模糊识别方法在乌里亚斯太凹陷油藏压裂中的应用

乌里亚斯太凹陷油藏为一新开发的断块油田,在层面上分布很不均匀,用传统压裂软件无法很好地进行分析。鉴于模糊数学能从模糊中得出规律性,试图通过对乌里亚斯太前期压裂井参数的统计分析,用模糊数学方法来分析乌里亚斯太凹陷油藏压裂的选井选层,对可改变的压裂参数即施工参数进行优选以提高压裂效果。通过乌里亚斯太凹陷油藏投产初期20余口压裂井的地层参数、施工参数和改造前后生产数据的统计分析,寻找压裂井增产规律。在此基础上应用模糊识别数学模型理论指导压裂井的选井选层,并用该模型进一步优选压裂施工方案和对施工参数敏感性进行分析。实践证明,该方法简单易行,提出的选井选层原则与油田实际符合率高;分析优选出的施工参数及施工方案用实例井计算增产效果较明显,可作为乌里亚斯太油田今后压裂选井选层及施工的依据。

水平井和大位移井压裂后产能预测模型研究

对水平井和大位移井进行压裂,投资大,技术难度大。为使整个压裂经济有效,要有必对压裂后的产能进行预测。建立裂缝-油藏三维两相渗流模型及数值差分方程,将大位移井穿越的各产层作为一个整体考虑,采用数值模拟方法可以预测水平井和大位移井压裂后的产能。

冀中凹陷高家堡地区异常破裂压力储层压裂改造技术

针对冀中凹陷高家堡地区储层破裂压力异常高、压裂裂缝窄、加砂难、易砂堵的特点,结合地层倾角测井资料、三轴岩石力学试验参数和室内kaiser地应力测试资料,从孔径、孔密、孔深、相位角、打开程度等参数进行了降低储层破裂压力的射孔优化设计,根据优化的射孔方案,配合多级段塞压裂工艺、20～40目和30～50目的中小粒径组合陶粒工艺、增大井底注液压力工艺措施,有效降低了冀中凹陷高家堡地区异常破裂压力储层的破裂压力,大大提升了该地区压裂改造的平均砂比和加砂规模。

低密度水包白油钻井液在潜山欠平衡钻井中的应用

华北油田潜山油藏埋藏深,井下温度高,地层压力系数低。为满足该油藏欠平衡钻井的需要,研究出了高油水比水包白油钻井液。经现场应用表明,该钻井液性能稳定,最低密度为0.86g/cm3,具有强抑制性和防泥岩坍塌能力,与清水的相对膨胀率仅为9.84%,抗温达180℃,抗污染能力好,对储层的损害小,渗透率恢复值大于94%,且较纯油基钻井液成本低,对环境污染小。长6、任东2和衡6探井通过应用该低密度水包白油钻井液,实现了欠平衡钻井,顺利钻穿漏失严重的潜山储层,较好地保护了储层,同时解决了钻井液的抗高温和荧光干扰问题,满足了探井施工录井的要求。

天然气井负压诱喷及完井工艺技术

采用负压开孔装置建立新型作业模式,在不下测试阀、不借助气举等外力诱喷条件下,自造负压实现一趟管柱完成负压射孔、诱喷和放喷求产等多项作业,缩短了作业时间,节省了作业成本,提高了作业的安全性。根据天然气井开采的自身特点,有针对性的研究适合天然气开发的工艺技术,达到保护储层、安全、清洁、经济、高效开发天然气井的目的。

利用试油资料进行压裂选层与措施效果预测

塔木查格盆地是典型的低渗透性储层,压裂改造是目前最重要的增产方式之一。在实际工作中,压裂选层是面临的一个重要难题,为进一步提高压裂可行性和有效性,对该区不同测试曲线形态、压力特征以及储层导流能力进行分类和数理统计研究,分析测试成果及录井测井资料与压裂效果之间的内在关系,确定了压裂选层原则,建立了以电测解释参数为基础的措施效果预测方法,为压裂选层提供了依据。经过42个试油层实际应用,压裂效果预测准确率达到了71.73%,有效提高了压裂有效率。

华北油区隐蔽油藏评价关键技术

针对华北油田近年来预探发现的隐蔽油藏构造背景复杂、储层类型多样、电性差异大、以低孔低渗型储层为主的实际特点,在油藏评价研究中采用了叠前时间偏移处理、储层预测与描述、复杂油层的识别及改造等关键技术,不仅有效地提高了油藏评价的效益,也为提高储量动用程度和新建产能提供了有效途径。

