我国复杂油气藏水平井规模化开发成效及进展

我国复杂油气藏分布广、类型多,开采中的矛盾突出,对水平井规模化开采的需求特别迫切,示范规模不断加大,成效更加显著。我国复杂油气藏开采技术难度大,水平井规模化开采成为有效技术途径。实例分析表明,水平井开采规模发展到井组、区块和整装开采;提高了开采速度,增加了可采储量和采收率,降低了开采技术难度。促使更多的大型示范工程项目建设加快进度。

油气藏数值模拟技术在保山气田开发方案中的应用

保山气田属于上第三系小型砂岩气田,天然气为生物成因气。储层埋藏浅,砂岩胶结疏松,成岩性差,气藏均为砂岩透镜体。储层泥质含量高,渗透率低,具有较强的非均质性。具有纵向上含气储层多、厚度薄,横向上连通性差的特点。大部分气藏储量小、气井产能低。通过利用油气藏数值模拟方法研究该气田的开发方案,并进行现场实施,取得了较好的效果,不仅较大幅度提高了气田的储量动用程度和产量,而且提高了气藏的采收率,明显改善了气田的开发效果。实践证明,开发方案可以科学、有效地指导气田的开发生产,对于提高气田采气速度,加快开发进程,缩短投资回收期,实现小型气田立体、高效开发具有重要的意义。

川中—川东地区侏罗系大安寨段古环境及油气地质意义

【目的】四川盆地侏罗纪大安寨期不同地区古环境特征差异较大,探讨其演化特征及地质意义将有助于加快油气勘探的步伐。【方法】利用四川盆地中部和东部侏罗系大安寨段钻井岩心和野外剖面等地质资料,结合元素地球化学分析方法,对大安寨期古气候、古氧化还原、古盐度等古环境进行恢复和对比分析。【结果】川中—川东地区大安寨段岩性可划分为页岩、介壳页岩、泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、介壳灰岩和泥质介壳灰岩;大安寨第三亚段沉积期气候为干燥—半干燥,水体为亚还原条件的淡水—半咸水,处于浅湖—半深湖环境;大安寨第二亚段沉积期气候为半干燥—半潮湿,降水量较多,气温较低,水体为亚还原条件的淡水,处于半深湖环境;大安寨第一亚段沉积期气候为干燥—半干燥,水体为氧化—亚还原条件的半咸水—咸水,处于滨湖—浅湖环境;RA1井与YT1井大安寨时期均具有气候干燥→潮湿→干燥、降水量少→多→少、气温高→低→高、水体还原性弱→强→弱、古盐度高→低→高的规律;大安寨第三亚段沉积期至大安寨第二亚段沉积早期,湖盆沉积中心由川东地区往川中地区迁移,大安寨第二亚段沉积晚期至大安寨第一亚段沉积期,湖盆沉积中心则由川中地区往川东地区迁移;大安寨第二亚段TOC平均值为1.70%,孔隙度平均值为4.93%,荧光显示强烈,是大安寨段页岩油的主要生油层和储集层;古环境因素对源储配置具有较大影响,较潮湿的气候、较多的降水、较低的气温、还原性的水体和较低的盐度有利于泥页岩沉积、有机质富集和孔隙发育。【结论】川中—川东地区大安寨段古环境控制泥页岩沉积和有机质富集规律,影响页岩孔隙发育程度,这一认识可为明确四川盆地页岩油有利勘探区提供理论依据。

