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2020年, 第47卷, 第5期 刊出日期:2020-10-23
  

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    油气勘探
  • 马新华, 谢军, 雍锐, 朱逸青
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 841-855. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.01
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    四川盆地南部地区(简称“川南地区”)海相页岩气资源潜力巨大,目前埋深2 000~3 500 m的中浅层优质页岩气资源已实现有效开发,埋深3 500~4 500 m的深层页岩气也取得了战略突破。通过系统总结川南地区下志留统龙马溪组页岩气勘探地质认识,重点分析了川南地区页岩气高产的关键因素,提出了下一步的勘探方向。研究表明:①海相陆棚沉积环境水体相对深度控制储集层发育和分布。深水陆棚的相对深水区发育Ⅰ类储集层且连续厚度更大。海相陆棚沉积环境水体相对深度可以用氧化还原条件来确定,铀、钍质量比大于1.25时为缺氧还原环境,水体为相对深水区。铀、钍质量比为0.75~1.25时为弱还原弱氧化环境半深水;铀、钍质量比小于0.75时为强氧化环境相对浅水。②页岩储集层压裂改造支撑缝高一般为10~12 m,若Ⅰ类储集层连续厚度大于10 m,支撑段则均为优质储量,钻遇Ⅰ类储集层连续厚度越长,产量越高。③川南地区3 500~4 500 m深层页岩气具有地层压力大、压力系数高、孔隙保存好、孔隙结构优以及游离气占比大的特征,是页岩气勘探最有利的新领域,压力系数大于1.2是页岩气井获得高产的必要条件。④深层页岩气建产区高产井模式为龙一11—龙一13小层厚度大于10 m区域,水平段长1 500 m,Ⅰ类储集层钻遇率超过90%,应采用密切割+高强度加砂+大排量+大液量的主体工艺技术。⑤深水陆棚内相对深水区与3 500~4 500 m埋深区域在川南地区表现出较好的重合,重叠区域是今后川南地区页岩气最有利的勘探开发区带。通过理论技术进步,川南地区页岩气有望实现年产450×108 m3的目标。图16表5参32
  • 赵贤正, 周立宏, 蒲秀刚, 金凤鸣, 时战楠, 韩文中, 姜文亚, 韩国猛, 张伟, 汪虎, 马建英
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 856-869. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.02
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    湖相页岩层系与海相相比地质条件更加复杂,勘探开发难度更大,实现湖相页岩油效益勘探开发首先必须明确页岩滞留可动烃富集高产地质规律。以渤海湾盆地黄骅坳陷古近系孔二段和沙三段页岩层系为例,在前期上万块岩心样品分析联测基础上,结合最新的30余口已钻水平井的试油、试采和地球化学资料,对湖相页岩滞留可动烃富集条件及模式等进行了综合研究和分析。研究表明,适中的有机质丰度(TOC值为2%~4%)可使页岩层系含油性与脆性达到最佳匹配,既富集油又利于工程改造;古湖盆大小和物源供给强度的适中匹配是造成页岩层系有机质丰度与脆性矿物含量最佳耦合的内在因素;适中的热演化成熟度(Ro值为0.7%~1.0%,埋深为3 200~4 300 m)是页岩层系热演化生油与干酪根吸附油最佳匹配区间,该阶段滞留可动烃量大;适中的成岩演化阶段(中成岩A期3 200~4 300 m)利于形成大量的溶蚀孔、有机质孔等,为页岩油的富集提供储集空间;适中的天然裂缝发育程度(未破坏页岩油顶底板盖层条件)利于页岩油的储集、渗流与保存。该研究成果突破了有机质丰度高、成熟度高、天然裂缝发育程度高利于页岩油富集的笼统认识,指导了沧东凹陷孔二段及歧口凹陷沙河街组页岩油气甜点的综合评价及井位部署,沧东凹陷孔二段页岩油实现了工业化开发的重要突破,歧口凹陷沙三段页岩油获重要发现苗头,展示了湖相页岩油良好的勘探潜力。图12表3参47
  • 付金华, 李士祥, 牛小兵, 邓秀芹, 周新平
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 870-883. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.03
