2024年, 第51卷, 第5期 刊出日期:2024-10-23
  
    油气勘探
  • 何文渊, 孙宁亮, 张金友, 钟建华, 高剑波, 圣朋朋
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 937-950. https://doi.org/10.11698/PED.20240026
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    基于岩心、岩石薄片观察分析,结合阴极发光、激光拉曼、流体包裹体、LA-ICP-MS原位U-Pb测年等技术手段对松辽盆地白垩系青山口组页岩储层中的方解石脉成因机制及油气地质意义进行研究。结果表明:①在宏观上方解石脉以顺层为主,呈透镜状、“S”形、叠锥状、羽状,在微观上分为向生式块状或柱状晶体结构和背生式纤维状晶体结构脉体。②块状方解石脉中的盐水包裹体均一温度为132.5~145.1 ℃,原位U-Pb测年绝对年龄为(69.9±5.2) Ma,表明青山口组烃源岩中成熟期和常规油的形成时期为晚白垩世明水组沉积期。纤维状方解石脉中的盐水包裹体均一温度为141.2~157.4 ℃,对应于烃源岩晚成熟期,U-Pb测年绝对年龄为(44.7±6.9)Ma,指示青山口组烃源岩的中高成熟期和古龙油页岩的形成时间为古近纪依安组沉积期。③向生式块状或柱状晶体结构方解石脉的形成与成岩成烃作用有关,脉体的形成经过了裂缝的开启、成脉流体充填和脉体生长3个阶段,构造挤压活动和流体超压是裂缝形成的诱导因素,成脉流体以短距离的扩散流为主,是一种有竞争的结晶生长模式。背生式纤维状方解石脉主要是在一种无竞争生长环境下由结晶力驱动形成的。研究认为,研究区青山口组富有机质泥页岩中的方解石脉对于松辽盆地构造活动、流体超压、泥页岩生排烃及成岩-成藏年龄具有一定指示意义。

  • 刘国勇, 吴松涛, 伍坤宇, 沈月, 雷刚, 张斌, 邢浩婷, 张庆辉, 李国欣
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 951-961. https://doi.org/10.11698/PED.20240250
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    基于柴达木盆地西部坳陷油气勘探实践,结合地震、钻井、测井及地球化学等资料,对柴西坳陷古近系全油气系统基本地质条件、油气分布特征、成藏运聚动力与成藏模式开展研究。研究表明:柴西坳陷发育全球独具特色的“巨厚山地式”全油气系统,围绕古近系下干柴沟组上段烃源岩层系,从盆缘向湖盆中心,平面上构造油气藏、岩性油气藏、页岩油与页岩气有序分布、纵向上叠置连片。柴西坳陷古近系全油气系统具有3方面独特性:①低有机质丰度烃源岩“低碳富氢”,单位有机碳生烃能力强;②咸化湖盆沉积巨厚,坳陷中心沉积以混源为主,岩相与储集空间纵横向变化快;③喜马拉雅期走滑挤压强改造,山地式全油气系统油气差异富集。柴西坳陷古近系全油气系统是源储盖与输导体系协调演化的结果,具有低碳富氢烃源岩全过程生烃、巨厚储集体全坳陷沉积、挤压走滑断裂体促进油气全方位调整、常规-非常规油气全系列分布的特征。受控于喜马拉雅期强构造运动影响,柴西坳陷经历了先拗后隆的演化过程,在湖盆中心发育广义页岩油,在超过2 000 m厚度的沉积体系中,油气连续分布于烃源岩层系内的薄层状灰云岩与紧邻生烃灶的藻灰岩中,白云石晶间孔、纹层缝与断溶体是有效储集空间。相关认识可进一步丰富和发展中国陆相湖盆全油气系统理论,并为柴达木盆地油气综合勘探提供理论指导与技术支持。

