2019年第26卷第5期文章目次
2019, 26(5):1-9.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.001
摘要:
陆相富有机质泥页岩中普遍发育贫有机质夹层，但夹层在页岩油评价中的作用不清。针对这一问题，以济阳 坳陷系统取心井为研究对象，通过大量地层、地球化学等方面的分析测试，开展富有机质泥页岩中贫有机质夹层特 征探讨，并明确其在页岩油勘探中的作用。结果表明：富有机质泥页岩中的夹层需有别于常规储层并可通过常规 测井方法识别，将其单层厚度界定为0.5~3 m；济阳坳陷存在砂岩、灰岩与白云岩3种夹层类型，各类夹层的储集空 间主要由粒间/晶间孔隙、粒间/晶间微缝及粒内/晶内孔隙组成，白云岩夹层微米孔隙最为发育，孔喉结构最好，砂岩 夹层次之，灰岩夹层相对较差；夹层物性较好，且普遍含油，是油气的有效储集体；泥页岩基质渗透率随上覆压力升 高而迅速降低，而夹层渗透性则对压力敏感性较弱，地层条件下夹层渗透率远高于泥页岩基质，夹层是页岩油产出 的有效通道；夹层中脆性矿物富集，利于大型压裂改造；夹层页岩油应是济阳坳陷页岩油勘探突破的首选类型。
陆相富有机质泥页岩中普遍发育贫有机质夹层，但夹层在页岩油评价中的作用不清。针对这一问题，以济阳 坳陷系统取心井为研究对象，通过大量地层、地球化学等方面的分析测试，开展富有机质泥页岩中贫有机质夹层特 征探讨，并明确其在页岩油勘探中的作用。结果表明：富有机质泥页岩中的夹层需有别于常规储层并可通过常规 测井方法识别，将其单层厚度界定为0.5~3 m；济阳坳陷存在砂岩、灰岩与白云岩3种夹层类型，各类夹层的储集空 间主要由粒间/晶间孔隙、粒间/晶间微缝及粒内/晶内孔隙组成，白云岩夹层微米孔隙最为发育，孔喉结构最好，砂岩 夹层次之，灰岩夹层相对较差；夹层物性较好，且普遍含油，是油气的有效储集体；泥页岩基质渗透率随上覆压力升 高而迅速降低，而夹层渗透性则对压力敏感性较弱，地层条件下夹层渗透率远高于泥页岩基质，夹层是页岩油产出 的有效通道；夹层中脆性矿物富集，利于大型压裂改造；夹层页岩油应是济阳坳陷页岩油勘探突破的首选类型。
2019, 26(5):10-20.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.002
摘要:
变形带为孔隙性砂岩及沉积物中广泛发育的局部构造，也是断裂带主要的结构单元之一，可对流体的运移造成一定影响。在不同成岩阶段，纯净孔隙性砂岩地层中的变形带遵循解聚带、碎裂带、压溶胶结型碎裂带的形成顺序，层状硅酸盐变形带的形成则主要与岩石中层状硅酸盐矿物的含量有关。变形带完整的时间演化序列包括单条变形带、簇状变形带、节理和断层，不同类型变形带可出现叠加。变形带在三维空间的厚度、连续性及渗透性的变化是影响流体渗流的关键因素，对断裂带内部结构研究亦具有重要作用。不同变形带类型会造成油气的选择性充注。目前对于中国野外露头变形带的三维空间分布研究较为欠缺，受资料所限在含油气盆地内部至今无法有效识别覆盖区变形带。因此，深入研究变形带的发育特征及分布规律，可以更好地指导断层建模和流体运移分析。
变形带为孔隙性砂岩及沉积物中广泛发育的局部构造，也是断裂带主要的结构单元之一，可对流体的运移造成一定影响。在不同成岩阶段，纯净孔隙性砂岩地层中的变形带遵循解聚带、碎裂带、压溶胶结型碎裂带的形成顺序，层状硅酸盐变形带的形成则主要与岩石中层状硅酸盐矿物的含量有关。变形带完整的时间演化序列包括单条变形带、簇状变形带、节理和断层，不同类型变形带可出现叠加。变形带在三维空间的厚度、连续性及渗透性的变化是影响流体渗流的关键因素，对断裂带内部结构研究亦具有重要作用。不同变形带类型会造成油气的选择性充注。目前对于中国野外露头变形带的三维空间分布研究较为欠缺，受资料所限在含油气盆地内部至今无法有效识别覆盖区变形带。因此，深入研究变形带的发育特征及分布规律，可以更好地指导断层建模和流体运移分析。
2019, 26(5):21-30.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.003
摘要:
非常规储层的复杂孔隙结构是影响储层物性和油气储集的重要因素。目前用于非常规储层孔隙结构表征的方法多种多样，但各种表征技术的原理和适用范围存在较大差异。从定性和定量2方面对目前非常规储层孔隙结构的主要表征技术展开调研，针对扫描电镜等二维图像扫描技术、微纳米CT等三维重构技术、氮气吸附等间接定量表征技术以及目前研究较多的全孔径联合表征技术的研究进展及主要应用进行总结，厘清不同表征技术在原理、对象和精度上的适用情况，形成针对不同孔隙尺度的表征技术体系，基本满足非常规储层评价需求。但目前非常规储层孔隙结构表征技术在精度与尺度兼顾、联合表征算法解释等方面仍需进一步探索。
非常规储层的复杂孔隙结构是影响储层物性和油气储集的重要因素。目前用于非常规储层孔隙结构表征的方法多种多样，但各种表征技术的原理和适用范围存在较大差异。从定性和定量2方面对目前非常规储层孔隙结构的主要表征技术展开调研，针对扫描电镜等二维图像扫描技术、微纳米CT等三维重构技术、氮气吸附等间接定量表征技术以及目前研究较多的全孔径联合表征技术的研究进展及主要应用进行总结，厘清不同表征技术在原理、对象和精度上的适用情况，形成针对不同孔隙尺度的表征技术体系，基本满足非常规储层评价需求。但目前非常规储层孔隙结构表征技术在精度与尺度兼顾、联合表征算法解释等方面仍需进一步探索。
2019, 26(5):31-40.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.004
摘要:
为了系统表征断-砂复合输导体系的分布特征，准确刻画复合输导体系的优势输导通道，采用断层泥比率法量化表征断层的输导能力，确定油气成藏期输导断层及侧向输导部位；采用连通概率法量化表征砂岩输导层的输导能力，确定砂岩输导层的优势输导通道；利用三维地震资料刻画断层面空间分布，结合断层面埋深确定油源断层的凸面脊；基于古地貌恢复结果，确定构造脊的分布特征。提出将输导断层、砂岩输导层、油源断层断面脊及构造脊四相耦合，实现对断-砂复合输导体系及优势输导通道的表征。研究结果表明：歧口凹陷歧南斜坡区沙一段主要发育2种复合输导体系配置类型，一种为南大港断层（油源断层）断面脊-砂岩输导层-输导断层-构造脊，另一种为砂岩输导层-构造脊-断层。不同地质历史时期的油藏分布位置及各井含油气显示情况与断-砂复合输导体系中优势输导通道的表征结果吻合较好，表明该方法是适用且有效的。
为了系统表征断-砂复合输导体系的分布特征，准确刻画复合输导体系的优势输导通道，采用断层泥比率法量化表征断层的输导能力，确定油气成藏期输导断层及侧向输导部位；采用连通概率法量化表征砂岩输导层的输导能力，确定砂岩输导层的优势输导通道；利用三维地震资料刻画断层面空间分布，结合断层面埋深确定油源断层的凸面脊；基于古地貌恢复结果，确定构造脊的分布特征。提出将输导断层、砂岩输导层、油源断层断面脊及构造脊四相耦合，实现对断-砂复合输导体系及优势输导通道的表征。研究结果表明：歧口凹陷歧南斜坡区沙一段主要发育2种复合输导体系配置类型，一种为南大港断层（油源断层）断面脊-砂岩输导层-输导断层-构造脊，另一种为砂岩输导层-构造脊-断层。不同地质历史时期的油藏分布位置及各井含油气显示情况与断-砂复合输导体系中优势输导通道的表征结果吻合较好，表明该方法是适用且有效的。
2019, 26(5):41-47.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.005
摘要:
对辽中凹陷南洼三维地震资料进行解释，将剖面解释与平面成图分析相结合，探讨辽中凹陷南洼旅大21油田和旅大16油田构造转换带的变形特征，并分析构造转换带与油气成藏的关系。研究结果表明，郯庐断裂带贯穿辽中凹陷南洼，在中央走滑断层、旅大16-3断层和旅大16-21断层的局部弯曲段形成旅大21油田增压型“S”型构造转换带、旅大16油田北部增压型“S”型构造转换带和旅大16油田南部释压型“S”型构造转换带，在旅大16-3断层和旅大16-21断层的叠覆区形成旅大16油田中部释压型叠覆型构造转换带。构造转换带改变了分段断层传递的应力，使三维空间应变守恒，采用断层的位移-距离法探讨旅大16油田中部释压型叠覆型构造转换带的变形特征。构造转换带对油气成藏的控制作用主要表现为：控制构造圈闭的形成，控制优质储层的发育，控制油气运移过程和断层封堵。辽中凹陷南洼增压型构造转换带是有利的油气勘探领域。
