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Frontiers of Earth Science 2021年第2期15卷 395-405页

作者： rongze yu Wei GUO Lin DING Meizhu WANG Feng CHENG Xiaowei ZHANG Shangwen ZHOU Leifu ZHANG PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development Beijing 100083China

To quantitatively characterize the horizontal shale gas well productivity and identify the dominant productivity factors in the Weiyuan Shale Gas Field,Sichuan Basin,a practical productivity method involving multiple indicators was proposed to analyze the production performance of 150 horizontal *** normalized test production,flowback ratio,first-year initial production and estimated/expected ultimate recovery(EUR)were introduced to estimate the well productivity in different production *** correlation between these four indicators was determined to reveal their effects on production performance *** addition,the dominant productivity factors in the present stage were identified to provide guidance for production performance *** indicates that favorable linear relations exist between the normalized test production,first-year initial production and *** normalized test production is regarded as an important indicator to preliminarily characterize the well productivity in the initial *** first-year initial production is the most accurate productivity evaluation indicator after a *** flowback ratio is a supplementary indicator that qualitatively represents the well productivity and fracturing *** well productivity is greatly dependent on the lateral target interval,drilling length of Longmaxi1_(1)^(1)(LM1_(1)^(1))and wellbore *** first-year recovery degree of EUR is 24%–58%with a P50 value of 35%.

关键词： shale gas productivity evaluation normalized test production first-year initial production EUR Longmaxi shale Weiyuan shale gas field

Characteristics of shale gas reservoirs in Wufeng Formation and Longmaxi Formation in Well WX2,northeast Chongqing

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Petroleum Research 2017年第4期2卷 324-335页

作者： Jin Wu Feng Liang Wen Lin Hongyan Wang Wenhua Bai Chao Ma Shasha Sun Qun Zhao Xiaojiang Song rongze yu PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development Langfang 065007China National Energy Shale Gas R&D(Experiment)Centre Hebei 065007China PetroChina Unconventional Oil&Ges Key Laboratory Hebei 065007China

To further understand shale reservoir characteristics of Wufeng Formation and Longmaxi Formation in the Wuxi area,northeast Chongqing,based on drilling data of Well WX2,and taking the graptolite biostratigraphy as the standard marker of stratigraphic division and comparison,the geochemistry,petrology,reservoir space and properties of organic-rich black shale were well investigated,and its gasbearing capacity and controlling factors were also *** result shows that in the Wufeng Formation and Longmaxi Formation of Well WX2,the organic-rich shale is 89.8 m thick and is characterized by good kerogen type,high organic abundance,moderate maturity and favorable hydrocarbongeneration condition,and the graptolite sequence is developed completely and continuously;the organic abundance is influenced by depositional rate,and the slow depositional rate is favorable for accumulation of organic matter in the black graptolite shale;from top to bottom,content of siliceous minerals increases and content of clay minerals decrease,therefore the brittleness increases;the organicrich siliceous shale and clay siliceous shale are favorable lithofacies for development of shale reservoirs;the nanopore is dominated by the parallel-plate pore with four open sides and has good connectivity;the pore size distribution curve has the multimodal characteristic,and the pore diameter mainly is in the range of 0.42e0.62 nm and the range of 3e5 nm;organic pores and interlayer pores of clay minerals make the greatest contribution to the total pore volume,while pores of brittle minerals have the least contribution;from top to bottom,organic pores gradually increase while interlayer pores of clay minerals gradually decrease;the on-site core gas content exceeds 8 m3/t,and the gas-bearing capacity is jointly controlled by hydrocarbon generation,reservoir and preservation conditions;and the WF2-LM6 biozone of the Katian to the early Aeronian is the high-quality shale reservoir,where the LM1 biozone o

关键词： Shale gas reservoirs Graptolite biozone Micropore Gas-bearing capacity Wufeng Formation and Longmaxi Formation Northeast Chongqing

中国海相页岩气主要特征及勘探开发主体理论与技术

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天然气工业 2022年第8期42卷 1-13页

作者：邹才能赵群王红岩熊伟董大忠于荣泽中国石油勘探开发研究院北京市100083 国家能源页岩气研发(实验)中心

中国南方埋深 3 500 m 以浅的海相页岩气勘探开发理论与技术通过 10 余年的攻关实践已经趋于成熟。为了持续推进我国页岩气勘探开发迈向新的高度,基于大量学者的研究成果,结合生产实践,进一步梳理了中国海相页岩气的主要特征和勘探开发... 详细信息

