基于改进BP神经网络的页岩吸附量预测模型

页岩吸附是受TOC(总有机碳质量分数)、Ro(镜质体反射率)、T(温度)和p(压力)等多重因素共同作用的复杂过程,常规的等温吸附模型无法对多因素同时作用及随机耦合的页岩吸附情况进行分析。为此,文中总结分析了影响页岩吸附能力的主要影响因素,通过遗传算法和核密度估计法改进了BP神经网络,利用试错法确定隐含层最优节点数为12,从而构建了吸附量预测模型。基于4个岩样、80组吸附实验数据,对BP网络进行训练和检验。其中:75组训练数据的预测相对误差处于±2%,平均相对误差为2.480%;5个检验组的预测相对误差处于±10%,平均相对误差为4.999%,预测值与实际值的相关系数为0.978 9。另外,利用正交试验分析了4个影响因素对吸附量的敏感性,发现其敏感性排序为pTTOCRo。实验结果表明,该模型具有较高预测精度,可用于分析多因素同时作用下的页岩吸附情况。     

页岩与煤岩等温吸附模型对比分析

采用Freundlich经验公式、Langmuir模型、扩展的Langmuir模型、Toth吸附模型和Langmuir-Freundlich吸附模型等5 种单组分模型对煤与页岩CH4吸附实验数据进行拟合,分别检验了实验数据的拟合程度。结果表明,无论是煤岩还是页岩,三参模型拟合度均高于二参模型。二参模型中,Langmuir 模型对煤岩与页岩拟合精度较高,约是Freundlich经验公式模型的8倍以上。三参模型拟合精度都很高,其中对于页岩来说,Langmuir-Freundlich模型在平均温度下的拟合度最好,扩展的Langmuir模型拟合度较差;对于煤岩来说恰恰相反,扩展的Langmuir模型拟合度最好,而Langmuir-Freundlich模型拟合度较差。总体来看,页岩与煤岩分别对Langmuir-Freundlich模型、扩展的Langmuir模型拟合最好,Freundlich经验公式拟合最差。研究结果对煤岩与页岩等温吸附模型的精确选择具有一定的指导意义。     

页岩储层微观孔隙结构特征

为了研究页岩储层的微观孔隙结构特征,应用场发射环境扫描电子显微镜观察了页岩表面纳米级孔隙微观形态,并通过低温氮吸附法测定了页岩的氮气吸附等温线,同时结合高压压汞实验对页岩储层孔隙结构进行了深入研究。研究结果表明：页岩储层孔隙处于纳米量级,孔隙类型可分为有机质纳米孔、黏土矿物粒间孔、岩石骨架矿物孔、古生物化石孔和微裂缝5种类型,其中有机质纳米孔和黏土矿物粒间孔发育最为广泛;页岩孔径分布复杂,既含有大量的中孔（2～50nm）,又含有一定量的微孔（<2nm）和大孔（>50nm）;孔径小于50nm的微孔和中孔提供了大部分比表面积和孔体积,是气体吸附和存储的主要场所;页岩阈压非常高,孔喉分选性好,连通性差,退汞效率低,中孔对气体渗流起明显贡献作用,微孔则主要起储集作用。     

甲烷在页岩上的吸附等温过程

为了从热力学角度研究页岩吸附甲烷的机理,通过容积法测定35,50和65℃时,0~12MPa下甲烷在页岩上的吸附等温线,采用考虑吸附相体积的修正Langmuir模型处理实验数据,并根据Clausius-Clapeyron方程和vant Hoff方程计算甲烷在页岩上吸附时的等量吸附热和极限吸附热。结果表明:甲烷在页岩上的吸附等温线具有Ⅰ型吸附等温线特征,修正Langmuir吸附模型较好地拟合了吸附数据,拟合的平均相对误差小于4.1%。根据等量吸附线计算的等量吸附热为11.67~16.62 kJ/mol,平均14.58 kJ/mol,说明页岩对甲烷的吸附为物理吸附,并且等量吸附热随甲烷吸附量的增大而非线性递减,表明页岩表面能量的不均匀性,甲烷分子优先吸附在页岩表面的高能吸附位。由vant Hoff方程计算甲烷在页岩上的极限吸附热为23.91 kJ/mol。     

