逆冲走滑断层体系广泛分布在含油气盆地富油二级构造带中,定量表征对油气勘探开发意义重大,受水平挤压应力与压扭剪切应力叠加耦合作用,逆冲走滑断层体系内同时发生逆冲推覆位移与走滑位移,造成体系内地层破碎、断层体系复杂、测井与地震响应杂乱,断层识别、组合、表征与建模困难。围绕逆冲走滑断层成生机制特点及断层体系复杂性解析与表征,研发出分区分级解析与三维全景表征技术,成功应用于柴达木盆地英东油田油砂山断层下盘逆冲走滑断层体系的定量解析与三维全景表征。依靠分区对比,建立关键标志层交叉引层与分区标定技术,有效解决了逆冲走滑断层体系破碎地层层位标定多解性强的难题,实施了对研究区油砂山断层下盘6个关键标志层的有效标定与全区满覆盖追踪。应用多尺度多类型逆冲走滑断层褶皱阶梯状网格建模与全景可视化表征技术,实现了对研究区油砂山断层下盘逆冲走滑断层剖面-平面-三维立体空间多视域全景可视化表征。

为了明确南海南部陆缘大型三角洲复合体及陆坡体系的发育演化过程,基于区域二维地震剖面解释,选择进积楔状体迁移角α、楔状体加积厚度与进积距离比σ、楔状体前缘长度l及楔状体前缘坡角β等参数,定量描述了曾母盆地古拉让三角洲演化过程,探究了不同因素对其的控制作用。研究表明,该三角洲主体经历了5个演化阶段:1)早期陆架三角洲发育阶段,形成斜交型进积楔状体;2)快速推进阶段,三角洲演变成陆架边缘三角洲,进积楔状体拐点轨迹呈中高角度迁移,l小但β大;3)稳定加积阶段,沉积中心迁移至陆坡处,进积楔状体拐点呈中角度上升,l与β基本不变。4)缓慢进积阶段,进积楔状体拐点呈低角度进积,l与β逐渐减小;5)晚期陆架三角洲进积阶段。气候条件、物源供给和海平面变迁影响可容纳空间A和沉积物供给速率S变化,最终共同控制古拉让三角洲沉积体系的发育演化及其陆坡迁移。

作为海底扇沉积体系的重要组成部分,深海水道和朵叶体受到了沉积学界的广泛关注,然而,关于两者之间过渡部分“水道—朵叶体过渡带”以及其所对应的“水道化朵叶体”的研究却尚不充分。以巴西坎波斯盆地深水区ABL区块为例,利用三维地震资料以及钻测井资料,识别出了砂质水道、泥质水道及席状朵叶等不同沉积单元,进而明确了工区内水道化朵叶体的广泛发育;在此基础上,对水道化朵叶体的总体沉积特征以及内部沉积构型进行了表征,分析了相关的影响因素,并最终建立了它的发育演化模式。ABL区块内水道化朵叶体的总体沉积特征在不同位置表现出明显变化,近物源一端朵叶体的水道化程度明显较高。整个水道化朵叶体可以划分为3个朵叶单元,按照时间顺序从北向南依次发育。朵叶单元1在次要物源的影响下发育大量分支水道,使其水道化程度相对较高;朵叶单元2在主物源影响下沿着主供给水道展布,受地形坡度向下游逐渐变缓的影响,其水道化程度向下游逐渐变弱;朵叶单元3主要受到主供给水道中重力流活动的影响,在主供给水道的一系列弯曲带处,重力流从主水道中剥离出来并发生快速沉积,从而形成了水道化程度较弱的朵叶单元3。

近年来,东非转换—伸展型被动陆缘深水区的鲁武马盆地和坦桑尼亚盆地发现了一系列大气田,可采储量达3.8×10¹² m³,但该区资源发现率仅为13.1%,待发现资源潜力巨大,为此,在综合东非被动陆缘盆地研究成果的基础上,对区内烃源岩、储层、圈闭及运移等地质条件进行总结,并探讨了生储盖组合规律。结果表明:1)东非转换-伸展型陆缘盆地主力烃源岩以中上侏罗统—白垩系潟湖相、局限海相页岩或灰岩为主;主力储集层为中上侏罗统—白垩系—新近系海相碎屑岩。2)油气沿断层做“垂向式充注”或“横向式充注”,沿不整合面或储层做“测注式充注”;受控于东非复杂构造演化作用,形成了以构造、地层岩性为主的圈闭类型。3)成藏条件以鲁伍马、坦桑尼亚盆地最为优越,有利勘探层位为白垩系—新近系的砂岩储层;索马里盆地三叠系Calub组砂岩具有较好勘探前景。随着勘探程度和技术水平的提高,其他盆地油气勘探有望取得重大突破。

<正>西南石油大学是国内最早较系统开展深水沉积学研究的单位之一,自20世纪初70年代以来,在方少仙、侯方浩及洪庆玉等老一辈地质学家的带领下,先后发现和提出了一系列具有实际价值的重力流沉积理论;首次发现四川盆地上三叠统地层中存在浊积岩(1975年);首次在南方滇黔桂地区发现重力流沉积,并指导了在广西举办的全国首届浊流沉积野外考察及学术交流会(1983年);首次提出了西南地区晚古生代槽台相间的沉积古地理格局,提出了深水碳酸盐岩重力流(1990年),有效地指导了四川盆地天然气后续勘探;国内较早出版了《沉积物重力流沉积学》学术专著(1992年);这些理论及成果对推动和促进中国深水沉积学研究作出了重要贡献。

