国家示范工程陆相湖盆夹层型页岩油高效开发技术

鄂尔多斯盆地长7地层发育一套典型的内陆坳陷淡水湖盆页岩油,资源潜力巨大,随着开发的深入,油藏进入稳产阶段,配套的油藏稳产技术政策和管理手段相对缺乏,无法满足生产需求。针对庆城油田管理人员少的特点,通过数字化建设,实现了线上资料录取、管线泄漏监控、设备运行线上监控、异常工况报警等功能,形成了页岩油智能化管理模式;针对长7储层致密、非均质性强、开发难度大的特点,通过应用二氧化碳前置压裂、精准分段酸化等工艺以及实施单井、平台、油藏差异化管理,推动了地质工程一体化和差异化精细管理;针对长7页岩油单井产量高、气量大的特点,创新大平台布站模式,通过橇装化、集成化、数智化,探索“油气水综合利用、全系统资源共享、多功能高效集成、全过程智能管控”的页岩油大平台至联合站一级布站地面建设模式。通过上述技术的推广应用,庆城油田长7页岩油各项生产参数逐渐向好,页岩油水平井自然递减由16.6%下降至15.9%;地层供液能力充足,流饱比基本保持稳定(1.0~1.2);单井产量较2022年实现了大幅提升;完全成本降低至51.33美元/桶,已经实现规模效益开发。探索、攻关形成的高效开发关键技术,助推庆城页岩油实现规模效益开发,也对我国陆相页岩油规模效益开发起到了良好的引领示范作用。

天然气开发基础实验与应用研究进展

中国天然气开发实验技术取得了重要进展,已建设形成岩心样品制备、储层物性与岩石孔喉结构测试、储层敏感性评价、流体赋存状态及气水渗流特征研究、气藏开采物理模拟等5类技术序列,研发了一维、二维、三维系统配套的物理模拟实验方法及其装置,实现了在室内重构气藏地质条件、再现气藏开采方式和气藏开发全过程仿真模拟评价,为气藏开发基础研究提供了条件和保障;历时近20年持续坚持基础实验与理论研究,完成中国陆上五大盆地十余个气田基础实验测试上万组次,形成了较为系统的低渗透致密含水砂岩气藏储量动用机理和有水气藏控水开发机理认识体系,为鄂尔多斯盆地、四川盆地、松辽盆地等盆地气田高效开发奠定了理论基础;当前,中国天然气开发面临新区优质资源发现难度大和普遍产水储量动用难度大的双重困境,提高采收率是持续上产或保持稳产的重要保障,需要在现有天然气开发实验技术基础上进一步加快研发天然气提高采收率实验新技术,加强室内实验与矿场试验结合推动基础理论研究走向现场应用实践。

油气田钻井岩屑资源化适用标准分析

针对制约油气田钻井岩屑资源化利用的适用标准问题,结合钻井岩屑基本特征及资源化方式,通过对相关现行标准的分析,梳理了钻井岩屑资源化适用标准,旨在为油气田企业钻井岩屑的有效处置提供一定的参考。

超低渗透油藏注CO_2开发方式优选及室内实验研究

为了探索提高超低渗透油藏开发效果的有效CO2注入方式,通过长岩心注气物理模拟实验开展了不同CO2注入方式实验研究。研究结果表明:对于裂缝不发育油藏,油藏地层压力能够满足CO2混相驱,直接注CO2开发方式最好,驱油效率比水驱提高48.97%;非混相驱情况下,水驱后注气开发方式最好,驱油效率比水驱提高35.41%,且水驱后注气可以起到控水作用以及减少气体指进的影响。对于裂缝发育油藏,不管混相驱还是非混相驱,气水交替周期注入方式最好,驱油效率比水驱可分别提高20.39%、14.34%,两种驱替方式下最佳气水比和气段塞大小不同,混相驱情况下,气段塞大小0.05 HCPV、气水体积比1∶1最优,非混相情况下,气段塞大小0.1 HCPV、气水体积比1∶2最优。

低渗透储层注水开发贾敏效应实验研究

为定量认识低渗透储层水驱开发中的贾敏效应,根据注水驱油理论,结合岩心水驱油物理模拟实验,建立表征贾敏效应动态变化的方法,开展不同渗透率岩心水驱贾敏效应对比实验。结果表明:岩心渗透率越低,贾敏系数越大,驱油效率越低,等效渗流截面越小;与常规中高渗透储层相比,低渗透储层高贾敏效应导致孔隙中剩余油分布特征和启动机制存在差异。降低贾敏效应是有效改善低渗透储层流体注入能力和提高采收率的技术手段之一,CO2驱能降低低渗透储层的注入压力,并大幅提高驱油效率,是有效提高水驱后低渗透率基质驱油效率的有效手段。