  • 武玺, 史原鹏, 陈树光, 武函, 蔡军, 淡伟宁, 刘喜恒, 王晓坤, 张晰蒙, 张建丽
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 962-971. https://doi.org/10.11698/PED.20240045
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    基于钻井、录井、测井、地质实验等基础资料,对河套盆地临河坳陷超深层碎屑岩油气地质特征及富集高产因素开展研究。研究表明:①临河坳陷古近系发育的内陆咸化湖相优质烃源岩具有早熟早排、高产烃率和持续高效生烃特征,为超高压高产油气藏形成奠定重要资源基础;②弱压实、早充注、弱胶结保孔,叠加超高压保孔扩缝增渗,使得6 500 m以深的超深层依然发育孔隙度大于15%、渗透率达226×10?3 μm2的中孔中渗型优质储集体,极大拓展了油气勘探空间;③临洼构造临河组砂地比偏低、储盖组合好,且上覆巨厚优质泥岩盖层,具备持续高效生烃增压并形成超高压油气藏的有利条件;④邻近临河组生烃中心、有良好构造背景且构造圈闭发育的地区是最有利勘探方向,主要包括兴隆断裂构造带和纳林湖断裂潜山带超深层领域。临河坳陷超深层油气勘探重大突破,揭示了该地区超深层碎屑岩良好的勘探潜力,同时对其他地区超深层碎屑岩油气勘探具有重要借鉴意义。

  • 牛小兵, 范立勇, 闫小雄, 周国晓, 张辉, 荆雪媛, 张盟勃
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 972-985. https://doi.org/10.11698/PED.20230656
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    通过对鄂尔多斯盆地深部煤层的沉积环境、分布特征、煤岩性质、储层特征、含气性特征以及聚散组合等方面开展系统研究,以揭示该盆地煤岩气富集条件,评价其资源潜力。研究表明:①鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系广泛发育厚层煤层,主力煤层二叠系山西组5#、石炭系本溪组8#煤生烃能力强,热演化程度高,为煤岩气形成奠定了丰富的资源基础;②深部煤岩储集物性好,孔渗条件佳,5#、8#煤平均孔隙度为4.1%和6.4%,平均渗透率分别为8.7×10-3 μm2和15.7×10-3 μm2;煤岩中割理和裂隙发育,与微孔共同构成主要的储集空间,且随着演化程度增高,微孔体积呈增大趋势;割理和裂隙的发育程度对渗透率影响较大;③煤岩储层与工业分析的成分在纵向上存在较为明显的非均质性分布,与下段相比,中上段受灰分充填影响较小的光亮煤,其孔隙和裂隙更为发育,为优质储层发育层段;④鄂尔多斯盆地深部煤岩含气性好,含气量为7.5~20.0 m3/t,煤岩气中游离气占比明显高于浅层煤层气,游离气占比为11.0%~55.1%,超过10%;深部煤岩中游离气富集程度主要受控于宏孔和微裂缝的数量;⑤煤岩压力测试分析表明,煤灰、煤泥聚散组合封盖性好,泥岩/灰岩(顶板)-煤层-泥岩(底板)的成藏组合条件下,煤岩气测值总体较高;⑥通过体积法对鄂尔多斯盆地煤岩气资源量进行了初步评价,估算结果为22.38×1012 m3,并优选了鄂尔多斯盆地煤岩气主要有利区。研究认为,鄂尔多斯盆地中东部的乌审旗、横山—绥德、延安、子长以及宜川地区是8#煤层煤岩气有利勘探区,盆地中东部的临县西、米脂、宜川—黄陵、榆林以及乌审旗—横山地区是5#煤层煤岩气有利勘探区,有望形成新的天然气规模储量、产量增长区。