中国南方埋深 3 500 m 以浅的海相页岩气勘探开发理论与技术通过 10 余年的攻关实践已经趋于成熟。为了持续推进我国页岩气勘探开发迈向新的高度,基于大量学者的研究成果,结合生产实践,进一步梳理了中国海相页岩气的主要特征和勘探开发主体理论与技术。研究结果表明 :(1)中国南方海相页岩气基本特征——海相深水陆棚沉积,富有机质页岩大面积连续分布;有机质高热成熟生气后就地储集,后期构造改造影响页岩含气性;储集空间以纳米级孔隙为主,储层超致密、特低渗透,不改造无自然产能;层理和天然裂缝发育程度影响着页岩气井的产能;页岩岩石力学性质决定水平井实施工程效果,水平井开发初期产量高、递减快,中后期低产但生产周期长。(2)针对上述特征,建立了页岩气“甜点区”“甜点段”理论和有效开发“人工气藏”理论,即沉积和构造共同作用形成海相页岩气“甜点区”或“甜点”,地质和工程两类气井产能影响因素决定页岩气开发需找到“甜点段”;通过“人造高渗区,重构渗流场”构建“人工气藏”,可以实现对超致密低渗透页岩气藏的有效开发;基于地质—工程一体化评价技术精准打造页岩储层“透明地质体”与通过水平井多段压裂技术建立“人工气藏”,是当前页岩气开发最有效的技术手段。(3)四川盆地南部超压区是我国南方海相页岩气开发的“甜点区”,下志留统龙马溪组底部厚度介于 3 ~ 5 m 的高脆性富有机质“甜点段”是页岩气水平井的最优“黄金靶体”。(4)以水平井多段压裂为主体的关键技术实现了从第一代向第二代的发展跨越,川南地区埋深 3 500 m 以浅上奥陶统五峰组—龙马溪组页岩气水平井单井 EUR 由初期的 0.5×10m^(3)提升至目前的 1.0×10^(8)~ 1.2×10m^(3)。(5)川南地区已落实海相页岩气有利区可工作面积为 2.0×10km~2,预计可以探明页岩气地质储量达 10×10m^(3),初步预判 2025 年中国页岩气产量将超过 300×10m^(3)、2035 年有望达到 400×10^(8) m^(3)。

关键词：中国南方海相页岩气甜点区甜点段 “人工气藏” 四川盆地 “天然气大庆” 地质—工程一体化

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宅基地“三权分置”中农户资格权的认定及其制度构建

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镇江高专学报 2023年第2期36卷 37-43页

作者：于荣泽山东建筑大学法学院山东济南250101

宅基地“三权分置”的内涵在于通过对宅基地使用权的去身份化以盘活闲置宅基地,实现农村宅基地的财产价值。农户资格权是突破宅基地使用权流转限制、实现宅基地财产价值的关键,应当将农户资格权界定为成员权。农村集体经济组织成员可以... 详细信息

宅基地“三权分置”的内涵在于通过对宅基地使用权的去身份化以盘活闲置宅基地,实现农村宅基地的财产价值。农户资格权是突破宅基地使用权流转限制、实现宅基地财产价值的关键,应当将农户资格权界定为成员权。农村集体经济组织成员可以基于成员身份而享有宅基地取得权、无偿使用权、征收补偿权、退出权及退出补偿权等。应将农户资格权予以法治化,实现宅基地身份属性与财产属性的平衡。

关键词：宅基地三权分置农户资格权成员权

特低渗储层不同渗流介质应力敏感特征及其评价方法研究

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岩石力学与工程学报 2013年第2期32卷 324-332页

作者：孙军昌杨正明刘学伟于荣泽冯骋中国科学院渗流流体力学研究所河北廊坊065007 中国石油勘探开发研究院廊坊分院河北廊坊065007

地层岩石的渗透率应力敏感特征对于地下油气资源开发、核废料地下处置等具有极为重要的影响。选取大庆油田外围特低渗油藏及长庆油田某露头储层砂岩岩石进行不同渗流介质(氮气、盐水、煤油)渗透率应力性试验,分析岩样渗透率、孔喉变形... 详细信息

