致密油藏注CO2增能效果及参数优化

为了研究致密油藏注CO2增能效果,利用长庆油田陇东P区块致密砂岩岩心开展核磁共振实验、扫描电镜实验,分析CO2对储层孔隙结构的影响规律;通过相态计算,分析CO2注入对原油体积系数及饱和压力的改变。运用有限差分方法和三维有限元方法,建立三维动态地应力与油藏双向耦合模型,分析储层渗透率变化规律及井底附近压力分布特征;通过建立目标区块储层注CO2增能图版,评价注CO2增能效果,优化注入参数。结果表明,室内实验表明CO2主要通过溶解、冲蚀作用使岩心大孔隙数目增加;注入10%-45%不同摩尔分数的CO2可使原油体积膨胀至1.19倍,原油饱和压力增加86%;注CO2对目标区块储层增能效果明显,目标区块的最佳注气体积为700 m³,最佳注入速度为4 m³.min^-1。     

岩浆侵入多孔储层的热效应数学模型及其应用

 构建了一个岩浆侵入多孔储层中的热效应数学模型,提出了模拟地质系统中的岩浆侵入/凝固热效应的等效算法,基于物理和数学方程上的等价原理,用瞬态有限元分析将岩浆侵入与岩石之间原始凝固边界移动问题,转化为一个边界没有运动的物理等效热源的新问题,即单步凝固模型与多步（三步）凝固模型。所提出的等效算法的主要优点是有限元网格大小固定,采用变积分时间步长来模拟有限元分析的侵入岩浆凝固热效应。多种热效应模型的对比发现,单步凝固模型与多步（三步）凝固模型的数值解具有近似的精度,所以单步凝固模型是有效模拟多孔岩石中岩浆侵入的热效应模型。单步和多步（三步）凝固模型与王民模型、Zhao 模型对比后发现,单步和多步（三步）凝固模型与Zhao 模拟的效果更为接近,理论上也更接近地质实际。通过对商56区块沙三段油藏辉绿岩侵入热场的模拟分析应用,推算得到商56 区块沙三段油藏的热裂解量为9.02×10⁴ m³,指出该油藏的保存条件有限,存在着大量的油气渗漏,并且原油的大部分损失是由于渗漏散失造成的。     

赣东北地区下寒武统荷塘组页岩储层特征

通过显微薄片、扫描电镜及X 射线衍射等对赣东北下寒武统荷塘组44 块黑色泥页岩进行了实验分析,从
地球化学特征、岩石学特征、物性与储集空间特征等方面对泥页岩储层特征进行了研究。研究结果表明：研究区荷
塘组泥页岩厚22.1～735.0 m,单层厚度可达19.59～125.16 m;有机质含量在3.32%～11.40%,平均为5.75%;成熟度为
2.35%～4.90%,总体偏高,属于过成熟阶段;矿物成分主要以石英、黏土矿物、方解石、黄铁矿和白铁矿为主,脆性矿物
含量为18.95%～51.84%,平均含量为40.97%;微孔裂隙发育,形态多样。赣东北荷塘组与北美典型商业性页岩气产区
相比具有差异,主要表现在荷塘组页岩的有效厚度较大、TOC 含量和吸附气比例较高,其不利条件主要表现为埋藏较
深、成熟度过高等方面。     

砂岩油藏多层合采层间干扰及开发策略研究

A 油田在纵向上储层多,且各油层物性相差悬殊、流体性质各异、储量分散。油田在笼统注水或多层合采开
发过程中,势必会受储层非均质影响,逐渐暴露出注入水单层突进、含水上升快、储量动用程度不均、各层采出程度不
等、油藏采收率低等问题。如何提高此类纵向非均质油藏的采收率是当前所面临的重要问题。以油藏数值模拟技术
为手段,根据A 油田均质模型进行了多层合采条件下层间干扰的单因素以及复合因素的敏感性分析,并针对油田实际
非均质模型进行了不同开发方式下储层动用特征、开发效果评价以及开发指标对比,推荐了该油田切实可行的开发技
术方案、提出了指导类似油田开发的技术策略和措施。     

油藏特征模型的建立及其应用

针对油藏概念模型和实际模型存在的不足,提出了一个能够反映油藏主要地质特征、井网特征、生产特征、渗
流特征和剩余油分布特征的新模型油藏特征模型,给出了建立油藏特征模型的详细思路和具体步骤。油藏特征
模型建模相对简单,反映油藏地质特征和开发特征的程度介于概念模型和实际模型之间,但能够反映油藏的主要渗流
特征和剩余油分布特征,在此基础上,可以开展油藏开发机理和具体的注水技术措施研究。同时,该油藏特征模型的
建立也提供了一种新的建模思路,扩展了目前油藏模型的类型。最后,以孔二北油田为例详细介绍了建立油藏特征模
型的具体过程,并提出了建立在此油藏特征模型基础上的优化周期注水技术措施。     