  • 高阳东, 朱伟林, 彭光荣, 龙祖烈, 汪旭东, 石创, 陈聪, 黄玉平, 张博
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 986-996. https://doi.org/10.11698/PED.20240038
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    基于对珠江口盆地白云凹陷已钻井岩心样品的有机地球化学分析,明确白云凹陷烃源岩发育特征;重构凹陷现今地温场,恢复构造-热演化过程,在此基础上通过烃源岩热模拟实验和数值模拟,预测白云凹陷资源类型、规模和分布。研究表明:①白云凹陷发育古近系浅湖相规模烃源岩,沉积期为弱氧化环境,生源以陆源高等植物为主,藻类等具有一定贡献,为油气兼生型烃源岩;②白云凹陷现今地温场显示地温梯度主体为(3.5~5.2)℃/100 m,整体呈现从西北往东南方向增高的趋势,不同洼陷地温梯度差异较大;③新生代以来白云凹陷经历了始新世和中新世两期明显的伸展拉张过程,经受两期加热升温事件,加快烃源岩成熟演化,基底古热流主体在距今13.82 Ma时达到最高值;④盆地模拟结果显示,白云主洼烃源岩成熟度明显高于其他洼陷,始新统文昌组现今整体处于高成熟—过成熟阶段,始新统恩平组现今达到成熟—高成熟阶段;⑤热模拟实验表明,文昌组浅湖相泥岩具有较好的生干酪根裂解气能力,且气产率高,具有宽窗持续生气的特征;恩平组浅湖相泥岩具有较好的生轻质油能力,晚期仍具有一定的干酪根裂解产气能力,但与文昌组浅湖相泥岩和恩平组三角洲煤系泥岩相比,气产率相对偏低;⑥数值模拟结果表明,白云主洼烃源岩生烃较早,生烃强度明显高于其他洼陷,平均约为1 200×104 t/km2,油气资源主体分布在主洼,主力烃源岩层位为文昌组三段和四段;⑦在运聚单元划分与评价的基础上,优选4个有利区带,分别为①号番禺30鼻状构造带、③号流花29鼻隆带和荔湾3鼻隆带、②号白云东凹缓坡带以及⑧号白云1低凸起。

  • 文龙, 张本健, 金值民, 吴长江, 王小娟, 邱玉超, 王自剑, 李勇, 陈冬霞
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 997-1007. https://doi.org/10.11698/PED.20240025
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    基于四川盆地油气勘探实践,结合地震、测井、地球化学等资料,对四川盆地上三叠统—侏罗系陆相全油气系统基本地质条件、油气类型、油气分布特征、源储关系及成藏聚集模式开展系统分析。研究表明:①四川盆地陆相全油气系统发育多套含气层系,形成了以三叠系须家河组烃源岩为中心的全油气系统。上三叠统须家河组发育的厚层、优质烃源岩为四川盆地陆相全油气系统提供充足的气源基础;常规-非常规储层的发育为油气聚集成藏提供有利储集空间;断-砂耦合发育为天然气运移提供优质输导体系。②烃源岩和储层在垂向上交互叠置,沉积环境、储层岩性和物性存在明显差异,导致上三叠统—侏罗系自下而上有序发育源内页岩气-近源致密气和远源致密-常规气。③不同区带之间,埋藏深度、储层物性、地层压力以及生烃强度等地质条件的有序变化,控制平面上依次形成了冲断带构造气藏、坳陷带页岩气-致密气藏、斜坡带致密气藏和隆起带致密气-常规气藏的全序列成藏体系。④基于全油气系统理论和思路,四川盆地陆相页岩气、致密气资源潜力巨大,尤其是四川盆地中—西部(简称川中—川西)地区具备较大的非常规油气勘探潜力。

