缝堵漏
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致密/页岩油气储层保护技术研究进展与方向 被引量：1
3
作者 游利军 龚伟 +1 位作者 康毅力 王艺钧 《断块油气田》 北大核心 2025年第1期27-34,152,共9页
致密/页岩油气藏地质条件复杂,入井工作液种类繁多,会造成多尺度储层损害,导致油气井减产严重,开发效益不理想。文中梳理了致密/页岩油气藏多尺度工程地质特征,分析了特殊的储层损害机理,总结了现有储层损害控制技术,并展望了储层保护... 致密/页岩油气藏地质条件复杂,入井工作液种类繁多,会造成多尺度储层损害,导致油气井减产严重,开发效益不理想。文中梳理了致密/页岩油气藏多尺度工程地质特征,分析了特殊的储层损害机理,总结了现有储层损害控制技术,并展望了储层保护技术发展方向。致密/页岩油气藏储层损害呈现多尺度特征,具有流体敏感性、氧敏性、应力敏感性、出砂/岩粉、盐析等特征,井间压窜是主要的储层损害方式之一,会诱发多种损害叠加;钻井过程储层损害控制技术有孔缝暂堵技术与界面修饰技术,压裂过程有泡沫压裂液、控液提砂的高强度体积压裂等技术,文中还提出了漏失控制-储层保护-增产改造一体化的预撑裂缝暂堵技术;未来需要研发储层损害预测-诊断专家系统、原地自降解暂堵材料、自支撑裂缝减量增渗保缝技术、适度压裂促缝保缝技术及高效环保型储层损害解除技术,强化储层损害机理与储层保护机理,研发致密/页岩油气勘探开发全过程储层保护-增产改造-提采一体化技术,保有产、护高产,保增产、护稳产。 展开更多
关键词 致密油气 页岩油气 储层损害 提高采收率 压窜
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四川盆地煤层气勘探开发现状与前景 被引量：1
4
作者 朱苏阳 刘伟 +3 位作者 王运峰 贾春生 陈朝刚 彭小龙 《油气藏评价与开发》 北大核心 2025年第2期185-193,204,共10页
四川盆地煤炭资源丰富,近年来也取得了部分煤层气探井的突破。为了探讨四川盆地建成煤层气生产基地的可行性,研究综述了四川盆地内煤层气藏的层位发育情况,以及川东南和川南地区煤层气开发区块的地质和动态特征。四川盆地内第一个煤层... 四川盆地煤炭资源丰富,近年来也取得了部分煤层气探井的突破。为了探讨四川盆地建成煤层气生产基地的可行性,研究综述了四川盆地内煤层气藏的层位发育情况,以及川东南和川南地区煤层气开发区块的地质和动态特征。四川盆地内第一个煤层气生产基地筠连沐爱矿区地面抽排井已达450余口,连续5 a年产气量超过1.00×10^(8)m^(3);蜀南矿区内生产井数328口,年产气量达0.79×10^(8)m^(3)。然而,盆地内以煤层作为目标层位的煤层气井日均产量不到700 m^(3),但对煤层及附近砂岩层段进行笼统压裂改造的先导探产井却能达到5000~8000 m^(3)/d的规模,这说明四川盆地煤层气生产动态与国内其他煤层气生产基地差异较大,这是源于盆地内多发育薄层以及与致密砂岩互层的构造煤,因此,不能沿用沁水、鄂尔多斯等典型厚煤层的“甜点”评价和开发方式,亟须改变以“煤层”作为煤层气井唯一目标层位的开发思路。实践表明:四川盆地煤层多发育于海陆过渡相地层,虽然煤层自身横向发育并不稳定,但是稳定发育了“煤层+砂岩+泥岩”3种岩性的组合,特殊的岩性组合可以形成“煤—砂—煤”烃源封存箱体,对四川盆地薄互层煤层气的开发和产能建设具有重要意义。另外,四川盆地近年来关停大量煤矿,废弃煤矿中富集的煤层气亟须结合地面钻井开发手段进行二次开发。综上所述,根据四川盆地的地质资源量和现有开采技术,为建设继沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘之后的第三个煤层气产业基地提供了可能。 展开更多
关键词 四川盆地 煤层气 煤系气 薄互层 烃源封存箱体
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注烃气开发油藏流体相态时变特征及开发技术对策
5
作者 陈利新 江同文 +5 位作者 黎开奋 林清金 刘昕哲 潘毅 姚杰 吴克柳 《特种油气藏》 北大核心 2025年第5期85-92,共8页
