辽河油田齐40块蒸汽驱二氧化碳成因分析

渤海湾盆地辽河油田欢喜岭地区齐40块稠油油藏历经多年的蒸汽驱开发,其伴生气体中CO_2含量已上升至60%～90%。通过对该区块的油藏条件及开发前后的储层流体矿物分析,认为CO_2浓度的上升主要由于蒸汽驱开发导致油藏温度升高,储层流体和矿物发生化学反应结果,其中与CO_2形成有关的化学反应包括:稠油水裂解、硫酸盐热还原、矿物碳酸盐的分解与转化。室内模拟实验结果结合现场伴生气体的δ~(13)C_(CO_2)值(+1.7‰～+6.6‰)证实了CO_2主要来源为碳酸盐岩的分解。     

溶解气回注提高致密油藏采收率效果及敏感性

针对致密油藏水平井产量递减快，衰竭开发采收率低等问题，提出了衰竭开发后期回注溶解气提高采收率的方法。基于新疆玛湖凹陷百口泉组地质油藏特征，建立了致密油藏多级压裂双水平井机理模型，系统研究了上述方法在致密油藏中的生产特征及敏感性。结果表明，溶解气回注可以有效提高致密油藏采收率，缓解水平井产量递减的速度。采出程度随注入量、注入速度及吞吐轮次逐渐增加；气体分子的扩散作用可增加基质的受效范围，扩大气体的作用半径；弱非均质性储层（变异系数0.2）采用溶解气吞吐提高采收率效果最佳。敏感性分析结果表明，吞吐轮次对注溶解气提高采收率的影响最大，其次是注入时间、注入速度、扩散系数、焖井时间。另外，建立的代理模型可准确预测和优化致密油藏注溶解气提高采收率效果。     

压裂液侵入对页岩储层导流能力伤害

大规模水力分段压裂是页岩气等非常规资源高效开发的关键技术。页岩气井返排率一般较低,大量的压裂液长期滞留地层对储层岩石、支撑剂强度等造成一定的伤害,影响页岩储层压裂改造长期效果。针对该问题,通过室内试验模拟研究现场压裂前后气测导流的变化规律,对压裂液伤害程度进行表征。结果表明:压裂液侵入降低了支撑剂、页岩岩石强度,导致支撑剂破碎率、岩石嵌入程度加剧,导流能力伤害达到60%以上;使用大粒径支撑剂、较高铺砂浓度,优选破胶性能好、低残渣、防膨性强的压裂液,能有效提高导流能力,降低压裂液伤害程度。研究结果对页岩地层压裂设计,降低压裂液伤害提高产量提供参考。     

渤海特高含水期油田剩余油分布规律及挖潜策略

油田进入特高含水期后,受储层韵律性、平面非均质性、断层边界及纵向夹层等影响,油层水淹规律及剩余油分布十分复杂。为进一步提高油田采收率,结合新钻井水淹层测井解释成果、密闭取心、生产动态及油藏数值模拟等资料,对渤海Q油田水淹特征和剩余油分布规律进行深入研究,并提出相应的调整井挖潜策略。认为油层底部、井点附近及边水油藏注采主流线水淹严重,油层中上部、井间区域、遮挡带附近和底水油藏边部水淹较弱或未水淹,纵向上井间区域水淹层占比为8%～65%,平面上生产井有效动用半径为70～150 m。提出利用水平井进行井间加密、边部完善井网、垂向穿夹层动用屋檐油及井网调整等挖潜策略。结果表明:利用水平井挖潜特高含水期剩余油,可有效改善开发效果,提高油田采收率,并为海上类似油田的调整挖潜提供借鉴。     

海上油田二元复合驱后弱凝胶调驱可行性分析

为解决海上油田二元复合驱后,部分油组层间矛盾加剧,注入流体多沿高渗条带及大孔道突进的问题,通过对渤海JZ油田储层非均质性、温压系统、边水能量、地层水矿化度等因素的分析以及三管并联模型开展系列物理模拟实验,研究了海上油田二元复合驱后弱凝胶调驱可行性。结果表明,弱凝胶体系先进入渗流阻力较小的高渗层,增加其渗流阻力,使得注入压力增加,中、低渗层吸液压差随之增加,吸液量增加,且注入水转向进入中、低渗透层,使其剩余油饱和度降低,动用程度增加,弱凝胶调驱阶段采出程度为17.81%,最终采收率值为71.62%。可见,弱凝胶调驱可作为海上油田二元复合驱后提高采收率的方法。     

