2022年, 第7卷, 第2期　
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  2021年度中国石油科学十佳论文发布

  . 2022, 7(2): 0-0.

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  桂北地区下寒武统清溪组海相页岩甲烷吸附特征与影响因素分析

  王海洲;刘鹏;李孝甫;张扬;张紫东

  . 2022, 7(2): 127-138.

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  通过对桂北地区猫儿山剖面下寒武统清溪组6个海相页岩和2个粉砂质泥岩样品的总有机碳含量(TOC)、矿物组成和高压甲烷等温吸附的测试,评价了桂北地区下寒武统清溪组海相页岩的甲烷吸附性能,探讨了该地区下寒武统清溪组海相页岩甲烷吸附性能的影响因素.实验结果显示,桂北地区猫儿山剖面下寒武统清溪组样品具有较高的TOC值,其平均值为6.57％.矿物组成特征表明,研究区样品中石英含量相对较高,其分布范围为42.3％～69.1％,是其主要组分.清溪组泥页岩样品也具有较高的黏土矿物含量,其分布范围在12.4％～32.7％之间,平均值为20.8％,是次要组分.其他矿物主要包括长石、云母和菱铁矿.通过线性拟合分析,研究区清溪组页岩甲烷最大绝对吸附量与TOC含量之间线性回归方程拟合的R2为0.8328,表明研究区页岩样品的TOC对甲烷最大绝对吸附量有着直接影响,甲烷吸附能力与TOC含量呈正相关.同时,TOC标准化处理后的甲烷最大绝对吸附量与黏土矿物之间也存在较好的正相关性.TOC含量为影响桂北地区猫儿山剖面下寒武统清溪组页岩甲烷吸附能力的主要因素,黏土矿物含量次之,影响相对较弱.此外,通过对比发现,相同TOC含量下,该地区清溪组页岩的最大吸附量与四川盆地龙马溪组页岩基本一致,表明研究区清溪组页岩具有与龙马溪组页岩相似的甲烷吸附性能.
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  桂中坳陷北部下石炭统鹿寨组一段页岩气成藏条件与资源潜力评价

  覃英伦;雷雨;蒋恕;张仁;张鲁川;岑文攀;卢炳雄

  . 2022, 7(2): 139-154.

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  为明确桂中坳陷北部下石炭统鹿寨组一段成藏条件,评价区块资源潜力,利用录井、地震、实验测试等手段,系统分析页岩气成藏地质特征,并采用静态法对研究区页岩气资源量进行计算.研究表明:鹿寨组一段页岩有机质丰度中等(TOC含量在0.49％～5.15％)、类型好(有机质类型为II1～II2型)、热演化程度适中(热成熟度在2.2％～2.9％);储层脆性指数高(51％～94％),物性条件较好(孔隙度在3.12％～5.02％,渗透率在0.0005～0.161 mD),孔径多小于400 nm;储层孔隙类型以有机质孔和溶蚀孔为主,孔隙比表面积以微孔贡献为主,孔体积则主要由微孔和介孔贡献,微孔发育主控因素包括TOC和黏土矿物,而介孔发育主控因数为黏土矿物;现场总含气量平均1.73 m3/t,甲烷含量高达95％,为高热值干气;甲烷等温吸附绝对吸附量在1.07～3.67 m3/t,页岩吸附能力强;研究区页岩气藏埋藏深度多在1000～3000 m,顶板黄金组和底板尧云岭组岩性以(泥质)灰岩为主,岩性致密,累计厚度分别可达720 m和490 m,区内逆冲断层封堵性好,构造变形程度较低,岩浆活动较弱,温泉水循环深度多在800～1000 m,水文地质开启程度低.研究区沙坪复向斜页岩气地质资源量为255.2×108 m3,技术可采资源量为38.3×108 m3,技术可采资源丰度0.45×108 m3/km2.结论认为,桂中坳陷北部残留向斜核部鹿寨组一段页岩生烃基础较优越、储集空间发育、含气性高、保存条件较好、埋深适中及资源丰度较高,是页岩气勘探开发有利目标.
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  涠西南凹陷A洼及周缘含油构造油藏地球化学性质及成藏特征

  满勇;魏琳;邓勇;李文龙;胡德胜;马潇潇;尹嘉

  . 2022, 7(2): 155-173.