针对油藏注烃气开发过程中对地层流体相态时变特征影响驱油效果机理认识不足,难以开展精细调控、提高采收率的问题,通过典型井流体高压物性实验,明确了注烃气开发过程中地层流体相态时变特征;基于时变的流体相态,开展流体相态变化对驱... 针对油藏注烃气开发过程中对地层流体相态时变特征影响驱油效果机理认识不足,难以开展精细调控、提高采收率的问题,通过典型井流体高压物性实验,明确了注烃气开发过程中地层流体相态时变特征;基于时变的流体相态,开展流体相态变化对驱油效果影响的油藏数值模拟研究,制订并优化了考虑油藏相态时变特征的典型井组注烃气开发的技术对策。研究表明:注烃气开发后,储层中的气驱前缘原油变轻,气驱后缘剩余油变重;注烃气开发过程中,生产井附近储层中的轻质油流体特征转变为挥发油流体特征;与注贫烃气相比,注富烃气可以降低气驱后缘的油气界面张力,提高油气混相程度,从而提高原油采收率。该研究可为油藏注烃气开发技术对策制订提供依据,对油藏注CO_(2)驱开发和凝析气藏注气开发同样具有重要的借鉴意义。 展开更多
关键词 油藏 注烃气 相态时变 提高采收率 油藏数值模拟
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基于体视粒子图像测速的非常规储层支撑剂入缝规律实验
6
作者 郭建春 左恒愽 +4 位作者 张涛 唐堂 周航宇 刘彧轩 李明峰 《石油勘探与开发》 北大核心 2025年第5期1189-1198,共10页
引入体视粒子图像测速技术,开展支撑剂平面三维速度场测试,研究“垂直主裂缝-垂直分支缝”90°相交的裂缝模式下分支缝的支撑剂入缝过程,分析泵注排量、压裂液黏度、支撑剂粒径、裂缝宽度对支撑剂进入分支缝运动特征的影响。研究表... 引入体视粒子图像测速技术,开展支撑剂平面三维速度场测试,研究“垂直主裂缝-垂直分支缝”90°相交的裂缝模式下分支缝的支撑剂入缝过程,分析泵注排量、压裂液黏度、支撑剂粒径、裂缝宽度对支撑剂进入分支缝运动特征的影响。研究表明:依据主缝中支撑剂偏转特征可将主裂缝划分为入缝前过渡区、入缝前稳定区、缝口转向入缝区、回吸入缝区、远离缝口区5个区域,支撑剂主要在分支缝口处转向进入分支缝,少量支撑剂在缝口后部回吸进入分支缝。增大泵注排量、减小支撑剂粒径、增大支缝宽度有利于支撑剂转向进入分支缝;增大压裂液黏度,支撑剂进入支缝能力先增强后减弱,高黏不利于支撑剂进入分支缝。现场施工时,初期可采用大排量、微—小粒径支撑剂,确保分支缝有效铺置,后期采用中—大粒径支撑剂,确保主缝有效铺置,提高缝网整体导流能力。 展开更多
关键词 水力压裂 垂直主裂缝 垂直分支缝 体视粒子图像测速(SPIV) 三维速度场 支撑剂转向 支撑剂输送
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注入介质和注入方式对致密油提高采收程度影响实验研究——以大庆扶余储层为例
7
作者 汤勇 袁晨刚 +3 位作者 何佑伟 黄亮 于福吉 梁秀丽 《油气藏评价与开发》 北大核心 2025年第4期554-563,共10页
致密油藏作为目前中国油气藏开发重点,因储层物性差、连通性不佳、非均质性强的特点导致其开采难度大。在致密油藏开采过程中,不同注入介质和注采方式对致密油藏开采的机理及提采效果不明确,从而严重制约了致密油藏的高效开采。以中国... 致密油藏作为目前中国油气藏开发重点,因储层物性差、连通性不佳、非均质性强的特点导致其开采难度大。在致密油藏开采过程中,不同注入介质和注采方式对致密油藏开采的机理及提采效果不明确,从而严重制约了致密油藏的高效开采。以中国石油大庆油田扶余储层为例,开展不同注入介质(CO_(2)、活性剂)及不同注入方式(驱替、吞吐、气水交替)的地层岩心动态注入室内实验,研究不同注入介质及注入方式对致密油藏的提采机理及提采效果。结果发现:气水交替驱与CO_(2)气驱相比,地下原油采出程度提高了4.14%,与活性剂驱相比,地下原油采出程度提高了15.38%;气水交替吞吐与CO_(2)吞吐相比,地下原油采出程度提高了0.54%,与活性剂吞吐相比,地下原油采出程度提高了5.09%。建立驱油优势通道后的驱替比吞吐具有更大的波及体积与洗油效率,且气水交替注入较单一介质注入有效地降低了流体窜流,增大了对细小孔隙的清扫。由于CO_(2)注入对地层原油的降黏及溶解气驱效果较好,CO_(2)注入采出程度高于活性剂注入。同等注采条件下,低黏度原油的采出程度高于高黏度原油,黏度的增大显著增大了渗流阻力。研究得出了不同注入介质及不同注入方式对致密油藏开发的提采程度差异,为致密油藏进一步高效开发提供实验及理论支持。 展开更多
关键词 致密油藏 活性剂 驱替 吞吐 气水交替 提高采出程度
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鄂尔多斯盆地东缘低压致密砂岩气储层敏感性实验研究