  • 张功成, 佟殿君, 陈凯, 刘辉, 方璇
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1008-1023. https://doi.org/10.11698/PED.20230504
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    综合运用渤海湾盆地新采集的高品质地震剖面以及最新的勘探成果资料,通过对各主要层系的地层分布、构造和古地理格局的分析,系统开展渤海湾盆地大地构造演化的动力学研究。结果表明,渤海湾盆地所处的华北克拉通位于古亚洲洋、特提斯洋和太平洋等3大构造体系域的交接地带,经历了不同期次、不同方向、不同性质构造旋回的交替叠加,主要经历5期盆地构造演化与沉积建造阶段,即中新元古代大陆裂陷槽、早古生代克拉通边缘坳陷碳酸盐岩建造、晚古生代海陆过渡相克拉通内坳陷、中生代陆内走滑-伸展构造和新生代陆内裂陷阶段。盆地的多旋回演化,特别是晚古生代以来所经历的海西、印支、燕山和喜马拉雅等多期挤压、走滑和伸展构造活动,控制了多套优质烃源岩发育、改造和保存,尤以上古生界石炭系—二叠系煤系烃源岩以及古近系世界级特优质湖相烃源岩最为重要,为超级富油气盆地的成藏提供了重要的烃源保障。

  • 石书缘, 杨威, 周刚, 姜华, 孟昊, 武赛军, 张岩, 鲁卫华, 白壮壮
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1024-1039. https://doi.org/10.11698/PED.20240126
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    基于“单向裂解—聚合”地球动力学模型,研究特提斯域演化对四川超级盆地油气系统形成的影响,探讨天然气富集规律。结果表明:①四川盆地及周缘新元古代—三叠纪历经了原特提斯洋和古特提斯洋叠加影响的两次单向裂解—聚合旋回,侏罗纪—新生代并入新特提斯构造域及环青藏高原盆山体系,板块内部各幕次构造运动控制沉积充填形式。②特提斯域演化、古气候环境和重大地质事件控制了盆地内部优质烃源岩形成与分布;裂谷、克拉通内裂陷、被动大陆边缘斜坡和克拉通内凹陷是烃源岩发育的有利地质构造单元。③特提斯域演化、超级大陆旋回、全球海平面变化以及构造-气候事件控制了碳酸盐台地及储盖组合的分布;克拉通台地边缘、台地内部水下地貌高带是寻找碳酸盐岩高能相带的重点区,同沉积古隆起及围斜区、区域性不整合面和后期改造断裂带是规模碳酸盐岩储层分布区;区域性蒸发岩或者泥页岩盖层有利于盆地油气大规模保存。④早期构造-沉积演化格局和后期构造改造程度共同影响的成藏要素时空匹配关系是油气富集的关键,未来油气勘探要重点关注南华纪裂谷期潜在含气系统,四川盆地东部—南部地区寒武系盐下含气系统以及二叠系、三叠系全油气系统等领域。

  • 钟寿康, 谭秀成, 魏柳斌, 许杰, 王前平, 熊鹰, 武春英, 杜健笙
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1040-1052. https://doi.org/10.11698/PED.20240253
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    基于测井、岩心、薄片、地球化学分析,重建鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组一段—三段(简称马一段—马三段)构造-岩相古地理格局,探讨构造沉积演变特征及其油气地质意义。研究表明:①马家沟组底部稳定发育一套穿时的、高自然伽马值段、边缘相泥质白云岩,分布于怀远运动期构造不整合面之上,具有与早奥陶世弗洛期全球海侵可对比的δ13C正漂移特征;②奥陶系马一段—马二段沉积期全球海平面上升、古陆淹没为水下隆起,形成一隆两坳构造格局,中央隆起首次接受沉积;随后马三段沉积期盆外俯冲挤压、盆内隆坳分异,乌审旗—靖边凸起活化;③构造格局演变对沉积古环境产生显著影响,马一段沉积期向西超覆,东部坳陷内海侵封隔形成大规模盐质蒸发潟湖;马二段沉积期持续海侵并沟通广海,环东部坳陷发育大规模颗粒滩,晚期干化收缩形成小规模蒸发潟湖;马三段沉积期受高地封隔影响,向东侧水体渐次分异分别形成云膏质和盐质蒸发潟湖,同时颗粒滩环凹沿高地展布;④马家沟组底部发育烃源岩,马二段和马三段滩相储层环坡展布,源储配置良好,有利于天然气成藏,具有一定勘探潜力。