针对深水浊积砂岩油田开发投资大、方案编制资料少、一次井网成功率要求高、高速采油力争最大采收率等问题,开展了浊积砂岩储层特征分析、地球物理预测、建模数模一体化、高效开发策略等研究。研究表明,深水浊积砂岩水道可划分为大型浊积水道、分支水道和朵叶体等微相;形成了地震平点识别浊积水道油藏原始油气界面、振幅属性刻画浊积水道展布、地震剖面划分多期水道切割关系、波阻抗反演预测砂岩厚度、四维地震监测流体前缘变化等地球物理关键技术;建立了基于油藏-井筒-管网-FPSO一体化的开发指标和生产参数优化技术;探索出浊积水道砂岩油藏不规则井网、单井控制可采储量经济界限、大井距边缘或缘外早期注水等效益开发策略。上述关键技术和开发策略应用于安哥拉18区块P油田开发实践,实现了少井、高产、高投资和高回报的目标,实现了10余年未动用深水边际储量高效开发,为类似油藏开发提供了借鉴。

西非盆地南部Z油田储层薄、砂地比低,属于富泥型深水重力流沉积。针对Z油田存在沉积相变快,内部水道及朵叶刻画难度大、演化规律复杂的问题,基于岩芯、测井曲线、地震剖面相及地震平面属性,结合生产动态,刻画Z油田沉积相类型、构型边界及沉积展布特征,并总结沉积演化规律。结果表明:1)研究区发育主水道、天然堤、主朵叶、朵叶侧缘、远洋泥和滑塌沉积微相。2)通过地震轴强弱变化、地震振幅属性、RGB分频融合属性刻画水道及朵叶边界。研究区发育限制性、弱限制性及非限制性水道-朵叶沉积。限制性水道以垂向叠置为主,弱限制性水道以侧向叠置为主,非限制性水道化朵叶平面展布范围广。3)研究区底部发育非限制性水道-朵叶复合沉积,以朵叶为主;向上过渡为限制性水道沉积,单期水道规模大;再向上过渡为弱限制性水道沉积,平面发育多期水道,单期水道规模小。

针对深部硬脆性难钻地层取芯困难、难获取完整的岩芯样品、室内岩石力学参数实验成本高等问题,采用数值方法结合矿物组分含量建立以泰森多面体为骨架的多组分数字岩芯模型,提出等效模量法实现三轴压缩条件下矿物力学性能的动态调整。开展数字岩芯三轴压缩过程仿真模拟,获取了数字岩芯破裂裂缝形态、三轴压缩应力应变曲线及岩石弹性模量,模拟结果与室内实验结果一致;对比分析了三轴压力对岩石整体和矿物颗粒的损伤和应力分布影响。研究表明,三轴压力对矿物颗粒的影响因矿物种类及空间分布而异,同时抑制了岩石裂纹的扩展。研究方法和结果为研究数字岩芯的力学及破裂行为提供了新的思路,能够有效模拟复杂地质条件下的岩石力学响应和破裂形式,为解决深部硬脆性地层取芯难题提供了技术支撑。

吐哈油田鄯善区块已进入高含水开发后期,水驱进一步提高采收率潜力有限,需探索新的提高采收率技术。CO₂驱油提高采收率的有效性已被国内外研究广泛证实,但鄯善区块缺乏CO₂气源,外购和运输成本高昂。为降低CO₂注气成本,探索将丰富的烃类伴生气与CO₂混合驱油的可行性。利用鄯善区块原油、岩芯和伴生气,测定不同CO₂含量混合气与原油的最小混相压力;开展高温高压条件下岩芯驱油实验,先水驱以模拟高含水开发后期状态,随后注入不同CO₂含量混合气进行气驱,并结合核磁共振和CT扫描进行监测。结果表明,混合气中CO₂含量超过43%即可实现与原油的混相;当CO₂含量约50%时,驱油效果接近纯CO₂驱油,显著优于纯伴生气驱油;CO₂和伴生气混合驱油能够在微观孔隙尺度上有效动用剩余油。由此可见,CO₂和伴生气混合驱油是一种经济可行的替代方案,可为鄯善区块开发后期提供理论支持。

为了进一步提高白莲构造带枯竭期凝析气藏剩余凝析油气采收率,同时实现富含CO₂气藏协同开发综合利用效益,基于油气藏开发过程自主碳减排、碳中和理念,福山油田确立了利用白莲构造带富含CO₂气藏采出伴生气直接回注到枯竭凝析气藏,实施基于CCUS-EOR的协同发展战略。基于注气混相驱机理分析、长细管注气驱油效率及MMP分析、储层岩芯气驱反凝析油渗流特征分析以及注气驱数值模拟等研究方法,开展莲4断块枯竭凝析气藏回注富含CO₂伴生气提高凝析油气采收率控制机制研究,得到注气可使剩余反凝析油饱和度增加1.85倍;注气压力达到20.4 MPa可实现多次接触混相,最小工程混相压力21.13 MPa;长岩芯混相驱凝析油采出程度可达68.94%。在此技术政策界限基础上,制定了周期注气重力混相驱先导试验方案并实施了矿场实践。数值模拟及现场井流物组成变化监测及流体相态分析表明,注入气通过增溶膨胀、萃取抽提、混相驱以及储层非均质渗流机理协同作用为油气运移和凝析油气流向变化的主要控制机制。后续开井试生产实效显著,为枯竭凝析气藏实现CCUS-EOR规模化应用,进一步提高凝析油气采收率及自主碳减排技术政策的选择提供了有实用价值的参考和案例。