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  通过对北部湾盆地涠西南凹陷A洼及其周缘区域不同井典型原油样品的地球化学特征进行分析,将原油划分为3类:Ⅰ类原油为重质油,碳同位素轻,4-甲基甾烷丰度低,成熟度低;ⅡI类原油为轻质油,碳同位素重,4-甲基甾烷丰度高,成熟度高;II类原油整体地球化学特征介于两者之间.涠西南A洼主体原油为II类和ⅡI类原油.烃源岩地球化学特征对比结果表明,涠西南凹陷发育上中下3套烃源岩.上源岩沉积环境偏氧化,以藻类生源为主,有一定的陆源高等植物贡献;中源岩沉积环境偏氧化,陆源高等植物输入增多;下源岩沉积环境为弱还原+弱氧化,4-甲基甾烷含量高,藻类勃发.精细的油源对比结果表明:Ⅰ类和II类原油来源于上源岩,ⅡI类原油来源于下源岩.结合成藏期次和输导体系综合分析,可知I类原油为上源岩第一期早期充注,通过砂体垂向运移至烃源岩上覆砂体成藏,II类原油为上源岩第二期早期充注,通过断裂和砂体近距离运移至A洼周缘浅层圈闭成藏,III类原油为下源岩晚期充注,通过构造脊和层间断层远距离侧向运移后聚集.该研究成果对北部湾盆地涠西南凹陷A洼的油气勘探突破具有一定的指导意义.
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  稠油热复合开发提高采收率技术现状与趋势

  刘慧卿;东晓虎

  . 2022, 7(2): 174-184.

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  热复合开发是实现难采稠油油藏高效开发与蒸汽热采开发后期稠油油藏提高采收率的主要技术,目前已在国内外各稠油油田开展了大量矿场试验.本文立足于稠油油藏的高效热采开发目标,分析了当前稠油油藏蒸汽热采开发后期面临的主要技术问题,阐述了3种典型的稠油热复合开发提高采收率技术,包括蒸汽—非凝析气、蒸汽—化学剂及蒸汽—溶剂复合技术,总结了不同热复合技术的作用机理及应用效果.结合当前的国内外技术发展动态,提出了热复合开发技术应用过程中的适应性筛选,展望了热复合开发技术的发展趋势,分析了现阶段的稠油开发新技术,以期促进对稠油油藏全生命周期的大规模热采高效开发.
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  变黏滑溜水性能评价及吉木萨尔页岩油藏矿场应用

  梁天博;苏航;昝晶鸽;柏浩;赵龙昊;姚二冬;周福建

  . 2022, 7(2): 185-195.

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  非常规油气储层需要大规模压裂改造形成复杂裂缝网络从而实现经济开发的目的.滑溜水是该领域应用最为广泛的压裂液体系,但其黏度低,携砂性能差,砂堵风险高.变黏滑溜水可有效解决以上问题,该体系通过浓度的变化,即可实现低黏和高黏的转换,在简化施工工艺与降低降阻剂用量的同时,能够有效降低管路摩阻损失,增加压裂液携砂效率与压裂液体效率.通过流变性能评价、室内降阻性能测试及室内悬砂等一系列性能评价实验,以常规滑溜水作对比分析,对变黏滑溜水的降阻及携砂性能进行了评价.室内实验表明:通过控制降阻剂的浓度,可实现大范围连续变黏的效果.0.6wt％及以上浓度的变黏滑溜水在高剪切状态下仍可保持50 mPa·s以上黏度,而在0.1wt％浓度下的变黏滑溜水与常规滑溜水区别较小,均低于5 mPa·s.0.1wt％的变黏滑溜水管内流速达到11 m/s以上,降阻率可达到77.5％,与常规滑溜水表现相近.0.6wt％的变黏滑溜水管内流速达到10 m/s以上,降阻率可达到60％以上.相比同浓度常规滑溜水,其室内悬砂实验没有明显的砂堤形成且砂粒较为均匀的填充至整个裂缝,携砂能力显著提升.吉木萨尔页岩油储层应用效果显示,使用变黏滑溜水体系的压裂试验井降阻率最高可达81％,改造后增产效果显著,最高日产油接近90 t/d,80天累产油高达4000 t,最高为常规压裂液体系施工井产量的4倍,应用效果良好.
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  颗粒与纤维在水力裂缝内封堵机理的可视化实验研究

  刘颖;杨晨;史涛

  . 2022, 7(2): 196-203.

