2023年第30卷第3期文章目次
2023, 30(3):1-10.
DOI: 10.13673/j.pgre.202204021
摘要:
海相碎屑岩油藏内部常发育不同程度的白云化隔夹层，影响油气水系统的识别及开发策略的制定，同时也严重影响后期进一步提高采收率。综合识别白云化隔夹层的特征，阐明不同程度白云化砂岩机理，刻画白云化砂岩展布特征，对海相碎屑岩油藏的高效开发具有重要的现实意义，同时对于丰富白云化成因机理具有一定的理论意义。选取中东地区典型海相碎屑岩油藏UK，综合应用测井、岩心分析及生产动态资料，系统开展不同程度白云化隔夹层岩石分类、识别、形成机理及展布特征研究。结果表明：①海相碎屑岩油藏岩性除纯砂岩和泥岩外，不同程度白云化隔夹层岩性主要为含云质砂岩、白云质砂岩、砂质白云岩和含砂白云岩，其中白云质砂岩和含砂白云岩是常见的两种类型；②建立了不同程度白云化隔夹层岩性的定性及测井定量识别模板，随着白云化程度的不断增强，岩心在常光下表现为逐渐变亮，同时自然伽马、密度及电阻率呈逐渐增大的特征；③原始地下富镁卤水及泥岩压实水为主要的离子来源，物性较好的砂体及不整合面为主要的流体运移通道，储层物性差异导致孔隙流体与颗粒接触（水岩接触反应）时间的差异最终导致不同程度的白云化作用；④刻画了不同级次白云化隔夹层的展布，宏观层次白云化隔夹层易于发生在海平面上升半旋回及下降半旋回的中期，中观层次易于发生在河道顶部、侧翼及河口坝底部物性较差的部位，微观层次易于发生在孔喉连通不畅的区域。
海相碎屑岩油藏内部常发育不同程度的白云化隔夹层，影响油气水系统的识别及开发策略的制定，同时也严重影响后期进一步提高采收率。综合识别白云化隔夹层的特征，阐明不同程度白云化砂岩机理，刻画白云化砂岩展布特征，对海相碎屑岩油藏的高效开发具有重要的现实意义，同时对于丰富白云化成因机理具有一定的理论意义。选取中东地区典型海相碎屑岩油藏UK，综合应用测井、岩心分析及生产动态资料，系统开展不同程度白云化隔夹层岩石分类、识别、形成机理及展布特征研究。结果表明：①海相碎屑岩油藏岩性除纯砂岩和泥岩外，不同程度白云化隔夹层岩性主要为含云质砂岩、白云质砂岩、砂质白云岩和含砂白云岩，其中白云质砂岩和含砂白云岩是常见的两种类型；②建立了不同程度白云化隔夹层岩性的定性及测井定量识别模板，随着白云化程度的不断增强，岩心在常光下表现为逐渐变亮，同时自然伽马、密度及电阻率呈逐渐增大的特征；③原始地下富镁卤水及泥岩压实水为主要的离子来源，物性较好的砂体及不整合面为主要的流体运移通道，储层物性差异导致孔隙流体与颗粒接触（水岩接触反应）时间的差异最终导致不同程度的白云化作用；④刻画了不同级次白云化隔夹层的展布，宏观层次白云化隔夹层易于发生在海平面上升半旋回及下降半旋回的中期，中观层次易于发生在河道顶部、侧翼及河口坝底部物性较差的部位，微观层次易于发生在孔喉连通不畅的区域。
2023, 30(3):11-27.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.202110017
摘要:
以烃源岩热解分析数据为基础，结合PetroMod 盆地模拟技术，明确研究区烃源岩特征及热演化史，运用生烃潜力法建立生排烃模式，分析生排烃史及排烃强度，揭示歧口凹陷沙三段烃源岩热演化与生排烃作用对油气运聚与分布的影响。结果表明：研究区烃源岩普遍处于成熟-高成熟演化阶段，在镜质组反射率约为0.53%和0.83%时分别进入生烃和排烃门限，其排烃率达250 mg/g，排烃效率达65%。晚始新世末—早渐新世开始短暂生烃，因构造抬升运动而中止，在中渐新世开始排烃，至中渐新世末达到生排烃高峰期，之后于晚渐新世末再次因构造运动生排烃中止，整个生排烃过程与烃源岩热演化阶段基本一致。排烃中心沿歧北次凹—歧口主凹周缘分布，排烃强度达90×106t/km2，具有强排烃特征。广泛式的生排烃分布特征为歧口凹陷邻近隆起和斜坡部位提供了丰富的油气来源和运移动力，油气同时具有近源成藏及远距离侧向运移成藏的特征。
以烃源岩热解分析数据为基础，结合PetroMod 盆地模拟技术，明确研究区烃源岩特征及热演化史，运用生烃潜力法建立生排烃模式，分析生排烃史及排烃强度，揭示歧口凹陷沙三段烃源岩热演化与生排烃作用对油气运聚与分布的影响。结果表明：研究区烃源岩普遍处于成熟-高成熟演化阶段，在镜质组反射率约为0.53%和0.83%时分别进入生烃和排烃门限，其排烃率达250 mg/g，排烃效率达65%。晚始新世末—早渐新世开始短暂生烃，因构造抬升运动而中止，在中渐新世开始排烃，至中渐新世末达到生排烃高峰期，之后于晚渐新世末再次因构造运动生排烃中止，整个生排烃过程与烃源岩热演化阶段基本一致。排烃中心沿歧北次凹—歧口主凹周缘分布，排烃强度达90×106t/km2，具有强排烃特征。广泛式的生排烃分布特征为歧口凹陷邻近隆起和斜坡部位提供了丰富的油气来源和运移动力，油气同时具有近源成藏及远距离侧向运移成藏的特征。
2023, 30(3):28-41.