煤层气压裂效果与特征之间存在的非线性关系难以从机理层面进行分析,针对该问题,开展煤层气压裂效果特征内在联系研究,提出了一种基于FCMFS特征选择算法的煤层气压裂效果预测方法。该方法利用模糊综合评价进行标签标定,并采用遗传编程和XGBoost算法进行影响因素特征构造和筛选,包括2个新构造特征(应力比和地质施工遗传因素)以及射孔段厚度、渗透率、破裂压力、煤体结构、含气饱和度和加砂强度等6个特征。实验结果表明,基于FCMFS特征选择算法所构造和筛选的8个特征,结合多种机器学习算法进行煤层气压裂效果预测时,在准确率、召回率、F1分类评价指标上提高了约5%～10%,其中,深度森林模型在训练集和测试集上具有最优的预测分类效果,在3项分类评价指标上均达到95%和80%以上。

中国在数千年采盐历史过程中形成了大量采卤型盐腔,与地下盐腔储气库相比,采卤型盐腔具有地质条件复杂、腔体形态极不规则、密闭性及稳定性差等特点。为了研究采卤型盐腔的封闭性能,以薄层不规则采卤型盐腔为研究对象,基于地质、测井和各种室内岩芯实验结果,建立了四川盆地Y盐腔三维精细地质模型和井筒三维动态地质力学模型,并对固井界面微环空和裂缝扩展进行了数值模拟。结果表明:1)在明确模型渗透率及压力分布的基础上,模拟显示四川盆地Y盐腔具有良好的封闭性;2)循环荷载作用下的疲劳损伤和塑性应变会局部集中,主要集中在水泥环与套管的界面处;3)适当降低水泥环弹性模量和纤维含量,会增强井筒处的封闭能力;4)在评价盐腔封闭能力时,围岩渗透率是主要因素。盐腔储气库建设过程中,应根据区域内岩石封闭能力的强弱,合理预留一部分盐岩顶板厚度,保障腔体密闭性。

准东地区沙帐断褶带石炭系巴山组火山岩层普遍发育,邻区五彩湾凹陷石炭系火山岩气田的勘探和开发投入表明研究区石炭系火山岩亦有成储成藏的潜力。为对该区火山岩油气勘探提供支撑,利用钻井、岩芯、镜下薄片、成像测井及物性分析资料等成果,综合研究沙帐断褶带石炭系巴山组火山储层特征及其发育影响因素。研究表明:1)巴山组火山岩储层岩性以火山熔岩、熔结火山角砾岩、火山碎屑岩、火山-沉积岩及次火山岩为主;发育爆发相、溢流相及火山-沉积相;2)储集空间以原生储集空间(原生孔隙)、次生储集空间(次生孔隙、裂缝)为主,并发育气孔+杏仁体内溶孔+裂缝型、气孔+溶蚀孔型、溶蚀孔+裂缝型及裂缝型4种储集空间组合类型;3)火山岩储层物性整体较差,非均质性较强,为中低孔隙度中渗透率储层;4)巴山组火山岩有利储层发育主要受岩性岩相、风化淋滤及构造破碎作用的控制。

渐新统—中新统海相泥岩是南海北部天然气的重要来源,其有机质富集机制是琼东南盆地天然气勘探亟需解决的关键问题,为此,选取琼东南盆地15口井400余个海相泥岩样品,分析其热解、总有机碳及代表井的孢粉和分子地球化学数据耦合规律。结果表明,下渐新统崖城组二段是崖城组泥岩的有机质富集段;孢粉对比分析认为,其有机质富集受较湿热的气候中热带—亚热带植物大量勃发影响。陵水组二段上部—三亚组二段泥岩中也发现有机质逐渐富集的规律。生物标志化合物和孢粉记录结合区域气候对比结果表明,琼东南盆地上渐新统—下中新统海相泥岩有机质富集与逐渐温暖湿润的气候背景下,区域植被大量勃发,降水量的显著增加促进了河流—三角洲的发育,扩大了植物碎屑的搬运量、搬运距离和分布范围,促进了海相泥岩中的陆源有机质富集。琼东南盆地海相泥岩有机质富集段的提出对三亚组二段烃源岩埋深较大的乐东凹陷、陵水凹陷的深水天然气勘探具有重要意义。

<正>“深海”是中国重大科技战略部署高地,也是国际科学研究前沿领域。作为沉积物搬运的终极场所,“深海”不仅记录了地质历史时期构造升降、气候变迁、洋流活动及海平面变化等地球表层动力学过程信息,而且蕴藏了丰富的常规和非常规油气资源。近年来,随着地球物理技术和深海钻探技术的不断提高,人们对深海沉积的认识逐渐加深,深海油气勘探在墨西哥湾盆地、尼日尔三角洲盆地、下刚果盆地、坎帕斯盆地、英国北海盆地、东非鲁武马盆地和圭亚那—苏里南盆地等地获得了一系列突破,使得深海成为当今全球油气储量的主要增长领域,也是油气勘探开发的热点。