  • 李斌, 钟笠, 吕海涛, 杨素举, 徐勤琪, 张鑫, 郑斌嵩
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1053-1066. https://doi.org/10.11698/PED.20230558
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    以塔里木盆地塔河油田下古生界含油气系统为例,针对叠合盆地深层海相油气复杂的差异富集历史,采用成藏动力学模拟方法进行深层油气的生排烃、运聚和调整改造的历史恢复。研究表明:①塔河油田下寒武统烃源岩的热演化史反映出不同构造带的生排烃过程及其强度具有明显不同,是导致深层油气相态差异的主要原因。②走滑断裂和不整合面等构成的复合输导体系控制深层油气早期运移聚集和后期调整,中寒武统台内膏盐岩阻止深层油气的垂向运聚,致使深层油气呈现明显的“断控”特征,其中北东向走滑断裂带和深层油气运移低势区叠加有利于汇聚成藏,且主要沿北东向走滑断裂带呈串珠状分布。③成藏动态模拟揭示“源-断-缝-膏-保”时空配置控制塔河深层油气的差异富集,奥陶系经历多期充注、垂向运聚、侧向调整改造的成藏历史,深层油气一直处于运移聚集和逸散的动态平衡中。④油气残留量统计显示塔河油田深层奥陶系鹰山组和蓬莱坝组仍具有较好的勘探开发潜力,超深层中上寒武统具有一定的油气资源前景。研究为塔里木盆地深层油气的动态定量评价提供了参考依据,也可以为古老克拉通盆地碳酸盐岩相关油气成藏演化的研究提供借鉴。

  • 谢环羽, 姜在兴, 王力, 薛欣宇
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1067-1079. https://doi.org/10.11698/PED.20230652
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    以松辽盆地梨树断陷下白垩统沙河子组二段下亚段(简称沙二下亚段)沉积特征为例,采用有机岩石学、主微量元素及生物标志化合物分析等方法,探讨火山断陷型湖盆细粒沉积岩有机质富集条件及富集模式。研究结果表明,沉积古环境的变化控制沙二下亚段不同岩相类型的垂向分布,并将其划分为上、下两部分,下部主要发育块状长英质泥岩夹含生屑长英质泥岩,上部主要发育纹层状长英质页岩和纹层状细粒混积页岩;下部有机质干酪根类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主、上部以Ⅰ—Ⅱ1型为主,且总体呈现出上部有机碳含量较下部增高的特征。分析认为,火山断陷型湖盆有机质富集的主要条件为:①持续增强的裂陷作用是导致古水深加大的直接因素,基准面上升使深水沉积范围随之扩大,泥页岩发育规模相应增大;②相对强烈的水下火山喷发与裂陷作用具有同时性,火山活动可为湖盆提供大量营养物质,有利于藻类的勃发,并导致Ⅰ—Ⅱ1型干酪根生产力较高;③相对干旱的古气候导致河流淡水及陆源物质(包括陆源高等植物Ⅲ型干酪根)输入减少,形成高盐度、缺氧分层的水体,咸水湖盆有利于有机质保存。在此基础上,建立的火山断陷型湖盆细粒沉积岩有机质富集模式,对深化松辽盆地沙河子组乃至中国东北地区同期火山断陷型湖盆细粒沉积岩有机质富集机制的地质认识,具有一定的参考借鉴意义。

  • 油气田开发
  • 杨勇, 张世明, 曹小朋, 吕琦, 吕广忠, 张传宝, 李宗阳, 张东, 郑文宽
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1080-1091. https://doi.org/10.11698/PED.20240041
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    针对胜利油田开展CO2驱油与封存面临的原油轻烃含量低混相难、储层非均质性强波及效率低、易气窜全过程调控难等问题,通过室内实验、技术攻关和矿场实践,形成CO2高压混相驱油与封存理论及关键技术。研究发现,提高地层压力至1.2倍最小混相压力之上,可以提高原油中的中重质组分混相能力,增大小孔隙中的原油动用程度,均衡驱替前缘,扩大波及体积。通过超前压驱补能实现快速高压混相,采用梯级气水交替、注采耦合、多级化学调堵等技术全过程动态调控渗流阻力,实现采收率与封存率的协同最优。研究成果应用于高89-樊142 CCUS(二氧化碳捕集、利用与封存)示范区,区块日产油由254.6 t提高至358.2 t,预计实施15年可提高采出程度11.6个百分点,为CCUS规模化应用提供理论和技术支撑。