DOI: 10.13673/j.pgre.202301021
摘要:
东营凹陷民丰地区在沙四段下亚段油气勘探中获重要突破，但其烃源岩生烃潜力、生物标志物特征及其环境意义以及膏盐岩对烃源岩成熟度的影响仍缺乏系统研究。基于岩石有机碳、热解、干酪根显微组分鉴定、饱和烃色谱-质谱等实验结果，结合地质条件，系统评价了沙四段下亚段烃源岩。研究结果表明：①烃源岩有机质以腐泥型的Ⅰ和Ⅱ1型干酪根为主，生烃母质优质，盐间和扇间泥岩均具生烃能力，含有中等-优质烃源岩，可作为潜在页岩油气发育区；基于多元回归分析模型分岩性建立了TOC测井评价模型，其预测值与实测值吻合度高。②上部烃源岩相对下部具有高C27重排甾烷/C27规则甾烷、高规则甾烷/17α-藿烷等特征；上部烃源岩多为盐间泥岩，沉积于咸水还原-强还原环境，下部烃源岩多为盐下扇间泥岩，为微咸水-淡水还原环境，二者以垂深4 180 ～ 4 200 m为界，均在古冲沟附近较为发育。③烃源岩处于成熟-高成熟阶段，上部、下部烃源岩大致以镜质组反射率等于1.0%为界，上部生油为主，下部有利于裂解生气；盐上地层（以砂砾岩储层为主）的地温梯度和烃源岩镜质组反射率明显大于盐下和无盐相应参数。
东营凹陷民丰地区在沙四段下亚段油气勘探中获重要突破，但其烃源岩生烃潜力、生物标志物特征及其环境意义以及膏盐岩对烃源岩成熟度的影响仍缺乏系统研究。基于岩石有机碳、热解、干酪根显微组分鉴定、饱和烃色谱-质谱等实验结果，结合地质条件，系统评价了沙四段下亚段烃源岩。研究结果表明：①烃源岩有机质以腐泥型的Ⅰ和Ⅱ1型干酪根为主，生烃母质优质，盐间和扇间泥岩均具生烃能力，含有中等-优质烃源岩，可作为潜在页岩油气发育区；基于多元回归分析模型分岩性建立了TOC测井评价模型，其预测值与实测值吻合度高。②上部烃源岩相对下部具有高C27重排甾烷/C27规则甾烷、高规则甾烷/17α-藿烷等特征；上部烃源岩多为盐间泥岩，沉积于咸水还原-强还原环境，下部烃源岩多为盐下扇间泥岩，为微咸水-淡水还原环境，二者以垂深4 180 ～ 4 200 m为界，均在古冲沟附近较为发育。③烃源岩处于成熟-高成熟阶段，上部、下部烃源岩大致以镜质组反射率等于1.0%为界，上部生油为主，下部有利于裂解生气；盐上地层（以砂砾岩储层为主）的地温梯度和烃源岩镜质组反射率明显大于盐下和无盐相应参数。
2023, 30(3):42-48.
DOI: 10.13673/j.pgre.202206033
摘要:
太古界潜山花岗片麻岩储层岩性复杂、矿物类型丰富，且具有埋藏深度大、储层温度高的特点，高温作用对岩石孔隙结构和渗流特征具有显著的影响。选取太古界花岗片麻岩露头岩样，开展了渗透率温度敏感性评价实验和不同温度下的应力敏感性评价实验，探索渗透率对温度和有效应力的响应特征。结果表明：渗透率为0.1～1 mD的花岗片麻岩基块岩样，室温为20 ℃、有效应力为20 MPa 条件下其渗透率是储层温度为170 ℃、有效应力为20 MPa条件下的1.66～2.04 倍，随着温度升高，渗透率呈指数递减趋势；氮气驱条件下，20 ℃花岗片麻岩储层应力敏感性为中等偏强，100 和170 ℃高温环境下应力敏感性为中等偏弱，随着温度增加应力敏感性有减弱趋势。200 ℃以内适中温度有利于提升岩石强度，弱化岩石应力敏感性。
太古界潜山花岗片麻岩储层岩性复杂、矿物类型丰富，且具有埋藏深度大、储层温度高的特点，高温作用对岩石孔隙结构和渗流特征具有显著的影响。选取太古界花岗片麻岩露头岩样，开展了渗透率温度敏感性评价实验和不同温度下的应力敏感性评价实验，探索渗透率对温度和有效应力的响应特征。结果表明：渗透率为0.1～1 mD的花岗片麻岩基块岩样，室温为20 ℃、有效应力为20 MPa 条件下其渗透率是储层温度为170 ℃、有效应力为20 MPa条件下的1.66～2.04 倍，随着温度升高，渗透率呈指数递减趋势；氮气驱条件下，20 ℃花岗片麻岩储层应力敏感性为中等偏强，100 和170 ℃高温环境下应力敏感性为中等偏弱，随着温度增加应力敏感性有减弱趋势。200 ℃以内适中温度有利于提升岩石强度，弱化岩石应力敏感性。
2023, 30(3):49-58.