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    鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段是晚三叠世湖盆发育鼎盛时期所形成的一套以泥页岩类为主的烃源岩层系,地层厚度约110 m,针对这套层系能否形成规模性含油富集和能否形成工业产能,开展了多年的综合地质研究和勘探实践,取得了重要地质认识。①广泛分布的黑色页岩和暗色泥岩构成了页岩油丰富的油源物质基础,其中黑色页岩平均有机质丰度为13.81%,暗色泥岩平均有机质丰度为3.74%;②夹持于厚层富有机质泥页岩层系内的薄层砂质岩类构成了含油富集的甜点段,薄砂岩平均厚度为3.5 m;③细砂岩及粉砂岩储集层孔喉尺度小,孔隙半径集中在2~8 μm,喉道半径主要为20~150 nm,微米孔隙纳米喉道多尺度分布,数量众多,通过压裂改造,其内部流体可形成良好流动性;④地质历史时期持续高强度生烃,使烃源岩与薄层储集体之间的源储压力差达8~16 MPa,强大的动力充注形成了大面积含油饱和度高达70%以上的页岩油富集。在以上理论认识指导下,通过实施规模整体勘探部署,并结合水平井体积压裂提产,2019年中国石油长庆油田分公司在长7段源内多期叠置砂岩型Ⅰ类页岩油中探明了10×108 t级庆城大油田,并针对长73亚段厚层泥页岩夹薄层粉—细砂岩型Ⅱ类页岩油部署了两口风险勘探水平井,试油均获日产百吨以上高产油流,取得了烃源岩层系内Ⅰ类页岩油勘探开发的重大突破和Ⅱ类页岩油的新发现,推动非常规石油领域实现了新的发展。图13表1参30
  • 汪泽成, 姜华, 陈志勇, 刘静江, 马奎, 李文正, 谢武仁, 江青春, 翟秀芬, 石书缘, 李琦
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 884-897. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.04
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    利用露头剖面、钻测井及地震资料,分析中上扬子地区震旦纪灯影组沉积期古构造格局、岩相古地理特征、沉积演化及其对成藏组合的控制作用。研究表明:①受罗迪尼亚超级大陆裂解影响,中上扬子地区灯影组沉积期处于伸展构造环境,碳酸盐台地产生构造分异,发育受同沉积断裂控制的台内断陷,形成了“三台两凹”的构造-古地理格局。②灯影组灯一+灯二段沉积期,发育上扬子镶边台地、台内断陷及中扬子孤立台地,川东地区存在宣汉—开江古陆;灯三段沉积期为构造-古地理转换期,在桐湾运动Ⅰ幕形成的侵蚀古地貌背景上发生海侵作用,沉积了一套富含泥质的浅水陆棚沉积;灯四段沉积期总体继承灯一+灯二段沉积期的古地理格局,德阳—安岳台内断陷进一步发展扩大,中扬子台地演变成2个孤立台地。③震旦系碳酸盐台地的构造-沉积分异及其演化形成了台缘和台内两类成藏组合,有利区分布广,勘探潜力大。图11表1参27
  • 王剑, 周路, 刘金, 张欣吉, 张帆, 张宝真
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 898-912. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.05
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    基于普通薄片、铸体薄片镜下观察与鉴定,结合X衍射、扫描电镜与电子探针等测试分析,对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩储集层的成岩作用及成岩相进行综合研究。结果表明,吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组沉积期具有碱性与酸性成岩作用交替出现的特点。页岩储集层孔隙演化受机械压实作用及酸碱交替成岩作用的双重影响,经历了碱性压实减孔-增孔段、酸性溶蚀增孔段、碱性溶蚀增孔-减孔段共3个阶段,分别发育3个次生孔隙发育带。页岩储集层划分为含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相、含凝灰质-含有机质泥晶白云岩混合孔隙相、泥晶藻云岩晶间孔相3种成岩相,其中含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相与含凝灰质-含有机质泥晶白云岩混合孔隙相分布范围大、孔隙结构好、含油程度高,为优质储集层发育的成岩相。研究成果为芦草沟组页岩储集层的深入认识及勘探开发提供了基础。图12表3参51
