中国海上低渗油气田开发历程、关键技术及攻关方向

中国海上低渗透油气资源丰富、分布广泛,但受海洋特殊作业环境、技术和经济性等限制,经济有效开采难度大,攻克技术瓶颈、推进规模化开发意义重大。历经多年实践,充分吸收陆上油田开发经验,立足少井高产,围绕“四个匹配”攻关形成了具有海上特色的低渗有效开发技术路径,提出三项开发策略“压裂投产、能量补充、降本增效”和5项关键技术内容,即储层综合评价、有效能量补充、地质工程一体化、压裂工艺工具与经济评价,成功突破了20 mD以上低渗透油藏开发瓶颈,并逐渐下探至5 mD近特低渗油藏有效开发,有力地推进了海上低渗油田开发进程。未来将进一步探索深层-超深层油气领域关键技术,研发大型压裂作业技术装备,打造海上低渗“CO_(2)驱油+封存”联合工程。

潜山裂缝储层地震多尺度裂缝带预测方法研究

现有潜山裂缝储层地震预测主要描述地震视野下(数十至千米)某一特定尺度范围的裂缝带特征,为进一步突破地震裂缝预测尺度,综合描述太古界潜山裂缝储层多尺度特征,结合地震预测与模型表征发展地震多尺度裂缝带预测方法:(1)综合基于叠后地震的高陡“断缝体”刻画属性(描述大尺度裂缝带)、叠前AVO梯度方位各向异性预测属性(描述中小尺度裂缝带),利用Contourlet变换方法实现属性融合,作为断裂发育强度指导场.(2)对断裂发育强度指导场利用Hough变换方法进行矢量化提取,同时结合井筒FMI测井裂缝方向、地震叠前各向异性预测方位属性,建立断裂发育方向指导场.进一步根据矢量化提取结果,基于断裂带长度与数量服从幂律分布关系,统计分形维数.(3)结合发育强度指导场、发育方向指导场与分形维数,利用分布函数随机过程实现地震多尺度裂缝带预测.其中裂缝带分布位置以发育强度指导场为约束,利用泊松过程实现;裂缝带长度服从指数分布,并利用分形维数约束;裂缝带方向服从Fisher分布,并利用发育方向指导场约束.该方法应用于渤海M气田,预测的大尺度裂缝带与区域储层品质地质认识一致,中小尺度裂缝带与井区裂缝发育特征及生产测试较为一致,指导了M气田开发井优化,证实该方法具有一定实用意义.

尼日尔三角洲盆地中新统深水浊流沉积体系演化特征及主控因素

基于取心、测井和三维地震数据,研究尼日尔三角洲盆地中新统深水浊流沉积地震响应特征、发育演化过程、沉积模式、储层品质及主控因素。结果表明:研究区目的层段自下而上可划分为2个二级层序(Sq1和Sq2)、6个三级层序,主要发育浊积水道、天然堤、溢岸沉积、决口扇及末端扇5种浊积单元;中新世海平面强烈下降阶段的低水位期,从深海盆地逐渐向大陆坡下部过渡,发育浊积水道末端扇体、半限制—非限制性高弯度浊积水道、限制性浊积水道—天然堤复合体沉积,储层为中孔、中高渗物性特征,但砂体规模、砂泥比和横向连续性总体上逐渐变差;中新世,全球冰期气候、强烈构造抬升、海平面不断下降,总体上控制浊流作用的强弱及沉积特征的变化;局部古地貌进一步影响浊流沉积相带分布、规模和形态;目的层段成岩作用弱,沉积条件是影响储层品质的主要因素。该结果为西非深水浊流沉积砂岩油气藏勘探开发提供指导。

中国海上油气田海域整体开发新模式的提出与探索——以渤海油田为例

中国海上油气面临低品位储量占比持续增加、主力油田高含水且稳产难、工程设施局部饱和及地下资源与地面工程亟待整体协同等问题,特别是在“双碳”战略下,传统的开发模式已不能满足当下需求。提出了海域整体开发新模式,即将单个海域作为一个有机整体,时空域协同统筹地下油气资源“一网”与地面工程“五网”(油、气、水、电、信),构建协同、共享、高效、绿色的开发新模式。以渤海油田为例,系统梳理地下油气资源和地面工程设施特征,构建地下油气资源“一网”和地面工程设施“五网”,开展“一网”+“五网”协同方案研究,优化了多项现有工程设施,统筹了多个新建工程设施预留,提出多项未来工程设施整体布局,推动向标准化、移动共享、绿色开发转型升级,助力渤海油田高质量上产稳产4000万吨。海域整体开发模式是支撑海上油田增储上产稳产的前瞻性探索,为国内外海上其他油气田高质量持续发展提供了有益参考。