特低渗砂岩油层保护剂RP-3的研制与应用

桐 2 1断块为低孔、特低渗砂岩储层 ,储层污染比较严重。研究认为 ,储层伤害的主要原因是水敏和水锁。针对储层这一特点 ,研制了油层保护剂 RP- 3。现场应用 13口井 ,其中试油 6口 ,平均单井日增原油 1.5 3t,平均单井日减水量 6 .5 4m3,取得了良好的保护油层效果。

高35-2井屏蔽暂堵钻井液提高了电测解释的准确性

高35-2井和高35-1井是冀中坳陷蠡县斜坡大百尺构造带高35断块上距离很近的两口井,高35-2井使用屏蔽暂堵钻井液,高35-1井未使用屏蔽暂堵钻井液。通过对比分析两口井的电测曲线可以发现,高35-2井的滤饼薄,钻井液侵入半径小,油层段深感应电阻率受钻井液侵入的影响小,油水层电测曲线特征分明,说明采用屏蔽暂堵钻井液能提高测井解释的准确性,有利于保护和及时发现油气层。

应用模糊识别理论优选乌里亚斯太油藏压裂井层及施工参数

对二连油田乌里亚斯太地区的23口开发井和探井的地质参数、生产动态参数、压裂施工参数以及它们的压裂效果进行了统计和分析。根据模糊识别理论,建立了各影响因素与压裂效果之间的模糊关系。压裂候选井的选择,最终可以通过欧氏贴近度的大小进行定量判断。通过对施工参数的敏感性分析,可以优选出最佳的施工参数。应用建立的模型,对该地区的几口未知样品井进行了预测,其预测效果与实际情况具有很好的吻合性,表明该方法进行压裂选井选层是可行的。

双疏型储层保护技术在吉兰泰油田的应用

巴彦河套地区为快速沉积、超补偿型盆地,2000 m以上的储层“三低一高”(低成熟度、低渗透、低强度、高泥质含量)特性显著,储层岩心水敏性强,盐敏性极强;储层岩心岩性胶结较差,粒径不统一,泥质含量高,岩石颗粒间胶结疏松,岩心制备较难、洗油后容易破碎,对产量影响严重。针对储层的强敏感性、胶结性差的问题,对储层岩性进行分析,开发了双疏剂和成膜剂,通过室内实验对其进行了评价,结果表明,加入双疏剂和成膜剂可将体系转化为双疏型储层保护钻井液,不影响原钻井液的流变参数,可实现岩石表面由亲水性转变为疏水性,同时在井壁形成膜状物,减少外来固相和液相进入储层,从而实现通过疏水、封堵等途径维持井壁稳定,减轻或避免储层损害。该技术在吉华2-209x井和吉华2-322X井的应用效果表明,双疏型储层保护技术使钻井液流变性稳定、滤失量低、抑制能力强、井壁稳定增强,保证了井径规则,未发生井下复杂事故,与邻井相比钻速提高、周期缩短、成本降低,应用效果显著,为该地区的安全高效开发提供了强有力的技术保障。

三相流高能复合射孔压裂技术现场应用

增效射孔是指通过一次性射孔，使目的层能达到完善或超完善状态，即通过一次性射孔就能够完全消除油层在钻井、完井和射孔过程中受到的油层伤害。三相流高能复合射孔压裂技术是在两相流复合射孔技术的基础上发展起来的，该工艺是把聚能弹射孔（８９弹）和可控固体推进剂与加砂压裂结合为一体，射孔、压裂和加砂一体完成，使压裂井的完善程度和完善率达到最高的增效射孔技术。从实施效果对比看，三相流射孔技术对不同物性和埋藏深度不同的油气层都有较广泛的适应性和推广应用价值，是油气层解堵改造又一新的工艺技术。

潜山油藏开发后期驱油、储气及地热利用协同联动探索

针对潜山油藏开发后期剩余油潜力不明、注气提高采收率难度大、采出高温水处理难、地热资源未有效利用等问题,开展理论与技术探索,根据油藏型地下储气库驱油储气地热协同联动一体化建设实践,取得以下成果及认识:(1)潜山油藏具有得天独厚的建库优势;(2)通过调控注气速度控制油气界面缓慢推进,保持油水界面稳定,有望实现潜山油藏大幅提高采收率与调峰供气一体化;(3)结合油田现有规划,将地热井、换热站、油田管线进行区域整合,建立了潜山油藏注气开采—余热利用—回注闭环模式,实现多套地热资源和油田集输余热综合利用;(4)开展驱油储气地热协同联动一体化建设试验,取得良好效果,预测提高采收率20%以上。潜山地热开发利用推广以来,已在冀中地区建成205×10^(4)m^(2)/a供暖能力,利用地热能折合标准煤5.11×10^(4)t,减排CO_(2)达14.15×10^(4)t,提高了清洁能源综合利用能力,缓解了供暖压力。