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  水力压裂过程中为了提高缝网的复杂程度,常在压裂过程中注入可降解的纤维和颗粒,通过对已有裂缝的暂时封堵迫使新裂缝开启并在延伸过程中转向.但是由于目前对纤维与颗粒在水力裂缝内的封堵形成机理仍不明确,制约了暂堵转向压裂效果的进一步提升.因此,本文建立了水力裂缝内封堵的可视化实验系统,对纤维与颗粒在5 mm宽裂缝内的封堵过程进行了直接观测.实验发现封堵过程起始于纤维在裂缝壁面上的吸附,吸附的纤维不断聚集形成封堵带,封堵带膨胀到一定程度后开始捕捉流过的颗粒并填充到纤维的孔隙中,封堵带在扩张的同时变得均匀密实,从而加速了封堵形成过程,最终形成全面封堵.实验结果说明纤维开启了封堵过程,仅仅依靠2 mm粒径的颗粒是无法形成封堵的,但是颗粒可以在封堵后期大幅度加快封堵进程并承担缝内的压差,因此建议在实际的暂堵过程中应该先加入纤维,待到压力明显升高后再加入颗粒.最后,分别固定颗粒和纤维的浓度为1％,考察了另一组分浓度变化时5 mm宽裂缝中的封堵表现,发现封堵形成时间随着暂堵剂浓度的增加而减少,但是当纤维和颗粒的浓度高于1.0％时,其浓度的提高对封堵效率的影响变得十分有限.因此,综合考虑封堵效率和材料成本,对于5 mm宽的水力裂缝,颗粒和纤维的最优质量浓度建议均取为1.0％.
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  低渗孔隙型碳酸盐岩油藏储层改造适应性及优化设计

  杨菁;刘辉;宁超众

  . 2022, 7(2): 204-212.

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  中东地区低渗孔隙型碳酸盐岩油藏开发潜力巨大,但其储层物性差,渗流能力低,压裂改造是解锁其商业潜能的关键手段,对达成中国石油"高速开采、快速回收"的开发目标具有重要意义.本文针对该类油藏压裂改造方式不明确,改造后单井产能差异较大等开发难题,开展了基于物模实验的合理储层改造方式论证和基于数模模拟的改造方式优化设计.通过真三轴物理模拟实验验证了低渗孔隙型碳酸盐岩储层压裂的可行性,明确了胍胶和滑溜水在压裂裂缝形态上的差异性.使用井下全直径岩心制作岩板,基于支撑剂导流能力实验确定了最佳支撑剂粒径和配比.基于中东某油田S油藏测井数据,建立了典型的地质力学模型和数值模拟模型,以净现值为目标,优化了低渗孔隙型碳酸盐岩压裂施工参数并形成配套施工工艺.研究结果表明:对于天然裂缝不发育或发育较少的低渗孔隙型碳酸盐岩储层,可使用水力加砂压裂进行储层改造,室内岩心压裂改造实验显示,利用滑溜水和胍胶的混合压裂液可形成相对复杂的裂缝形态.相同闭合压力下,支撑剂粒径越大,相应的导流能力越大.70～140目粒径支撑剂在30 MPa闭合压力下其导流能力不足3 D·cm.对于S油藏,当压裂段数为6段、射孔簇数为4簇、每段压裂液340 m3、每段支撑剂50 m3时,压裂效果最好.现场应用结果显示压裂效果良好.该研究成果对中东低渗孔隙型碳酸盐岩油藏经济高效开发具有一定的指导意义.
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  精细化壁面重构下的酸蚀裂缝导流能力研究

  张雄;李春月;周舟;刘雨晴;周博成;考佳玮

  . 2022, 7(2): 213-221.