  • 侯健, 刘永盛, 韦贝, 曹绪龙, 孙建芳, 杜庆军, 宋考平, 元福卿, 孙鹏霄, 季岩峰, 赵方剑, 刘瑞欣
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1092-1100. https://doi.org/10.11698/PED.20240121
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    针对常规聚合物驱剪切易降解、注入困难等难题,提出了胶囊聚合物驱提高采收率方法,采用多尺度渗流实验及模拟技术分析了胶囊聚合物驱渗流机制与驱油机理。研究表明:胶囊聚合物驱具有易注入、抗剪切、地层可控释放、吸附滞留率小的优势,具有很好的远距离运移能力,可实现聚合物驱“油藏深部增黏”;胶囊聚合物增黏程度越高,抑制黏性指进的能力越强,驱替前缘越趋于均匀,驱替波及范围越大。胶囊聚合物的释放性能主要受温度影响,温度越高,胶囊聚合物溶液增黏速度越快,而矿化度对胶囊聚合物溶液增黏速度的影响很小。胶囊聚合物驱适用于传统聚合物驱效果不佳的高含水油藏、井距较大的海上聚合物驱油藏、常规聚合物注入性较差的中低渗透油藏等。实施胶囊聚合物驱应“因地制宜”,根据目标油藏条件设计合理的胶囊粒径、释放时间以达到最优的驱油效果。

  • 王敬, 徐智远, 刘俊源, 冯键宇, 王琦, 焦玉卫, 张琪, 刘慧卿
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1101-1113. https://doi.org/10.11698/PED.20240206
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    根据断控缝洞型油藏构造成因和地震资料,分析了典型缝洞结构特征,设计并制作了“树状”缝洞结构三维大尺度可视化物理模型,开展了不同生产速度、不同井储配置关系下底水驱和底水驱后多介质协同开采实验,揭示了该类缝洞结构下底水驱剩余油形成机制和分布规律,明确了底水驱后不同开采方式下剩余油动用特征。研究表明,“树状”缝洞结构中,底水驱后剩余油主要包括非井控区断裂带剩余油和井控区断裂带顶部“阁楼型”剩余油;高生产速度下存在明显的底水沿断裂带的水窜现象,采用间歇式排采可以有效削弱断裂带间的干扰效应,起到抑制水窜的效果;与直井开采相比,水平井能够降低断裂带间的导流能力差异,呈现出较好的抗水窜能力;水平井越靠近“树冠”上部,底水驱阶段采收率越高,但综合考虑底水驱及后续注气开发,水平井部署在“树冠”中部且钻穿较多数量的断裂带时总采收率更高;底水驱后顶部注气吞吐优于气驱、大段塞吞吐优于小段塞吞吐,既可以有效动用与油井横向连通的井控区断裂带顶部“阁楼型”剩余油又可以动用非井控区断裂带剩余油,从而大幅度提高采收率。