渤海湾盆地束鹿凹陷“牙刷状”油藏成藏特征与模式

冀中坳陷束鹿凹陷具有良好的油气成藏条件,然而实际勘探中许多直井无法获得工业产能。以束鹿凹陷车城油田沙河街组“牙刷状”油藏为研究对象,从储层特征、隔夹层特征、盖层特征、油气来源及运移路径,综合分析了“牙刷状”油藏成藏条件及成藏过程,并总结了其成藏模式。研究表明:“牙刷状”油藏富集于优势砂地比储层中,油藏间被盖层分隔成不同的压力系统,油藏内被相对致密的砂岩隔夹层分隔成一系列压力系统相同的储集单元;断层是“牙刷状”油藏成藏的平面运移及垂向运移主要通道。该地区存在两期油气充注,第一期原油充注是“牙刷状”油藏的主要油气来源,且该期充注的油气沿同期发育的断层运移至地表浅层并散失,使得油气层厚度随深度变浅逐渐减小;油气运移方向与优质储层展布方向大致垂直,导致油藏集中发育在油气运移方向上的断层圈闭中,形成了一系列“牙刷状”油藏。文章系统论述了“牙刷状”油藏的成因机制,为研究区后续勘探开发工作提供可靠的理论基础。

渤海湾盆地饶阳凹陷肃宁-大王庄地区中深层沉积特征及有利储层评价

饶阳凹陷中深层储层非均质性强,储层沉积复杂多变,非常不利于有利储层目标区的评价工作。为预测优势砂体及有利储层,以饶阳凹陷油气最富集的肃宁-大王庄地区为例,基于40口井单井岩心和测井资料进行了沉积相划分,并结合物源分析及沉积微相研究,分析了沉积微相及砂体在不同时期的展布特征,结合沉积微相和储层物性的相关性分析,预测了有利储层分布。结果表明:研究区可划分为辫状河三角洲平原和三角洲前缘2种沉积亚相和8种沉积微相;从E_(s)到Es_(x)沉积时期,东部的河道有逐渐萎缩的趋势,砂体的分布范围逐渐变小;明确了三角洲平原亚相中的辫状河道砂体和三角洲前缘亚相中的水下分流河道砂体为Ⅰ类有利储层,预测出宁603井区西南部和宁608井区西北部为肃宁-大王庄地区的中深层优质储层有利目标区。研究成果为肃宁-大王庄地区的中深层油气的勘探开发提供了理论支撑。

霸县凹陷西部陡坡带沙三段成岩演化及其对储层物性的影响

利用岩心观察、岩石薄片分析、物性资料及试油资料,结合盆地埋藏演化史,研究霸县凹陷西部陡坡带岔河集—高家堡地区沙河街组三段(沙三段)扇三角洲成岩作用特征及其对储层物性的影响。结果表明:西部陡坡带沙三段储层目前处于中成岩A期,在持续埋藏的背景下,经历碱性—酸性—碱性成岩环境的演变;成岩演化序列为压实作用/早期碳酸盐胶结—长石溶解/石英次生加大/自生高岭石胶结—灰泥杂基重结晶/晚期碳酸盐胶结/硬石膏胶结/石英弱溶解—黄铁矿胶结。不同沉积相带沉积特征不同,控制成岩演化特征的差异,决定物性演化的不同。扇三角洲平原辫状河道泥质砂岩埋藏早期压实作用较强,后期灰泥重结晶使物性急剧降低,现今主要发育干层。扇三角洲前缘水下分流河道远泥岩端储层,由于酸碱两期溶蚀作用使长石、石英和早期碳酸盐胶结物发生一定程度的溶蚀,油气充注进一步抑制晚期碳酸盐胶结作用,现今保留大量的残余原生孔隙和次生孔隙,可作为良好的油气储集层。扇三角洲前缘席状砂和水下分流河道近泥岩端砂岩早期碳酸盐胶结极为发育,在一定程度上抑制压实作用,但整体上中等的压实作用和较强的胶结作用使物性降低较快,早期碳酸盐胶结堵塞孔隙和喉道,导致酸性流体难以产生大范围的溶蚀,晚期碳酸盐、硬石膏胶结使孔隙度进一步降低,现今物性中等。

饶阳凹陷蠡县斜坡油藏单元划分及其地质意义

蠡县斜坡位于饶阳凹陷的西部,勘探形势严峻,构造油藏增产上储难度增大。同时,早期发现的单一圈闭内的单一油藏内部由于储层非均质性,并没有统一的油水界面,经典的石油地质理论受到了挑战。在此背景下,以蠡县斜坡高30断块ES 2上为例,通过对单一油藏内部油水系统进一步精细刻画,提出油藏单元概念及划分方法,重新厘定该地区的油水分布。通过油藏单元的划分和油水分布的精细刻画,使得蠡县斜坡的油藏面积进一步扩大,油气储量从2004年的1965×10^4 t增加到2016年的8514×10^4 t,表明油藏单元的划分对于油气田后期的勘探开发具有重要的意义。