  • 蒲秀刚, 赵贤正, 王家豪, 吴佳朋, 韩文中, 王华, 时战楠, 姜文亚, 张伟
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 913-924. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.06
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    渤海湾盆地歧口凹陷滨海地区近年来在古近系沙河街组一段陆续钻遇高产油气,提供了断陷湖盆中部发育中—深层优质储集层的典型实例。采用岩心、薄片、扫描电镜和物性等资料,分析储集层的沉积相、物性及主控因素。结果表明,储集层砂岩普遍含泥岩碎块,具滑塌变形构造和鲍马序列,指示为滑塌型湖底扇沉积。其储集性好,包括较多中孔低渗和少量中孔高渗类型;储集空间主要为原生粒间孔隙、长石和岩屑颗粒的粒间—粒内溶蚀孔隙、构造微裂缝。优质储集层的主控因素包括:①有利的沉积微相。包括重力流主水道和近端分支水道微相,其沉积物粒度粗,以砂质碎屑流为主要搬运-沉积机制。随着埋深的增加,沉积作用对物性的影响相对减弱。②中等结构成熟度。湖底扇属滩坝砂体滑塌、再沉积成因,含较多分选中等的砂岩,有利于原生孔隙存留。③高含量的中—酸性火山岩岩屑。砂岩岩屑含量高且成分多样,特别是火山岩岩屑,有助于溶蚀孔隙发育。④有机酸溶蚀作用。对应于中成岩A亚期,该时期烃类成熟。⑤早期形成且持续存在的超压。中—深层整体为一个大型超压封存箱,与厚层深湖相泥岩的欠压实和生烃增压相关,原生孔隙得以大量保存。⑥张扭性区域构造作用。有利于构造微裂缝的发育。图10参25
  • 张磊夫, 李易隆
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 925-934. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.07
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    通过对爱尔兰西部石炭系Ross Sandstone组浊积岩露头的精细解剖与岩相分析,建立深海浊积朵叶体沉积模式。研究表明,研究区发育富棱菊石页岩相、薄层页岩相、具层理粉砂岩相、无构造细砂岩相、含泥砾中—细砂岩相、滞留砾岩相、杂乱泥岩相等7种岩相类型;可划分为朵叶体、水道、滑动-滑塌等3种成因单元;可划分为朵叶体复合体、朵叶体、朵叶体单元、单砂层等4级构型层次。朵叶体之间表现出明显的补偿性叠置,朵叶体单元内部呈现“向上变厚”的韵律,构型层次越高,构型界面的保存程度越好。浊积朵叶体沉积整体上表现为板状、平行或类平行的砂泥二元互层结构,由近端的厚层无构造砂岩沿轴向和侧向转变为较薄的砂泥薄互层,砂泥比与砂岩融合程度逐渐减少。图10表2参26
  • 杨翰轩, 胡安平, 郑剑锋, 梁峰, 罗宪婴, 俸月星, 沈安江
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 935-946. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.08
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    针对古老海相碳酸盐岩成岩叠加改造复杂、储集层成因和油气运移前有效孔隙测算难等问题,以塔里木盆地西北部震旦系奇格布拉克组微生物白云岩储集层为例,应用元素激光面扫描成像技术和碳酸盐矿物激光U-Pb同位素定年技术,开展基于地球化学信息的成岩环境和基于绝对地质年龄的成岩-孔隙演化研究,得到以下两点认识:①在岩石学观察基础上,对孔洞中充填的不同期次白云石胶结物开展元素面扫描成像、碳氧稳定同位素组成、锶同位素组成、阴极发光等分析,认为奇格布拉克组白云岩储集层依次经历了沉积期白云石化、淡水成岩环境、海水成岩环境、极浅埋藏成岩环境、埋藏成岩环境、热液成岩环境6个阶段,储集空间主要形成于埋藏前的沉积环境(原生孔)和淡水成岩环境(表生溶蚀孔洞),海水、埋藏和热液环境引起白云石胶结物的逐渐充填减孔;②在储集层成因认识基础上,对孔洞中充填的各期次白云石胶结物开展测年,建立基于绝对地质年龄的成岩-孔隙演化曲线,认为胶结减孔主要发生在加里东早期,在玉尔吐斯组烃源岩生烃高峰期,储集层孔隙度仍可达到6%~10%。研究成果不仅为奇格布拉克组成藏有效性评价提供一定依据,也为定年和面扫描成像技术在古老碳酸盐岩储集层研究中的应用提供了案例。图6表1参56