对辽中凹陷南洼三维地震资料进行解释，将剖面解释与平面成图分析相结合，探讨辽中凹陷南洼旅大21油田和旅大16油田构造转换带的变形特征，并分析构造转换带与油气成藏的关系。研究结果表明，郯庐断裂带贯穿辽中凹陷南洼，在中央走滑断层、旅大16-3断层和旅大16-21断层的局部弯曲段形成旅大21油田增压型“S”型构造转换带、旅大16油田北部增压型“S”型构造转换带和旅大16油田南部释压型“S”型构造转换带，在旅大16-3断层和旅大16-21断层的叠覆区形成旅大16油田中部释压型叠覆型构造转换带。构造转换带改变了分段断层传递的应力，使三维空间应变守恒，采用断层的位移-距离法探讨旅大16油田中部释压型叠覆型构造转换带的变形特征。构造转换带对油气成藏的控制作用主要表现为：控制构造圈闭的形成，控制优质储层的发育，控制油气运移过程和断层封堵。辽中凹陷南洼增压型构造转换带是有利的油气勘探领域。
2019, 26(5):48-57.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.006
摘要:
侏罗系延安组作为鄂尔多斯盆地主力含油层系，关于其储层特征及微观水驱渗流规律研究一直未受到重视。以鄂尔多斯盆地演武油田延8油层组为例，在储层特征分析的基础上，结合真实砂岩微观驱油实验，明确不同水驱类型的水驱前缘分布特征、油水渗流规律、残余油赋存状态，建立微观驱油效率与驱替压力之间的关系，总结残余油形成机理和分布规律。研究区微观水驱类型可划分为均匀驱替型、网状驱替型、网状-指状驱替型和指状驱替型4类。随着单位驱替压力的增加，均匀驱替型的驱油效率变化最为明显，水驱效果最好；网状驱替型次之，网状-指状驱替型和指状驱替型水驱效果较差。受岩石颗粒表面物理性质和孔喉结构的影响，不同驱替类型水驱后残余油类型占比不同，均匀驱替型和网状驱替型水驱后残余油类型以油膜和角隅状为主，指状驱替型以连片状和簇状为主，而网状-指状驱替型各残余油类型占比相近。
侏罗系延安组作为鄂尔多斯盆地主力含油层系，关于其储层特征及微观水驱渗流规律研究一直未受到重视。以鄂尔多斯盆地演武油田延8油层组为例，在储层特征分析的基础上，结合真实砂岩微观驱油实验，明确不同水驱类型的水驱前缘分布特征、油水渗流规律、残余油赋存状态，建立微观驱油效率与驱替压力之间的关系，总结残余油形成机理和分布规律。研究区微观水驱类型可划分为均匀驱替型、网状驱替型、网状-指状驱替型和指状驱替型4类。随着单位驱替压力的增加，均匀驱替型的驱油效率变化最为明显，水驱效果最好；网状驱替型次之，网状-指状驱替型和指状驱替型水驱效果较差。受岩石颗粒表面物理性质和孔喉结构的影响，不同驱替类型水驱后残余油类型占比不同，均匀驱替型和网状驱替型水驱后残余油类型以油膜和角隅状为主，指状驱替型以连片状和簇状为主，而网状-指状驱替型各残余油类型占比相近。
2019, 26(5):58-65.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.007
摘要:
东营凹陷永安镇油田永1砂砾岩体演化过程的不明确使油藏类型难以确定，制约了下步勘探部署工作的开展。通过三维地震解释、测井和录井分析、岩心观察、薄片观察及物性分析等方法，对永1砂砾岩体的演化过程及其对油气成藏的影响进行研究。结果表明：永1砂砾岩体沉积符合“沟扇对应”原理，由西北部陈家庄凸起提供物源，碎屑沿凸起与永1地区之间的北西—南东向古沟道搬运；永1砂砾岩体孤立凸起的形态由辉绿岩的后期侵入作用导致，侵入时间最早发生在沙四段上亚段纯上次亚段沉积时期，此时辉绿岩体仅侵入花岗片麻岩基底，未发生岩体刺穿，此过程可持续到沙三段沉积早期；沙三段沉积中期之后，辉绿岩体持续侵入，永1砂砾岩体持续隆起，逐渐发生岩体刺穿，此过程可持续至沙三段沉积晚期；岩浆活动导致砂砾岩周缘产生高角度断层及裂缝，改善储层储集空间及渗流条件的同时，有效地沟通了沙四段和沙三段的烃源岩，形成了油气有利聚集区。