8
作者 陈明君 唐星宇 +4 位作者 王玉斌 康毅力 郭智栋 颜茂凌 陈雪妮 《油气藏评价与开发》 北大核心 2025年第6期983-994,共12页
鄂尔多斯盆地东缘致密气储量丰富,但储层压力系数低、物性差、黏土矿物等敏感性矿物大量赋存、孔隙结构复杂,导致储层潜在损害程度较高,制约了气井高产稳产。为了明确研究区致密气储层敏感性特征,以二叠系山西组1段、石盒子组8段致密砂... 鄂尔多斯盆地东缘致密气储量丰富,但储层压力系数低、物性差、黏土矿物等敏感性矿物大量赋存、孔隙结构复杂,导致储层潜在损害程度较高,制约了气井高产稳产。为了明确研究区致密气储层敏感性特征,以二叠系山西组1段、石盒子组8段致密砂岩为研究对象,利用铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射和岩心流体驱替实验等手段开展了储层敏感性实验研究,并提出了针对性的储层保护对策。实验结果表明:研究区岩石类型为细—中粒岩屑砂岩,黏土矿物占比平均为21.59%,以伊蒙间层为主;储层孔隙主要类型为剩余粒间孔与次生溶蚀孔,纳米孔发育,且微—纳孔缝连通性差;盒8段岩心中值孔隙度为6.43%,中值渗透率为0.149×10^(-3)μm^(2);山1段岩心中值孔隙度为6.46%,中值渗透率为0.387×10^(-3)μm^(2);地层水pH值介于5.47~6.83,平均总矿化度为118077.21 mg/L。研究区气藏属低温、低压致密气藏,具有弱速敏、弱—中等偏弱水敏、弱—中等偏弱盐敏、中等偏弱—中等偏强酸敏、弱—中等偏强碱敏、中等偏强—强应力敏感的特点。平均临界流速为0.3 mL/min,临界矿化度为60000 mg/L,平均临界pH值为7.79。开发过程中应关注储层低压、低温、纳米孔占比高等特点,着重考虑酸敏、碱敏和应力敏感,并在钻完井、压裂和生产制度中进行完善与优化。研究结果对低压致密砂岩气高效开发具有指导意义。 展开更多
关键词 鄂尔多斯盆地 致密砂岩气 流体敏感性 应力敏感性 储层保护
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非常规油气藏不规则复杂裂缝表征方法 被引量：3
9
作者 何佑伟 谢义翔 +2 位作者 乔宇 陈玉林 汤勇 《石油实验地质》 CAS CSCD 北大核心 2024年第4期748-759,共12页
非常规油气资源储量大,开发难度高。储层压裂改造是非常规油气资源开发的关键技术手段。天然裂缝和压裂裂缝具有不规则性和复杂性。针对现有裂缝表征方法难以准确刻画裂缝真实形状和宽度变化等不规则特性这一问题,提出了基于非结构PEBI... 非常规油气资源储量大,开发难度高。储层压裂改造是非常规油气资源开发的关键技术手段。天然裂缝和压裂裂缝具有不规则性和复杂性。针对现有裂缝表征方法难以准确刻画裂缝真实形状和宽度变化等不规则特性这一问题,提出了基于非结构PEBI网格的不规则复杂裂缝表征方法。首先,建立基于PEBI网格的天然裂缝表征流程,实现对任意区域或限定区域天然裂缝的准确表征;其次,建立基于Delaunay三角形网格和PEBI网格的压裂裂缝表征及优化方法,分析网格尺寸及优化次数对裂缝表征精度的影响;第三,建立基于非结构网格的非平面裂缝表征方法,实现对弯曲裂缝的刻画和表征,裂缝形态和分布与实际情况更相符;第四,提出非均匀裂缝宽度表征方法,实现对变宽度即同一条裂缝宽度和导流能力不均匀分布裂缝的精细表征;第五,在全区域和限定区域内,实现耦合不规则压裂裂缝和不规则天然裂缝的复杂缝网表征。针对大规模天然裂缝与压裂裂缝相交、裂缝宽度非均匀分布、非平面裂缝等复杂条件下的裂缝网络表征,通过调整网格优化次数,能够提高缝网表征质量。利用PEBI网格能够灵活准确逼近裂缝复杂边界条件的优势,实现快速、准确地显示处理大量不规则天然裂缝和压裂裂缝。形成的不规则复杂裂缝表征方法,有助于提高非常规油气藏裂缝网络的表征精度和数值模拟计算准确性。 展开更多
关键词 非常规油气藏 不规则裂缝 复杂缝网 裂缝表征 DELAUNAY三角形网格 PEBI网格
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石油与天然气工业CCUS系统安全风险评估研究现状及展望
10
作者 曾德智 陈雪珂 +2 位作者 罗建成 郑春焰 余成秀 《西北大学学报(自然科学版)》 北大核心 2025年第5期943-955,共13页