  • 张元福, 戴鑫, 王敏, 李鑫鑫
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 947-957. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.09
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    通过详细的综述以及实例解剖,阐述现代河流扇这一沉积体系的概念和特征。首先对河流扇概念的演化进行分析,对相关术语进行梳理;其次,从成因机制、分析方法、沉积模式等方面对国际上的最新进展和争议进行阐述,并将河流扇分别与冲积扇、河流、湖泊三角洲等相似沉积体系进行对比;最终,提出河流扇的10个识别标志。研究认为河流扇的发育和规模受气候、构造、物源、风力改造等外部因素影响,扇体内部的相态发育以及岩性组合则受内部河道的活跃程度控制。现今在全球广泛分布的河流扇在地质历史时期也必然会大量发育,河流扇的出现将改变以冲积扇-河流-湖泊为主的传统陆相沉积体系。对河流扇的深入研究在沉积学和油气勘探领域具有一定的理论和现实意义。图6表1参68
  • 李伟强, 穆龙新, 赵伦, 李建新, 王淑琴, 范子菲, 邵大力, 李长海, 单发超, 赵文琪, 孙猛
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 958-971. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.10
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    滨里海盆地东缘石炭系碳酸盐岩储集层经受了复杂的沉积、成岩和构造作用,发育孔、洞、缝多种储集空间且组合方式多样,孔喉结构复杂,导致储集层孔渗关系复杂,严重制约储集层分类评价和高效开发。综合岩心、薄片、扫描电镜、高压压汞、常规物性分析及各类测试资料,对孔洞缝型、孔洞型、裂缝-孔隙型和孔隙型储集层的孔喉结构特征、主控因素及对孔渗关系的影响展开系统研究,取得了3项进展:①建立了一套适用于滨里海盆地东缘石炭系复杂碳酸盐岩的孔喉结构分类和描述方法,划分出多模态宽广型、双模态宽广型、单模态集中型和双模态高低不对称型4种孔喉结构类型,构建孔喉结构判别指数实现对孔喉结构类型的定量判别;②明确了孔隙型储集层的微观非均质性最强,4种孔喉结构均发育,其次是裂缝-孔隙型和孔洞缝型储集层,孔洞型储集层微观非均质性相对较弱,阐明了沉积、成岩和构造叠加改造作用形成的储集空间组合类型是孔喉结构差异的主控因素;③揭示了多种孔喉结构共同发育是导致各类储集层孔渗相关性差的关键因素,细分孔喉结构类型建立各类储集层孔渗关系是提高渗透率计算准确度的有效手段。上述研究成果加深了对复杂碳酸盐岩储集层孔喉结构的认识,对碳酸盐岩储集层分类评价、准确建立孔渗关系和高效开发具有较好的指导意义。图13表4参45
  • 彭威龙, 刘全有, 胡国艺, 吕玥, 朱东亚, 孟庆强, 郭丰涛, 王若丽
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 972-983. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.11
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    选取鄂尔多斯盆地低成熟煤样品开展封闭体系黄金管热模拟实验,分析产物特征,从实验角度探讨天然气碳同位素分馏机理,分析天然气碳同位素组成地球化学“异常”特征。鄂尔多斯盆地低成熟煤2 ℃/h(慢速)和20 ℃/h(快速)升温的烷烃气最大产率分别为302.74 mL/g和230.16 mL/g;低成熟煤快速升温和慢速升温的δ13C1值分别为-34.8‰~-23.6‰和-35.5‰~-24.0‰,δ13C2值分别为-28.0‰~-9.0‰和-28.9‰~-8.3‰,δ13C3值分别为-25.8‰~-14.7‰和-26.4‰~-13.2‰。实验产物中烷烃气在快速升温550 ℃出现了明显的碳同位素组成系列部分倒转,其他温度都表现为正碳同位素组成系列。升温系列中δ13C1表现为先变轻后变重的演化规律,δ13C1值的非单调性变化是由于早期CH4来源并非单一所致,可能是有机质的非均质性或者早期富集12CH4和富集13CH4活化能差值的变化形成的同位素分馏效应所致。重烃气碳同位素值的反转既可以发生在高过成熟的页岩气(油型气)中,也可以发生在煤成气中。结合甲苯热模拟实验,明确烷烃气在高过成熟阶段重烃气碳同位素值可发生反转和倒转现象。芳香烃脱甲基以及甲基链接所产生的同位素分馏效应可能是高过成熟烷烃气碳同位素组成反转、倒转的重要原因。图6表3参56