低渗透挥发油藏回注溶解气开发注采参数界限

低渗透挥发油藏回注溶解气在开发初期地层压力较高,存在“采油易,注气难”,随着地层压力的降低,开发中后期又会出现“采油难,注气易”的情况。因此,明确注采参数的界限是制定开发技术政策的前提。本文通过建立注采参数界限模型,推导得到已知地层压力下的最大采油速度、最大回注比以及临界压力的表达式,结合实例油藏绘制注采界限图版,研究了多因素对注采参数界限的影响规律并提出开发技术政策建议。结果表明,注采参数界限及图版准确可靠,能够反映实际生产情况；注采参数界限受注采能力、地层压力、采油速度、井网类型、井网密度等因素的影响,并且存在相应规律；溶解气应尽量全部回注,适当增大井网密度,在开发初期提高注气井比例,并根据回注比确定采油速度,在开发中后期降低注气井比例,提高采油速度,从而保障高质高效开发。     

转基因大豆油脂肪酸成分分析

通过GC-MS分析10种不同品牌的转基因大豆油和传统普通大豆油中的脂肪酸结构组成，评价基因改性对大豆油脂肪酸营养成分的影响，为人们在转基因的选择上提供依据。结果表明大豆油中富含不饱和脂肪酸，相对含量最高的是多不饱和脂肪酸C18:2，高达60%。转基因大豆油中的脂肪酸含量与传统普通大豆油无显著性差异。脂肪酸成分的聚类分析显示，10种大豆油交织在一起，无分类现象。研究结果表明，转基因大豆油中的脂肪酸与传统普通大豆油实质等同，食用转基因大豆油能够提供等同的饱和脂肪酸营养成分。     

鄂尔多斯盆地延长组陆相页岩孔隙演化模式与影响因素

储层孔隙对页岩气赋存状态和流动机制具有关键控制作用。页岩孔隙演化模式研究能够深化页岩成储机理的认识,但目前相关研究仍然薄弱。以鄂尔多斯延长组陆相低熟页岩(镜质体反射率R_o=0.73%)为研究对象,开展热模拟实验,结合X射线衍射(X-ray diffraction, XRD)分析、低压氮气吸附、高压压汞(mercury intrusion capillary pressure, MICP)测试,分析不同成熟度页岩的孔隙特征,深入探讨陆相页岩孔隙演化模式及其影响因素。结果表明,随热演化程度升高,页岩孔隙经历先增加后减小的趋势,孔隙演化受控于有机质生烃、矿物转化和压实作用。有机质生烃能大幅促进总比表面积和总孔体积的增加,矿物转化能促进溶蚀孔和微裂隙的形成,压实作用对中孔和宏孔比表面积和孔隙体积的增长有明显的抑制作用。建立了鄂尔多斯盆地延长组陆相页岩孔隙演化模式:0.73%R_o≤1.37%,有机质大量生烃,孔隙比表面积和体积快速增加;1.37%R_o≤3.84%,由于压实作用及铁方解石充填孔隙,孔隙比表面积和体积减小;R_o3.48%,有机质的芳构化堵塞微孔,孔隙之间的合并使得中孔和大孔体积增加。     

考虑层理效应的页岩压裂模拟全耦合黏结单元法

页岩水力压裂技术是目前最常用的储层改造技术。页岩中存在具有方向性的不连续结构面，使其具有较为明显的层理效应，主要体现为页岩的横观各向同性。为了在水力压裂中反映层理效应，在考虑层理效应的粘结单元方法(CFEM)基础上，考虑了力学场和渗流场的相互作用，推导了界面单元全流固耦合方程。最后，通过水力压裂试验结果与模拟计算结果的对比，展现在不同地应力条件下页岩层理性对水力裂纹扩展的影响作用。在应用该方法时可以根据给定层理方向，模型自动将与层理平行(或近于平行)的粘结面转化为层面界面，而且在整个模拟过程中，不需要引入额外断裂准则，也不需要网格修正，为页岩水压致裂问题的数值模拟提供了新途径。     

基于灰色网络组合优化的年增油量预测

老井措施增油成为油田稳产、降低油田区块开发成本的必然选择。针对多项式回归预测的局限性、灰色理论不能反映影响因素特征、神经网络需求数据多且数据敏感性差等特征，通过建立最优控制模型，实现GM（1，1）灰色理论与神经网络的高精度组合预测。以某油田区块2011-2018年的措施增油为例，对影响措施增油量的因素进行识别，建立了最优控制灰色神经网络模型对老井措施年增油量进行预测，相比多项式回归预测、GM（1，1）预测及BP神经网络预测方法，新模型模拟效果更好，预测精度更高。新方法对2018年措施年增油量的预测精度达97.34%。基于最优控制的灰色神经网络模型可以作为一种人工智能组合最优化模型预测措施年增油量，为准确预测措施增油效果，指导油田开发决策提供了新的思路。