深水浊积水道是深水沉积体系的重要组成部分,具有重要的油气潜能,目前针对深水浊积水道定量研究多聚焦于水道储层,但隔夹层关注较少。在高含水开发后期,单一水道内部夹层对于剩余油预测的影响不可忽视,需要对隔夹层进行体系化研究。针对深水浊积水道内部隔夹层形成了一套表征与建模技术:首先,基于岩芯、测井、地球物理技术形成油藏范围内三级隔夹层构型级次和模式;然后,通过叠前高精度泥质反演形成泥质隔夹层识别数据体,在此基.础上对隔夹层的几何形态特征和规模进行定量参数研究;最后,采用基于目标模拟—序贯指示模拟—多点统计学的多级嵌套方法,建立了单一浊积水道内不同级次的隔夹层沉积微相模型,实现了稀井网条件下深水浊积岩单砂体级次的定量模拟,经过后验井的对比验证,模型预测隔夹层岩性符合率达87%。该建模方法实现了浊积单砂体级次隔夹层定量表征,极大地提高了浊积储层表征精度,为剩余油精细预测和挖潜提供了重要指导。

针对盐底辟型微盆地内深海水道的发育演化特征不明确,阻碍了深海油气勘探开发,增加了深海油气的勘探开发难度等问题。以安哥拉陆缘深水区中新统某盐底辟型微盆地为例,基于三维地震资料,采用RGB三色融合技术,分析了盆地内水道的发育演化特征和演化模式。研究认为,微盆地的构造发育控制着深水水道的发育演化,沿着微盆地短轴方向发育的水道C1、C2和C3主要发育溢出微盆地的模式,而沿着盆地长轴方向发育的水道C4和C5主要发育充填微盆地的模式。水道在微盆地内发生充填还是溢出主要跟盐构造的活动时期与水道形成演化时期的先后关系、水道中重力流的侵蚀能力与盐构造活动速率的相对大小、微盆地的构造发育特征和水道流向与构造走向之间的角度有关。水道C4和C5在重力流的作用下,沿着构造低部位流动,随着可容空间逐渐变大,水道末端逐渐开始朵叶化,形成朵叶沉积。

深海水道是陆源碎屑沉积物向深水盆地输送的重要通道之一,同时也是深水盆地中砂体沉积的主要场所,广泛发育于全球范围内的被动大陆边缘。为了厘清深海水道迁移与成因机制,对过往研究进行总结,得出以下结论:根据迁移方式可将深海水道分为单向迁移水道(上游迁移型和下游迁移型)和多向迁移水道(顺流迁移型、侧向迁移型和障碍迁移型);可依据水道深泓线变化对水道迁移特征进行具体表征,单向迁移水道发育伴随深泓线整体变化,多向迁移水道则主要为局部变化;底流与重力流的交互作用控制单向迁移水道的沉积建造,此外自身环流以及上升流作用也影响水道的沉积演化,多向迁移水道则受海平面升降、物源供给、构造运动、古地形与水道自身沉积作用等多种因素共同控制。未来深海水道迁移模式研究和发展方向主要包括3个方面:1)积极开展多尺度的定量化研究;2)深入探究各种动力学因素耦合关联的水道迁移机制;3)加强对水道迁移模式与储层开发的关联研究。

水下采油树是深海油气开发的关键设备,油管悬挂器作为油气通道、电通道,支撑油管柱并密封油管和套管之间环形空间,是采油树的核心部件,其结构强度关系到油气的安全生产。以南海某油气田油管悬挂器为例,结合对国外油管悬挂器的分析,进行了水下采油树油管悬挂器主体结构尺寸设计。采用有限元分析方法,建立了油管悬挂器的有限元模型,并对其在下放过程、安装就位过程、正常生产过程及锁紧解锁过程中进行了数值模拟分析。结果表明,在下放过程中,油管悬挂器的最大应力为310.43 MPa,最大变形为0.450 09 mm;在安装就位过程中,最大应力为310.43 MPa,最大变形为0.408 85 mm;在正常生产过程中,69 MPa、64℃时,油管悬挂器出油口的最大应力为311.13 MPa,最大变形为0.581 48 mm;在69 MPa、121℃时,最大应力为586.93 MPa,最大变形为1.334 70 mm。所设计油管悬挂器结构强度满足安全要求,变形较小,具有良好的结构安全性。该油管悬挂器已成功应用于中国首个自主研发的水下采油树系统,对推动中国水下油气生产系统的国产化具有重要意义。

裂缝性底水稠油油藏微裂缝发育、原油黏度高、含水上升快,常规水平井开发难以确保开发效果,水平井控水开采此类底水能力强的油藏一直是开发主攻方向。南海L油藏为该类的典型,投产二十多年,采出程度不到12%,而综合含水已达96%以上。高角度裂缝发育是油田底水快速上升、开发效果差的主要原因,同时储层基质中的原油难以得到有效动用,大量剩余油仍存在于基质与孤立的溶孔溶洞中。历史增产措施采用化学堵水、常规ICD控水等技术效果较差。通过分析AICD控水技术的机理,结合物理模拟、数值模拟以及现场实际应用情况研究了其适用性,认为AICD技术能够提高该类油藏水平井有效生产井段的生产,进而改善开发效果。通过矿场选井评价了AICD可以利用其机理自主抑制微裂缝高渗带流量,均衡水平井供液剖面,提高水平井波及系数,从而达到增加有效井控储量的控水增油目的,具有较好的推广应用价值。