  • 油气田开发
  • 李熙喆, 罗瑞兰, 胡勇, 徐轩, 焦春艳, 郭振华, 万玉金, 刘晓华, 李洋
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 984-989. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.12
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    综合利用试井解释、生产动态分析以及覆压孔渗、气水相渗和高压压汞等检测技术,定量评价了孔隙型砂岩储集层地层条件下有效渗透率与常规基质渗透率、含水饱和度的关系,确定了不同渗透率孔隙型砂岩储集层的主流通道指数范围;建立了孔隙型砂岩储集层地层条件下有效渗透率评价方法、孔隙型砂岩储集层储量动用程度与主流通道指数关系图版。研究表明:孔隙型砂岩储集层主流通道指数与常规基质渗透率、含水饱和度密切相关,常规基质渗透率越低、含水饱和度越高,主流通道指数越低。常规基质渗透率大于5.0×10-3 μm2时,主流通道指数一般大于0.5;常规基质渗透率为1.0×10-3~5.0×10-3 μm2时,主流通道指数为0.2~0.5;常规基质渗透率小于1.0×10-3 μm2时,主流通道指数通常小于0.2。孔隙型砂岩储集层地层条件下有效渗透率评价方法可以对新发现气藏或未开展试井测试的气藏实现快速评价并判识致密砂岩气;孔隙型砂岩气藏储量动用程度与主流通道指数关系图版可为可动用储量评价及井网加密提供依据,为气藏开发评价以及合理开发技术政策制定提供技术支持。图10表1参25
  • 王敬, 赵卫, 刘慧卿, 刘芳娜, 张拓峥, 窦亮彬, 杨新玲, 李波
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 990-999. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.13
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    根据缝洞型油藏注采单元特征,设计并开展了9组注水干扰物理模拟对比实验,分析了注水干扰特征及其影响因素;基于渗流理论建立了注水干扰反演模型,研究了不同因素对干扰特征的影响规律。研究表明:注采井距、渗透率比值、溶洞储量、溶洞分布均对水驱干扰特征有较大影响;溶洞位于注采单元内渗透率相对较高的裂缝带上、井距相对较小的方向、距离生产井较近时,有利于注水开发;较大溶洞位于高渗或小井距方向时,低渗透或较大井距方向生产井早见水;溶洞在高渗方向且注采井间储量差异较大时,不同注采方向导流能力差异性对注水开发有利。注采井网构建或重组时,尽量使注水井不同注采方向上渗透率与溶洞储量成正比、注采井距与溶洞储量成反比;距离溶洞较近的井应为生产井、较远的井应为注水井。不同洞缝储量比对应不同的最优井距比和最优渗透率比值,且最优井距比和最优渗透率比值随洞缝储量比增大逐渐增加。图18表2参12
  • 杨兆彪, 秦勇, 秦宗浩, 易同生, 李存磊, 张争光
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 1000-1008. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.14