低渗透油田油井胶囊防垢剂实验与评价

低渗透油田油井的井筒防垢工艺中,需要在保证防垢针对性和效果的前提下,尽可能延长防垢有效期和降低日常管理难度。针对低渗透油田油井产液量低、多井且人工加注频繁、综合成本相对高和管理难等问题,首次在国内开展了A型胶囊防垢剂的物化性能、释放速度和防垢效果等系列评价研究。通过4口油井的现场实验,提出了此类防垢剂技术的适应井况、评价方法和下一步研究方向。

油气田开发的技术支撑体系创新——以苏里格气田为例

国内油气田在开发过程中的技术支撑,主要是由按照地质、井筒、地面三大专业进行分工的职能部门负责实施。这种传统的技术支撑模式,对我国油气田的开发起到了重要作用。但是随着各类油气田开发数量的增多和开发难度的增大,这种模式所耗费的协调成本也越来越多。因此,创新油气田开发的技术支撑体系成为值得深入研究的重要课题。长庆油田根据苏里格气田的地质特征,创新了气田开发的技术支撑体系,产生了良好的实践效果,具有一定的借鉴意义和理论价值。

鄂尔多斯盆地低渗-致密气藏水平井全生命周期开发技术及展望

基于鄂尔多斯盆地天然气开发实践,系统描述了低渗-致密气藏地质特征。依据水平井开发的主要对象、技术参数和生产指标等因素,将水平井开发历程划分为实践探索、攻关试验、规模应用和优化提升4个阶段。详细阐述了鄂尔多斯盆地水平井开发的技术内涵,系列开发技术包括多学科甜点优选技术、多层系大井丛整体部署技术、多专业融合导向技术、精细化压裂改造技术以及全生命周期生产管理。综合评价了不同气藏水平井的开发效果及潜力,认为致密气水平井具有良好的开发效果和前景;明确了加强多学科全过程联合研究是水平井技术发展的主要方向,也是实现低品位天然气资源规模、效益开发的关键。今后面对深、薄、低丰度等更为复杂的开发对象,将针对性地优化、提升苏里格等老气田水平井技术,攻关形成庆阳、宜川等新气田水平井配套技术,超前储备页岩气、煤层气等新型天然气资源水平井有效开发技术,为鄂尔多斯盆地天然气上产及稳产提供技术保障。

低渗透油藏水凝胶调驱剂的制备及封堵性能评价

为了提升低渗透油藏调驱剂的注入性和封堵性,开发了一种水凝胶体系,以成胶强度为指标优选了水凝胶配方及制备条件,并评价了其封堵性能和调驱性能。优化的水凝胶配方如下:丙烯酸用量为20 g/L、丙烯酰胺用量为5 g/L、过硫酸铵用量为0.07 g/L、改性淀粉用量为5 g/L、交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺用量为0.08 g/L,最佳合成条件为中和度75%、反应温度9℃,所生成水凝胶的成胶强度为35~37 Pa·s。通过机械剪切、烘干得到微米级粒径的水凝胶调驱剂。封堵实验表明,质量浓度为0.1~0.7 g/L的水凝胶调驱剂对渗透率为1600×10^(-3)~1900×10^(-3)μm^(2)的填砂管的封堵率在92%以上,随着水凝胶质量浓度的增大,阻力系数增大,注入压力爬升较快,但残余阻力系数和封堵率变化较小。水凝胶作为驱油剂使用建议采用低浓度注入,在水驱基础上可提高采收率10%左右。低浓度微颗粒水凝胶调驱剂可有效解决低渗透油藏调驱注入性和封堵性的矛盾。综合考虑注入性、封堵性和驱油性能,推荐水凝胶水溶液现场应用的质量浓度为0.1~0.3 g/L。

低渗透油藏中相微乳液驱油体系筛选

中相微乳液优异的增溶能力使其成为大幅提高原油采收率技术研究的热点。立足长庆五里湾低渗透油藏特点,以十二烷基苯磺酸钠与椰油脂肪酸脂聚氧乙烯甜菜碱质量比1∶3的复配体系作为中相微乳液主表面活性剂,选择正丁醇作为助表面活性剂,利用鱼状相图确定形成中相微乳液所需的醇浓度区间为1.3%~3.7%,对应表面活性剂质量浓度为0.3%~0.7%。微乳液开始形成中相和中相消失对应的盐度分别为1.5%,6.0%,形成中相微乳液的盐宽为4.5%。NaCl质量浓度为4.8%左右时增溶效果最佳,界面张力达到10-3mN/m超低水平。填砂模型微乳液驱实验提高驱油效率23.25%。