基于主控因素的潜山裂缝储层多尺度地震预测

现有潜山裂缝性储层预测方法多用于描述单一尺度的裂缝带发育特征。为综合反映渤海湾盆地M气田太古界潜山裂缝储层多尺度特征,提出基于主控因素的潜山裂缝储层多尺度预测技术:(1)针对沟—脊微地貌控风化有利区,利用曲率属性刻画潜山顶面沟—脊形态,预测宏观尺度风化成因裂缝富集条带;(2)针对燕山—喜山期发育的近东西向高陡断缝体控潜山构造缝,基于Radon变换技术预测大尺度高陡断缝体的分布;(3)以区域断裂发育方向和倾角为约束,利用蚂蚁体属性预测中、小尺度微断裂带;(4)基于Contourlet变换依次分解得到曲率属性、Radon变换属性、蚂蚁体属性的低频端和高频端信息,分别设计低频端、高频端融合规则,实现三种尺度裂缝带预测结果的有效融合。融合属性预测结果与FMI成像测井裂缝密度以及生产测试认识吻合,综合反映了潜山多尺度裂缝带发育特征,指导了M气田开发井设计与优化,同时证明所提方法具有实用性。

中国海洋油气海域整体开发新模式探索与思考

近年来,海洋油气成为我国油气增储上产的主力军。海洋油气资源开发与海洋工程体系高度关联,两者不断耦合匹配演变,推动海洋油气开发模式从独立开发向联合开发再向区域开发升级,支撑海洋油气产量实现跨越式增长。当前,海上油气勘探开发面临新发现储量劣质化、老油田稳产难、地下地面局部待统筹、绿色低碳要求等新形势,传统开发模式受限于阶段、区域、专业等因素,难以适应新形势变化。立足全海域,提出以“地下资源一网”与“地面工程五网”时空域协同为核心的全周期海域整体开发新模式,统筹地下油气资源、地面工程设施、生产运营等因素,围绕海上勘探目标评价、前期研究、工程体系、经济评价、生产运营及项目管理六大新模式,提出海域整体开发主要路径和具体做法。海域整体开发新模式有助于推动系统降本,释放规模效应,强化专业协同,加速发展转型,催生海洋油气工业新质生产力。

VSP时空域高角度单程波方程偏移及其应用研究

偏移成像是VSP数据处理中的一个重要环节,常规的VSP成像方法通常利用VSP-CDP转换或Kirchhoff偏移,均存在保幅性差及成像精度低等问题,而波动方程叠前深度偏移被认为是对地下复杂构造进行成像的精确偏移方法.任意广角波动方程作为一种高精度的空间域单程波波动方程,同时由于只含有二阶偏导数项,易于数值实现,与其他单程波波动方程相比,具有更大的成像倾角,因此是偏移成像的有力工具之一.本文将AWWE推广应用到VSP数据成像中,实现了VSP时空域高角度单程波方程偏移.首先从三维标量任意广角波动方程出发,推导了完全匹配层吸收边界条件,在基本不增加计算量的前提下有效地压制了边界反射成像噪音,同时利用非线性反演算法优选参考速度来提高平方根算子的近似程度,从而提高高角度地层的成像精度.模型数值模拟实验验证了该方法的有效性,同时表明该方法在陡倾角构造情况下能取得很好的成像效果.最后对某地区实际观测的VSP资料进行了偏移成像,并与地面地震偏移结果进行了对比,显示出VSP波动方程偏移在成像分辨率上的优势.