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  酸化压裂是碳酸盐岩储层开采的主要手段,利用酸液对裂缝壁面的非均匀溶蚀,在裂缝壁面形成沟糟状刻蚀,这样形成的酸蚀裂缝在闭合压力作用下仍具有一定的导流能力,最终达到改善渗流条件、油气增产的目的.酸压后的裂缝导流能力是酸压效果的重要评价指标,因此对于裂缝导流能力的研究至关重要,酸蚀后的裂缝壁面形态以及支撑体的高度是计算酸蚀裂缝导流能力重要影响因素,它有助于预测酸蚀裂缝导流能力和评价酸蚀效果.利用原始高度数据绘制的壁面形貌图不能准确地重构真正的酸蚀形态,原始获得支撑体高度的方法也有误差,因此需要寻找一种能准确地重构酸蚀裂缝壁面形态获得支撑体高度的方法.通过空间插值的方法精细化重构裂缝壁面可以大幅度提高裂缝壁面支撑体高度数据的精度,并且有效修补在扫描获取初始数据时由于技术原因缺失的高度数据.本文主要考虑了不同酸蚀裂缝壁面岩石力学形态参数以及力学性质的非均一性,建立了基于支撑体高度的酸蚀裂缝导流能力的模型,通过裂缝壁面精细化重构插值得到了其中关键参数壁面高度相关数据,精确化确定模型参数,以获得最佳分析结果;将精确化得到的数据应用到裂缝导流能力模型中,同时进行了不同时间下的酸蚀导流系列实验,将碳酸盐岩岩样过酸后进行导流能力测试,获得不同酸蚀时间下的裂缝导流能力,将实验所得裂缝导流能力数据与模型获得的数据对比后证明了此模型可以更为准确的表现出裂缝导流能力的变化,并且通过数据结果得到了在一定闭合压力下的最佳酸蚀时间范围,论证了利用不规则网格插值方法在裂缝导流能力研究中应用的可行性和适应性.
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  含夹层气顶底水油藏开发技术对策

  戴建文;冯沙沙;李伟;谢明英;柴愈坤

  . 2022, 7(2): 222-228.

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  气顶底水油藏在开发过程中面临气窜、水窜的风险,夹层发育可以延长单井无气、无水采油期,控制含水上升速度,提高油藏采收率,因此"寻夹避窜"为此类油藏高效开发的关键.Z油藏为典型的气顶强底水油藏,具有统一的油气界面及油水界面,该油藏中部连续分布具有一定渗透性的夹层,且位于夹层上下的储层物性差异较大.本文应用油藏数值模拟技术,研究了夹层对于开发指标的影响以及Z油藏的开发技术对策,创新性地提出了采用"划层系、分区域"的开发策略和先底部采油后边部采油的开发方式,即以夹层为界限将油藏分为两套层系、三个区域,其中层系Ⅰ按照气顶底水油藏进行开发并且尽量避免油气同采,层系Ⅱ按照强底水油藏进行开发,紧贴夹层底部布井.研究认为:在夹层底部布井可极大程度减少产气量以抑制气窜,但是在气顶区域布井不能阻碍油侵气顶的发生.综合考虑油藏采收率和初期产量贡献,推荐先底部采油后边部采油的开发方式.底部油藏最优布井数量为4口,单井最优配产1500 m3/d,边部油藏最优布井数量为2口,单井最优配产100 m3/d.
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  我国油井管国产化技术进展及展望

  冯耀荣;李鹤林;韩礼红;张忠铧;张传友;成海涛;白真权;田研;石晓霞;谢俊峰;乐宏;郑明科

  . 2022, 7(2): 229-241.