随着碳捕集、利用与封存(CCUS)工程示范项目和商业化利用数量的迅速增加和规模的不断扩大,亟须夯实CCUS安全发展根基,提升以安全风险识别、评估和防控为主的安全风险管理水平。我国石油与天然气工业CCUS已进入集群化发展新阶段,现有CCU... 随着碳捕集、利用与封存(CCUS)工程示范项目和商业化利用数量的迅速增加和规模的不断扩大,亟须夯实CCUS安全发展根基,提升以安全风险识别、评估和防控为主的安全风险管理水平。我国石油与天然气工业CCUS已进入集群化发展新阶段,现有CCUS单一环节安全风险评估模型不仅难以捕捉复杂环境下的动态变化和非线性关系,且评估目的分散,直接沿用既有模式,不利于新型CCUS系统风险传递行为和事故演化机制分析。为适应该趋势,可综合考虑系统弹性和非技术因素,对新型CCUS系统安全风险评估指标体系进行完善;并基于风险关联分析和动态演化过程进行系统建模,以优化新型CCUS系统安全风险评估方法,从而为石油与天然气工业CCUS集群化部署之下的新型CCUS系统构建更科学、更准确、更有效的安全风险评估体系,为后续加强安全风险评估-监测-预警-防控一体化建设、推动安全关口前移、优化应急管理体制和资源配置提供决策支持,保障石油与天然气工业CCUS可持续发展。 展开更多
关键词 CCUS 集群化部署 安全风险评估
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N_(2)对含CO_(2)注入气的物性参数影响实验及相平衡规律研究 被引量：1
11
作者 秦楠 甘笑非 +3 位作者 罗瑜 刘晓旭 温斌 陈星宇 《油气藏评价与开发》 北大核心 2025年第4期597-604,共8页
工业尾气处理成本高昂,将含CO_(2)的尾气注入枯竭油气藏是实现提高采收率与碳封存的潜在技术。为了给注入过程提供指导,探明N_(2)对含CO_(2)注入气物性参数的影响,基于JEFRI相态分析仪和CPA(立方加缔合)状态方程开展含CO_(2)注入气物性... 工业尾气处理成本高昂,将含CO_(2)的尾气注入枯竭油气藏是实现提高采收率与碳封存的潜在技术。为了给注入过程提供指导,探明N_(2)对含CO_(2)注入气物性参数的影响,基于JEFRI相态分析仪和CPA(立方加缔合)状态方程开展含CO_(2)注入气物性参数实验测量和相平衡规律研究。研究结果表明:当温度较高时,高含CO_(2)注入气的“乳光现象”较弱,且出现“乳光现象”时的压力较高,当温度接近临界点时,“乳光现象”较强,但是出现“乳光现象”的压力较低,且远离临界压力;当含CO_(2)注入气存在“乳光现象”时,流体存在临界点,而流体存在临界点时,不一定能观察到“乳光现象”,流体不存在临界点时,未观察到“乳光现象”。含CO_(2)注入气在压力低于10 MPa时,流体表现出类似气体密度的性质,随压力增加体积快速减小;当压力高于20 MPa时,流体表现出类似液体密度的性质。压力介于10~20 MPa时属于过渡带,在压力介于2~55 MPa时,5种含CO_(2)注入气的黏度均很小,呈现气态特征。在相同的温度和压力条件下,随着N_(2)摩尔分数从10%增加到90%,含CO_(2)注入气的偏差因子增加,流体的密度降低,注气过程中应尽量减少N_(2)的含量,采用高含CO_(2)的注入气效果更好。以12 MPa为界限,压力不高于12 MPa时,黏度随N_(2)增加而增加,压力高于12 MPa时,黏度则随着N_(2)含量增加而减小,摩尔分数为5%的O2杂质对CO_(2)注入气物理性质的影响很小,可以忽略。在相同的组成下,随着温度升高,注入气偏差因子和黏度先增加后降低,压力的交点与温度和组成相关。该研究实验与理论模型结合,揭示了N_(2)对含CO_(2)注入气物性参数的影响,为油气藏注烟道气或尾气提高采收率提供了指导。 展开更多
关键词 含CO_(2)注入气 N2杂质气 物性参数实验测量 相态变化规律 CPA状态方程 乳光现象
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CO_(2)溶解度实验及预测模型
12
作者 杨宏楠 乐平 +3 位作者 范伟 张维 汪周华 李丹宸 《新疆石油地质》 北大核心 2025年第3期360-366,共7页