四川盆地北部中二叠世晚期“广元—旺苍”海槽特征及其油气地质意义

基于野外露头特征,结合区域构造背景,综合钻井及地球物理资料,利用宏观与微观观察、地球化学元素测试、总有机碳含量及镜质体反射率测定等对四川盆地北部中二叠统茅口组沉积特征进行研究。结果表明,在中二叠统茅口组沉积晚期,川北地区广元—旺苍一带存在一套富有机质的深水沉积,该套地层自北西向南东方向分布,厚10~30 m,以硅质岩、硅质泥岩等为主夹重力流沉积。硅质岩、硅质泥岩单层厚度薄、层面平整,富含硅质放射虫、海绵骨针及体小壳薄的腕足类生物化石,具有典型的深水海槽相沉积特征。地球化学测试硅质岩类中的铜、钴、钼、镍等元素含量以及镍与钴含量的比值等指标均指示此套沉积属深水还原环境下的产物,其TOC值为3.21%~8.19%,平均值为5.53%,具有良好的生烃能力。海槽南侧为较高能的台地边缘相区,沉积的主要是厚层块状泥-亮晶生物(屑)灰岩,有利于储集层的形成。茅口组沉积晚期,扬子板块西北缘勉略洋壳向北俯冲与“广元—旺苍”海槽的形成提供了内在动力条件。从该海槽的发育位置、沉积特征和形成动力来看,与前人提出的晚二叠世“开江—梁平”海槽相似,因此认为“开江—梁平”海槽在中二叠世晚期就已经具有雏形。

页岩气地质工程一体化导向钻井技术

为最大限度地挖掘页岩储层潜力,提高水平井勘探开发效果,研究应用了页岩气地质工程一体化导向钻井技术,包括:在深化页岩储层认识和准确预测"甜点"的基础上,建立了精细三维地质模型;根据三维地质模型提取的地层参数进行井眼轨道优化设计;采用储层预测技术,落实目的层微构造变化,从而为水平段井眼轨迹预测提供地质依据;采用地质目标跟踪及轨迹调整技术,准确预测井底钻头位置,估算真实地层倾角并实时修正地质模型,确保井眼在储层中合理位置延伸。地质工程一体化技术在四川盆地NH2-4井进行了应用,确定水平段位置距优质页岩底界35.00m,校正真实地层倾角为6.48°,实时修正地质模型并调整井眼轨道设计参数,实现优质储层钻遇率94.5%。研究结果表明,页岩气地质工程一体化导向钻井技术,为页岩气开发提供了实用可行的集成技术。

油气藏水相圈闭损害预测新方法——相圈闭系数法

准确预测水相圈闭损害是储层保护技术和增产改造措施优选的基础。目前的预测方法,如渗透率损害率、水相圈闭损害指数和总水体积等,多用来预测油层水锁损害,且因考虑因素不够全面或使用不够简便,而不能较好地预测水相圈闭损害,尤其是致密气层的水相圈闭损害。根据初始含水饱和度、储层压力、流体性质和储层孔隙结构等对水相圈闭损害的影响机理,提出了预测水相圈闭损害程度的相圈闭系数法,研究了其对渗透率、初始含水饱和度和压差的敏感性,给出了预测标准。相圈闭系数是无因次量,具有考虑因素全面、实用简便、易于推广等特点,已经应用到致密气藏水相圈闭损害预测,并取得了较好效果。

表面活性剂在低渗透油气藏全过程保护中的应用进展

相圈闭损害在裂缝性低渗透油气藏中极为严重。概括了表面活性剂降低界面张力、改变润湿性的机理。氟表面活性剂可促进液相返排、预防相圈闭损害,故界面修饰显示出扩展屏蔽暂堵技术和欠平衡作业在低渗透油气藏全过程储层保护技术覆盖度的潜力。介绍了界面修饰在低渗透油气藏保护中的应用实例和氟表面活性剂的优良特性,指出进一步研究的发展方向。