DOI: 10.13673/j.pgre.202203047
摘要:
基于地球物理测井地层划分相关概念及分类，将测井曲线自动分层方法分为传统方法和人工智能方法，从有监督学习方法和无监督学习方法2 个方面分析人工智能方法的应用情况，并综合比较各类地层自动划分方法的优缺点。通过探索相关领域的发展情况，从不同角度思考测井地层划分方法进一步发展所存在的挑战及其解决方法。一是引入半监督学习方法，解决人工标签稀缺问题；二是从分割模型的角度，打破对测井数据的固有认识；三是采用测井曲线重构等方法，解决井段失真或缺失所导致的数据异构问题；四是通过样本加权，解决人工标签错误导致的数据偏差问题；五是采用迁移学习方法，解决不同地区数据分布差异问题。人工智能方法是解决地层划分、岩性识别、储层识别、生产运行中现有难题以及推进测井相关任务数字化转型的重要支撑。
基于地球物理测井地层划分相关概念及分类，将测井曲线自动分层方法分为传统方法和人工智能方法，从有监督学习方法和无监督学习方法2 个方面分析人工智能方法的应用情况，并综合比较各类地层自动划分方法的优缺点。通过探索相关领域的发展情况，从不同角度思考测井地层划分方法进一步发展所存在的挑战及其解决方法。一是引入半监督学习方法，解决人工标签稀缺问题；二是从分割模型的角度，打破对测井数据的固有认识；三是采用测井曲线重构等方法，解决井段失真或缺失所导致的数据异构问题；四是通过样本加权，解决人工标签错误导致的数据偏差问题；五是采用迁移学习方法，解决不同地区数据分布差异问题。人工智能方法是解决地层划分、岩性识别、储层识别、生产运行中现有难题以及推进测井相关任务数字化转型的重要支撑。
2023, 30(3):59-68.
DOI: 10.13673/j.pgre.202303029
摘要:
针对加拿大东部斯科舍盆地重力流沉积演化研究不足的问题，综合岩心、测井、地震及磁异常等资料，明确斯科舍盆地塞布尔次盆下白垩统重力流沉积单元，揭示其沉积演化并探讨发育控制因素。研究结果表明：斯科舍盆地塞布尔次盆下白垩统密西沙加组和洛根峡谷组发育规模性重力流沉积，可以识别出块体搬运、重力流水道、天然堤及朵叶体等沉积单元；密西沙加组沉积初期（距今147 Ma）研究区西部发育小型重力流沉积，沉积末期（距今130Ma）研究区中部发育大型坡底扇；洛根峡谷组沉积初期（距今113 Ma）研究区普遍发育小型重力流沉积，沉积末期（距今101 Ma）研究区东南部发育大型坡底扇。陆架边缘三角洲进积及陆坡窄、陡，分别为重力流发育提供了物质基础和动力条件。
针对加拿大东部斯科舍盆地重力流沉积演化研究不足的问题，综合岩心、测井、地震及磁异常等资料，明确斯科舍盆地塞布尔次盆下白垩统重力流沉积单元，揭示其沉积演化并探讨发育控制因素。研究结果表明：斯科舍盆地塞布尔次盆下白垩统密西沙加组和洛根峡谷组发育规模性重力流沉积，可以识别出块体搬运、重力流水道、天然堤及朵叶体等沉积单元；密西沙加组沉积初期（距今147 Ma）研究区西部发育小型重力流沉积，沉积末期（距今130Ma）研究区中部发育大型坡底扇；洛根峡谷组沉积初期（距今113 Ma）研究区普遍发育小型重力流沉积，沉积末期（距今101 Ma）研究区东南部发育大型坡底扇。陆架边缘三角洲进积及陆坡窄、陡，分别为重力流发育提供了物质基础和动力条件。
2023, 30(3):69-76.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.202203043
摘要:
哈拉哈塘油田奥陶系发育孔、洞、缝储集体，该储集体是由不同压力系统和不同油水关系的缝洞单元在空间上相互叠加形成的复杂油气藏，具有多压力系统、多油水关系、多开发动态特征并存的特点。错综复杂的油水关系加大了开发难度，导致钻井成功率较低。同时，由于该类油藏的特殊性，储层存在大量放空漏失段，传统的直接预测法或监测手段识别油水界面分布及变化规律难度较大、可靠性低。为此，笔者创新性地采用缝洞型碳酸盐岩油藏不确定性地质建模技术和油藏产量不稳定分析法分别计算缝洞体静态体积、动态油体积和水体积，在动、静态储集体体积一致的基础上，逐渐调整模型油水界面，实现静态模型法刻画油、水体积与动态评价结果一致，从而确定该井原始油水界面，由井点及面推至全区，利用地质规律及生产、钻井测试等分析结果综合修正原始油水界面位置。新方法为缝洞型油藏预测原始油水界面、预留避水高度提供了新思路，也为油田进一步调整开发措施奠定基础，后期可通过加密井网、侧钻注气等措施挖潜。