东营凹陷永安镇油田永1砂砾岩体演化过程的不明确使油藏类型难以确定，制约了下步勘探部署工作的开展。通过三维地震解释、测井和录井分析、岩心观察、薄片观察及物性分析等方法，对永1砂砾岩体的演化过程及其对油气成藏的影响进行研究。结果表明：永1砂砾岩体沉积符合“沟扇对应”原理，由西北部陈家庄凸起提供物源，碎屑沿凸起与永1地区之间的北西—南东向古沟道搬运；永1砂砾岩体孤立凸起的形态由辉绿岩的后期侵入作用导致，侵入时间最早发生在沙四段上亚段纯上次亚段沉积时期，此时辉绿岩体仅侵入花岗片麻岩基底，未发生岩体刺穿，此过程可持续到沙三段沉积早期；沙三段沉积中期之后，辉绿岩体持续侵入，永1砂砾岩体持续隆起，逐渐发生岩体刺穿，此过程可持续至沙三段沉积晚期；岩浆活动导致砂砾岩周缘产生高角度断层及裂缝，改善储层储集空间及渗流条件的同时，有效地沟通了沙四段和沙三段的烃源岩，形成了油气有利聚集区。
2019, 26(5):66-72.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.008
摘要:
深入探究煤层气赋存和运移机理，不仅需要分析煤岩孔裂隙结构的空间分布特征，还需对其进行定量表征。为此，以沁水盆地南部马必东区块3#煤层为研究对象，应用X射线微米CT扫描技术，先构建低精度CT扫描煤岩母样三维数字化模型，再通过高精度CT扫描构建煤岩子样三维数字化模型。在此基础上，利用Avizo图像处理软件，重构煤岩孔裂隙系统，实现煤岩孔裂隙的多尺度定量表征。研究结果表明，沁水盆地南部马必东区块3#煤层发育多尺度孔裂隙结构。煤岩孔裂隙宏观上以C型为主，微观上以E型为主。煤岩发育成孤立片状分布的宏观孔裂隙及连通性较差的孔裂隙。据子样和母样矿物含量的相关性可知，较大规模的孔裂隙多被矿物充填，限制了煤层气的渗流和产出。
深入探究煤层气赋存和运移机理，不仅需要分析煤岩孔裂隙结构的空间分布特征，还需对其进行定量表征。为此，以沁水盆地南部马必东区块3#煤层为研究对象，应用X射线微米CT扫描技术，先构建低精度CT扫描煤岩母样三维数字化模型，再通过高精度CT扫描构建煤岩子样三维数字化模型。在此基础上，利用Avizo图像处理软件，重构煤岩孔裂隙系统，实现煤岩孔裂隙的多尺度定量表征。研究结果表明，沁水盆地南部马必东区块3#煤层发育多尺度孔裂隙结构。煤岩孔裂隙宏观上以C型为主，微观上以E型为主。煤岩发育成孤立片状分布的宏观孔裂隙及连通性较差的孔裂隙。据子样和母样矿物含量的相关性可知，较大规模的孔裂隙多被矿物充填，限制了煤层气的渗流和产出。
2019, 26(5):73-78.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.009
摘要:
储层参数是储层评价的一项重要内容。针对传统储层预测方法难以摆脱线性方程的束缚及预测精度不高的问题，将卷积神经网络与门控循环单元网络相结合，提出了卷积门控循环单元网络模型。该模型不仅具备卷积神经网络局部感知的特性，还具备门控循环单元网络长期记忆的功能，从而具有表达数据时空特征的能力。基于某井区A井已知井段测井资料建立卷积门控循环单元网络孔隙度预测模型，预测该井区未知深度段的孔隙度，并提出变学习率训练方法。实验证明，与单一的卷积神经网络模型、门控循环单元网络模型相比，卷积门控循环单元网络模型能够更有效地提取数据特征，预测精度更高，可为储层参数的预测提供新的思路。
储层参数是储层评价的一项重要内容。针对传统储层预测方法难以摆脱线性方程的束缚及预测精度不高的问题，将卷积神经网络与门控循环单元网络相结合，提出了卷积门控循环单元网络模型。该模型不仅具备卷积神经网络局部感知的特性，还具备门控循环单元网络长期记忆的功能，从而具有表达数据时空特征的能力。基于某井区A井已知井段测井资料建立卷积门控循环单元网络孔隙度预测模型，预测该井区未知深度段的孔隙度，并提出变学习率训练方法。实验证明，与单一的卷积神经网络模型、门控循环单元网络模型相比，卷积门控循环单元网络模型能够更有效地提取数据特征，预测精度更高，可为储层参数的预测提供新的思路。