CO_(2)溶解度是影响低渗、致密油藏注CO_(2)提高采收率和深盐水层CO_(2)埋存效果的重要参数。基于高温高压可视化相态反应釜的CO_(2)溶解实验明确了地层温度和压力、地层水矿化度和多相流体饱和度变化对原油-地层水体系中CO_(2)溶解度... CO_(2)溶解度是影响低渗、致密油藏注CO_(2)提高采收率和深盐水层CO_(2)埋存效果的重要参数。基于高温高压可视化相态反应釜的CO_(2)溶解实验明确了地层温度和压力、地层水矿化度和多相流体饱和度变化对原油-地层水体系中CO_(2)溶解度的影响,并通过拟合实验结果建立地层温度及压力下原油-地层水体系CO_(2)溶解度预测模型。结果表明:原油-地层水体系中,CO_(2)溶解度受压力和流体类型影响较大,压力和含油饱和度越高,越有利于CO_(2)溶解,地层水矿化度和温度均能小幅度影响CO_(2)在地层水中的溶解度;CO_(2)在原油中的溶解呈现出多阶段溶解特征,并随含油饱和度的增大大幅增加;随着油水两相体系中含水饱和度的增大,CO_(2)溶解度迅速降低,且伴随温度的升高,CO_(2)溶解度小幅降低。基于CO_(2)溶解度实验拟合得到CO_(2)溶解度预测模型,油水两相体系中的CO_(2)溶解度可分别采用CO_(2)在原油、地层水中的溶解度对油水两相饱和度加权得到,模型计算结果与实验结果一致性较高。 展开更多
关键词 CO_(2)溶解度 原油-地层水体系 地层水矿化度 含油饱和度 预测模型
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LARSEN & SKAUGE相渗滞后模型在高温高压CO_(2)-水互驱实验中的适应性
13
作者 王烁石 纪强 +5 位作者 郭平 刘煌 温连辉 徐锐锋 汪周华 张瑞旭 《油气藏评价与开发》 北大核心 2025年第4期613-624,共12页
多孔介质中的相渗滞后效应经多年实验研究已经形成了较为统一的结论。由于相渗滞后效应的影响,气水交替过程中不同周期的相渗曲线形态、各束缚相饱和度等参数都受到饱和路径及饱和历史的影响变化。涉及多相渗流交变工况的石油工程应用... 多孔介质中的相渗滞后效应经多年实验研究已经形成了较为统一的结论。由于相渗滞后效应的影响,气水交替过程中不同周期的相渗曲线形态、各束缚相饱和度等参数都受到饱和路径及饱和历史的影响变化。涉及多相渗流交变工况的石油工程应用不能忽略相渗滞后现象。现有CO_(2)-水交替过程的数值模拟研究中对相渗滞后效应考虑不足,导致开发过程中CO_(2)埋存量及油采收率等关键参数的数值模拟预测结果与实际情况存在偏差。因此,基于LARSEN&SKAUGE三相相渗滞后模型,设计并开展了含油岩心高温高压条件下的多周期CO_(2)-水互驱实验,系统分析了不同起始注入相在混相或非混相条件下气水交替过程中相渗曲线的变化;通过LARSEN&SKAUGE三相相渗滞后模型进行了数值模拟岩心实验拟合,并对比了由实验测定的相渗滞后参数与拟合校正后滞后参数的拟合结果。结果表明:非混相实验中的滞后现象较混相实验更为显著。此外,岩心的初始饱和状态对气水交替驱替效果也有影响。由实验测得的滞后参数仅适用于初始拟合值,在不同工况的应用场景需要开展单独实验拟合。该研究结果可为评估CO_(2)-水交替过程中的相渗滞后效应提供参考,揭示多周期气水交替驱替过程中的相渗曲线变化规律,提高油采收率和CO_(2)埋存相渗滞后效应数值模拟研究的准确性。 展开更多
关键词 相渗滞后 CO_(2)-气水交替 高温高压 数值模拟 LARSEN&SKAUGE模型
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一种基于时序注意力动态卷积的油气井产量预测方法
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作者 杨晨 彭小龙 +3 位作者 朱苏阳 王超文 官文洁 向东流 《油气藏评价与开发》 北大核心 2025年第6期1046-1055,共10页
目前机器学习对油气井产量预测效果不佳的原因在于常规方法过度依赖历史产量数据特征,使得预测结果更多地表现为对历史信息的重组,而难以预测新的趋势。这些方法忽略了其他重要的时序变量,如油气井的开发阶段、压力和产水等对产量的影... 目前机器学习对油气井产量预测效果不佳的原因在于常规方法过度依赖历史产量数据特征,使得预测结果更多地表现为对历史信息的重组,而难以预测新的趋势。这些方法忽略了其他重要的时序变量,如油气井的开发阶段、压力和产水等对产量的影响。为了解决这些问题,研究提出了压力、产水和产量的关联对策,并建立了一种基于时序注意力动态卷积神经网络的油气井产量预测方法,该方法以时域卷积神经网络为基础模型,引入了多头注意力和动态卷积机制,从而捕捉输入特征序列中不同时间步之间的长期依赖关系,并为每个时间步分配不同的权重。动态卷积模块可以根据时序注意力模块的输出,动态地生成卷积核参数,从而适应不同生产阶段的输入特征。通过安岳采气作业区多井真实复杂案例的验证,展示了基于时序注意力动态卷积的油气井产量预测模型的优越性。研究表明,所提出的模型在面对随机选取的4口井时表现出更好的预测效果。进一步通过对注意力权重和动态卷积权重的可视化分析,发现该模型能够根据不同开发阶段动态调整卷积核权重,特别是针对气井的初始阶段、过渡阶段和衰退阶段。通过结合开发阶段的压力、产水和产量关系,时序注意力动态卷积神经网络模型能自适应调整其结构和参数,从而实现对油气井产量的精准预测。 展开更多