下刚果盆地发育大规模深海水道沉积,是主要的油气储层类型。针对其内部水道单元叠置样式及迁移模式尚不明晰问题,开展了深水水道构型模式研究。研究利用三维地震资料及RGB分频属性融合技术,在沉积构型模式驱动下,厘清了不同水道构型级次沉积特征,还原了研究区浊积水道沉积过程。研究取得以下认识:研究区发育下切式限制性水道体系,内部发育3期摆动切叠的复合水道,底部复合水道平面顺直,内部单一水道垂向切叠,中部复合水道平面为低弯曲条带,内部单一水道侧向切叠,顶部复合水道平面高弯曲摆动,内部单一水道侧向接触或孤立。3期复合水道对应侵蚀底形、主体沉积以及晚期废弃3个阶段,储层形成于水道主体沉积阶段。研究明确了不同水道构型单元的沉积特征及叠置样式,建立了研究区深海水道沉积过程,对于同类型油藏的开发策略及高效生产有着重要的地质理论意义。

针对玛湖401井区三开白碱滩组水平段钻遇微裂缝发育地层,存在“先漏后出”、“漏出同层”,大幅度提高承压能力存在难度大、成功率低等问题进行研究。研究发现,白碱滩组岩层具有渗透性强、微裂缝发育的特性,在井深、应力及外力不断增加的条件下容易产生细微裂缝,在钻井液滤液侵入井壁后,井壁微裂缝继续扩张,导致井漏等复杂事故频发。鉴于玛湖401井区白碱滩组取样岩芯的裂缝宽度在1～30μm,室内采取了多级微米级封堵材料进行优选,结合其他处理剂的优选,建立了一套适合该井区的承压封堵水基钻井液体系及配套施工工艺。应用表明:试验井最大漏速、漏失量及堵漏次数都显著降低,说明封堵材料形成了有效密封段塞,从而提高了地层承压能力,其防漏、堵漏效果显著。

针对管道科里奥利质量流量计(Coriolis Mass Flowmeter,CMF)计量超差问题,开展了流固耦合状态下科里奥利流量计的振动特性研究。以西南管道典型CMF300科氏质量流量计为例,采用ANSYS流固耦合有限元技术,对科氏流量计进行了流固耦合模态振动分析和实验研究。结果表明:1)计算得到第二阶模态的固有频率为科氏质量流量计的激振频率,第六阶模态的固有频率为科氏力频率;2)有限元模态分析的激振频率为80.043 Hz,模态测试实验的激振频率为83.820 Hz;3)实验对CMF300的激励频率和驱动频率进行了测试,其结果与有限元计算模型相吻合;4)建立的数值模型及模态测试方法可以获取每个场站不同科氏质量流量计实际固有频率。研究结果为消除外界干扰对流量计的计量误差提供了理论依据。

泡沫堵调能够改善蒸汽驱吸汽剖面,扩大蒸汽波及范围,是改善蒸汽驱开发效果的有效措施。针对渤海N油田蒸汽驱过程中面临的海上环境复杂、作业施工风险大和大井距水平井堵调难度大等特点,开展海上大井距水平井蒸汽驱泡沫堵调研究。通过室内实验,评价了耐高温起泡剂的关键性能指标。RFA-1耐高温起泡剂耐温可达350℃,高温环境下阻力因子可达44,具有良好的堵调性能。通过现场实施,验证了泡沫堵调改善蒸汽驱开发效果的有效性,泡沫段塞堵调能够有效控水,改善吸汽剖面,措施过程中,窜流井含水率明显降低,由81.7%最低降至47.0%,阶段增油约800t。

随着中国大力推进LNG进口与LNG接收站建设,未来沿海城市将形成以LNG与PNG供应为主的天然气管网结构。针对LNG和PNG协同供应的天然气管网设计优化的问题,在管网设计优化基础上,将LNG和PNG协同供应对管网的影响纳入约束中,以年折合费用最低为目标函数,建立LNG与PNG协同供应的混合气源天然管网设计优化通用MINLP模型。以某沿海地区为例,提出分级优化与整体优化两种求解策略求解上述模型,分级优化第一阶段布局优化将以最小流量长度和为目标函数线,采用数学规划求解器GUROBI求解,第二阶段采用数学规划求解器CONOPT求解。整体优化通过增量分段线性化的方法对压降约束线性化,采用数学规划求解器DICOPT求解。最终得到分级优化和整体优化两种管网设计方案,分析发现整体优化求解时间大于分级优化,整体优化的年折合费同比降低749.16万元/年,同比降低1.41%,验证了研究建立的数学模型的可靠性,可为LNG和PNG协同供应的天然气管网方案设计提供参考。

塔里木盆地西南山前带地区的地表、地下构造模式复杂,构造岩性多变,属典型的“地表地下双复杂”区域,地震波场复杂,处理与成像难度大,精度低。为厘清该地区的地震波场传播规律,为后续资料处理提供理论基础,以实际地震资料、测井数据以及近地表露头数据为基础,建立了代表该地区地质特征的双复杂速度模型,并进行地震波场模拟分析。首先,利用近地表层析数据与高程建立了近地表速度模型;其次,以地震解释数据为基础,对复杂构造模型进行模式化调整;最后,将近地表速度模型与构造模型进行融合完成速度结构建模。为更好地建立符合目标工区实际Q值分布,总结了一套基于稀疏井数据的Q模型建立方法。通过对上述方法建立的速度模型与Q模型进行地震波场正演模拟,分析了地表高程起伏、近地表速度分布等因素对地下地震波场的影响。上述研究可为研究区的地震采集观测系统参数优化、提高地震成像质量建立理论基础。