饶阳凹陷西6区块沙一上段沉积微相及其含油气性

饶阳凹陷作为一个勘探老区,油气年产量日益下降,亟需发现新的油气储量以满足国家战略发展需求。受限于早期的生产技术及理论模式,地层格架划分粗略,评价目标主要集中以段或亚段,精度较高者以油组为主,以单砂体尺度的储层受非均质性的影响导致沉积微相划分不准,为油田增储上产带来挑战,严重制约了油气勘探开发的发展。基于此,利用岩心、录井及测井等资料,本文以饶阳凹陷南马庄地区西6区块为例,对沙一段各小层(单砂体)沉积微相进行刻画,并对各类微相中砂体含油气性进行分析。结果表明:西6区块沙一上段共分为3个油组9个小层;岩性以偏氧化环境的泥岩与偏还原环境的砂岩混合为主,表现为沉积过程中水体震荡摆动的特点;沉积亚相类型为三角洲平原,发育分流河道、天然堤和河漫沼泽3种微相;沉积微相分布范围控制着砂体展布特征,具体表现为分流河道控制小层的砂地比及渗砂厚度分布,其中以Ⅱ_(1)、Ⅱ_(2)小层砂地比值最大,可达至0.75、0.85,Ⅰ、Ⅱ_(1)小层渗砂厚度值最大,可达至30 m、25 m;Ⅱ、Ⅲ油组中各小层分流河道(微)相控制下的储层砂体整体含油气性较高,Ⅱ_(4)、Ⅲ_(2)小层含油层比例最大为69.6%、65.5%。基于各小层沉积微相与含油层的结合,剖析了沙一上段沉积微相与油气分布关系,指出分流河道、天然堤等微相叠合区内渗砂厚度大于5 m为有利的油气聚集区。

浅水三角洲沉积特征及其油气勘探意义——以渤海湾盆地霸县凹陷岔河集构造带沙一上亚段为例

浅水三角洲油气藏是渤海湾盆地冀中坳陷霸县凹陷岔河集构造带沙河街组沙一上亚段最主要的油气藏类型。通过对岩石学特征、沉积构造特征、粒度特征、古生物等资料的分析,对浅水三角洲沉积特征和沉积相展布进行了系统研究,总结出浅水三角洲的沉积模式,并且阐述了浅水三角洲有利的成藏条件。通过研究发现,研究区沙一上亚段浅水三角洲分支河道微相发育,河口坝微相基本不发育,广泛发育大面积的席状砂微相;湖平面的周期性变化造成多期砂泥岩互层,是砂体展布特征的主要控制因素。浅水三角洲的沉积特征决定了浅水三角洲相具有优良的储盖组合,断层作用于砂体形成了多种类型的圈闭。岔河集构造带沙一上亚段具有良好的油气成藏条件。

远源浅水辫状河三角洲前缘储层构型模式研究:以冀中坳陷饶阳凹陷留西油田L18断块为例

利用渤海湾盆地冀中坳陷饶阳凹陷留西油田留18断块内岩心、录井、测井、三维地震以及生产动态资料,应用层次分析的方法,对远源浅水辫状河三角洲前缘进行了相带划分,对砂体构型进行了解剖,明确了各相带内沉积构型样式的特征,建立了远源浅水辫状河三角洲前缘精细的沉积构型模式。研究表明:(1)研究区水体整体较浅,远源浅水辫状河三角洲前缘亚相广泛发育,并进一步分为前缘近端、前缘中端和前缘远端3个相带,不同相带在砂体厚度、岩性组合特征和砂体横向连通性等方面存在差异。(2)前缘远端水下分流河道水动力较弱,所携带沉积物较少,形成横向连通性较差的小规模河口坝,河口坝之间的厚层泥质披覆夹层为主要的夹层类型。(3)前缘中端分流河道水动力强度中等,形成串珠状或分叉树枝状的河口坝,单一河口坝由2~4期前积增生体构成,前积倾角约2. 2°,增生体间的泥质披覆夹层为主要的夹层类型。(4)前缘近端分流河道水流强度较大,下切作用较强,所携带沉积物较多;下伏河口坝互相叠置切割,形成连片分布的复合体;单个河口坝由多个前积增生体构成,前积倾角约3. 5°,增生体内的漫溢夹层及增生体间的泥质披覆夹层为主要夹层类型。