地层岩石的渗透率应力敏感特征对于地下油气资源开发、核废料地下处置等具有极为重要的影响。选取大庆油田外围特低渗油藏及长庆油田某露头储层砂岩岩石进行不同渗流介质(氮气、盐水、煤油)渗透率应力性试验,分析岩样渗透率、孔喉变形、流体压缩性及流固耦合作用机制等因素对应力敏感性的影响。试验结果表明,特低渗储层岩石不同渗流介质渗透率应力敏感性具有明显的差异,气测渗透率与束缚水状态下的油相有效渗透率在有效应力增加初期(2～16 MPa变化区间)急剧减小,但有效应力增加后期水测与油测渗透率仍具有较为明显的减小趋势。1×10-3μm2是特低渗岩石气测与水测渗透率应力敏感性强弱对比发生变化的临界渗透率。有效应力作用下作为主要渗流通道的较大孔喉首先被压缩变形是导致渗透率在有效应力加载初期急剧减小的主要原因,不同渗流介质压缩性和流固耦合作用机制差异是导致气、液渗透率应力敏感性差异的主要原因。特低渗油藏储层应力敏感性评价中应以油相作为渗流介质进行评价试验。提出区分岩芯与油气储层2种不同的渗透率应力敏感性试验及其评价方法。在实际油藏储层有效应力变化范围内,特低渗储层渗透率应力敏感性较弱。

关键词：流体力学特低渗储层渗透率应力敏感性渗流介质孔隙结构评价方法

页岩基质解吸-扩散-渗流耦合实验及数学模型

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力学学报 2015年第6期47卷 916-922页

作者：郭为胡志明左罗高树生于荣泽曾博中国石油勘探开发研究院廊坊分院河北廊坊065007 国家能源局页岩气研发(实验)中心河北廊坊065007

采用川南地区龙马溪组页岩样品,设计了页岩基质解吸-扩散-渗流耦合物理模拟实验,揭示了页岩基质气体流动特征以及压力传播规律.推导了页岩气解吸-扩散-渗流耦合数学模型并且利用有限差分法对数学模型进行数值求解,与实验结果相比较表明... 详细信息

采用川南地区龙马溪组页岩样品,设计了页岩基质解吸-扩散-渗流耦合物理模拟实验,揭示了页岩基质气体流动特征以及压力传播规律.推导了页岩气解吸-扩散-渗流耦合数学模型并且利用有限差分法对数学模型进行数值求解,与实验结果相比较表明该数学模型能够很好地描述气体在页岩基质中的流动规律.同时对页岩基质气体流动的影响因素进行了分析,认为页岩基质的渗透率、扩散系数、解吸附常数等因素均能影响页岩基质气体的流量和压力传播规律,在页岩气藏的开发过程中需要考虑这些参数的影响,该数学模型为页岩气井产能计算提供了更准确的计算方法.

关键词：页岩基质解吸附扩散渗流实验数学模型

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特低渗透油藏非线性渗流数值模拟

石油勘探与开发 2010年第1期37卷 94-98页

作者：杨正明于荣泽苏致新张艳峰崔大勇中国科学院渗流流体力学研究所中国石油吉林油田乾安采油厂地质所

中国石油探明储量和未动用储量中特低渗透储量占很大的比例,迫切需要对特低渗透多孔介质中非线性渗流规律进行深入研究。根据特低渗透油田储集层岩心特征和流体渗流特征,建立了特低渗透油藏流体渗流的非线性渗流模型,依此建立了特低渗... 详细信息

中国石油探明储量和未动用储量中特低渗透储量占很大的比例,迫切需要对特低渗透多孔介质中非线性渗流规律进行深入研究。根据特低渗透油田储集层岩心特征和流体渗流特征,建立了特低渗透油藏流体渗流的非线性渗流模型,依此建立了特低渗透油藏非线性渗流数值模拟的数学模型,并研制了相应的特低渗透油藏数值模拟软件。利用所研制的特低渗透油藏数值模拟软件,对榆树林特低渗透油田树322区块进行数值模拟计算,研究表明:拟线性渗流只发生在井口附近的局部小区域内,而在地层内部相当大的区域内是非线性渗流,非线性渗流占据了地层渗流的主导地位。因此,考虑非线性渗流比以往只考虑线性渗流以及考虑拟启动压力梯度的方法更适合特低渗透油田。

关键词：特低渗透油田非线性渗流数值模拟规律

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温度对页岩等温吸附/解吸特征影响

石油勘探与开发 2013年第4期40卷 481-485页

作者：郭为熊伟高树生胡志明刘洪林于荣泽中国科学院渗流流体力学研究所中国石油勘探开发研究院廊坊分院

采用川南地区龙马溪组页岩样品,设计页岩吸附/解吸实验,研究不同温度下页岩的等温吸附/解吸特征。不同温度下页岩吸附/解吸特征实验结果表明,温度影响页岩的吸附量以及解吸量,温度升高,页岩的吸附量减少;页岩的吸附曲线和解吸曲线不重合... 详细信息