2019, 26(5):79-85.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.010
摘要:
为确定非超低油水界面张力（10-1 mN/m数量级）、乳液稳定性及乳化降黏能力良好的1#二元复合体系驱替普通稠油的效果，分别从界面张力、乳化难易程度、乳液稳定性、乳化降黏能力和驱油效果5个方面进行评价，同时与超低界面张力型2#和3#二元复合体系（10-3 mN/m数量级）进行对比。结果表明，1#二元复合体系虽较难乳化稠油，但其形成的乳液稳定性更强，说明乳液稳定性与超低界面张力无相关性。渗流实验结果表明：1#二元复合体系能够显著降低稠油流动阻力，而2#和3#二元复合体系无此效果；分析1#，2#和3#二元复合体系乳化性能的差异，认为乳液稳定性是二元复合体系乳化改善稠油流动性的关键。驱油实验结果表明，1#二元复合体系可提高采收率15.6%，明显高于超低界面张力型2#和3#二元复合体系的采收率增幅（均在10.0%左右），说明乳液稳定性和乳化降黏能力在二元复合体系驱替普通稠油中具有重要作用。
为确定非超低油水界面张力（10-1 mN/m数量级）、乳液稳定性及乳化降黏能力良好的1#二元复合体系驱替普通稠油的效果，分别从界面张力、乳化难易程度、乳液稳定性、乳化降黏能力和驱油效果5个方面进行评价，同时与超低界面张力型2#和3#二元复合体系（10-3 mN/m数量级）进行对比。结果表明，1#二元复合体系虽较难乳化稠油，但其形成的乳液稳定性更强，说明乳液稳定性与超低界面张力无相关性。渗流实验结果表明：1#二元复合体系能够显著降低稠油流动阻力，而2#和3#二元复合体系无此效果；分析1#，2#和3#二元复合体系乳化性能的差异，认为乳液稳定性是二元复合体系乳化改善稠油流动性的关键。驱油实验结果表明，1#二元复合体系可提高采收率15.6%，明显高于超低界面张力型2#和3#二元复合体系的采收率增幅（均在10.0%左右），说明乳液稳定性和乳化降黏能力在二元复合体系驱替普通稠油中具有重要作用。
2019, 26(5):86-95.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.011
摘要:
多段压裂水平井技术是目前广泛应用于致密油开发的关键性技术。由于致密油储层基岩的孔喉为纳米级孔道且渗透率极低，所以不能忽略基岩中的非稳态窜流。为此建立了同时考虑启动压力梯度和应力敏感以及压裂改造区非稳态窜流的五线性流数学模型，通过Laplace变化、Pedrosa变化和摄动变化的方法求解数学模型，得到了拉式空间下的井底压力解，应用Stehfest数值反演的方法绘制双对数坐标下的压力动态曲线。研究结果表明，曲线可以分为6个流动阶段，且与现场实测数据拟合较好，从而验证了所建模型的合理性。同时对窜流系数、弹性储容比、主裂缝无因次渗透率模量、未改造区无因次启动压力梯度和渗透率进行敏感性参数分析，得出了各个敏感性参数对试井曲线形态的影响结果。
多段压裂水平井技术是目前广泛应用于致密油开发的关键性技术。由于致密油储层基岩的孔喉为纳米级孔道且渗透率极低，所以不能忽略基岩中的非稳态窜流。为此建立了同时考虑启动压力梯度和应力敏感以及压裂改造区非稳态窜流的五线性流数学模型，通过Laplace变化、Pedrosa变化和摄动变化的方法求解数学模型，得到了拉式空间下的井底压力解，应用Stehfest数值反演的方法绘制双对数坐标下的压力动态曲线。研究结果表明，曲线可以分为6个流动阶段，且与现场实测数据拟合较好，从而验证了所建模型的合理性。同时对窜流系数、弹性储容比、主裂缝无因次渗透率模量、未改造区无因次启动压力梯度和渗透率进行敏感性参数分析，得出了各个敏感性参数对试井曲线形态的影响结果。
2019, 26(5):96-101.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.012
摘要:
复杂断块油藏是中国重要的油气资源类型之一，具有构造复杂、含油面积小和地层倾角大等特点，难以形成完善的注采井网结构，构造顶部滞留的“阁楼油”挖潜难度较大。吞吐式次生气顶驱技术作为一种能够有效保持地层能量、改善驱油效率的方法，提出并应用于该类型油藏的开发过程中。针对复杂断块油藏的典型特征，分析吞吐方式下次生气顶驱的作用机理，结合油藏工程方法与油藏数值模拟技术，确定次生气顶的形成条件及其影响因素，研究氮气吞吐过程中次生气顶的形成阶段。结果表明：氮气吞吐开发过程中，当复杂断块油藏中的气顶指数大于或等于0.5时，即可形成具备一定驱动能量的次生气顶；地层原油溶解气油比较低、地层压力较小且累积注气量和产油量较大的复杂断块油藏更有利于次生气顶的发育成形。
复杂断块油藏是中国重要的油气资源类型之一，具有构造复杂、含油面积小和地层倾角大等特点，难以形成完善的注采井网结构，构造顶部滞留的“阁楼油”挖潜难度较大。吞吐式次生气顶驱技术作为一种能够有效保持地层能量、改善驱油效率的方法，提出并应用于该类型油藏的开发过程中。针对复杂断块油藏的典型特征，分析吞吐方式下次生气顶驱的作用机理，结合油藏工程方法与油藏数值模拟技术，确定次生气顶的形成条件及其影响因素，研究氮气吞吐过程中次生气顶的形成阶段。结果表明：氮气吞吐开发过程中，当复杂断块油藏中的气顶指数大于或等于0.5时，即可形成具备一定驱动能量的次生气顶；地层原油溶解气油比较低、地层压力较小且累积注气量和产油量较大的复杂断块油藏更有利于次生气顶的发育成形。
2019, 26(5):102-106.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.013
摘要:
为了解决注水开发系统能耗整体优化的问题，应用能量守恒定律及流体能量表征方法，建立了油藏系统能耗表征方法，阐述了表征方法分项物理意义。在此基础上，以阶段时间内吨油能耗最低为目标函数，以注水、油藏和举升3个系统能耗表征方法及油藏开发方案为约束条件，以注水系统单井采油量和注水量为决策变量，建立油田注水开发系统能耗整体优化模型。应用整体优化方法，借助数值模拟手段获取油藏相关参数，对某一注一采实际井组方案进行优化，得到最佳注采方案以及地层压力保持水平，验证了该方法的合理性。
为了解决注水开发系统能耗整体优化的问题，应用能量守恒定律及流体能量表征方法，建立了油藏系统能耗表征方法，阐述了表征方法分项物理意义。在此基础上，以阶段时间内吨油能耗最低为目标函数，以注水、油藏和举升3个系统能耗表征方法及油藏开发方案为约束条件，以注水系统单井采油量和注水量为决策变量，建立油田注水开发系统能耗整体优化模型。应用整体优化方法，借助数值模拟手段获取油藏相关参数，对某一注一采实际井组方案进行优化，得到最佳注采方案以及地层压力保持水平，验证了该方法的合理性。
2019, 26(5):107-111.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.014
摘要:
为确保油砂蒸汽辅助重力泄油的开发效果和经济效益，对加拿大长湖油田拟开发A区开展合理井距优选研究。首先，根据地质参数分布范围，以累积产油量为评价指标，筛选地质主控因素；其次，利用数值模拟方法，明确单一地质主控因素对开发指标的影响规律；最后，考虑钻完井投资和原油价格等经济参数，以净现值为评价标准，评价复合地质因素下不同井距经济效益，形成一套综合考虑地质条件、开发效果和经济效益的合理井距优选方法及流程，实现目标油价下合理井距的快速优选。对于长湖油田拟开发A区，油层厚度、夹层范围、层间高含水饱和度层厚度、顶部水层厚度是影响开发效果的4大地质主控因素。根据拟开发A区的参数值，选取油层厚度为25 m，夹层范围为60%，层间高含水饱和度层厚度为3.7 m，顶部水层厚度为2.2 m，当油价为50美元/bbl时，推荐经济合理井距为102 m，与实际模型所计算的最大净现值对应井距（100 m）基本一致。