关键词 油气井产量预测 时域卷积神经网络 多头注意力 动态卷积 自适应
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低渗透油藏CO_(2)驱高温高压微观可视化实验
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作者 胡义升 陈继宏 +2 位作者 成秋荣 蒲磊 郭平 《特种油气藏》 北大核心 2025年第5期137-145,共9页
针对高温高压低渗透油藏CO_(2)驱提高采收率微观机理认识不足的问题,开展高温高压微观可视化实验,采用ImageJ阈值化分析法,对CO_(2)混相与非混相驱微观驱油机理进行研究,对CO_(2)混相和非混相驱剩余油进行分类表征,探讨CO_(2)注入量、... 针对高温高压低渗透油藏CO_(2)驱提高采收率微观机理认识不足的问题,开展高温高压微观可视化实验,采用ImageJ阈值化分析法,对CO_(2)混相与非混相驱微观驱油机理进行研究,对CO_(2)混相和非混相驱剩余油进行分类表征,探讨CO_(2)注入量、注入速度、注入压力和储层非均质性对最终采出程度的影响。研究表明:CO_(2)驱替过程中会产生跃进置换现象及气-油-气复合驱替现象,窄喉道处易产生CO_(2)压缩释放现象;在CO_(2)混相驱及非混相驱过程中,随着CO_(2)注入量的增加,驱油效率大幅上涨后趋于稳定,随着驱替速度的提高,驱油效率呈现先上升后降低的趋势,当驱替压力高于最小混相压力时,可提高低渗油藏剩余油采出量;与非混相驱相比,CO_(2)混相驱效果更好,最终采出程度受储层非均质性影响更小。该研究为低渗透油藏CO_(2)驱开发方案设计提供了重要理论依据和实践指导。 展开更多
关键词 低渗透油藏 高温高压 微观机理可视化实验 CO_(2)混相驱 提高采收率 CO_(2)非混相驱 剩余油
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CO_(2)驱油及地质埋存适宜度三阶段三类三维表征与评价
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作者 王泽宇 欧成华 +5 位作者 肖富润 李航 郭培培 权昊森 闫博 彭仕轩 《地质科技通报》 北大核心 2025年第1期64-73,共10页
为实现CO_(2)驱油及地质埋存适宜度、驱油量及埋存量表征与评价,在开发中后期油藏中充分考虑CO_(2)驱油及地质埋存机制的阶段性差异,提出了CO_(2)驱油及地质埋存适宜度的三阶段三类三维表征与评价方法。首先,开展CO_(2)驱油及地质埋存... 为实现CO_(2)驱油及地质埋存适宜度、驱油量及埋存量表征与评价,在开发中后期油藏中充分考虑CO_(2)驱油及地质埋存机制的阶段性差异,提出了CO_(2)驱油及地质埋存适宜度的三阶段三类三维表征与评价方法。首先,开展CO_(2)驱油及地质埋存适宜度分阶段分类研究,包括基于5因素法的CO_(2)驱油-物理埋存阶段适宜度分类、基于6因素法的CO_(2)驱油-物理化学埋存阶段适宜度分类、基于6因素法的CO_(2)化学埋存阶段适宜度分类。然后,实施CO_(2)驱油及地质埋存适宜度三阶段三类三维表征与评价,包括基于埋存系数法的CO_(2)驱油量可视化分级分类评价、基于埋存系数法的CO_(2)埋存量可视化分级分类评价。将提出的三阶段三类三维表征与评价方法应用于中国东部某典型低孔、特低渗油藏,先后建立了适宜度三阶段三类标准、适宜度三阶段三类三维模型、每个阶段各类储集体的驱油量与埋存量三维模型,计算出实例区三阶段各类储集体CO_(2)驱油量648.24 t、埋存量2956.84 t,表征了各阶段各类储集体CO_(2)驱油及地质埋存的空间分布特征,为下一步CO_(2)捕获、利用和存储(CO_(2) capture,utilization and storage,简称CCUS)项目精细化作业提供了技术支撑。 展开更多
