基于BP神经网络原理的人造岩心配比设计模型

利用人造岩心模拟已知物性参数的地层条件来替代天然岩心,已成为天然岩心存量较少条件下石油开发室内研究的一种趋势。通过综合全面地考虑人造岩心物性参数的影响因素,制定人造岩心配比设计正交方案,制备人造岩心,测试物性参数,分析预考虑影响因素与物性参数的关系;采用灰色关联法,明确岩心孔隙度、渗透率、粒度中值的主要控制参数,进一步分析和判断预考虑影响因素的合理性;基于影响因素分析结果、实验数据、BP神经网络原理,建立人造岩心配比设计数学模型。结果表明,预考虑影响因素的全面性和影响因素数据化、定量化是建立模型的基础。影响人造岩心物性参数的影响因素主要有砂型配比、胶结物加量、压制压力和加压时间等。其中,胶结剂加量和压制压力对孔隙度影响程度大;粒径为0.224数0.45 mm石英砂加量对渗透率影响最大;0.154数0.28 mm石英砂加量对粒度中值影响最大;0.074数0.18 mm石英砂加量对孔隙度、渗透率和粒度中值的影响最弱。由配比设计模型计算岩心制备加量,根据计算结果制备的人造岩心物性参数测试值与期望值的总体相对误差小于10%。该方法可用于指导定制物性参数模拟误差小的人造岩心。图9表2参15     

低温固化阻水透油防砂材料的室内研究

针对浅层低温地层出砂和油井采出液高含水的问题,开展低温固化阻水透油防砂材料室内研究。将石英砂、环氧树脂、相对渗透率调节剂等通过共混工艺制备了一种低温固化阻水透油防砂材料,利用FT-IR、热重、扫描电子显微镜等分析了防砂材料及其人造岩心的固化机理、热稳定性、微观形貌等,通过岩心驱替装置考察了人造岩心的抗压强度和水/油相渗透率。实验结果表明,含有30%相对渗透率调节剂的防砂材料在低温(30～70℃)条件下,固化形成的人造岩心抗压强度达到4.22 MPa以上;同时,相对渗透率调节剂加量为30%的人造岩心的水相渗透率和油相渗透率分别为963×10^-3和5513×10^-3μm²,表现出优异的阻水透油性。所合成的防砂材料在低温(30～70℃)条件下能满足低温浅层井的防砂阻水的要求。     

人造岩心的研制及渗透率影响因素研究

本文研究了胶结法制备人造岩心的研制方法。采用石英砂与环氧树脂压制胶结法制备的人造岩心模拟天然岩心,对渗透率、孔隙度模拟度高,具有良好的实验重复性,能够很好地进行化学剂岩心驱油试验评价。制备中对胶结物的配比、石英砂的砂型粒度、压制压力、胶结物占石英砂的比例含量、固化时间等进行试验调整,发现石英砂的砂型粒度、压制压力、胶结物的比例含量是影响渗透率的主要因素。     

人造岩心制备技术研究

文章从人造岩心结构、成分、配方、工艺方面进行了研究,建立了石英砂粒度中值与渗透率的关系曲线、粘土矿物的添加方法以及不同润湿性人造岩心制备,对石英砂粒径的配比、温度、压力、时间和胶结物含量对孔、渗的影响因素进行了分析,确立了在不同压力、温度和不同石英砂配比下制备人造岩心的技术.     

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     

Nankai海槽天然气水合物储集层的渗透率评价

已经研究出各种方法来评价储集层渗透率。一种常用的方法就是在实验室测量岩心渗透率，并用这个岩心渗透率作为其他渗透率值（可从当地经验关系式、地层压力测试、磁共振和地球化学测井推导出）的一个标准。 使用天然气水合物作为一种替代能源的最新进展增添了人们了解含水合物储集层及其有关渗透率的兴趣。天然气水合物是冰状固体物质，是在低温高压环境下形成的水和天然气的化合物，通常能在深海环境中的浅部沉积层和北极地区的永冻层下部发现。 迄今为止许多天然气水合物勘探一直是在深海环境中的浅部未固结沉积层中。评价未固结沉积层中的渗透率和有关天然气水合物稳定性的边界问题都提出了一系列独特的困难。实验室岩心渗透率测量困难，因为岩石通常太疏松以至不能保持孔隙空间的完整。而且，由于水合物是一种具有最小固有渗透率的固体，几乎所有的初始储集层渗透率是与非水合物孔隙空间有关。因此，任何渗透率测量都需要考虑地层天然气水合物稳定的压力、温度标准，确保水合物不会开始分解为水和天然气。 在本文中作者评述了推导Nankai海槽浅部含天然气水合物地层渗透率的几种方法。已经在该地层采集了大量的测井和岩心资料。讨论的关键问题是：一些独特的岩心实验，过套管电缆地层压力测试的使用，由电缆测井资料求出渗透率。     