采用川南地区龙马溪组页岩样品,设计页岩吸附/解吸实验,研究不同温度下页岩的等温吸附/解吸特征。不同温度下页岩吸附/解吸特征实验结果表明,温度影响页岩的吸附量以及解吸量,温度升高,页岩的吸附量减少;页岩的吸附曲线和解吸曲线不重合,解吸曲线滞后,其热力学原因在于页岩吸附过程的等量吸附热大于解吸过程的等量吸附热;Langmuir模型与解吸式模型分别能很好地描述等温吸附和解吸过程。利用等量吸附热曲线可以预测不同温度下的页岩等温吸附和解吸曲线,理论计算结果与实验结果误差较小。页岩气在生产过程中为解吸过程,页岩气的解吸规律直接影响页岩气井的产量,页岩气产能预测以及数值模拟中应该考虑用解吸模型。

关键词：页岩温度吸附解吸等量吸附热

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页岩气藏数值模拟研究现状

石油与天然气地质 2014年第1期35卷 131-137页

作者：于荣泽卞亚南齐亚东张晓伟李洋晏军王玫珠北京大学工学院能源与资源工程系北京100871 中国石油勘探开发研究院廊坊分院河北廊坊065007 中国石油勘探开发研究院北京100083

从页岩气藏气体赋存方式和流动机理、气藏建模方法及数值模拟理论研究和实际应用3个方面阐述了国内外页岩气藏数值模拟技术的研究进展,为该技术的深入研究提供参考。最后,对页岩气藏数值模拟研究进展进行总结,认为存在4个有待于改进和... 详细信息

从页岩气藏气体赋存方式和流动机理、气藏建模方法及数值模拟理论研究和实际应用3个方面阐述了国内外页岩气藏数值模拟技术的研究进展,为该技术的深入研究提供参考。最后,对页岩气藏数值模拟研究进展进行总结,认为存在4个有待于改进和研究的问题:①完善储层模型以考虑有机质的影响;②需要阐明单相气体解吸附、扩散和渗流过程的运移规律和主控因素,并建立气、水两相流动数学模型和数值模型;③天然裂缝和压裂诱导裂缝的准确建模是页岩气藏数值模拟的关键,实际应用中应综合考虑其他监测技术的结果;④针对页岩气藏数值模拟,还需要形成相应的标准和规范,以便更好地指导该类气藏开发。

关键词：水力压裂流动机理数值模拟气藏模型页岩气

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特低渗透纵向非均质储层渗流特征研究新方法

大庆石油地质与开发 2012年第6期31卷 73-78页

作者：崔茂蕾郝明祥于荣泽杨正明中国科学院渗流流体力学研究所河北廊坊065007 中国科学院研究生院北京100190 中国石油勘探开发研究院廊坊分院河北廊坊065007

大庆外围扶杨油层不仅具有储层薄、砂体窄小、渗透率特低的特点，而且纵向上非均质性较强，水驱开发过程中层间矛盾严重，认清纵向非均质储层的渗流规律对于有效开发特低渗透油田是十分必要的。应用油藏数值模拟方法，根据流体在特低渗... 详细信息

大庆外围扶杨油层不仅具有储层薄、砂体窄小、渗透率特低的特点，而且纵向上非均质性较强，水驱开发过程中层间矛盾严重，认清纵向非均质储层的渗流规律对于有效开发特低渗透油田是十分必要的。应用油藏数值模拟方法，根据流体在特低渗透储层中遵循的非线性渗流规律，建立了基于该区块地质特征的纵向正韵律非均质数学模型，模型引入渗透率修正系数对渗透率进行修正，采用五点法进行数值模拟计算，并与常规的达西渗流模型进行对比。结果表明：非线性渗流规律增强了储层纵向非均质性，相对高渗储层吸水能力增强，相对低渗储层吸水能力减弱；非线性渗流规律下注水压力升高，含水上升速度加快，区块整体开发效果差于达西渗流规律情况；相对低渗储层渗透率修正系数普遍分布在0．2—0．4，动用程度低；相对高渗储层渗透率修正系数普遍分布在0．6—0．8，动用程度高；在纵向非均质储层中，毛管力作用可减缓层间非均匀吸水量，故适当降低注水速度不仅可以降低注水压力，而且可以缓解层间吸水矛盾，从而改善开发效果。

关键词：特低渗透纵向非均质非线性渗流数值模拟毛管力