关键词 CO_(2)驱油及地质埋存 分阶段分类评价 三维表征 驱油量 埋存量
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海上L低渗油藏CO_(2)混相驱微观动用特征实验研究
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作者 何洋 汪周华 +2 位作者 郑祖号 涂汉敏 何友才 《油气藏评价与开发》 北大核心 2025年第4期589-596,共8页
渤海L低渗油藏储层整体表现出中孔、低渗的特点且油藏流体低密度、低黏度,在开发前期已经进行水驱补能,亟须探索不同开发方式的可行性研究,为后续合理开发提供参考依据。但该油藏不同驱替方式微观动用特征、机制以及影响因素尚不明确。... 渤海L低渗油藏储层整体表现出中孔、低渗的特点且油藏流体低密度、低黏度,在开发前期已经进行水驱补能,亟须探索不同开发方式的可行性研究,为后续合理开发提供参考依据。但该油藏不同驱替方式微观动用特征、机制以及影响因素尚不明确。以渤海L低渗油藏为研究对象,选取储层内部2块代表性砂岩岩心,运用在线核磁驱替技术,开展岩心CO_(2)混相驱油和水驱转CO_(2)混相驱油室内实验测试,在驱替过程中对岩心进行实时扫描,明确不同驱替方式微观动用特征差异及影响因素。结果表明:在相同驱替条件下驱替2.0 PV流体后,高渗岩心a(33.80×10^(-3)μm^(2))和低渗岩心b(2.95×10^(-3)μm^(2))CO_(2)混相驱(最终驱替效率分别为69.31%,66.18%)相比水驱转CO_(2)混相驱(驱替效率分别为58.07%,56.97%)效果更佳;高渗岩心相比于低渗岩心大孔占比更多,孔隙连通性强,CO_(2)混相驱油以及水驱转CO_(2)混相驱油的驱替效率分别提高3.13%和1.10%,表明物性对驱替效率影响较小;高渗岩心和低渗岩心水驱时孔喉动用下限分别为0.019 7μm和0.009 8μm,渗透率低使得压差较大,故孔喉动用下限更低;当水驱转CO_(2)混相驱后,油、气、水三相渗流,增大了实验压差,此时孔喉动用下限分别降低至0.008μm和0.004 9μm,与一直使用CO_(2)混相驱2块岩心孔喉动用下限(0.006 9μm、0.005 2μm)接近;推荐CO_(2)混相驱为L油藏后期合理开发方式。 展开更多
关键词 在线核磁 CO_(2)驱 水驱转CO_(2)驱 砂岩油藏 驱替效率
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枯竭气藏型碳酸盐岩储气库地质力学建模与完整性评价
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作者 陈渝页 唐源霜 +5 位作者 周鸿 王涵 郑鑫 王昱珩 陆开琛 唐慧莹 《油气藏评价与开发》 北大核心 2025年第5期912-920,共9页
储气库对保障国家能源安全与调峰保供至关重要,储气库在运行中易出现断层活化、局部盖层突破等状况,引发气体泄漏风险,因此有必要分析其力学完整性。为了明确X储气库应力变化的内在规律、提高储气库运行压力上限、提升整体储气效能,综... 储气库对保障国家能源安全与调峰保供至关重要,储气库在运行中易出现断层活化、局部盖层突破等状况,引发气体泄漏风险,因此有必要分析其力学完整性。为了明确X储气库应力变化的内在规律、提高储气库运行压力上限、提升整体储气效能,综合地质、地震、测井、生产和室内实验数据,建立了X储气库一维、三维地质力学模型,融合生产历史拟合与循环注采情况,建立了四维动态地质力学模型;分析了注采过程中盖层、储层、底托层、断层应力变化规律和力学完整性,并综合注采能力与力学完整性开展注采方案优化。结果表明:①X储气库龙潭组盖层杨氏模量较小、泊松比较大、强度较弱,岩性越偏泥岩,模量越小,水平向应力越小;②盖层原始地应力呈走滑断层状态,储层原始地应力为逆断层状态;③X储气库注采过程中,盖层和底托层应力变化较小、破坏风险低;④储层孔隙压力变化明显,且变化幅度大于应力;⑤注采过程中,储层基质破坏风险较低,主要注采区域在注气后破坏风险增大,断层在井底压力高于原始气藏压力约3 MPa时有滑移风险;⑥在保证X储气库力学完整性前提下,优化注采方案后的累计注气量较优化前增加约34%。研究成果可为X储气库地应力分析、力学完整性评价工作提供理论和方法支撑。 展开更多