一种多重孔隙结构人造岩心的制备新方法及其应用

制备已知孔隙结构的人造岩心是实验研究多重孔隙结构岩石物理性质的基础。通过前期大量试验,筛选确定了一种制备多重孔隙结构人造岩心的新方法。该方法采用天然岩屑颗粒作为岩心骨架,环氧树脂胶结剂作为固结材料,岩屑颗粒间形成粒间孔隙。制备岩心时,在岩心骨架中嵌入易溶于水的无机盐颗粒(如NaCl颗粒)和与强酸或强碱反应的金属薄片(如铝箔片、薄铁片);岩心固结成形后,分别采用蒸馏水、与金属薄片反应但不与岩屑颗粒反应的酸或碱液淋滤岩心,将嵌在骨架中的无机盐颗粒和金属薄片溶蚀,形成中空的溶孔和裂隙;并通过实验确定了骨架中无机盐颗粒和金属薄片完全溶蚀的判断方法。实验证明该多重孔隙结构人造岩心的制备方法能够定量控制岩心的裂隙和溶孔参数;制备出的人造岩心可为测试研究多重孔隙结构岩石的微观渗流机理、声波特性、电特性等提供实验岩心。     

Nankai断槽天然气水合物储层的渗透率估算

估算储层渗透率的各种技术已得到了较大发展。常用的方法是在实验室里测量岩心渗透率，用这个渗透率作为其它方法测量值的参考，诸如地区经验公式、地层压力测试、核磁共振测井和地球化学测井等。近几年来，天然气水合物作为一种可选择能源的利用已经有所发展，这增加了人们对含气水合物储层及其渗透率方面的研究兴趣。天然气水合物是像冰一样的固体物，是水和天然气在高压、低温的环境下形成的混合物。天然气水合物往往发现于深海的浅层沉积和北极地区的永冻层之下。到现在为止，许多天然气水合物勘探都是在深海浅层疏松的沉积岩中进行的。疏松沉积岩再加上天然气水合物稳定性的极限条件，这给渗透率估算提出了一系列独特的挑战。由于岩石通常太疏松以至于无法完整地保持孔隙空间，所以在实验室里测量岩心渗透率是困难的。除此之外，由于水合物本身的渗透率极小，几乎所有的储层原状渗透率都与非水合物孔隙空间有关。因此，任何对天然气水合物渗透率的测量，都需要考虑保持天然气水合物稳定性的原有压力和温度条件，并确信水合物中的水和天然气成分没有开始分解。在这篇文章中，作者回顾了用大量测井曲线和岩心数据资料推导出在Nankai断槽浅海中含气水合物地层渗透率的方法。讨论的关键问题是一些独一无二的岩心实验、在套管中的地层压力测试以及从测井资料中推导出的渗透率公式。     

CONTRAST OF THE BASIC CHARACTERISTICS BETWEEN THE ARTIFICIAL AND NATIVE CORES OF SANDSTONE

为评价砂岩人造岩心与天然岩心在岩性、物性、渗透性、孔隙和敏感特性等方面的区别,进行了X衍射、普通薄片、扫描电镜、铸体薄片、压汞法、敏感性分析等实验.结果表明:通过X衍射分析得到的人造岩心岩性参数和镜下观察到的矿物与天然岩心岩性矿物类型相同,含量接近;人造岩心和天然岩心的渗透率、孔隙度等主要物性参数和汞饱和度、平均孔隙半径、分选系数、结构系数等孔隙参数均接近;人造岩心与天然岩心颗粒大小、岩石结构、孔喉分布及孔隙与喉道连通关系比较接近;人造岩心和天然岩心均无速敏现象,水敏指数均为50％～ 70％,属于中等偏强水敏.研制的砂岩人造岩心具有天然岩心的特性,且外观完好.     