针对局限湖盆滨浅湖滩坝相砂体薄、相变快、储层非均质性强,现有地震分辨率难以有效刻画的问题,以大芦湖油田博兴洼陷沙四上亚段为例,在区域等时界面T₇约束下利用年代地层切片提取了地震振幅属性,明确了滩坝相在地震振幅属性上的响应特征,采用地震沉积学技术探索滩坝微相的刻画。沙四上亚段滩坝相发育5种地震反射特征,采用聚类分析方法识别了滩坝微相的分布范围,探索径向基多属性融合方法进行砂体厚度预测。结果表明,在原始地震属性中产生干扰的西北部砂体不发育,以半深湖相泥岩为主,研究结果与真实地质认识吻合程度高,消除了单个地震属性具多解性的问题。研究综合上述成果精细刻画了研究区滩坝微相的分布,显示出研究区内坝砂微相发育且分布范围较广,呈现多列砂坝面向半深湖区平行排列的特征,油气显示较好,是下一步非常规油气勘探开发的有利目标区。

低渗透储层孔隙小、喉道细、渗流阻力大,常规水驱采出程度仅为20%左右,而注气开发不仅受气源的限制,更因气窜等问题严重影响低渗油藏开发效果,因此,提出了针对低渗透储层的水气分散体系驱油技术。为认识水气分散体系微观驱油机理,利用微观刻蚀模型、高速摄像机采集和ImagePro-Plus6.0软件识别等手段,通过水驱、气驱及水气分散体系驱油实验,记录、识别和定量计算分析了驱替过程中流体流动特征及分布规律。实验研究表明,水驱主要动用区域为主流通道,剩余油主要分布在模型的边部及角部;CO₂气窜特征明显,气体主要在孔隙中心流动,并在孔隙壁面形成水膜/油膜;水气分散体系驱油最显著的特征是其进入孔隙后与油相“高度”混合,混合后的微气泡既能产生“封堵”作用,增大主流通道渗流阻力,又能促使后续流体改向进入水驱或气驱未波及的小孔隙中,扩大波及体积作用明显,对边部及角部剩余油驱替作用显著,甚至能将盲端中的残余油全部采出。水驱、气驱及水气分散体系驱的采收率分别为71.6%、82.0%和91.0%,水气分散体系在提高驱油效率的作用突出。

吐哈盆地台北凹陷中—下侏罗统煤系碎屑岩地层含铁碳酸盐矿物广泛分布、储层非均质性强,不同地区油气富集特征差异较大。综合多种测试手段,重点针对储层中的碳酸盐矿物及共生矿物开展系统研究,揭示其对储层非均质性的影响机理。结果表明,含铁碳酸盐不同程度地充填孔隙是导致储层孔隙度降低和非均质性增强的重要原因,其分布同时受与沉积作用有关的砂体厚度、颗粒粒径、碎屑组分以及杂基含量的影响;辫状河水下分流河道砂岩在丘东洼陷表现为砂体厚度大、粒度较粗、岩屑类型复杂而杂基数量有限,在胜北洼陷则表现为砂体厚度较薄、粒度较细、塑性岩屑及杂基含量均较高;复杂的碎屑组分及较高的杂基含量为含铁碳酸盐矿物的形成奠定了物质基础,岩石结构、有机质的数量及变化决定了储层成岩演化路径,并进一步导致与含铁碳酸盐有关的矿物组合的时空差异。

塔里木盆地深层—超深层碳酸盐岩已建成300×10～4t原油生产基地,但深层—超深层碳酸盐岩储集空间类型及储集体结构差异特征认识还存在争议,影响油气藏开发方案的优化。基于野外露头、岩芯、地震、测井、钻录井及生产动态等资料分析,通过对哈拉哈塘富满油田奥陶系深层—超深层优质碳酸盐岩储层储集空间类型及储集体结构差异特征对比研究,认为:1)哈拉哈塘—富满油田受从北到南大气淡水溶蚀程度减弱的因素控制:北部潜山岩溶区储层主要储集空间类型为岩溶洞穴、溶蚀孔洞;哈拉哈塘南部层间岩溶区储层主要储集空间类型为裂缝、孔隙、孔洞型储层及岩溶河道;富满断控岩溶区储层主要储集空间类型为断裂破碎形成的角砾间孔隙和断裂空腔、构造缝。2)储层空间充填特征的差异也较为明显:北部潜山岩溶区及哈拉哈塘南部层间岩溶区溶洞充填现象较丰富,主要包括沉积充填物、垮塌充填物及化学淀积充填物3种;而富满油田储集体充填特征相对单一,以方解石和硅质胶结为主。3)储层储集空间内部结构特征的差异为:北部潜山岩溶区具有上下3层溶蚀结构,包括地表岩溶带、渗流岩溶带和潜流岩溶带;哈拉哈塘南部层间岩溶区具有补给区、渗流带及排泄区3种结构要素;断控岩溶区发育单一滑动面结构、压隆核带结构、张扭空腔核带结构及栅状缝网核带结构4种结构模型。明确超深碳酸盐岩储层空间特征及内部结构差异性认识,对于塔里木盆地油气藏高效开发方案的制定具有重要意义,指导井位部署与井轨迹优化、高产井成功率提升至96%以上,为研究区下一步油气高效勘探、开发提供了新的思路。