致密油藏特征及一种新型开发技术

 致密油包含源储接触和源储紧邻两种典型源储配置关系,且致密油不包含页岩油,这明晰了致密油的定义和分类。从构造、岩石物性和流体性质3 个方面总结了致密油的储层特征。中国致密油资源潜力巨大,是目前中国非常规油气开发领域最为现实的选择。HiWAY 流道水力压裂技术在开发致密油方面极具潜力,已在全球10 个国家的40 多个非常规油气田成功作业,平均增产20%以上,并大幅度节约了用水量和支撑剂使用量,其技术的关键在于通过交替式间歇注入支撑剂和高强度凝胶压裂液在裂缝中产生流道,并利用一种新型的纤维添加物来使流道保持稳定分布。     

乍得Bongor盆地潜山岩性识别及储层测井综合评价

潜山油藏作为非常规油藏之一,近年来随着研究的深入,陆续实现突破。Bongor盆地2013年首次发现潜山油藏,针对该盆地潜山岩性复杂,储集空间多样,储层识别和评价难度较大的问题,通过对大量的岩心数据进行分析,基本厘清了Bongor盆地潜山岩性,通过分析不同岩性的测井响应特征,确定了岩性识别定量标准。在此基础上通过岩石力学实验分析其力学性质,优选出了优势岩性,并利用常规测井曲线,结合全烃值和峰基比的方法,首次建立了该盆地潜山油藏储层和油层定性定量识别标准,取得了较好的应用效果。     

重庆市都市圈大中型水库富营养化现状及评价

对重庆市都市圈6座水库的监测结果表明,所有调查的水库均具备了产生富营养化的条件.各水库Chla值范围为4.62～36.40mg/m3;TP范围为0.012～0.323mg/L;TN范围为0.005～5.94mg/L;SD范围为0.48～1.95m;CODMn范围为1.24～7.03mg/L.3种评价方法的相关性较好,综合营养状态指数法可作为评价水库富营养化的统一方法.评价结果:5座大中型水库中,达到重度富营养化的1座;轻度富营养化的2座;中营养水平的2座.这表明都市圈内大中型水库的富营养化程度已经相当严重.     

鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏气井产能评价

鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡带北东部的石炭系太原组和二叠系山西组、下石盒子组海相砂岩气藏是目前的勘探开发热点.因储层成岩过程中的强烈压实和胶结作用形成了一套以少量残余粒间孔、弱溶蚀和强蚀变所产生的微孔和超微孔为主的小孔径细喉道裂缝不发育的储渗空间;物性极差,平均孔隙度6.89%,平均渗透率为0.7×10-3 μm2;孔隙结构差,毛管压力曲线表现出高排驱压力两套储集空间的双台阶型特征,有效孔隙体积为15%至60%;综合判别储层平均含水饱和度为45%;模拟单井工业产气标准的生产压差为9～12 MPa;65%的井层生产测试无阻流量小于2×104 m3/d;地层能量低,气层压力系数为0.6～0.95,平均为8.为一致密低孔、渗,低产能异常低压气藏,多数气井达不到工业产能.     

低渗致密砂岩储层孔隙结构特征及自发渗吸实验

为深入研究低渗致密砂岩储层渗吸驱油机理以及渗吸过程的影响因素,以鄂尔多斯盆地H区块长8储层段致密砂岩储层为研究对象,采用铸体薄片、扫描电镜以及恒速压汞等试验手段对孔隙类型、孔隙半径、喉道半径以及孔喉比等孔隙结构特征参数进行了分析,并利用渗吸实验和核磁共振实验对自发渗吸驱油特征及影响因素进行了研究。结果表明：研究区块致密砂岩储层孔隙类型以粒间孔、粒内溶孔和晶间孔等为主,主要分为中大孔型和微小孔型孔隙,这两类孔隙的孔隙半径相差不大,但孔隙数量、喉道半径以及孔喉比的差异较大。致密砂岩岩心自发渗吸初始阶段渗吸速度较快,后期逐渐下降,中大孔型的岩心自发渗吸驱油效果好于微小孔型岩心;随着致密砂岩岩心表面水润湿程度的增强,自发渗吸采收率逐渐增大;而随着渗吸液界面张力的降低,自发渗吸采收率呈现出先上升后下降的趋势,因此,在实际应用中,应使渗吸液具有合适的界面张力,从而使自发渗吸采收率达到最大。