哈拉哈塘油田奥陶系发育孔、洞、缝储集体，该储集体是由不同压力系统和不同油水关系的缝洞单元在空间上相互叠加形成的复杂油气藏，具有多压力系统、多油水关系、多开发动态特征并存的特点。错综复杂的油水关系加大了开发难度，导致钻井成功率较低。同时，由于该类油藏的特殊性，储层存在大量放空漏失段，传统的直接预测法或监测手段识别油水界面分布及变化规律难度较大、可靠性低。为此，笔者创新性地采用缝洞型碳酸盐岩油藏不确定性地质建模技术和油藏产量不稳定分析法分别计算缝洞体静态体积、动态油体积和水体积，在动、静态储集体体积一致的基础上，逐渐调整模型油水界面，实现静态模型法刻画油、水体积与动态评价结果一致，从而确定该井原始油水界面，由井点及面推至全区，利用地质规律及生产、钻井测试等分析结果综合修正原始油水界面位置。新方法为缝洞型油藏预测原始油水界面、预留避水高度提供了新思路，也为油田进一步调整开发措施奠定基础，后期可通过加密井网、侧钻注气等措施挖潜。
2023, 30(3):77-86.
DOI: 10.13673/j.pgre.202207005
摘要:
对标是提升企业精细管理水平的有力举措。中国石化为实现保障国家能源安全责任使命，推动中国上游油气公司向世界一流油气公司迈进，建立了系统而适用的油气勘探对标体系，以发现制约油气勘探的共性问题和薄弱环节，进一步挖掘资源潜力、增强核心竞争力，实现高质量勘探发展。聚焦油气勘探对标流程，分企业级、领域（区带）级和投资项目级3 个层级，建立了油气勘探对标方法。针对不同层次的特点，从勘探经营管理、理论技术等方面入手，构建了勘探对标指标体系；其中，为消除矿业权差异影响，建立了单位矿权面积或单位剩余资源条件下的相对量对标指标。据此，中国石化开展了24 项勘探对标工作，在“中-中”合作基础上，重点剖析了顺北油田与富满油田奥陶系、中江气田与金秋气田沙溪庙组的勘探对标。总结前期经验，从组织、制度、运行3 个方面建立了较完 整的管理保障体系；提出了加强对标指标体系与对标管理制度体系建设、加强油气企业合作等勘探对标工作建议。
对标是提升企业精细管理水平的有力举措。中国石化为实现保障国家能源安全责任使命，推动中国上游油气公司向世界一流油气公司迈进，建立了系统而适用的油气勘探对标体系，以发现制约油气勘探的共性问题和薄弱环节，进一步挖掘资源潜力、增强核心竞争力，实现高质量勘探发展。聚焦油气勘探对标流程，分企业级、领域（区带）级和投资项目级3 个层级，建立了油气勘探对标方法。针对不同层次的特点，从勘探经营管理、理论技术等方面入手，构建了勘探对标指标体系；其中，为消除矿业权差异影响，建立了单位矿权面积或单位剩余资源条件下的相对量对标指标。据此，中国石化开展了24 项勘探对标工作，在“中-中”合作基础上，重点剖析了顺北油田与富满油田奥陶系、中江气田与金秋气田沙溪庙组的勘探对标。总结前期经验，从组织、制度、运行3 个方面建立了较完 整的管理保障体系；提出了加强对标指标体系与对标管理制度体系建设、加强油气企业合作等勘探对标工作建议。
2023, 30(3):87-93.
DOI: 10.13673/j.pgre.202212014
摘要:
低渗透-致密砂岩油藏普遍存在较高的启动压力梯度，会对CO2驱开发方案设计产生一定影响。常用的启动压力梯度测试方法存在测试结果不准确或者测试时间较长等局限性，为提高实验效率和测试准确性，提出一种针对低渗透-致密砂岩油藏的水相启动压力梯度实验测试方法。通过前期观测液滴冒头时机和后期建立多级稳定驱替的方法，实现在一个驱替过程中同时测得最小启动压力梯度和拟启动压力梯度。该方法测试周期短，实验现象易观测，测试精度较高。应用该方法对油田实际岩心样本进行测试，得到最小启动压力、最小启动压力梯度、拟启动压力梯度的测试结果，建立了适用于目标区域的水相最小启动压力梯度预测模型。
低渗透-致密砂岩油藏普遍存在较高的启动压力梯度，会对CO2驱开发方案设计产生一定影响。常用的启动压力梯度测试方法存在测试结果不准确或者测试时间较长等局限性，为提高实验效率和测试准确性，提出一种针对低渗透-致密砂岩油藏的水相启动压力梯度实验测试方法。通过前期观测液滴冒头时机和后期建立多级稳定驱替的方法，实现在一个驱替过程中同时测得最小启动压力梯度和拟启动压力梯度。该方法测试周期短，实验现象易观测，测试精度较高。应用该方法对油田实际岩心样本进行测试，得到最小启动压力、最小启动压力梯度、拟启动压力梯度的测试结果，建立了适用于目标区域的水相最小启动压力梯度预测模型。
2023, 30(3):94-103.