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    对贵州西部20口煤层气井产出水溶解无机碳(DIC)稳定碳同位素(δ13CDIC)进行了长期动态跟踪,重点分析了多层合采煤层气GP井组δ13CDIC的时空动态,探讨了δ13CDIC值与煤层气产能的关系;选取典型井产出水进行了微生物16S rDNA扩增测序分析,提出了煤层气多层合采产出水δ13CDIC地质响应模式。研究表明:中煤阶煤层气井产出水δ13CDIC正异常普遍,产出水中包含15种以上的甲烷菌属,Methanobacterium为优势属;产出水中优势甲烷菌属序列数目与δ13CDIC值显著正相关,δ13CDIC值正异常由产甲烷菌还原作用造成,且主要为氢营养型甲烷菌还原作用;多煤层煤系沉积相及岩性的分段性会造成渗透性和富水性的分段性,从而控制产出水δ13CDIC值和古菌群落的分段性,渗透性和富水性较好的层段,产出水δ13CDIC值正异常显著,古菌属主要为Methanobacterium;渗透性和富水性较弱的层段,产出水δ13CDIC值较小,微生物作用较弱;接近煤层露头的较浅部位,容易受到大气降水的补给,产出水δ13CDIC值较小;中煤阶多煤层煤层气井产出水δ13CDIC地质响应模式揭示了多层合采煤层气井产出水中δ13CDIC差异的地质机理和微生物作用机理,为沉积相控制的叠置流体系统提供了有效的地球化学证据,也可用于多层合采煤层气井产层气、水贡献分析。图11表2参34
  • 王洪亮, 穆龙新, 时付更, 窦宏恩
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 1009-1015. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.15
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    根据油田生产历史数据利用深度学习方法预测油田特高含水期产量,并进行了实验验证和应用效果分析。考虑到传统全连接神经网络(FCNN)无法描述时间序列数据的相关性,基于一种循环神经网络(RNN)即长短期记忆神经网络(LSTM)来构建油田产量预测模型。该模型不仅考虑了产量指标与其影响因素之间的联系,还兼顾了产量随时间变化的趋势和前后关联。利用国内某中高渗透砂岩水驱开发油田生产历史数据进行特高含水期产量预测,并与传统水驱曲线方法和FCNN的预测结果比较,发现基于深度学习的LSTM预测精度更高,针对油田生产中复杂时间序列的预测结果更准确。利用LSTM模型预测了另外两个油田的月产油量,预测结果较好,验证了方法的通用性。图3表3参40
  • ALAROUJ Mutlaq, ALOMAIR Osamah, ELSHARKAWY Adel
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 1016-1026. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.16
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    基于实验测量和文献调研建立了包含700多个样本的凝析气藏数据集,对常用的计算露点压力的经验关系式和状态方程进行了评估,并新建了一个经验关系式,对各种关系式及Peng-Robinson状态方程进行了对比评估和参数敏感性分析。研究表明,目前常用的凝析气判别标准不够准确;Peng-Robinson状态方程不具有唯一解,受C7+组分的表征关系式和分割方案等多种因素的影响;应用于建立的数据集时,Nemeth-Kennedy关系式准确度最高,其次为Elsharkawy关系式和Godwin关系式,Shokir关系式由于无法用于不含C7+组分的样本,准确度最低;新建关系式的平均绝对误差、均方根误差和决定系数分别为7.6%,588和0.87,在统计学意义上优于前人4种关系式。通过与实验数据和Peng-Robinson状态方程模拟结果进行对比验证了新建关系式的准确性和有效性。图13表16参36
  • 石油工程
  • 刘合, 郑立臣, 杨清海, 俞佳庆, 岳庆峰, 贾德利, 王全宾
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 1027-1038. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.17
    摘要 ( ) PDF全文 ( ) HTML 可视化 收藏
    概述了国外分层采油技术的发展状况,基于中国油田开发进程、生产需求、技术特点和适应性等条件,梳理了国内分层采油技术的发展历程,将其分为自喷分层配产、机采井找堵水、液压可调层、智能分层采油4个发展阶段,详细介绍了技术原理、施工工艺、技术适应性和优缺点。基于现阶段油田实际生产情况,提出未来分层采油技术的3个发展方向:从油井适用的井下传感器技术、地面和井下双向通讯技术、全生命周期服役能力、水平井适应性等方面提高分层采油技术的实时监测与调整水平;结合数字化人工举升系统构建分层采油技术与管理综合平台;通过分层采油、分层注水规模化应用实现注采一体化,提高注入端和采出端参数匹配调整水平,使得开发调整由“滞后调控”向“实时优化”转变,提高开发效果。图16参39