油气藏地层水蒸发产生盐析的研究新进展

在国内外有关盐析的研究中均忽略了高温条件下地层水蒸发过程中盐析对油气藏流体相态、渗流和开发动态的影响。从地层水蒸发过程中盐析的产生机理分析着手,得出影响盐析的主要因素是地层水的矿化度,且盐析主要发生在近井带和井筒中,其中以近井带5m范围内最为严重。盐析一旦发生会堵塞孔道,伤害储层,减少气井的产能。并以渗透率的下降程度作为评判盐析对储层伤害程度的指标。分析地层水的化学组成变化,从而进行盐析的早期测定,并根据不同地层水水型确定不同的盐析判定原则。综合分析认为,针对地层水蒸发过程中产生的盐析现象,研究盐析的渗流理论和盐析规律以及盐析对储层的伤害具有重要的科学意义。

考虑地层水蒸发的异常高温油气藏相态和渗流研究现状

国内外发现的深层高温高压凝析气藏和油藏越来越多,而现有的商品化软件和理论模拟均忽略了高温条件下地层水蒸发和"盐析"对油气藏流体相态、渗流和开发动态的影响。从高温油气藏地层水蒸发的实验研究、地层水蒸发对油气藏流体相态特征、物质平衡方程、油气藏储量、地层流体渗流以及开发动态等方面的影响进行了分析,指出异常高温油气藏存在地层水蒸发和地层水"盐析"问题,在生产过程中会对渗流造成影响,高温高矿化度地层水的油气藏必须考虑其影响。综合分析认为,针对异常高温高矿化度地层水的油气藏,建立考虑地层水蒸发和"盐析"效应的油气藏气液固耦合综合模型对于深层油气藏的渗流理论和开发很有必要,具有重要科学意义。

油气田开发项目多层模糊综合后评价研究

若进行油气田开发项目综合后评价的分析,结合油气田开发项目的特点,建立一套科学、实用、合理的综合后指标体系则是后评价的前提和关键。在油气田开发项目的综合后评价中,引入模糊评价法对油气田开发项目进行成功度评价,具有一定的可行性,因为这比使用简单的成功度评价法更能准确评价开发项目的成功程度。就油气田开发项目综合后评价指标体系的建立与模糊综合后评价做了初步的研究与尝试。

断溶体油气藏流动物质平衡方法

断溶体油藏由于"竖板"状的特珠形态,需要针对其流动特征,建立具有针对性的流动物质平衡方法。采用图示法分析了断溶体油藏油气流动模式,根据不同的流动特征以及对应的产能方程计算了油藏的渗透率,在此基础上建立了断溶体油藏的流动物质平衡新方法,并通过数值模型,验证了新方法的适用性。结果表明:断溶体油藏直井中的流动模式为线性流,与常规油藏水平井的流动特征相似,而断溶体油藏水平井中的流动模式为径向流,类似于常规油藏直井的流动特征;该方法和物质平衡方法得到的动态储量误差小于5%;新方法对储层渗透率的计算更接近实际井况。该研究对断溶体油藏动态储量核算具有指导意义。

纳米技术在国内油气田开发中的应用成效及再创新对策

中国拥有研究和生产纳米材料的技术实力。纳米技术展示出高新技术特色,具有高效功能的纳米材料正在逐步得到推广应用。油气田开发中的封堵调剖、降压增注、层内驱油、油水净化等领域也开始逐步引入纳米技术。为开发纳米技术的巨大市场潜能,在分析纳米技术研究及应用新进展的基础上,提出加快科技创新步伐的对策:寻求更广泛的技术合作途径,提升推广应用技术水平,重视石油行业纳米标准的研究,纳米技术创新选向。为决策提供科学依据,有助于纳米技术的全面推广应用。

线性复合油气藏试井解释模型及典型曲线分析

对于河道沉积环境所形成的条带状油气藏,储层物性的平面分布往往表现出较强的不连续性,呈现出线性组合的特征。在对这类油气藏的压力恢复和压力降落测试数据进行试井解释时,需要考虑其特殊性。根据表皮效应和井筒储集效应,通过建立外边界封闭线性复合油气藏试井解释模型,并结合拉普拉斯变换、有限傅里叶余弦变换以及正交变换法对该模型进行求解。利用Stehfest数值反演算法以及计算机编程技术编制了计算程序,绘制了线性复合油气藏的井底无因次压力典型曲线,并对各个流动阶段以及各种参数对曲线形态的影响进行了分析。该研究丰富了现代试井解释模型,对该类油气藏试井资料的解释具有指导作用。