低渗透致密砂岩储层成岩相类型及测井识别方法——以鄂尔多斯盆地苏里格气田下石盒子组8段为例

鄂尔多斯盆地苏里格气田是低渗透致密砂岩气藏的典型代表,根据碎屑成分、成岩矿物组合、填隙物成分、成岩作用类型等特征,将苏里格气田盒8段储层划分为粒间孔+火山物质强溶蚀相、晶间孔+火山物质溶蚀相、晶间孔+岩屑溶蚀相、晶间孔+石英加大胶结相、水云母胶结+岩屑微溶蚀相和压实胶结致密成岩相6种成岩相类型,分析了不同成岩作用对测井响应的影响。在此基础上,通过自然伽马、声波时差、密度及深侧向测井等参数与成岩相的对应关系,建立了连续定量识别储层成岩相的方法。利用该方法对Z65井测井资料进行了处理,通过与薄片鉴定及压汞结果对比,验证了方法的准确性。利用单井成岩相判别结果划分苏里格气田盒8段成岩相展布,其中气田中部主要以粒间孔+火山物质强溶蚀相和晶间孔+火山物质溶蚀相为主,是有利的成岩相带。

特低渗透油藏水平井开发效果评价指标和分类评价方法

针对特低渗油藏水平井开发特点,引入注水见效周期、水平段产液率新的评价指标,确定了水平井网注水开发效果的9个评价指标。基于直井与水平井开发的动态差异性以及特低渗油藏与常规油藏开发的不同点,采用类比分析、水平井等效评价、虚拟开发等综合方法,初步给出了鄂尔多斯盆地特低渗透油藏水平井开发分类评价指标。考虑各因素之间的等价、因果、过程等关系,根据层次分析法,确定了评价指标的权重关系。采用模糊数学法,构建了水平井开发的综合评价体系。实际油田应用效果表明新体系评价结果可靠。

油气田古地貌恢复方法研究进展

目前已在较广的学科范围及其领域内应用到古地貌研究成果,古地貌恢复更是与油气田勘探开发关系密切。随着石油工业的快速发展,油气田古地貌恢复方法的研究有了比较明显的进展。通过分析近些年兴起的代表性古地貌恢复方法,总结中国油气田古地貌恢复方法研究的主要进展。(1)古地貌恢复方法的理论基础多元化:分析古构造、古水系、古流向和沉积相等的综合性研究是沉积学古地貌恢复法的关键所在;将基准面和最大洪泛面结合进行基准面旋回对比来反映沉积前古地貌形态,是高分辨率层序地层学古地貌恢复法的核心思路;依据三级地貌概念模式指导微地貌精细刻画,是井区尺度岩溶微地貌恢复法的主要优势;碳酸盐岩沉积期微地貌恢复法的主要原则是寻找等时地质体,确定台地浅滩的暴露时间,利用颗粒岩的厚度对暴露浅滩的微地貌进行有效恢复。(2)古地貌恢复方法的实用性越来越强:鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、塔里木盆地和四川盆地的油气田实例说明,虽然在采用这些古地貌恢复方法时,定量研究的手段均有待加强,但仍然为油气田储层预测和油气富集有利区优选提供了重要支撑,其应用前景广阔。(3)古地貌恢复方法之间优势互补,趋于综合研究:沉积学古地貌恢复法目前应用比较成熟;高分辨率层序地层学古地貌恢复法的研究工作处于起步阶段;井区尺度岩溶微地貌恢复法适合于潮坪为主的碳酸盐岩台地;碳酸盐岩沉积期微地貌恢复法适用于滩体发育的碳酸盐岩台地。不同方法的综合研究是油气田古地貌恢复方法发展的必然趋势。

神木气田太原组气藏开发低效性主控因素

鄂尔多斯盆地东部的神木气田太原组在储层特征上不同于相邻榆林气田山西组,近年来勘探证实其具有良好开发潜力,但已完钻的气井总体呈低产、低效特征,无阻流量主要分布在(2～4)×104m3/d.为实现神木气田的有效规模开发,根据常规薄片、常规物性分析、压汞曲线特征、岩性描述等系列资料从沉积环境、砂体展布特征及储层物性等方面入手,深层次剖析了该区太原组气藏低效性的原因.认为区域上构造运动,生、排烃时间与储层致密化时间不匹配,沉积相主导下的储层非均质性强,砂岩储层岩屑含量高等因素是导致神木气田太原组气藏低效性的主要因素.在此基础上,通过分析有代表性实验样品的核磁共振结果发现:一定情况下岩性与可动流体饱和度之间存在相关关系.提出水平井是该区有效开发手段之一.