DOI: 10.13673/j.pgre.202301002
摘要:
渗吸提采（IEOR）是高效开发具有“三低”特性致密油资源的关键技术。在储层压裂、返排、后续开发等阶段，压裂液与油藏中的岩石、流体相互作用后产生渗吸效应，研究稳态及非稳态压裂液渗吸机理对现场开发具有重要指导意义。为此，首先提出了稳态及非稳态渗吸概念，在模拟高温高压环境的基础上，利用核磁共振技术与物理模拟实验结合，定量表征了不同条件的压裂液渗吸特征差异。结果表明：压裂液稳态渗吸作用尺度为0.01～51.52ms，非稳态渗吸作用尺度为0.01～27.75 ms，且在渗吸初期，二者的渗吸速率最快，渗吸作用优先在小孔（0.01～1.00 ms）中进行，随着反应时间的进行，再进入中孔（1.00～10.00 ms），最后为大孔（＞10.00 ms）；非稳态渗吸效率整体高于稳态渗吸，但是非稳态渗吸整体较早趋于稳定，小孔是压裂液渗吸效率的主要贡献者，并最先趋于稳定，其次为中孔，最后为大孔；双重介质的渗吸效率虽整体优于单一介质，但各孔喉的渗吸稳定时间相对滞后；非稳态渗吸的渗吸效率与储层渗透率、储层品质因子呈正相关性，且随着渗透率和储层品质的提升，中孔对渗吸的贡献逐步上升，由小孔主导型逐步变为中孔逼近型，最终为中孔主导型。
渗吸提采（IEOR）是高效开发具有“三低”特性致密油资源的关键技术。在储层压裂、返排、后续开发等阶段，压裂液与油藏中的岩石、流体相互作用后产生渗吸效应，研究稳态及非稳态压裂液渗吸机理对现场开发具有重要指导意义。为此，首先提出了稳态及非稳态渗吸概念，在模拟高温高压环境的基础上，利用核磁共振技术与物理模拟实验结合，定量表征了不同条件的压裂液渗吸特征差异。结果表明：压裂液稳态渗吸作用尺度为0.01～51.52ms，非稳态渗吸作用尺度为0.01～27.75 ms，且在渗吸初期，二者的渗吸速率最快，渗吸作用优先在小孔（0.01～1.00 ms）中进行，随着反应时间的进行，再进入中孔（1.00～10.00 ms），最后为大孔（＞10.00 ms）；非稳态渗吸效率整体高于稳态渗吸，但是非稳态渗吸整体较早趋于稳定，小孔是压裂液渗吸效率的主要贡献者，并最先趋于稳定，其次为中孔，最后为大孔；双重介质的渗吸效率虽整体优于单一介质，但各孔喉的渗吸稳定时间相对滞后；非稳态渗吸的渗吸效率与储层渗透率、储层品质因子呈正相关性，且随着渗透率和储层品质的提升，中孔对渗吸的贡献逐步上升，由小孔主导型逐步变为中孔逼近型，最终为中孔主导型。
2023, 30(3):104-114.
DOI: 10.13673/j.pgre.202205049
摘要:
渗流代理模型的构建是油气藏模拟技术研究的前沿方向，而目前广泛使用的纯数据驱动渗流代理模型无理论支撑，对数据数量和质量的要求较高，很大程度上限制了渗流代理模型的发展。为此提出了数据驱动与物理驱动相融合的双驱动渗流代理模型，其在纯数据驱动渗流代理模型的基础上，融合油气渗流理论，模拟预测油气渗流过程。结果表明：相较于纯数据驱动渗流代理模型，即使训练数据极度稀疏，双驱动渗流代理模型仍具有较高的预测精度；通过在训练数据中加入不同等级的干扰噪声，验证了双驱动渗流代理模型的鲁棒性优于纯数据驱动渗流代理模型；通过迁移学习，将训练好的双驱动渗流代理模型应用到新的渗流场，实现了快速收敛并节省了计算资源。
渗流代理模型的构建是油气藏模拟技术研究的前沿方向，而目前广泛使用的纯数据驱动渗流代理模型无理论支撑，对数据数量和质量的要求较高，很大程度上限制了渗流代理模型的发展。为此提出了数据驱动与物理驱动相融合的双驱动渗流代理模型，其在纯数据驱动渗流代理模型的基础上，融合油气渗流理论，模拟预测油气渗流过程。结果表明：相较于纯数据驱动渗流代理模型，即使训练数据极度稀疏，双驱动渗流代理模型仍具有较高的预测精度；通过在训练数据中加入不同等级的干扰噪声，验证了双驱动渗流代理模型的鲁棒性优于纯数据驱动渗流代理模型；通过迁移学习，将训练好的双驱动渗流代理模型应用到新的渗流场，实现了快速收敛并节省了计算资源。
2023, 30(3):115-127.