精细地震解释技术在海上某油田开发前期研究中的应用

海上油田开发前期决定了平台位置以及油田后续开发的潜力,是油田生命历程中的一个特殊阶段,精细地震解释技术在该阶段发挥着重要作用。为此,组织了系列攻关研究,总结出包括井震精细标定、精细地层格架建立、储层预测以及砂体描述技术等在内的一系列精细地震解释技术。在中国海上某油田开发前期研究中充分应用了该系列技术,对该油田油藏类型、油水关系、沉积微相以及砂体非均质性等方面进行了深入研究,提出了馆陶组油藏类型新认识,建立了精细地层格架、刻画了沉积相特征及储层非均质性,为油田原有的油水关系矛盾提供了合理解释。后续开发生产情况表明,其系列成果符合该油田地质情况。

概率法反演技术研究

针对常规反演技术(如叠后约束稀疏脉冲反演等)垂向分辨能力难以满足开发需求的问题,开展了概率法反演技术的研究。研究中引入贝叶斯后验概率公式,将地震、测井、地质的不确定性转换为后验概率分布,利用蒙特卡洛算法估算随机样本期望,并将随机样本作为空间储层解。该方法充分结合了井上分辨率高和地震横向趋势表征能力强的优点,有效提高了地震反演的分辨率,降低了地震反演的多解性,使储层的不确定性分析更符合地质规律和地质认识。实际资料测试表明,新方法在砂体叠置关系认识、砂体边界再认识、井网部署和井位优化等方面取得了很好的应用效果。

渤海海域W油田新近系明化镇组河流相砂体结构特征

利用野外露头、现代沉积和大量岩心以及钻测井资料,以高分辨率层序地层学原理为指导,结合地震和探地雷达,分析了W油田新近系明化镇组明下段河流相层序格架和砂体结构的沉积特征,总结了砂体的发育规模特征,建立了河流相砂体的沉积模式,为海上油田开发及后期调整提供依据和指导。研究表明,渤海海域明化镇组河流相砂体结构划分为堆叠型、侧叠型和孤立型3种类型共7种样式,其中侧叠型又分为紧密型、疏散型和离散型;孤立型又分为下切侵蚀型、孤立河道和决口扇;河道砂体厚度为2.1~15m,平均6.75m;宽度为200~1 225m,平均宽度519m。决口扇砂体厚约2~3m,宽度为150~450m,平均宽度300m。河流相砂体结构受控于湖平面的变化。不同的湖平面变化下发生堆叠型、侧叠型和孤立型规律性的砂体结构变化。

高分辨率层序地层学在河流相油田开发中的应用

河流相是我国陆相盆地重要的油气储集层系类型之一,开发阶段应用高分辨率层序地层学进行河流相高精度小层划分,对于指导河道砂体的精细划分对比有重要意义。由于受到河流相地层自旋回沉积、沉积间歇面的作用、河型和砂体叠置样式的变化以及基准面旋回的级次的划分等复杂因素的影响,在开发阶段进行高精度层序对比时,难度更大。运用高分辨率层序地层学原理和方法,综合分析河流相模式的特点,充分利用河流相岩相、相序的组合特征随空容纳空间规律性变化,结合各种关键面的约束控制、油水界面在小层内部空间的分布位置以及河道的切割充填作用,进行精细河流相小层划分对比。旨在摸索一套油田开发中后期河流相高精度层序划分的思路和方法,以指导油田的生产开发。并以渤海Q油田明化镇组为例,在实际应用中取得了较好的效果。

基于块状模型的井间地震运动学正演方法

传统的地面地震正演只考虑了上行反射波信息,没有兼顾透射波、层间直达波以及下行反射波信息,且只适用于简单层状模型,不能适用于井间地震正演。本文根据井间地震自身的特点,运用基于块状单元的建模方法建立了井间地震地质模型,并用块状模型试射法对建立的模型进行了射线追踪,再根据射线追踪结果合成井间地震记录,可以获得较好的应用效果。本文研究表明:基于块状单元的井间地震建模方法能较好地模拟断层、尖灭等复杂地质构造模型;应用基于块状单元的井间地震试射法能够精确地对复杂地质构造模型进行射线追踪,在结构相对简单的模型中迭代收敛较快,但在结构复杂的模型中收敛较慢;根据井间地震射线追踪结果结合正演地震记录可用于识别井间地震波场和叠加成像。

时移地震属性分析技术的基本框架

油气田勘探与开发阶段中的地震资料解释越米越依赖于地震属性分析技术,但2个阶段的地震属性分析又存在许多的异同点。在现有时移地震属性分析技术的基础上,通过渤海SZ361油田时移地震油藏监测过程的实际应用,提出了一套较为完善的时移地震属性分析技术系列,并进一步明确了油藏监测中时移地震属性分析的重点研究内容是时移地震的敏感属性分析,地震属性分析各个环节的质量控制和时移地震差异的属性综合解释。这对于油藏监测中进一步开展时移地震工作,挖掘和发挥时移地震的作用和潜力具有一定的实际价值。