关键词 碳酸盐岩储气库 地质力学建模 力学完整性 四维地应力 断层滑移 注采优化
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深部地热能系统主要挑战与耦合储能的增强型创新开发模式 被引量：7
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作者 侯正猛 吴旭宁 +5 位作者 罗佳顺 张烈辉 李早元 曹成 吴林 陈前均 《煤田地质与勘探》 EI CAS CSCD 北大核心 2024年第1期1-13,共13页
中国在中低温地热能直接利用方面早已领先全球,但在深部地热能发电方面却发展缓慢。深部高温高压环境下岩石渗透性降低,深部地热能开采需要建立工程型地热系统(Engineered Geothermal System,EGS),通过水力压裂对储层进行改造,以获得具... 中国在中低温地热能直接利用方面早已领先全球,但在深部地热能发电方面却发展缓慢。深部高温高压环境下岩石渗透性降低,深部地热能开采需要建立工程型地热系统(Engineered Geothermal System,EGS),通过水力压裂对储层进行改造,以获得具有较高渗透性的人工地热储层。由于目前常用的深部地热能储层改造技术主要借鉴油气增产领域的水力压裂工艺,在热储改造效果、地震风险控制、高效取热等方面受到限制。首先总结深部地热能水力压裂的特点为:裂缝破坏主要以剪切机理为主;冷水回灌引起的温差效应产生拉应力会促使裂缝向更远处扩展;持续的注水使注入井井筒压力高于地层压力,有助于保持裂缝处于张开状态。因此,EGS水力压裂不需要使用支撑剂,与依靠支撑剂的油气井增产压裂完全不同。同时,系统剖析EGS面临的发电产能低、注采连通差、诱发破坏性地震以及无补贴难盈利4大难题与挑战。从创新压裂和循环利用层面提出耦合储能的增强型创新开发模式(Regenerative Engineered Geothermal System,REGS),通过数值模拟研究REGS的优点。结果表明,采用水平井非等距、非等面积、非等注水量分段压裂,可以提高注水井与生产井的连通能力。通过优化压裂工艺,采用多段压裂模式,每次压裂初始期间快速提高注水速率,而后期缓慢降低注水速率,避免井筒压力的突然波动,可以达到控制诱发地震震级的目的,避免产生实质性伤害地震。结合可再生能源大规模地下存储,既能实现多能互补,又能提高REGS项目生产寿命和盈利能力。研究成果有助于为我国深部地热能热电联产和储能一体化技术的试点和标准化推广奠定基础。 展开更多
关键词 工程型地热系统 热储改造 支撑剂 诱发地震 耦合储能
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高倍数水驱砂岩中原油黏度、岩心润湿性时变规律核磁共振实验 被引量：5
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作者 贾虎 张瑞 +2 位作者 罗宪波 周子力 杨璐 《石油勘探与开发》 EI CAS CSCD 北大核心 2024年第2期348-355,共8页
根据模拟原油黏度与横向弛豫时间谱几何平均值的变化关系,建立了模拟原油黏度预测模型,并结合高倍数水驱核磁共振(NMR)实验实现了孔隙介质中模拟原油黏度的时变规律定量表征;基于核磁共振弛豫理论推导出新的NMR润湿性指数计算公式,结合... 根据模拟原油黏度与横向弛豫时间谱几何平均值的变化关系,建立了模拟原油黏度预测模型,并结合高倍数水驱核磁共振(NMR)实验实现了孔隙介质中模拟原油黏度的时变规律定量表征;基于核磁共振弛豫理论推导出新的NMR润湿性指数计算公式,结合砂岩岩心高倍数水驱实验,定量表征了水驱过程岩石润湿性的时变规律。研究表明:岩心中剩余油黏度与过水倍数正相关,过水倍数较低时剩余油黏度升高速度较快,过水倍数较高时剩余油黏度升高速度趋缓。剩余油黏度的变化与储层非均质性相关,储层均质性越强,剩余油中重质组分含量越高,黏度越高。注水后储层润湿性将发生改变,亲油储层向亲水储层转变,亲水储层则亲水性更强,且改变程度随过水倍数增加而增强。原油黏度的时变性与润湿性的时变性具有很高的关联性,原油的黏度变化不可忽略,考虑模拟原油黏度变化时计算得到NMR润湿性指数与测试Amott(自吸法)润湿性指数更具有一致性,更加符合储层润湿性时变规律。 展开更多
关键词 砂岩 高倍数水驱 核磁共振 原油黏度 岩石润湿性 时变规律
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