DOI: 10.13673/j.pgre.202206022
摘要:
砾石的随机分布使砾岩储层具有高度非均质性，显著影响局部力学响应，难以控制和预测水力压裂裂缝的扩展。水力压裂裂缝的遇砾扩展机制仍不清楚，使得水力压裂的设计和有效实施充满挑战。基于全局黏聚力单元，在Abaqus 平台建立了渗流-应力-损伤多场耦合的二维裂缝扩展模型；在细观尺度上将砾岩视为砾石、基质和胶结面组成的三相复合材料，进行压裂裂缝遇砾扩展行为机理研究。结果表明，水力裂缝遇砾发生穿砾、绕砾、穿砾且绕砾等现象；砾石的渗透性和弹性模量对裂缝遇砾行为影响的作用机理不同：砾石的低渗透性造成憋压现象，裂缝尖端流体压力提高了13%，水平与竖直方向有效应力分别减小了10.1%和12.8%；砾石的高弹性模量造成应力的屏蔽现象，裂缝尖端与砾石间的区域水平方向有效应力减小了5.8%。砾石的低渗透性与高弹性模量都会造成胶结面上发生剪应力集中，增加了胶结弱面破坏的可能性，造成裂缝遇砾发生偏转。
砾石的随机分布使砾岩储层具有高度非均质性，显著影响局部力学响应，难以控制和预测水力压裂裂缝的扩展。水力压裂裂缝的遇砾扩展机制仍不清楚，使得水力压裂的设计和有效实施充满挑战。基于全局黏聚力单元，在Abaqus 平台建立了渗流-应力-损伤多场耦合的二维裂缝扩展模型；在细观尺度上将砾岩视为砾石、基质和胶结面组成的三相复合材料，进行压裂裂缝遇砾扩展行为机理研究。结果表明，水力裂缝遇砾发生穿砾、绕砾、穿砾且绕砾等现象；砾石的渗透性和弹性模量对裂缝遇砾行为影响的作用机理不同：砾石的低渗透性造成憋压现象，裂缝尖端流体压力提高了13%，水平与竖直方向有效应力分别减小了10.1%和12.8%；砾石的高弹性模量造成应力的屏蔽现象，裂缝尖端与砾石间的区域水平方向有效应力减小了5.8%。砾石的低渗透性与高弹性模量都会造成胶结面上发生剪应力集中，增加了胶结弱面破坏的可能性，造成裂缝遇砾发生偏转。
2023, 30(3):128-135.
DOI: 10.13673/j.pgre.202204032
摘要:
涠洲11-4N油田涠洲组油藏已进入高、特高含水开发阶段，部分油组采出程度已经接近或超过已有探井实测驱油效率，在现有驱油效率认识下，油藏可挖潜潜力较小，需进一步开展涠洲组油藏高倍水驱下驱油效率研究。针对上述开发中存在的问题，开展了注入量为200 PV下的岩心水驱油实验；设计制作了微观可视化水驱油模型，直观描述高倍水驱油过程及残余油的分布规律；结合核磁共振技术开展岩心在线驱替实验，量化大、中、小等不同尺度孔隙中的驱油效率。实验结果表明，长岩心驱油效率可达73.2%，远超原有认识下的驱油效率；当并联长岩心渗透率级差较大时，首次提出在高、低渗透岩心进口端存在伯努利效应；微观水驱油过程中，注入水沿着中、高渗透通道快速突破，模型无水采出程度仅为18.6%，200 PV水驱后，低渗透区原油得到有效启动；核磁共振在线驱替实验结果表明，中孔隙对驱油效率的贡献最大，达45.63%。
涠洲11-4N油田涠洲组油藏已进入高、特高含水开发阶段，部分油组采出程度已经接近或超过已有探井实测驱油效率，在现有驱油效率认识下，油藏可挖潜潜力较小，需进一步开展涠洲组油藏高倍水驱下驱油效率研究。针对上述开发中存在的问题，开展了注入量为200 PV下的岩心水驱油实验；设计制作了微观可视化水驱油模型，直观描述高倍水驱油过程及残余油的分布规律；结合核磁共振技术开展岩心在线驱替实验，量化大、中、小等不同尺度孔隙中的驱油效率。实验结果表明，长岩心驱油效率可达73.2%，远超原有认识下的驱油效率；当并联长岩心渗透率级差较大时，首次提出在高、低渗透岩心进口端存在伯努利效应；微观水驱油过程中，注入水沿着中、高渗透通道快速突破，模型无水采出程度仅为18.6%，200 PV水驱后，低渗透区原油得到有效启动；核磁共振在线驱替实验结果表明，中孔隙对驱油效率的贡献最大，达45.63%。
2023, 30(3):136-144.
DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.202210024
摘要:
针对油田常用聚合物驱油剂用量高、耐盐性能差、与表面活性剂复配使用易发生色谱分离现象等问题，选取天然高分子化合物羧基纳米纤维带为原料，制备了疏水改性羧基纳米纤维带（CCNF-n）和两性-疏水改性羧基纳米纤维带（ACCNF-n）单组分稠油驱油剂，评价了疏水改性程度和两性-疏水改性对羧基纳米纤维带界面活性、乳化能力及驱油性能的影响。结果表明：疏水改性程度的增加使得羧基纳米纤维带界面活性先提升后降低，而阳离子基团的引入增强了羧基纳米纤维带与水的相互作用，使得具有相同疏水改性程度的两性-疏水改性羧基纳米纤维带界面活性相应减小。在温度为70 °C，矿化度为50 000 mg/L，质量分数为0.2%的条件下，疏水改性程度越大，纳米纤维带黏度越高，5 种疏水改性羧基纳米纤维带黏度为1.54～3.85 mPa·s，而两性-疏水改性羧基纳米纤维带在相同条件下黏度为18.46～27.31 mPa·s，耐盐性能较强。岩心驱替结果表明，两性-疏水改性羧基纳米纤维带体系能够显著提高采收率（为18.91%）。
针对油田常用聚合物驱油剂用量高、耐盐性能差、与表面活性剂复配使用易发生色谱分离现象等问题，选取天然高分子化合物羧基纳米纤维带为原料，制备了疏水改性羧基纳米纤维带（CCNF-n）和两性-疏水改性羧基纳米纤维带（ACCNF-n）单组分稠油驱油剂，评价了疏水改性程度和两性-疏水改性对羧基纳米纤维带界面活性、乳化能力及驱油性能的影响。结果表明：疏水改性程度的增加使得羧基纳米纤维带界面活性先提升后降低，而阳离子基团的引入增强了羧基纳米纤维带与水的相互作用，使得具有相同疏水改性程度的两性-疏水改性羧基纳米纤维带界面活性相应减小。在温度为70 °C，矿化度为50 000 mg/L，质量分数为0.2%的条件下，疏水改性程度越大，纳米纤维带黏度越高，5 种疏水改性羧基纳米纤维带黏度为1.54～3.85 mPa·s，而两性-疏水改性羧基纳米纤维带在相同条件下黏度为18.46～27.31 mPa·s，耐盐性能较强。岩心驱替结果表明，两性-疏水改性羧基纳米纤维带体系能够显著提高采收率（为18.91%）。
2023, 30(3):145-151.
DOI: 10.13673/j.pgre.202211037
摘要:
稠油氧化特性研究是火驱提高采收率矿场设计的依据和基础，但截至目前，有关压力对稠油高压火驱的研究相对较少。为了明确压力对稠油火驱氧化特性的影响，并有效减少高压火驱的不利影响，以鲁克沁稠油为例，基于热重实验和差示扫描量热实验，研究不同压力下的稠油氧化热失重以及放热等变化特性，首先计算不同压力下的动力学参数，得出各氧化阶段的活化能、反应焓；其次，通过燃烧管实验，评价了不同压力下的火驱燃烧效果及稳定性。研究结果表明：压力升高加快了稠油氧化反应速率，增加了放热量，复杂体系的氧化路径有所改变，反应动力学表征参数需进行高压修正；并且压力升高使火线推进速率加快，燃烧前缘温度较常压火驱升高300 ℃以上，燃烧稳定性变差；10%减氧高压火驱燃烧稳定，有效抑制高压反应速度过快导致的燃烧不稳定性。
稠油氧化特性研究是火驱提高采收率矿场设计的依据和基础，但截至目前，有关压力对稠油高压火驱的研究相对较少。为了明确压力对稠油火驱氧化特性的影响，并有效减少高压火驱的不利影响，以鲁克沁稠油为例，基于热重实验和差示扫描量热实验，研究不同压力下的稠油氧化热失重以及放热等变化特性，首先计算不同压力下的动力学参数，得出各氧化阶段的活化能、反应焓；其次，通过燃烧管实验，评价了不同压力下的火驱燃烧效果及稳定性。研究结果表明：压力升高加快了稠油氧化反应速率，增加了放热量，复杂体系的氧化路径有所改变，反应动力学表征参数需进行高压修正；并且压力升高使火线推进速率加快，燃烧前缘温度较常压火驱升高300 ℃以上，燃烧稳定性变差；10%减氧高压火驱燃烧稳定，有效抑制高压反应速度过快导致的燃烧不稳定性。
2023, 30(3):152-158.