琼东南盆地莺歌海组陆架边缘轨迹演化及主控因素

陆架边缘连接浅水陆架及深水区,其迁移轨迹动态演化可记录和反馈浅水—深水物质输送过程及样式,开展陆架边缘轨迹量化分析,对预测深水沉积体系及油气勘探意义重大。基于井—震资料并选取过研究区LS33a钻井的地震剖面,利用典型的地震同相轴接触关系在琼东南盆地上新统莺歌海组顶底及内部共计识别出5个层序界面,将莺歌海组自下而上划分为4套三级层序。依据地震反射特征量化统计琼东南盆地莺歌海组陆架边缘轨迹,识别并划分出超高角度滑塌型(50°<α<180°)、高角度上升型(5°<α<50°)和低角度上升型(0°<α<5°)等三种陆架边缘轨迹类型。琼东南盆地上新世陆架边缘迁移轨迹经历了4个演化阶段:阶段一(5.5~4.2 Ma)构造稳定且盆地北部陆架物源供给充足,该阶段陆架边缘轨迹迁移角度大多低于5°;阶段二(4.2~3.2 Ma)由于海平面迅速下降、物源供给减弱,陆架边缘滑塌致使陆架边缘轨迹迁移角度增大;阶段三(3.2~2.7 Ma)由于青藏高原隆升、气候转变(3 Ma开始南海及周边地区冬季风增强),指示物源供给增强,陆架边缘轨迹迁移角度再次减小;阶段四(2.7~1.8 Ma)联合受控于东亚冬季风气候及伴随的物源供给增强,陆架坡折带迅速向盆地方向推进且迁移角度迅速减小,陆架边缘整体为低角度上升型迁移轨迹。由于琼东南盆地西部整体物源供给速率高于东部地区,西部陆架边缘轨迹以低角度上升型为主,东部则以发育高角度上升型及高角度滑塌型为特征。莺歌海组时期大规模滑塌体系与陆架边缘轨迹迁移角度存在一定的相关性:即当陆架边缘轨迹迁移角度大于50°时,陆架边缘体系往往失稳并向下陆坡及深水平原区输送大规模块体搬运沉积体系。研究结果对深化南海北部陆架边缘体系理论认知及深海矿产资源评价具有积极意义。

沙捞越盆地东部构造的差异性及其对沉积的控制作用

从沙捞越盆地形成构造演化入手,分析了造成盆地东部北卢卡尼亚、中卢卡尼亚和巴林基安3个次盆构造差异性的原因,讨论了这种构造的差异性对盆地内沉积的控制作用。认为:婆罗洲逆时针旋转影响下卢卡尼亚陆块向婆罗洲的俯冲碰撞是导致盆地东部各次盆构造差异性的主要原因;受古地貌的影响,中中新世—晚中新世,中卢卡尼亚次盆以发育碳酸盐岩沉积为特征,而北卢卡尼亚和巴林基安2个次盆则主要为海相碎屑岩沉积;中中新世,中卢卡尼亚次盆稳定构造背景为盆地内碳酸盐岩建隆的生长创造了有利条件;中卢卡尼亚次盆内发育的早期断层控制了碳酸盐岩建隆的类型及其分布。

复杂断裂系统浊积储层自相控反演技术研究

浊积砂岩储层为典型的重力流沉积,储层横向突变,纵向多期叠置,迁移摆动频繁。地震反演是进行储层精细描述的主要方法之一,但E油田复杂的断裂系统、储层的横向突变以及超限厚度层的发育均制约了储层反演的精度及后续应用。为此,针对E油田,重点研究并提出了复杂断裂系统约束下的自相控叠前反演方法,首先,利用基于断层接触关系图版库的深度学习算法构建复杂断裂系统模型,进而构建高精度地震地层格架;其次,利用自相控低频模型构建方法,构建高精度自相控低频模型;最后,在高精度地层格架和自相控低频模型的约束下实现自相控叠前反演,有效提高了断层附近砂体预测、超限厚储层刻画及储层横向边界的识别精度。E油田实践表明,该方法取得了较好的应用效果,16口新钻开发井水平段厚度预测与实钻结果吻合率为91%。