为确保油砂蒸汽辅助重力泄油的开发效果和经济效益，对加拿大长湖油田拟开发A区开展合理井距优选研究。首先，根据地质参数分布范围，以累积产油量为评价指标，筛选地质主控因素；其次，利用数值模拟方法，明确单一地质主控因素对开发指标的影响规律；最后，考虑钻完井投资和原油价格等经济参数，以净现值为评价标准，评价复合地质因素下不同井距经济效益，形成一套综合考虑地质条件、开发效果和经济效益的合理井距优选方法及流程，实现目标油价下合理井距的快速优选。对于长湖油田拟开发A区，油层厚度、夹层范围、层间高含水饱和度层厚度、顶部水层厚度是影响开发效果的4大地质主控因素。根据拟开发A区的参数值，选取油层厚度为25 m，夹层范围为60%，层间高含水饱和度层厚度为3.7 m，顶部水层厚度为2.2 m，当油价为50美元/bbl时，推荐经济合理井距为102 m，与实际模型所计算的最大净现值对应井距（100 m）基本一致。
2019, 26(5):112-119.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.015
摘要:
为明晰渤海G油田正、反和复合韵律储层下聚合物驱剩余油分布规律，进而为油田剩余油挖潜提供可靠依据，参考实际油藏属性，开展了不同韵律储层下三维非均质模型水驱油及聚合物驱油实验。结果表明：在正韵律储层条件下，底部高渗透层水淹严重，聚合物驱后，中、低渗透层的波及程度明显提高，相比于水驱，开发前期采油速度平均提高3.4倍、采收率提高22.2%，正韵律储层剩余油主要分布在反九点井网角井附近的低渗透层顶部，挖潜方式应以在储层顶部署水平调整井为主；在反韵律和复合韵律储层条件下，模型纵向水驱较为均匀，聚合物驱能进一步扩大波及体积，相比于水驱，开发前期采油速度分别提高2.3倍和2.1倍，采收率分别提高18.5%和18.1%，反韵律和复合韵律储层剩余油主要分布在反九点井网角井附近未波及区域，挖潜方式应以部署定向调整井为主。将研究成果应用到渤海G油田矿场试验中，所部署调整井初期产油量是周边老井的2~3倍。
为明晰渤海G油田正、反和复合韵律储层下聚合物驱剩余油分布规律，进而为油田剩余油挖潜提供可靠依据，参考实际油藏属性，开展了不同韵律储层下三维非均质模型水驱油及聚合物驱油实验。结果表明：在正韵律储层条件下，底部高渗透层水淹严重，聚合物驱后，中、低渗透层的波及程度明显提高，相比于水驱，开发前期采油速度平均提高3.4倍、采收率提高22.2%，正韵律储层剩余油主要分布在反九点井网角井附近的低渗透层顶部，挖潜方式应以在储层顶部署水平调整井为主；在反韵律和复合韵律储层条件下，模型纵向水驱较为均匀，聚合物驱能进一步扩大波及体积，相比于水驱，开发前期采油速度分别提高2.3倍和2.1倍，采收率分别提高18.5%和18.1%，反韵律和复合韵律储层剩余油主要分布在反九点井网角井附近未波及区域，挖潜方式应以部署定向调整井为主。将研究成果应用到渤海G油田矿场试验中，所部署调整井初期产油量是周边老井的2~3倍。
2019, 26(5):120-126.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.016
摘要:
纳米颗粒稳泡技术是一项新的提高采收率技术，目前仍处于室内研究阶段。对纳米颗粒稳泡技术的研究背景、作用机理、性能评价及驱油效果进行综述，结果表明，纳米颗粒与表面活性剂分子能产生协同作用，抑制CO2气泡的破灭、聚并和歧化，延长液膜的排液时间，延缓泡沫破裂速度，提高CO2泡沫体系在驱油过程中的稳定性。纳米颗粒/表面活性剂复配体系的半衰期是单一表面活性剂体系的2.5倍以上；经表面改性的纳米颗粒/表面活性剂复配体系可提高原油采收率7%~10%，最高可达30%以上。然而，过量的纳米颗粒会导致CO2泡沫体系的表面张力增加，发泡性能变差，泡沫体积和波及体积减小；不同种类的纳米颗粒与表面活性剂复配产生不同的协同作用。因此，纳米颗粒/表面活性剂复配体系的筛选与评价，是纳米颗粒稳泡技术的关键。
纳米颗粒稳泡技术是一项新的提高采收率技术，目前仍处于室内研究阶段。对纳米颗粒稳泡技术的研究背景、作用机理、性能评价及驱油效果进行综述，结果表明，纳米颗粒与表面活性剂分子能产生协同作用，抑制CO2气泡的破灭、聚并和歧化，延长液膜的排液时间，延缓泡沫破裂速度，提高CO2泡沫体系在驱油过程中的稳定性。纳米颗粒/表面活性剂复配体系的半衰期是单一表面活性剂体系的2.5倍以上；经表面改性的纳米颗粒/表面活性剂复配体系可提高原油采收率7%~10%，最高可达30%以上。然而，过量的纳米颗粒会导致CO2泡沫体系的表面张力增加，发泡性能变差，泡沫体积和波及体积减小；不同种类的纳米颗粒与表面活性剂复配产生不同的协同作用。因此，纳米颗粒/表面活性剂复配体系的筛选与评价，是纳米颗粒稳泡技术的关键。