DOI: 10.13673/j.pgre.202208019
摘要:
普通稠油乳化降黏驱是表面活性剂驱和乳状液驱的综合过程，既包含表面活性剂的降低界面张力作用，又包含乳状液的调驱作用。为此，采用微观物理模拟可视化研究多孔介质中乳状液的形成机制和运移特征，利用天然露头长岩心并联驱替实验分别进行水驱+乳化降黏驱和直接乳化降黏驱实验，进一步验证乳化降黏驱渗流特征，对比分析乳化降黏驱的驱油效果。实验结果表明，乳化降黏驱在剪切和降低界面张力作用下原位形成乳状液，形成的乳状液通过卡封、架桥和吸附滞留3 种封堵模式导致驱替介质的频繁绕流改道，起到扩大波及范围及提高驱油效率的作用。乳状液运移过程中与多孔介质相互作用，呈三快三慢的渗流特征。由此导致的渗滤作用，使乳状液分布沿着渗流路径和驱替倍数增加呈规律性变化。对比不同注入方式的岩心并联驱替实验结果，发现直接乳化降黏 驱比水驱的启动压力低（分别为0.57 和1.52 MPa），水驱后进行乳化降黏驱的注入压力由0.37 MPa 升至1.17 MPa。随着乳化降黏剂溶液的注入，驱替压力波动式上升直至平衡。相同注入量下，直接乳化降黏驱比水驱+乳化降黏的驱油效率增加了16.69%，进一步证实乳化降黏驱扩大波及范围和提高驱油效率的有效性。
普通稠油乳化降黏驱是表面活性剂驱和乳状液驱的综合过程，既包含表面活性剂的降低界面张力作用，又包含乳状液的调驱作用。为此，采用微观物理模拟可视化研究多孔介质中乳状液的形成机制和运移特征，利用天然露头长岩心并联驱替实验分别进行水驱+乳化降黏驱和直接乳化降黏驱实验，进一步验证乳化降黏驱渗流特征，对比分析乳化降黏驱的驱油效果。实验结果表明，乳化降黏驱在剪切和降低界面张力作用下原位形成乳状液，形成的乳状液通过卡封、架桥和吸附滞留3 种封堵模式导致驱替介质的频繁绕流改道，起到扩大波及范围及提高驱油效率的作用。乳状液运移过程中与多孔介质相互作用，呈三快三慢的渗流特征。由此导致的渗滤作用，使乳状液分布沿着渗流路径和驱替倍数增加呈规律性变化。对比不同注入方式的岩心并联驱替实验结果，发现直接乳化降黏 驱比水驱的启动压力低（分别为0.57 和1.52 MPa），水驱后进行乳化降黏驱的注入压力由0.37 MPa 升至1.17 MPa。随着乳化降黏剂溶液的注入，驱替压力波动式上升直至平衡。相同注入量下，直接乳化降黏驱比水驱+乳化降黏的驱油效率增加了16.69%，进一步证实乳化降黏驱扩大波及范围和提高驱油效率的有效性。
2023, 30(3):159-166.
DOI: 10.13673/j.pgre.202210023
摘要:
气井产能研究不仅是气藏动态描述的核心，也是储气库注采气能力分析、注采方案编制的重要依据。目前常规二项式、指数及一点法产能方程是针对气藏开发建立的，对储气库周期性高速注采的适用性还没有相关研究。为此，针对油气藏型储气库产能计算方法开展相关研究，通过储气库气井地层压力、井底流压和注采气量的关系，建立了油气藏型储气库产能方程，并明确方程中各参数的物理意义，进而界定层流和紊流的阈值。不同于常规气藏产能方程，油气藏型储气库产能方程中的生产压力平方差与产量的平方比随着产量的增加而降低，呈幂函数关系，在双对数坐标系中呈线性关系。建立的油气藏型储气库产能方程是对常规气藏产能方程的拓展，为储气库的注采气能力研究提供了理论依据。为验证新建立产能方程的适用性，分别应用二项式产能方程和新建立的产能方程对X储气库4 口压力监测井的实测生产数据进行拟合对比，结果表明新建立的产能方程更符合油气藏型储气库产能变化规律。
气井产能研究不仅是气藏动态描述的核心，也是储气库注采气能力分析、注采方案编制的重要依据。目前常规二项式、指数及一点法产能方程是针对气藏开发建立的，对储气库周期性高速注采的适用性还没有相关研究。为此，针对油气藏型储气库产能计算方法开展相关研究，通过储气库气井地层压力、井底流压和注采气量的关系，建立了油气藏型储气库产能方程，并明确方程中各参数的物理意义，进而界定层流和紊流的阈值。不同于常规气藏产能方程，油气藏型储气库产能方程中的生产压力平方差与产量的平方比随着产量的增加而降低，呈幂函数关系，在双对数坐标系中呈线性关系。建立的油气藏型储气库产能方程是对常规气藏产能方程的拓展，为储气库的注采气能力研究提供了理论依据。为验证新建立产能方程的适用性，分别应用二项式产能方程和新建立的产能方程对X储气库4 口压力监测井的实测生产数据进行拟合对比，结果表明新建立的产能方程更符合油气藏型储气库产能变化规律。
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