基于X-CT扫描的石油地质岩心储层渗透率估算

渗透率估算可以为石油地质岩心储层渗流能力分析提供数据支撑，为提高石油地质岩心储层的渗流能力，提出了基于X-CT扫描的石油地质岩心储层渗透率估算方法。根据油在两相共渗区的渗透率与水在两相共渗区的渗透率之比，引入Buckley-Leverett方程，计算岩心储层水驱油的分流率，利用X-CT扫描技术，扫描石油地质岩心的分布情况，计算出岩心储层含水饱和度。基于渗透区在井眼与地层之间出现的流体流动现象，计算出岩心储层中泥浆的体积模量和地层的剪切模量，利用斯通利波时差实测值与弹性斯通利波时差之间的差值，计算流体移动指数。根据等效孔隙度与流体移动指数之间的相关性和等效孔隙度与渗透率的相关性，估算出石油地质岩心储层的渗透率。实验结果表明该方法的估算精度可达到90%以上，对估算石油地质岩心储层渗透率具有重要意义。     

不同饱和度水合物沉积物的三轴加载渗透率试验

水合物沉积层的渗透率是影响天然气水合物开采效率的重要物性参数之一,为了探讨在天然气水合物开发过程中有效体积应力和水合物饱和度变化对含水合物沉积层渗透率的影响规律,选取天然粉砂土作为沉积物骨架,进行了不同饱和度水合物沉积物的三轴加载渗透率试验。结果表明:(1)当水合物饱和度恒定时,水合物沉积物的渗透率与有效体积应力呈负指数曲线变化规律,且曲线的斜率随着有效体积应力的增加由大变小;(2)在一定的有效体积应力条件下,水合物沉积物的渗透率随水合物饱和度亦呈指数递减规律变化;(3)有效体积应力和水合物饱和度变化对水合物沉积物渗透率的影响表现为非独立性,即随着前者的增大,后者对水合物沉积物渗透率的影响减弱,而随着后者的增加,前者对水合物沉积物渗透率的影响也减小。由此提出了有效体积应力和水合物饱和度对水合物沉积物渗透率的影响机理,即前者对渗透率的影响在于其对渗流通道的压缩作用,而后者对渗透率的影响则在于水合物对渗流通道的堵塞作用。     

基于分形孔隙模型的含天然气水合物沉积物电阻率数值模拟

电阻率法是确定天然气水合物(以下简称水合物)饱和度的重要方法,通过数值模拟可以有效研究含水合物沉积物的电阻率特性,但过去构建的孔隙模型由于约束条件较少,而与实际的孔隙结构存在着较大的差异。为此,基于自然界沉积物具有自相似特征,选定地毯总边长为3和颗粒边长为1的谢尔宾斯基地毯作为沉积物的分形孔隙模型,根据等效电阻网络模式建立了含水合物沉积物的电导模型,并利用上述模型分析了孔隙度、孔隙水电导率、沉积物骨架电导率等因素对含水合物沉积物电阻率与水合物饱和度关系的影响。研究结果表明:(1)含水合物沉积物的电阻率可以表示为孔隙度、面积比、微观结构尺寸、孔隙水电导度、沉积物骨架电导率及经验参数的函数;(2)孔隙水电导率和孔隙度的减小都会导致沉积物电阻率的增大;(3)含水合物沉积物的电阻率随水合物饱和度的增大而增大;(4)在高水合物饱和度范围内,含水合物沉积物的电阻率随沉积物颗粒骨架电导率的增大而明显减小。结论认为:在一定的水合物饱和度范围内,该分形孔隙模型计算结果与实验数据和测井数据都能较好地吻合,准确度较高。     

Physical simulation of fluid flow and production performance in extra-low permeability porous media