真地层切片的拾取及应用

地震切片(水平切片、沿层切片和地层切片)技术是地震资料解释的一种常用手段,但在复杂地质条件下存在穿时现象。本文依据前人对地震切片技术穿时问题的认识,基于地震资料同相轴为基本等时地层单元的假设,严格沿着地震资料同相轴产状变化趋势,应用基于倾角控制体的自动追踪技术获得了真地层切片,在此基础上结合地质特征及地震响应特征,搭建了目的层段的精细等时地层格架,开展了储层内部小层对比划分、垂向构造变化以及横向展布特征分析,取得了较好的效果。

西非尼日尔三角洲盆地A油田深水浊积水道沉积体系沉积特征

本文运用地震沉积学方法,结合大量岩心和野外露头以及钻测井资料,以高分辨率层序地层学原理为指导,在深水海底扇沉积类型和水道期次划分的基础上,对西非尼日利亚A油田的深水浊积体系进行了深入研究,将深水浊积水道划分为3个界面期次:复合浊积体、复合水道和单一水道,并将Agbada组A油藏中的AU1划分出4期单一水道。详细论述了浊积水道的沉积演化规律,明确了浊积水道受控于古峡谷的限制,以垂向加积为主,生长消亡后,别处重新发育为特征。重力流水道砂体自下而上呈现出由粗变细的正旋回,底部发育大套砂岩夹薄层泥岩,往上泥岩含量增加,测井曲线表现为“钟型”与“箱型”组合,对应地震剖面上强振幅波状反射特征。整体上发生由滑塌-碎屑流到复合水道再演化到水道天然堤复合体的过程。由于受峡谷水道影响,浊积水道体系为限制性和半限制性水道。总结了深水浊积沉积“三元沉积模式”:滑塌、复合水道和水道-天然堤复合体。古河谷规模5 000~7 000 m,内部发育有3期浊积水道体,每一期(单一水道带)由2—4期水道体构成,复合水道带受控于古河谷的控制。整体在峡谷水道呈三元结构,内部多期水道横向迁移,纵向摆动,形成巨厚砂体。底部为碎屑流,泥质-泥屑含量相对高,分选差,渗透率低;中部为水道复合体,为低弯度水道,高砂/地比,渗透率高;顶部为水道-天然堤复合体,属于高弯度水道,低砂/地比,渗透率较低。时移地震证实了水道的期次合理性,水驱油均发生在浊积水道内,依据深水浊积水道期次的精细刻画和时移地震特征,识别出剩余油的分布,成功部署1口采油井,为深水沉积体系的研究提供坚实基础。

基于楔形模型的波形结构属性特征研究

随着石油勘探领域的快速发展,勘探精度要求越来越高,关于薄层的定量解释也亟待解决。这里提出在自适应时窗上提取波形结构属性,并建议利用此方法对薄层作定量解释。首先基于楔形模型介绍地震垂向分辨率问题;其次给出波形结构属性的定义与方法原理;最后着重分析固定时窗、半个峰谷时窗、自适应时窗对波形结构属性提取的影响,并详细分析波形结构属性随楔形厚度的变化情况。通过理论模型的建立、波形结构属性的提取分析得出结论:在自适应时窗上提取波形结构属性,更能反映波形随楔形厚度的变化,并有效地刻画了振幅随时间的变化,其实质也是在提高地震垂向分辨率,有助于对薄层作定性和定量的分析与解释。

海上油田地质储量品质评价方法

海上油田开发方案编制阶段基础资料尤其是探井与评价井资料较少,基于有限的资料形成的油田地质储量认识存在一定的局限性和不确定性,进而影响开发方案的合理性和灵活性。基于100多个海上油田的地质储量相关研究工作,建立了地质储量品质评价“三步法”:以地质储量规模、流体性质和储层物性为主要评价参数,分析油田地质储量分布特征;应用单因素与多因素相结合的分析方法对探明地质储量进行综合储量品质分类,筛选出探明优质地质储量;按计算方法对控制地质储量进行分类,综合控制地质储量的认识程度及与评价井的距离,分析控制地质储量的可靠性,量化可供开发动用的控制地质储量。以渤海L油田为例,介绍了地质储量品质评价方法的实际应用效果,表明通过油田地质储量品质评价可以确定油田开发动用储量,有效提高油田开发方案应对风险的能力。