  • 李艳春, 贾德利, 王素玲, 屈如意, 乔美霞, 刘合
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1114-1125. https://doi.org/10.11698/PED.20240269
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    在流形空间内定义并求解油藏动态预测问题,充分考虑地质不确定性和随时间变化的井控条件(简称时变井控)下油藏动态的变化特性,构建基于条件演化生成对抗网络(CE-GAN)的油藏动态预测代理模型。CE-GAN通过特征空间的条件演化使原来无法控制方向的生成网络实现定向演化,将油藏动态预测问题转化为基于渗透率分布、初始油藏动态和时变井控的图像演化问题,实现时变井控条件下油藏动态的快速准确预测。基础油藏模型(Egg模型)与实际油藏模型的验证结果表明,CE-GAN预测与数值模拟结果的一致性较好,基础油藏模型验证中压力和含油饱和度的相对残差中位数分别为0.5%和9.0%,实际油藏模型验证中压力和含油饱和度相对残差中位数均为4.0%;CE-GAN代理模型训练完成后,相较于传统数值模拟,分别将基础油藏模型和实际油藏模型的计算速度提升约160倍和280倍,可以有效提高生产优化的效率。

  • ASADOLAHPOUR Seyed Reza, JIANG Zeyun, LEWIS Helen, 闵超
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1126-1140. https://doi.org/10.11698/PED.20240101
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    为了预测复杂孔隙结构中毛管压力主导下两相流排驱过程中的流体分布,从仿真多孔介质和岩石CT图像中抽取子样本,并采用孔隙形态模拟器(PMS)生成流体分布,以创建多样化的数据集,将距离图及像素大小、界面张力、接触角、压力作为输入参数,通过改造、训练、评估卷积神经网络(CNN)、递归神经网络(RNN)和视觉转换器(ViT),优选用于预测流体分布的模型。模拟分析表明,常用的卷积和递归神经网络在捕捉流体连通性方面存在不足。基于ViT构建了一个高维视觉转换器(HD-ViT),该转换器先忽略孔隙的空间位置仅根据其大小进行排驱,再在后处理步骤中追加流体连通要求,这种方法允许在任何坐标方向预设出入口,并使用不同尺寸和不同分辨率的图像进行渗流状态推断。通过在砂岩和碳酸盐岩大图像上验证,并与微流控驱替测试的实验结果比较,证实了HD-ViT模型的有效性、精确性和速度优势,且在捕捉孔隙尺度三维流动方面存在较大的潜力。

  • 石油工程
  • 王强, 王玉丰, 胡永全, 赵金洲, 宋毅, 沈骋
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1141-1149. https://doi.org/10.11698/PED.20240603
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    针对深层页岩气井工厂开发模式下拉链式压裂裂缝扩展及窜扰规律认识不清的问题,基于有限元-离散元方法,建立了考虑天然裂缝带影响的拉链式压裂裂缝扩展流-固耦合模型,采用实验数据与现场监测压力涨幅数据验证了模型的可靠性,并以川南深层页岩气储层为例,研究了不同特征天然裂缝带影响下压裂裂缝的扩展及窜扰规律。结果表明:大逼近角裂缝带对压裂裂缝正向扩展及井间窜通具有阻挡作用,停泵期间水力裂缝在净压力驱动下存在继续扩展行为;高应力差下,随裂缝带逼近角增加,响应井压力涨幅、压裂裂缝总长度分别呈先减小再增加及先增加再减小的趋势;与小逼近角裂缝带相比,大逼近角天然裂缝带发生窜通所需时间更长,窜通难度更大;响应井压力涨幅与裂缝带带宽负相关,与天然裂缝长度正相关;窜通时间、压裂裂缝总长及压裂效率则与裂缝带带宽正相关,与天然裂缝长度负相关;随布孔错位距离增加,裂缝窜通概率减小,但错位距离与响应井压力涨幅、裂缝总长度之间的规律性不明显。