背斜构造油气藏构造应力计算方法

目前大多数油气藏都是背斜构造形式的,其构造应力的计算对于地应力的获取及钻完井是非常重要的。文章基于小挠度薄板理论和胡克定律,获取了背斜构造应力模型;通过挠度的求解得到了构造应力计算方法,并结合单井的基础资料进行了具体的计算。

四川盆地及其邻区下二叠统栖霞阶层序-岩相古地理特征及油气地质意义

通过对野外露头、测录井、岩心及地球化学资料分析,基于海平面升降、层序充填、古地貌与岩相的相互关系研究,恢复四川盆地及周缘下二叠统梁山组—栖霞组(简称栖霞阶)层序-岩相古地理及其演化过程。研究结果如下:栖霞阶可划分为SQ0、SQ1、SQ2共3个三级层序,各层序厚度所反映的古地貌表明,早二叠世栖霞阶沉积前四川盆地周缘发育古隆/古陆,盆地内部则为高地与洼地相间的古地貌特征;SQ2为栖霞组主要的成滩期,高能丘滩相主要发育于沉积古地貌高地等处;白云质岩类(白云岩、灰质白云岩和白云质灰岩)储集层分布与沉积地貌高地等具有良好相关性;有利丘滩、白云质岩类储集层具有沿台缘带规模分布的特点。指出四川盆地西部台缘带依然是目前勘探的重点领域,而台内成都—绵阳、广旺以及川中—川南地区是下一步栖霞组白云质岩类储集层有利的发育区。

基于岩石物理相的深层页岩气地质—工程甜点参数测井评价方法——以四川盆地LZ区块五峰组—龙马溪组为例

海相深层页岩气(埋深大于3500 m)储层受沉积、成岩、构造及生物等多种作用影响,甜点成因机制十分复杂,通常的沉积微相、岩相划分难以精细刻画其强非均质性,进一步加大了地质—工程甜点参数测井精细评价的难度。为此,以川南LZ区块页岩气储层为例,在明确海相页岩岩石物理相内涵、影响因素及核心指标的基础上,利用岩石薄片、全岩衍射以及TOC等资料,结合测井响应特征,划分出三类岩石物理相(Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ),进一步分为6个亚类(Ⅰ_(1)、Ⅰ_(2)、Ⅰ_(3)、Ⅱ_(1)、Ⅱ_(2)、Ⅲ),明确了不同类型的特征及优势相,并采用随机森林算法建立了连续测井剖面岩石物理相识别方法和基于岩石物理相分类的地质—工程甜点参数测井精细计算模型。结果表明:(1)发育在五峰组顶部和龙一1^(1)—龙一1^(3)小层内的Ⅰ_(1)和龙一1^(4)小层内的Ⅱ_(1)为有利相,通常具有TOC高、孔隙度大、含气性好以及脆性强的特征;(2)基于随机森林分类算法的测井岩石物理相识别效果优于常规测井交会图识别法,准确率可达90%以上;(3)分岩石物理相的随机森林回归模型地质—工程甜点参数计算精度高,各项参数计算结果与实测结果的相关系数均超过0.9。所提方法有效解决了海相深层页岩气储层地质—工程甜点参数求取困难的难题,实现了甜点参数的井剖面精确计算,为评层选区、水平井靶体优选以及资源量估算等奠定了基础。