2019, 26(5):127-131.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.017
摘要:
保持合理采液规模是水驱油藏特高含水期延缓产量递减的主要措施之一，通常可利用岩心测试得到的油水相对渗透率曲线计算无因次采液指数随含水率的变化，以此预测特高含水期油藏合理产液量。然而，由于岩心与非均质油藏内的水驱油过程存在较大差异，使得基于岩心测试的理论无因次采液指数曲线并不适用于矿场实际情况。为此，在并联岩心水驱油实验的基础上，首先基于回归得到包含渗透率及渗透率级差的无因次采液指数曲线方程，建立考虑油藏物性及物性非均质程度影响的无因次采液指数增量图版；然后，将水驱油藏的流场划分为水驱波及区和未波及区，将岩心水驱油实验规律仅应用于水驱波及区，并绘制不同波及系数时的油藏无因次采液指数图版。实例分析结果表明，该方法所需参数较少，计算快捷，能够考虑储层非均质性的影响，并可根据矿场实测采液指数推算水驱波及系数。
保持合理采液规模是水驱油藏特高含水期延缓产量递减的主要措施之一，通常可利用岩心测试得到的油水相对渗透率曲线计算无因次采液指数随含水率的变化，以此预测特高含水期油藏合理产液量。然而，由于岩心与非均质油藏内的水驱油过程存在较大差异，使得基于岩心测试的理论无因次采液指数曲线并不适用于矿场实际情况。为此，在并联岩心水驱油实验的基础上，首先基于回归得到包含渗透率及渗透率级差的无因次采液指数曲线方程，建立考虑油藏物性及物性非均质程度影响的无因次采液指数增量图版；然后，将水驱油藏的流场划分为水驱波及区和未波及区，将岩心水驱油实验规律仅应用于水驱波及区，并绘制不同波及系数时的油藏无因次采液指数图版。实例分析结果表明，该方法所需参数较少，计算快捷，能够考虑储层非均质性的影响，并可根据矿场实测采液指数推算水驱波及系数。
2019, 26(5):132-138.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2019.05.018
摘要:
致密油藏多采用水平井分段多簇压裂方式生产，产能预测需兼顾天然裂缝和水力裂缝的分布，同时考虑裂缝与基质之间的耦合。以S油田天然裂缝的走向和密度为基础，利用COMSOL和MATLAB软件联合仿真技术，对致密油藏中水平井井筒、水力裂缝和天然裂缝的分布进行建模。利用基质-裂缝-井筒耦合流动模型，模拟了水力压裂条件下，不同裂缝间距和裂缝长度油藏的压力分布、日产油量和累积产油量。结果表明：水力压裂改造后，压力首先波及到导流能力较强的主裂缝和次级裂缝，随后向沟通的天然裂缝和基质扩展，且扩展速度逐渐变缓；对于无法连通的未改造区域，压力很难波及到。生产时间为1 000 d时，压力波及区域面积仅为油藏面积的34.1%。增加裂缝长度及减小裂缝间距均可提高日产油量和累积产油量，其中减小水力裂缝间距对提高产能和累积产量的贡献更为显著。
致密油藏多采用水平井分段多簇压裂方式生产，产能预测需兼顾天然裂缝和水力裂缝的分布，同时考虑裂缝与基质之间的耦合。以S油田天然裂缝的走向和密度为基础，利用COMSOL和MATLAB软件联合仿真技术，对致密油藏中水平井井筒、水力裂缝和天然裂缝的分布进行建模。利用基质-裂缝-井筒耦合流动模型，模拟了水力压裂条件下，不同裂缝间距和裂缝长度油藏的压力分布、日产油量和累积产油量。结果表明：水力压裂改造后，压力首先波及到导流能力较强的主裂缝和次级裂缝，随后向沟通的天然裂缝和基质扩展，且扩展速度逐渐变缓；对于无法连通的未改造区域，压力很难波及到。生产时间为1 000 d时，压力波及区域面积仅为油藏面积的34.1%。增加裂缝长度及减小裂缝间距均可提高日产油量和累积产油量，其中减小水力裂缝间距对提高产能和累积产量的贡献更为显著。
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