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  综述了我国油井管国产化技术的主要进展,提出了油井管的发展方向.针对我国油井管大量进口、产品质量性能低、油井管质量基础设施(包括石油专用螺纹计量、标准化、认证认可、检验检测)不健全,难以满足石油勘探开发需求等瓶颈和技术难题,石油工业和冶金工业历时30余年联合攻关,创立了"石油管工程"新学科,建立了油井管国产化理论技术体系;开发了超纯净钢冶炼、三辊高精度高效连轧、高均匀性热处理、特殊材料新钢种设计、成分—组织—性能—工艺综合调控、特殊螺纹连接设计与加工等成套技术,打破国外垄断,开发了10大类60余种高端油井管新产品,年产量达到500万t,基本实现了油井管的全面国产化与工业化应用并大量出口;构建了我国石油专用螺纹计量、标准化、认证认可、检验检测等油井管质量基础设施,有效支撑了油井管的国产化和大批量工业化应用.使我国油井管生产制造及配套技术实现了重大跨越,产生了重大经济效益和显著社会效益.面对我国油气工业发展的新形势和新挑战,特别是超深、非常规、海洋油气开发、煤炭地下气化、页岩油原位转化、天然气水合物开采等复杂力学—化学工况条件,以及确保油气井长期安全可靠与经济生产需求,应持续创新,实现我国油井管关键核心技术自立自强,支撑保障油气工业健康发展,引领油气工业和相关产业技术进步.
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  基于红外热成像的LNG接收站关键设施漏冷缺陷智能监测方法

  胡瑾秋;董绍华;徐康凯;郭海涛;闫雨曦

  . 2022, 7(2): 242-251.

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  LNG接收站的红外热成像监测具有关键设施体积大、场地情况复杂等特点,对红外热成像的数据清洗、漏冷缺陷识别与定位等提出了更高的要求.运用红外热成像技术对LNG接收站关键设施监测,可以表征设备运行状态与表面温度的对应关系,同时传递LNG接收站关键设施当前的运行信息或故障情况,对LNG场站设施的早期泄漏监测预警具有重要意义.针对红外热成像监测技术在液化天然气(LNG)接收站应用过程中易出现的问题,本文提出融合数据清洗、漏冷缺陷监测及智能识别的LNG接收站关键设施漏冷缺陷智能监测方法.首先建立了基于方向梯度直方图与支持向量机(Histogram of Oriented Gradients,HOG;Support Vector Machine,SVM)相结合的红外热成像监测数据清洗方法,能够准确识别异物闯入镜头视野的视频帧,并标定为异常,减少异常物体对监测过程的干扰,清洗准确率在95％以上.进一步针对LNG接收站关键设施异常数据极少导致异常识别误判和不及时、红外监测易受到周边环境影响的问题,提出了基于卷积神经网络的异常监测方法.经过比对分析,本文提出的方法可以去除边界设置的限制,有效识别人员进入监测画面不同程度的场景,通过学习同类设施的某一设施的异常,从而较为准确的识别出同类设施中另一设施的异常.选取储罐作为研究对象,构建特定的卷积神经网络,通过训练历史数据,进而识别出储罐异常时刻.优势在于在同类设施的不同个体间具有很好的学习性,且识别准确率最高可达99％.
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  功能梯度材料输流管结构振动分析和临界流速

  陈严飞;高莫狄;胡东;宗优;刘宇;冯玮

  . 2022, 7(2): 252-260.

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  输流管道常用于石油天然气行业中,管内流速过高会引发结构失稳,掌握输流管道临界流速的计算方法至关重要.实际工程中输流管道经常受到热荷载的作用,比如加热输送的原油管道和供暖管道等.热荷载作用下的输流管道受到额外的轴力,其自然振动频率及临界流速与普通输流管道存在一定的差异.基于哈密顿原理推导得到热荷载作用下两端支承输流管道的振动偏微分方程,通过分离变量将方程简化为一元四次齐次常微分方程,并根据临界流速条件求得其通解,给出了适用不同边界条件的输流管道临界流速解析表达式.基于算例分析了不同边界条件下线性热应力和非线性热应力对输流管道临界流速的影响,并与微分求积计算方法的结果进行对比,验证了给出的解析计算方法的准确性.研究表明相对于微分求积法,提出的解析方法计算更加简单,准确性更高,可以更方便的得到输流管系统的临界流速值,有利于指导工程实践;线性热应力和非线性热应力作用下的输流管系统的临界流速均随着热荷载的增加而降低,且下降速度越来越快;同等情况下非线性热应力作用下临界流速大于线性热应力作用下的临界流速,且随着热荷载的增加,两者间的差距逐渐增大;对比边界条件发现,固定边界条件能够承受的热荷载最大,因此对热荷载作用下输流管系统施加固定边界条件有利于提高系统的稳定性.本文提出的热荷载作用下输流管道临界流速的解析方法在工程现场可以方便快速地得到准确的临界流速,为热荷载作用下输流管道系统的设计和安全评价提了参考依据.
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  基于移动设备位置数据的油气管道第三方破坏行为识别研究

  张行;凌嘉瞳;刘思敏;董绍华

  . 2022, 7(2): 261-269.