深层页岩气甜点分类的地质−工程评价指标体系及应用:以四川盆地LZ地区五峰组-龙马溪组为例

为了实现海相深层页岩气(埋深大于3500 m)储层强非均质性背景下的有利层段划分和甜点区域圈定,以川南LZ地区五峰组—龙马溪组海相深层页岩为研究对象,在分析页岩气甜点主控因素基础上,从地质−工程相结合的角度入手,提出8项甜点评价参数并优选出4项核心指标,构建多因素控制下的海相深层页岩气储层甜点分级分类评价指标体系,并基于核心指标精细求取结果,在平面上圈定了有利地质−工程甜点区域。研究结果表明:深层页岩气富集高产主要受控于岩性、厚度、孔隙度、总有机碳质量分数(w(TOC))、成熟度、含气量、压力系数以及脆性指数即8项甜点评价参数,其中w(TOC)、孔隙度、总含气量及脆性指数是甜点评价最核心的4个指标;研究区深层页岩气储层甜点类型可分为3大类,其中最优的I类甜点层段核心指标界限为:w(TOC)>3.0%、孔隙度超过5.0%、总含气量超过3.0 m^(3)/t以及脆性指数大于0.55;平面上,I类甜点主要分布在G202-h1,L203,L207和L208等井区,整体产量较高,为深层页岩气富集高产区域,且与当前生产实践吻合性较好。

疏松砂岩油气藏出砂量预测技术研究进展

油气井的出砂问题一直是生产过程中的重大问题,工程师们通过各种研究对油层出砂机理有了一定了解。特别是随着稠油冷采和出砂管理新技术理论的提出,油气井开采中出砂量的预测更是成为出砂管理的关键,成为迫切需要解决的问题。预测出砂量的方法经历了从简单到复杂、从定性到定量的曲折发展过程。对疏松砂岩地层出砂机理和出砂量预测模型的发展进行了详细的综合论述。其中预测油气井出砂的理论模型包括:应力应变模型、流固耦合模型、蚯蚓洞模型、油气井初始出砂冲蚀模型及其他预测出砂量模型。通过对比各个不同模型的适用范围和相互间的联系,并指出了模型的不足之处以及可改进的地方。

鲁克沁稠油井筒乳化降粘的实验室研究

为了实现鲁克沁特稠油的井筒降粘,用实验室合成的非/阴离子表面活性剂及其他助剂和稳定剂的混和物,将酸值2.00 mg KOH/g,沥青质:1.32%,胶质:33.88%,20℃密度0.958 5 g/cm3,凝点6℃,50℃粘度17 460 mPa.s的鲁克沁特稠油乳化成水包油乳状液。通过正交设计实验,优选出乳化药剂组成(%,以油相质量计)如下:乳化剂LRH-1,0.4;助剂LRH-2,0.3;稳定剂LRW,0.1。当地层水矿化度分别为80 000 mg/mL,100 000 mg/mL时,用该组乳化药剂制备的油水质量比70∶30水包油乳状液,50℃粘度分别为93 mPa.s和121 mPa.s,且具有良好的稳定性。

渤海油田裂缝性油藏地质工程一体化井漏预警技术

为了解决渤海油田裂缝性油藏钻井过程中因断层、裂缝引起的井下漏失等问题,提出了地质工程一体化井漏预警技术。在叠后地震大中尺度断层刻画的基础上,通过滤波、断裂增强等特殊处理,进行属性优选及多属性融合,精细刻画中小尺度裂缝,建立了多尺度裂缝三维空间分布模型,设计井眼轨道时避开漏层,进行钻前风险提示,指导钻井作业采取相应的防漏堵漏措施;钻进过程中开展井漏风险随钻跟踪,实时调整并反馈井漏风险预测结果,及时优化井眼轨道,形成了随钻过程中漏层动态避钻技术,以充分保障钻井作业安全,降低钻井成本。钻前风险预测、钻进中井漏跟踪及随钻井眼轨迹实时优化等技术在旅大X油田应用后,实现了一趟钻规避断层漏失段。地质工程一体化井漏预警技术能够降低钻井风险,保障裂缝性油藏的钻井安全,为渤海油田增储上产提供了技术支撑。