  • 谢锦阳, 侯冰, 何明舫, 刘欣佳, 魏靖依
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1150-1159. https://doi.org/10.11698/PED.20240366
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    针对苏里格气田二叠系盒8段砂泥薄互储层压裂施工中裂缝穿层扩展判别与压裂效果评价存在的问题,建立考虑层间非均质性的砂泥薄互储层地质力学模型,开展水力裂缝穿层扩展实验,揭示砂泥薄互储层中人工裂缝的起裂-延伸-交互-穿层机制。基于非常规裂缝模型的数值模拟,阐明了裂缝在薄互层中的垂向起裂与扩展特征,构建了裂缝穿层的判别准则与压裂效果评价方法。研究表明:层间应力差是直接影响穿层压裂裂缝形态的主要地质因素,苏里格气田层间应力差异系数(ξIL)小于0.40时,裂缝可突破隔层在目标砂岩层内扩展;0.40≤ξIL<0.45时,裂缝突破隔层但无法在目标砂层内有效扩展;ξIL≥0.45时,裂缝仅在射孔储层扩展,无法实现穿层扩展。提高压裂液黏度与排量能弥补能量损耗并突破隔层限制,苏里格气田压裂施工参数控制区域内采用高黏度(50~100 mPa·s)压裂液、高排量(12~18 m3/min)施工条件有利于裂缝穿层。

  • 碳中和新能源新领域
  • 秦胜飞, 窦立荣, 陶刚, 李济远, 齐雯, 李晓斌, 郭彬程, 赵姿卓, 王佳美
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1160-1174. https://doi.org/10.11698/PED.20240016
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    基于国内外重要含油气盆地天然气样品和岩石样品,进行氦气含量、组分、同位素及岩石样品中U、Th含量分析,对氦气富集机理、富集模式、分布规律和勘探思路等进行研究。研究认为,能否形成富氦气藏取决于气藏中氦气的供给量和天然气对氦气的稀释程度,其富集成藏特征可以概括为“多源供氦、主源富氦;氦氮伴生、同溶共聚”。氦气主要来自岩石中U和Th的放射性衰变,所有岩石都含有微量的U和Th,都可为气藏提供一定的氦源,但以花岗岩或变质岩为主的大型古老基底往往是富氦气藏的主力氦源。古老基底中的U和Th经历漫长地质历史时期的衰变生成的氦气连同基底岩石中无机含氮化合物裂解生成的氮气溶解在水中,随构造抬升,地层水沿断裂往上运移至气藏并释放出氦和氮气,使气藏同时富集氦和氮气,氦氮的伴生关系十分明显。在东部拉张型盆地,构造活动强烈,天然气中混有一定比例的幔源氦气。富氦气藏大多发育于有断裂沟通的古老基底之上、后期经历大幅度构造抬升、盖层封盖能力适中、天然气充注强度中等、地下水比较活跃的常压或低压区。氦气勘探须放弃以寻找天然气甜点和高产大气田的传统“兼探”思路,根据氦气富集特点,寻找有断裂并与古老基底沟通、晚期构造抬升幅度较大、盖层封盖能力相对较弱、天然气充注强度不高、古老地层水较丰富的气藏。

  • 潘焕泉, 刘剑桥, 龚斌, 朱艺亨, 白军辉, 黄虎, 方政保, 敬洪彬, 刘琛, 匡铁, 兰玉波, 王天智, 谢添, 程名哲, 秦彬, 沈榆将
    石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1175-1182. https://doi.org/10.11698/PED.20240208
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    针对目前油藏动态分析中井史数据检索与分析、连井剖面绘制、开发生产关键技术指标计算、油藏复杂问题的措施建议等方面的智能化需求,采用增量预训练、指令微调和功能子系统耦合3个步骤构建油藏动态分析场景大模型,提出了基于命名实体识别技术、工具调用技术、Text-to-SQL(自然语言转换成结构化查询语言)技术微调的功能子系统及其高效耦合方法,将人工智能大模型运用到油藏动态分析领域。测试了特征提取模型、工具分类模型、数据检索模型、分析建议模型的准确性,结果表明这些模型在油藏动态分析的各个关键环节均展现出了良好的性能。最后以大庆油田PK3区块部分注采井组为例,测试验证了油藏动态分析场景大模型在辅助油藏工程师进行油藏动态分析方面具有的运用价值和潜力,为大模型在油藏动态分析中的运用提供了较好的技术支持。

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