For extra-low permeability reservoirs, with a permeability of about 0.3x 10-3 μm2, fluid flow and production performance in cores were studied. A long core holder with a multi-location piezometrie measurement was specially designed. An artificial long core, about 700 mm long and with a cross section of 45mmx45mm, was used. In the experiment, pressure distribution along the core can be measured in real time. Single phase flow in the core was investigated. Different modes of production in long cores were also simulated including natural depletion, water flooding, and advanced water flooding. Through physical simulation, flow parameters were collected and production characteristics in extra-low permeability cores were studied. From experimental results, it can be seen that fluid flow in extra-low permeability cores is different from that in high permeability cores. Transmission of pressure in extra-low permeability cores is very slow, and it needs a long time for the pressure to become stable. The distribution curve of pressure along the core is nonlinear and the production rate in extra-low permeability reservoirs decreases sharply.The development effects of different production modes in extra-low permeability cores were compared with one another. Among the production modes, advanced water flooding has much potential for effective development of extra-low permeability reservoirs. Natural depletion and conventional water flooding can also be used in early production periods. In addition, the countermeasures and some ideas especially for the potential development of extra-low permeability reservoirs are suggested.     

石英砂中甲烷水合物渗透率实验与模型验证

多孔介质渗透率是影响天然气水合物开采的重要物理参数,目前研究该参数所采用的测试手段和多孔介质差别很大,没有形成较为公认的实验手段和测量结果。为此,研制了含甲烷水合物多孔介质渗透率一维测试装置,利用该装置合成甲烷水合物,并在稳定流态条件下测量流入液态水的流体流量和压差;基于达西定律的基本原理,采用稳态法注水计算了30~40目石英砂中甲烷水合物体系的渗透率。结果表明:(1)该装置可以在稳定压力、温度的条件下,获得稳定流体流量和压差,满足达西定律的基本条件,进而计算出渗透率;(2)该装置可在渗透率试验中有效控制甲烷水合物饱和度,保证了含甲烷水合物石英砂渗透率测量的可靠性和可重复性;(3)甲烷水合物晶体在孔隙中心形成并逐渐生长,占据孔隙空间并阻碍流动通道,液相有效渗透率随甲烷水合物饱和度的增加而迅速降低;(4)Masuda模型、Dai模型和Li模型渗透率参数值分别为13.0、7.0和4.0时,其计算的渗透率与实验结果吻合良好。结论认为,该研究成果为含甲烷水合物的多孔介质中流体渗透率的量化,提供了实验数据和理论计算依据。     

Physical simulation of fluid low and production performance in extra-low permeability porous media

For extra-low permeability reservoirs,with a permeability of about 0.3×10-3 μm2,fluid flow and production performance in cores were studied.A long core holder with a multi-location piezometric measurement was specially designed.An artificial long core,about 700 mm long and with a cross section of 45mm×45mm,was used.In the experiment,pressure distribution along the core can be measured in real time.Single phase flow in the core was investigated.Different modes of production in long cores were also simulated including natural depletion,water flooding,and advanced water flooding.Through physical simulation,flow parameters were collected and production characteristics in extra-low permeability cores were studied.From experimental results,it can be seen that fluid flow in extra-low permeability cores is different from that in high permeability cores.Transmission of pressure in extra-low permeability cores is very slow,and it needs a long time for the pressure to become stable.The distribution curve of pressure along the core is nonlinear and the production rate in extra-low permeability reservoirs decreases sharply.The development effects of different production modes in extra-low permeability cores were compared with one another.Among the production modes,advanced water flooding has much potential for effective development of extra-low permeability reservoirs.Natural depletion and conventional water flooding can also be used in early production periods.In addition,the countermeasures and some ideas especially for the potential development of extra-low permeability reservoirs are suggested.     