地基沉降极易导致天然气站场进出站管线系统发生应力集中与过度变形,严重时可致管道损坏。为此,搭建了包含2种典型结构的进出站管线、放空管、三通管道的天然气站场进出站管线系统沉降应力测试平台,开展了地基沉降下不同类型管道的应力测试,并基于测试平台建立站场进出站管线三维模型,分析内压、径厚比对管道应力的影响。结果表明,地基沉降时,进出站管线I(埋地汇管分配结构)地上弯头和支座固定端处产生的弯曲变形最为严重,进出站管线Ⅱ(Z形结构)的最大拉应力和最大压应力均在异径三通管道处,在相同沉降条件下进出站管线Ⅱ所受应力比进出站管线Ⅰ小;三通管道中部支墩沉降时,两端固定支座内侧和远离三通的沉降点管道应力随沉降量的增加而显著增大;放空管入地端沉降时,入地端竖直段变形最严重,放空管与主管道连接处受到的应力最大;降低管道径厚比和运行内压可减小管道沉降时的等效应力,提高管道的安全性。研究结果为天然气站场进出站管线系统的安全评定、应力监测点的选取和沉降预警提供了技术依据。

塔西南拗陷柯克亚地区卡拉塔尔组为碳酸盐岩储层,其孔隙-裂缝系统决定着油气的富集程度,应用单一测井参数识别和评价孔-缝系统非常困难且效果差。为此,以主成分分析方法为核心,在损失很少信息条件下,将多个成分耦合后并在保证数据信息丢失最小的原则下提出了一种基于常规测井数据资料对碳酸盐岩孔隙-裂缝系统储集空间解释与评价的新方法,对未实施成像测井区域实现储层纵向高密度孔隙-裂缝系统联合量化分析与评价。研究利用声波测井、密度测井、中子测井、深侧向测井及浅侧向测井等测井资料,结合研究区实测孔渗数据及压汞测试等数据,建立塔西南柯克亚地区次生孔隙-裂缝储层解释数学模型,量化表征碳酸盐岩孔隙-裂缝系统储集空间。结果表明,柯克亚卡拉塔尔组孔隙-裂缝储层解释模型的识别结果与成像测井解释结果吻合率较高,可达73%,表明该方法有效,研究结果可为致密碳酸盐岩油气藏的高效勘探提供有力保障。

不同类型深水浊积水道体系沉积储层特征存在较大差异。以英国北海G油田P油组限制型深水浊积水道体系为例,采用地震地貌学方法、钻井及岩芯资料,表征水道体系内部储层展布特征;通过薄片及电镜观察,理清北海地区成岩作用对储层的影响。研究认为:1) P油组发育于限制型U形峡谷内,垂向形成典型“三元”水道沉积模式。2)底部A砂组和B砂组为粗粒沉积。最底部A砂组不发育,呈过路不沉积,与下伏地层不整合接触;B砂组为夹杂塑性流的泥质碎屑流;中部C砂组覆盖于整个峡谷,储层品质最好;顶部D砂组为晚期沉积,以泥质天然堤为主。3) 4油组物性具上下差、中间好的规律。该项研究不仅对深水沉积学的发展具有较大的理论意义,而且对类似油田勘探和开发具有重要的实际意义。

针对鲁伍马盆地海底峡谷的发育特征和成因机制认识尚不全面,利用三维地震资料,结合深水沉积学的相关理论与前人研究成果,开展了对海底峡谷外部形态特征、内部充填结构和成因机制的研究。结果表明,研究区内鲁伍马盆地发育10个峡谷,整体呈东西走向;垂向上呈上游尖窄V形、下游宽缓U形特征,平面上呈孤立—合并—分散特征;峡谷内部充填沉积类型包括底部滞留沉积、滑塌及块体流搬运体沉积;峡谷外部可见漂积体、麻坑。结合研究区海底峡谷发育背景,认为其可能存在两种成因机制:一是由于下伏地层中天然气向上逃逸形成麻坑,造成地层薄弱易侵蚀,相邻麻坑串联沟通形成峡谷雏形,并在后期含沉积物流体改造与侵蚀下逐渐形成;二是由于下陆坡大型断层的活动导致下陆坡沉积物失稳,导致原始沉积层崩塌形成的重力流事件,在重力流侵蚀作用下而形成。

深海水道是沉积碎屑物质向深海盆地的重要运移通道及沉积场所,是深海沉积环境下主要储层类型。针对水道内部砂体结构样式及分布规律不明晰、储层连续性预测难度大等问题,开展了深海水道型储层连续性定量表征方法研究。研究以深海水道构型模式及表征结果为约束,将砂体横向与垂向叠置比例乘积倒数作为连续系数,并综合连续性与曲率的耦合关系,实现深海水道储层连续性分布模式的定量评价。研究取得以下认识:研究区单一水道构型分孤立型(Ⅰ型)、接触型(Ⅱ型)及嵌入型(Ⅲ型)3类,横向叠置比例区间分别为>1.00、0.85～1.00、<0.85,垂向叠置比例区间分别为>1.00、0.80～1.00、<0.80;连续系数区间为0.96～1.34、1.37～1.67以及1.67～2.56,Ⅰ型曲率分布在1.00～1.11,Ⅱ型分布在1.02～1.28,Ⅲ型分布在1.10～2.28,连续性随曲率增加而减小。研究量化了不同构型样式的连续系数及曲率分布范围,定量表征了单一水道砂体间的叠置关系,对于深海水道储层高效生产与精细开发有着重要的地质指导意义。