不整合面和砂体配置对镇北长3及以上低渗透油藏油气富集的影响

通过大量的测井和岩心等资料分析,采用古地貌恢复等方法,探讨了鄂尔多斯盆地侏罗系和三叠系间的不整合面及砂体的配置关系对镇北地区长3及以上低渗透油藏油气富集的影响。研究表明:前侏罗系古地貌将镇北地区划分为若干个古河流域,每个流域的主河谷深切延长组地层,通过油气运移所形成的低渗透油藏在平面上主要局限于其古河流域内;不整合面为油气运移的主要通道,由于地层纵向相态转化快,油气运移困难,同一古河流域的长3及以上低渗透油藏纵向上主要局限于一个统一的构造附近,即油气主要聚集于不整合面附近古河流域内砂体连片性较好的构造基准域内。

低渗透气田水平井试井解释方法探讨

水平井已成为低渗透油气田转变开发生产方式、提高单井产量、快速建产的主体技术。而水平井的试井解释方法还不完善。通过对水平井试井理论和解释模型的阐述,分析水平井系统的流动规律,以及曲线特征的影响因素,探讨低渗透气田水平井试井解释方法,提高水平井试井解释结果的准确性,为低渗透气田水平井的高效开发起到指导性作用。

长庆特低渗透油藏超前注水开发规律研究

考虑到超前注水压力敏感而导致介质变形引起的孔隙度和渗透率的降低,但仍属于特低渗油藏,存在启动压力梯度[1-3],理论推导超前注水呈双曲递减规律,超前注水和同步注水递减曲线特征基本相同,递减率Di=0.21;超前注水提前提高了原始地层压力保持水平,油井初期产能得到提高,同时,压力保持水平的提高,影响到油藏中后期开发油井含水上升速度加快。同步注水无水采油期(稳产期)特征比较明显,超前注水无水采油期短,水驱特征曲线表明超前注水水驱提前,同样采出程度,含水上升较快,最终采收率同步注水高于超前注水。

长庆油气田能源管控运行模式研究

通过调研国内外能源管控中心的建设及运行模式,结合油气田生产特点和工艺现状,研究并提出了长庆油田能源管控模式,设计了油气田能源管控系统功能,并对油气田能源管控运行模式进行了探索。

鄂尔多斯盆地神木气田石千峰组千5段砂体发育规模与储层特征

石千峰组作为鄂尔多斯盆地二叠系区域顶部天然气储集层,具有砂岩厚度大、分布广的特点。在露头、钻测井资料与岩心沉积相分析基础上,利用露头测量法、经验公式法以及密井网解剖法,对千5段开展砂体发育规模评价研究,结合显微薄片、扫描电镜、压汞、核磁等分析手段进行千5段储层特征研究及分类评价,为后续高精度开发提供线索。研究认为,神木地区千5段为辫状河三角洲平原沉积,以辫状分流河道与洪泛平原亚相为主,局部发育洪泛越岸砂沉积;沉积期辫状河道平均水深为5~6 m,千5上亚段聚合河道宽度为800~1200 m,千5下亚段聚合河道宽度主体为1200~1600 m。形成厚层岩屑砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩储层,具有高岩屑含量、高原生粒间孔含量的特点,表现为4类砂岩储层:Ⅰ类微米级裂缝孔隙型;Ⅱ类微米-纳米级联通孔隙型;Ⅲ类纳米–微米级连通–孤立孔隙型;Ⅳ类纳米级孤立孔隙型。千5段砂岩浊沸石胶结作用局部富集,对寻找高孔隙度、高渗透率储层创造了潜在的物质条件。

鄂尔多斯盆地庆城油田页岩油开发技术探索与实践

为解决鄂尔多斯盆地庆城油田页岩油规模开发中遇到的技术难题,将矿场实践和理论分析相结合开展技术方法探索及认识创新。针对甜点定量预测难题,创建甜点指数(I_(SI)),构建地质品质指数(G_(GQ)),形成多学科三维甜点定量优选技术;针对提高油层钻遇率难题,构建了“四个迭代”的水平井轨迹实时调整技术;针对多油层叠合储量动用难题,建立4种差异化布井模式,形成页岩油水平井一次动用立体布井技术;针对页岩油单井产量递减快,含水下降慢的问题,形成页岩油水平井差异化闷、排、采技术。通过应用以上技术,庆城油田实现年均增长产油量50×10^(4)t,2023年产油量超过200×10^(4)t。庆城油田实现规模效益开发,坚定了国内陆相页岩油规模效益开发的信心,研究成果可为国内外同类页岩油开发提供借鉴。