天然气水合物储层吸收衰减机制及岩石物理理论研究进展

似海底反射(BSR)特征作为天然气水合物存在的重要标志，虽能指示水合物的底部位置，却难以用于水合物含量的定量解释。近年来天然气水合物勘探技术的迅速发展，使人们认识到BSR上方存在的地震振幅“空白”带与地震波吸收衰减直接相关，故可将其作为天然气水合物分布及量化的一项指标。本文首先回顾了世界不同水合物探区(加拿大Mallik冻土带、日本南海海槽、阿拉伯海Makran增生楔、墨西哥湾、中国南海神狐海域)以及人工含水合物岩样的地震波吸收衰减特征，发现对于不同的水合物样品、使用不同的资料，地震波表现出不同的衰减特征。进而总结了水合物储层可能存在的衰减机制及相关岩石物理理论，主要包括：全局流动衰减(Leclaire模型)、喷射流(改进的Leclaire模型、亚微米水合物颗粒喷射的HEG模型或微米流体喷射的HBES模型)、骨架摩擦衰减(改进的Leclaire模型)等。目前存在的主要问题在于，虽然多个地区的水合物地层呈现较明显的吸收衰减特征，但由于不同地区水合物生成条件和地质环境存在差异，水合物在沉积物中的赋存状态不同，导致吸收衰减随水合物饱和度的变化关系尚不明确。另外，目前的实际观测资料和岩石物理实验测试的频带范围有限，难以全面地体现衰减随频率变化的特征。因此，需要进一步地开展岩石物理实验研究，并充分结合实际探区资料和人工岩心的制作及实验测量结果，深入研究水合物储层微观结构对衰减机制的附加作用，明确水合物储层地震波衰减的原因，以此为基础研发水合物饱和度的定量地震解释方法。     

���������������ٽ��������ͶȲ����е�Ӧ��

凝析油临界流动饱和度是指凝析油能流动的最小饱和度,即凝析油气相渗曲线的端点,长期以来,由于技术条件的限制,均采用模拟油和模拟气对其进行测试,真实凝析油临界流动饱和度是目前国外研究的热点问题,对此,不同的学者以不同体系考虑不同束缚水大小,得到的结果不同,有的甚至结果相反,笔者首次建立了超声波测试高温高压岩心流条件下凝析油临界流动和度的直接测试方法,在人造岩心中测试了两个真实多组分凝析气定容衰竭临界流动饱和度,根据两个凝析气样品在人造岩心中的测试结果得出凝析油的临界流动饱和度分别为15％和18％,为超声波在室内岩心流动实验测试中的应用开辟了新途径。     

天然气封盖层的突破压力

突破压力的模拟实验方法是利用已取得的盖层岩芯样品,模拟到地下赋存状态,用气体排驱直至气体突破,求得的近似排替压力值即为突破压力。通过模拟实验研究发现,突破压力主要受控于渗透率,随渗透率的减小而增大;而介质、孔隙度等也都影响着突破压力。渗透率相同,饱含介质由气→油→水突破压力逐次成倍增加。孔隙度与突破压力则呈反向相关关系,孔隙度越大,突破压力越小。利用以突破压力为主的相关参数,将盖层封闭性能划分为6个等级,建立了适合我国特点的天然气封盖层封闭能力的综合分级评价标准。     

低渗透油气藏应力敏感性评价实验新方法

为了研究地层压力的变化对低渗透油气藏孔隙度和渗透率的影响程度，采用室内实验与理论研究相结合的方法，对中原文东油田天然岩心进行了地面条件和地层条件应力敏感性实验。实验结果表明：孔隙度对应力不敏感；渗透率变化结果差别较大，地面条件实验所得的渗透率损害率约为地层条件的2—4倍，说明地面条件下的实验结果不能真实再现油气藏的应力敏感性，以往实验中单纯乘以系数0．61的处理方法不合理。低渗透油气藏应力敏感性评价实验应采用新方法，即模拟地层条件，将实验岩心加上围压（模拟上覆压力）和回压（辅以形成油层压力），通过改变内压（模拟油层压力），来达到改变净覆压的目的，测定不同内压下的渗透率，判断应力敏感性。     

天然气水合物降压分解诱发储层变形破坏正交数值模拟实验研究

使用降压法进行天然气水合物开采时,天然气水合物沉积层的失稳破坏是制约其有效开发的关键因素.考虑水合物饱和度和有效应力同时变化对水合物沉积层主要力学参数的影响,建立天然气水合物降压分解诱发储层变形破坏的流固耦合弹塑性模型,编制USDFLD子程序,采用正交数值模拟实验方法,研究初始水合物饱和度、井底压力和有效主应力差对水合...