异常高压碳酸盐岩油藏应力敏感实验评价——以滨里海盆地肯基亚克裂缝-孔隙型低渗透碳酸盐岩油藏为例

根据滨里海盆地肯基亚克盐下异常高压碳酸盐岩油藏储集层特征,制备人造岩心,研究基质岩心、不充填裂缝性岩心、半充填裂缝性岩心以及全充填裂缝性岩心的应力敏感特征.实验采取气测法,实验中首先逐级增加人造岩心样品围压,然后逐级降压,稳定后测定每个压力点的孔隙度和渗透率,以分析岩心的应力敏感性.结果表明,4种岩心应力敏感性由强到弱依次为:不充填裂缝性岩心、半充填裂缝性岩心、全充填裂缝性岩心、基质岩心.随着岩心裂缝充填程度降低,岩心渗透率的应力敏感性增强,渗透率恢复程度降低;随着压力的恢复,基质岩心和全充填裂缝性岩心孔隙度和渗透率恢复程度较高,岩心表现为弹塑性特征,而半充填和不充填裂缝性岩心孔隙度和渗透率恢复程度较低,表现为塑性特征;随围压的增加,孔隙度、渗透率变化呈现较好的指数变化规律.图9表6参20     

致密砂岩储集层渗透率预测修正方法

致密砂岩储集层孔喉细小、孔喉关系复杂,现有的渗透率预测模型常应用于常规砂岩或碳酸盐岩储集层,不能很好地预测致密砂岩储集层的渗透率。选取鄂尔多斯盆地长6—长8油层组的10块致密砂岩岩心,基于矿物分析和扫描电镜等实验,分析了样品的矿物组成与孔喉结构特征;基于高压压汞实验,对8类典型渗透率预测模型的特征参数进行了修正,建立了适用于致密砂岩储集层的渗透率预测修正方法,并对模型进行了优选与适应性评价。研究表明,修正的Pittman模型、Winland模型、Dastidar模型和K-T模型对致密砂岩储集层渗透率具有较好的预测效果;而修正的Purcell模型、Swanson模型、Thomeer模型和W-A模型的预测效果较差。     

利用高能气体压裂技术开采天然气水合物可行性分析

天然气水合物是一种新型洁净能源,其蕴藏量约为现有地球化石燃料含碳量总和的两倍,天然气水合物资源开发已经引起了全世界的关注.提出了先利用高能气体压裂技术对储层进行压裂后再结合电磁加热或降压法开采,或者利用加热法和降压法结合开采的思路,以期达到经济有效开采的目的.     

页岩等温吸附实验及实验误差分析

根据容积法对渝东南地区页岩样品进行吸附实验时发现，高温高压下吸附等温线出现异常，甚至产生负吸附现象。通过误差分析认为：容积法的直接测量量的不确定度在计算吸附量时会发生累积传播，使测量结果出现较大误差，引起吸附等温线异常。为此，笔者改进了传统容积法的实验流程，提出“一注多吸”容积法，并对吸附量进行不确定度评定。结果表明：改进的容积法可以显著降低测量结果的不确定度，30 ℃时，其平均相对误差为9.42%，远小于传统“一注一吸”容积法的50.84%。通过影响不确定度的因素分析发现，压力不确定度对传统容积法的测量结果影响最大，其次是温度；而对于改进的容积法，温度不确定度影响最大，其次是压力，体积、压缩因子的影响很小。随着压力的升高，温度、体积和压缩因子的影响均会逐渐增强。     

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文章通过室内物理模拟气体驱替岩心实验，从流体在低渗透多孔介质渗流机理出发，对所得实验数据进行处理，研究了一种确定低渗气藏气体渗流克林肯贝尔常数和非达西系数的新方法，并验证了气体在低渗气藏中的渗流存在滑脱现象，即克林肯贝尔效应，遵循非达西渗流规律。通过对实验数据进行回归分析，得到低渗气藏气体渗流克林肯贝尔常数大小与地层平均渗透率关系式，并绘制了求解低渗气藏气体渗流克林肯贝尔常数大小的理论图版。文章中所确定的克林肯贝尔常数和非达西系数数学表达式为建立气、水两相渗流数学模型、数值模型以及求解数值模型奠定了基础。     

涩北一号气田开发方案设计

以涩北一号气田精细描述资料为基础，对第3开发单元进行了数值模拟研究，并将储层非均质性从对渗透率非均质表征延伸到了对岩石与流体相互作用关系的表征。在历史拟合的基础上，充分考虑气井单井产能、不积液临界产气量和出砂压差，对不同采气速度下的单井进行配气，3种采气速度下的气田开发指标优化结果表明，涩北一号气田第3开发单元的合理采气速度为3．08％，对比相同采气速度下上返与合采方案的产水动态可以看出，合采方案的生产动态较好，稳产年限为18a。第3开发单元的生产动态历史拟合结果表明，基于气田描述地质模型的模拟计算结果与生产动态相吻合，表明气田地质模型较为可靠。