  • 周彤, 王海波, 李凤霞, 李远照, 邹雨时, 张驰
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 1039-1051. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.18
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    以涪陵页岩气田焦石坝背斜主体区为研究对象,通过室内岩石力学实验和直剪实验明确了层理发育的岩石力学各向异性特征及其参数;结合室内实验评价结果,基于离散元方法建立了考虑力学各向异性、层理弱面和纵向应力差异的目标储集层三维压裂裂缝扩展模型,分析了不同层理弱面发育密度、层理强度以及压裂工程参数(射孔簇数、排量和压裂液黏度)条件下的水力裂缝展布规律。研究表明:综合考虑层理弱面和纵向应力差异的影响,研究区3~4 MPa的隔层应力差异将缝高控制在应力遮挡层内,缝高低于40 m;若不考虑层理弱面影响,缝高扩展预测结果明显较高。高密度层理缝的开启增加了水力裂缝复杂性,但显著限制了水力裂缝缝高的延伸。通过降低簇数、提高排量、增加前置液阶段高黏度压裂液用量及比例,可以减少层理弱面与纵向应力差异对缝高扩展的限制,促使裂缝纵向延伸。利用裂缝扩展模型对涪陵页岩气田焦页A井压裂施工段进行模拟,模拟结果与微地震裂缝监测结果相符。图13表4参34
  • 贺垠博, 蒋官澄, 董腾飞, 杨丽丽, 李小庆
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 1052-1058. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.19
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    以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)与3-丙烯酰胺丙基-三甲基氯化铵(TAC)为单体,通过改变投料比例,采用水溶液聚合法合成了一系列电荷分布不同的AM-AMPS-TAC聚合物,通过室内实验研究聚合物的盐响应行为、盐响应性致因以及聚合物分子结构对盐响应性的影响,并进行应用分析。采用分步剪切模式进行流变性测试,结果证明AM-AMPS-TAC聚合物具有盐响应特性,且AMPS与TAC投料量越接近盐响应性越显著。通过浊度测试与微观形貌分析研究了聚合物分子链构象随盐刺激的变化规律,并结合特性黏度测试与共聚物组成分析研究了盐响应机理,结果表明,聚合物的盐响应行为源于分子链构象在盐刺激下发生了由蜷曲到伸展的转变,这种转变是聚合物分子内离子键被盐的电荷屏蔽作用削弱所致。将AM90-AMPS5-TAC5与降滤失剂PAC-Lv复配应用于饱和盐水钻井液体系中,抗盐与耐温效果最优,钻井液在150 ℃、饱和NaCl条件下长时间维持稳定黏度和良好分散,且滤失量小。图7表3参16
  • 新能源新领域
  • 周立宏, 赵贤正, 柴公权, 姜文亚, 蒲秀刚, 王晓东, 韩文中, 官全胜, 冯建园, 刘学伟
    石油勘探与开发, 2020, 47(5): 1059-1066. https://doi.org/10.11698/PED.2020.05.20
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    以系统取心井精细岩心描述和分析联测数据为基础,开展了陆相页岩油富集规律研究,形成了陆相页岩油甜点识别与定量评价方法、甜点层精准轨迹设计与随钻跟踪-轨迹优化地质工程一体化控制技术、全程“滑溜水+石英砂”陆相页岩油水平井低成本体积压裂改造技术。研究结果表明,沧东凹陷古近系孔二段陆相纯页岩型页岩油富集主要受优势组构相和滞留烃超越效应两大因素控制,具有纹层状长英质、纹层状混合质、薄层状灰云质及厚层状灰云质4种页岩油富集模式;页岩油甜点识别评价方法可准确预测陆相页岩油富集甜点区;甜点层精准轨迹设计与随钻跟踪-轨迹优化地质工程一体化控制技术经现场应用检验,效果良好,甜点钻遇率可达100%,Ⅰ类甜点钻遇率平均超过75%;采用全程“滑溜水+高石英砂”陆相页岩油水平井低成本体积压裂改造技术,可在水平段形成多期次缝网,大幅度提高产能,综合工程成本平均降低26.4%。图5表2参22