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  管道第三方破坏是长输油气管道面临的主要风险之一,第三方破坏活动极强的随机性与不确定性使得相应的防范工作变得非常困难.针对目前人工巡线,光纤振动监测,无人机巡线等安全预警技术存在预警不及时、误报、漏报等问题,结合易获取的具有时空序列的手机位置数据,本文建立了基于手机位置数据的管道第三方破坏行为识别模型.首先,通过将手机位置信息进行预处理,获取更准确的目标管线附近的第三方活动位置信息,根据位置数据的密度在空间层上对轨迹点进行聚类分析,提出一种基于时空聚类的停留点识别方法;结合停留点位置关键特征对其进行语义标记,并基于TF-IDF规则对停留点异常程度进行计算,准确提取出管道监控范围内异常停留点;然后通过对第三方轨迹进行提取与分段,结合轨迹位置特征完成停留点所在轨迹的邻域搜索,根据速度、加速度、转角等多个轨迹移动特征计算近邻轨迹分段的行为差异度;最后基于管道风险特征与第三方人员的行为特征构建管道第三方破坏行为决策树模型,深入分析各类特征与第三方破坏活动类型的相关性,实现管道附近第三方破坏行为类别判断.通过搜集的第三方历史特征数据集进行训练测试,本文建立的识别模型准确率为90.9％,且对某长输管段附近30天内的移动设备信息进行处理,依据获得的53994条有效数据对附近第三方活动异常行为进行监测,结果表明该模型可准确识别出轨迹中的异常行为,有助于及时发现第三方管道破坏行动,为智能防范管道第三方破坏维护管道完整性提供了有效依据.
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  全面风险管理对油气企业经营绩效的影响

  李鹏飞;唐旭;姜钰卿;丁聿

  . 2022, 7(2): 270-280.

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  随着全球气候问题应对措施推进,已有超120个国家和地区提出了碳达峰碳中和(以下简称"双碳")目标,全球能源转型进程加速,以传统油气业务为主的油气企业面临多重环保监管和碳减排压力,低碳转型战略受到广泛关注."双碳"目标的提出使得我国油气企业在转型过程中不仅要努力进行碳减排助力"双碳"目标的实现,同时还要兼顾企业自身绩效.全面风险管理作为油气企业经营生产过程中的一环,承担着为油气企业快速发展保驾护航的重要任务,但其对油气企业绩效的影响常常被忽视.同时,现有的全面风险管理研究主要集中于金融和保险领域,而油气领域全面风险管理研究还未得到足够的重视.此外,经济、科技和社会发展带来了许多新的风险,油气企业传统风险管理正逐渐显示出其不足之处,很难满足现有风险管理的需求.本研究以23家国有油气企业为研究对象,构建了油气行业全面风险管理评价体系,采用DEA-Malmquist指数法测度油气行业绩效,在此基础上采用固定效应回归模型和门槛效应回归模型探究全面风险管理对油气企业经营绩效的影响.研究发现全面风险管理对于油气企业绩效具有显著的提升作用,但企业间的风险管理情况差异较大.具体而言,中国石油、上海石化、中海油服、中国石化和中化国际5家企业全面风险管理实施情况处于行业较高水平,大庆华科、岳阳兴长、陕西建工处于行业较低水平.进一步分析显示全面风险管理主要通过改善技术进步效率促进油气企业经营绩效提高;相反通过规模效率抑制综合技术效率的提升进而阻碍企业绩效增长.其中,全面风险管理对于规模效率的"滞后效应"是主要原因.未来油气企业需根据自身实际进一步实施全面风险管理工作,建立与自身管理制度相契合的全面风险管理体系.