针对部分地区油气管道和高压输电线路、电气化铁路交叉或平行敷设的情况,导致埋地管道面临交直流混合干扰腐蚀的风险。采用电化学测试,结合偏光显微镜、三维光学显微镜、XRD等检测手段,开展了X70钢在交直流混合干扰下的腐蚀特性研究。结果表明:1)交直流混合干扰下临界电流密度为120 A/m²;2)交直流混合干扰下容抗弧的半径与电流密度不存在正相关关系;3)交直流混合干扰阳极区既延续了直流干扰的腐蚀强度也发挥了交流电的振荡和点蚀作用,导致腐蚀坑内发生二次局部破坏,产生大量点蚀和缝隙,逐渐呈现为刻蚀现象,使部分未完全腐蚀的X70钢（部分覆盖有腐蚀产物膜）失去支撑后脱落在溶液中;4)在180 A/m²的电流密度下,交直流混合干扰试样腐蚀深度达264μm。

提高钻速、井下复杂防控、提高油气钻遇率是深层超深层油气钻井面临的3大问题。围绕这3大问题,“十二五”以来,中国在旋转导向、精细控压、高效PDC钻头及提速钻具、承压堵漏等技术方面取得重要进展,钻成了一批8 000 m左右的超深井。聚焦钻井提速,总结近年来在钻柱动力学、高效破岩和辅助提速钻具方面的研究进展,主要包括:回顾了国内外钻柱动力学理论发展历程,探讨了钻柱振动与屈曲以及动态摩阻扭矩评价方法;聚焦深部硬岩塑-脆性临界高效破岩理论,总结了基于塑-脆性临界破碎的钻头选型与优化设计方法;系统介绍了基于冲击加速裂纹扩展和振荡减阻等视角研制的系列提速钻具和基于CAE数值计算的相关分析评价方法;以及总结分析了基于能量高效传递与高效利用的综合提速方法;并提出了加大井下动力钻具攻关和开展新型破岩方式的研究建议。研究工作对提高深难钻地层和超深层复杂结构井的钻井速度有一定参考价值。

鄂尔多斯盆地煤矿开采扰动和地层沉陷严重威胁着临近天然气井的井筒完整性,导致近30%开发区生产井面临着天然气井下和地面泄漏的风险,给该区域天然气和煤矿生产带来巨大的安全隐患。为了有效降低煤矿开采区天然气井安全生产风险,在井筒完整性影响因素分析的基础上,采用WBS-RBS矩阵构建井筒完整性结构单元要素与潜在风险因素耦合模型,建立井筒完整性风险评价指标体系并利用层次分析法和熵权法综合确定其组合权重系数,并基于后悔理论建立井筒完整性风险评估模型,确定煤矿开采区天然气井井筒完整性的主控因素和风险等级。以PG14井为例进行模型验证分析,并提出相应的治理对策。结果表明,基于后悔理论的井筒完整性风险评估结果与现场实践基本一致,说明该方法应用于煤矿开采区天然气井完整性风险评估领域是可行的,且能够有效提高评估结果的客观性,从而指导煤矿开采区天然气井完整性风险管理。

高含水集输管道低温输送工艺可有效降低能源和经济损耗,但是随着气驱采油的推广,很多集输管道内的流体为油、气、水三相共存的状态。为了探究气体对凝油在壁面黏附现象的影响,利用自行研发的可承压搅拌釜装置对不同条件下凝油在壁面上的黏附质量进行了测量,发现溶解在原油中的气体可明显减小凝油的黏附量,但是质量突增时对应的温度点没有改变;随后在油田现场开展了高含水集输管道注气实验,发现随着管道内气油比的增加,最低进间温度从29℃降低至26℃,表明气体的存在改善了原油的流动性;最后,以“壁面剪切应力=屈服应力×系数”为理论依据,建立了可用于分层流集输管道的黏壁温度计算模型,经验证模型应用效果良好。

泸州古隆起下三叠统嘉陵江组一段—嘉陵江组二段古油藏是四川盆地重要的原油资源,其中,嘉陵江组一段顶部滩相薄储层分布规律长期认识不清。基于岩芯、岩屑和测井资料,通过开展储层表征、储层成因分析和古地貌重建,明确了其平面展布规律。研究表明:1)储层以薄—中层鲕粒、生屑灰岩为主,粒内溶孔、铸模孔为主要储集空间,物性总体较差,但发育局部高孔渗层。2)准同生期大气淡水溶蚀是储层形成的主要动力,易发育颗粒滩沉积和遭受准同生岩溶的沉积古地貌高地是控制储层发育的关键。3)录井统计表明,嘉陵江组一段顶部颗粒岩厚度与地层厚度正相关,说明地层厚薄反映沉积古地貌高低,据此认为泸州古隆起核部、康滇古陆东缘和川中古隆南部这3个主要的地层增厚区是储层发育的有利区带。研究可供嘉陵江组古油藏勘探开发参考,也为国内外滩相薄储层展布研究提供实例。