准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油藏特征与形成主控因素

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组发育典型的陆相咸化湖盆页岩油,综合利用地震、岩心、测井等资料,对油藏特征及形成主控因素进行了研究。芦草沟组大面积含油,以游离态和吸附态2种状态在多层"甜点"层的微—纳米孔喉、层理缝中聚集,被页岩隔层分隔,存在上、下2个"甜点"富集层段。页岩油藏地层压力、成熟度从凹陷区向斜坡区逐渐降低,原油密度逐渐增大。烃源岩品质及成熟度控制了页岩油的分布与原油性质,沉积微相控制了页岩油的分布层位,页岩的岩性与物性控制了页岩油的富集甜点,生烃增压是页岩油成藏的主要动力。

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油开发难点及对策

为实现吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油资源的有效动用和高效开发,推动中国陆相页岩油的规模化建产,通过详细对比国内外页岩油储集层地质特征,分析了中国陆相页岩油与北美海相页岩油的地质差异,结合吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油勘探开发的探索与实践,形成了吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油高效开发的技术对策体系。研究结果表明,吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油具有储集层埋深大、物性差、非均质性强等特征,开发过程中面临的难点主要体现在甜点识别标准不完善、整体有效可动用程度低、开发技术参数不明确、降本增效难度大等。通过开展以下工作有效解决了目前面临的开发技术难题:①综合储集层、测井、录井、地震和基础力学实验研究,建立“甜点”评价标准,优选地质和工程有利区;②开展地质工程一体化研究,结合现场井距试验和生产动态资料分析,优选井网部署参数、优化合理工作制度;③基于原油流动性实验分析,明确原油流动性主要影响因素为黏度,采用CO2前置压裂可有效降黏增效;④推动大平台批钻批压,降低压裂窜扰、套损等问题对规模建产的影响,奠定降本增效技术攻关方向。吉木萨尔凹陷页岩油开发过程中形成的技术对策,对中国陆相页岩油资源的规模建产具有积极的示范作用。

准噶尔盆地风城地区稠油特征及其成因探讨

对准噶尔盆地风城地区稠油物性特征及地球化学特征分析研究认为,该区稠油具有粘度高、密度大、胶质含量高等特征,原油物性随着埋藏深度的增加逐渐变好,侏罗系八道湾组原油的物性好于侏罗系齐古组。从生物降解作用、氧化作用、水洗作用等次生变化作用对该区稠油成因进行了探讨,对该区进行下一步勘探开发具有一定的指导意义。

新疆油田水平井地质导向技术研究及应用

新疆油田通过引进、消化和吸收水平井地质导向技术,结合现场实际应用,逐步形成了系统完善的水平井地质导向配套技术。根据油藏特性及地质导向技术的适应性,可以概括为MWD+岩屑录井、MWD+综合录井、LWD(PeriScope15)+综合录井以及电磁波无线随钻地质导向技术+综合录井4种模式。地质导向技术在现场应用266口井,油层钻遇率达到96%以上,开发效果得到明显提高,为水平井规模应用奠定了基础。

四维地震技术在稠油开采中的应用

地震信息对注蒸汽开采稠油油藏的蒸汽热场的响应主要是储集层对应的地震反射波的振幅、层速度、延迟时间的变化 ,这些参数发生差异的区域就是蒸汽热前缘推进到的范围 ,而没有产生变化的区域就是蒸汽热场未影响到的范围 ,即是剩余油分布区。克拉玛依油田九5 区 95 1 5 9井区存在 3个剩余油区域 :95 1 5 9井与 95 1 78井之间、95 1 40井以南和 95 1 97井以北。在剩余油分布规律研究的基础上 ,结合动态监测资料及生产动态数据等 ,对蒸汽驱实施分类调整、平面加密、封堵调剖等措施 ,取得了显著效果 ,使该区由 1 995年到 1 999年年产油量综合递减从5 .5 %降至 -6.7% ,油汽比由 0 .1 2提高到 0 .2 7。彩图 6表

稠油油藏多元介质复合蒸汽吞吐驱油机理研究

为研究多元介质复合蒸汽吞吐驱油机理,选取风城油田A区块油样,在温度为150℃、介质段塞尺寸为0. 03倍孔隙体积、回压为4. 00 MPa、驱替速度为0. 5 mL/min条件下,进行单一介质、多元介质组合岩心驱油实验。实验表明,"尿素+起泡剂"组合驱油效果最好。在此基础上,开展三维物理模拟、微观驱油模拟室内实验。结果表明:多元介质高温分解后降黏率可达89%,地层压力提高3. 00 MPa,吸汽剖面改善率达到73%,驱油效率提高近30个百分点。该技术已在A区块19口井进行了现场试验,平均周期产油提高480 t,油汽比提高0. 12,取得较好的开发效果。该研究为改善稠油吞吐后期生产效果提供了新思路。

PeriScope随钻测井技术在克拉玛依油田水平井开发中的应用

PeriScope随钻测井具有独特的定向测量,对流体和地层边界非常敏感的特点,它能360°成像,显示最佳导向方位,由于探测深度大,并能提早发出警报,因而能及时对井下情况作出判断,制定相应的对策。现场应用6口井,油层钻遇率高达98.4%,开发效果显著,平均单井日产油25.4t,是设计产能的3.69倍。这项技术对于地质控制程度低、薄层、底水油藏具有广阔的应用前景。

考虑重力超覆的稠油热采试井分析模型研究

针对蒸汽驱中的重力超覆现象,提出采用楔状复合油藏模型来模拟倾斜蒸汽前缘建立考虑热损失的数学模型,通过拉普拉斯变换,得到两区复合油藏井底压力在拉氏空间的解。经过Stehfest反演得到在实空间的解,并作出样板曲线,研究内外区流度比、倾斜角度、热损失对样板曲线形状的影响。

风城油田SAGD循环预热采出液处理技术

风城油田SAGD循环预热采出液使用常规破乳药剂无法实现油水分离,进入稠油处理站后,易造成净化原油含水升高、脱出污水净化困难。通过物性分析、显微照相和Zeta电位测定等手段研究了循环预热采出液的稳定机理,认识了循环预热采出液的胶体分散特性,并研制出复合净水药剂进行破胶,结合工艺优化实现了循环预热采出液的油水分离、浮油脱水和污水净化,形成了"汽液分离+喷淋降温+油水分离+浮油回收"的循环预热采出液处理工艺技术。该技术为SAGD规模开发提供了技术保障,为同类油藏的开发提供了借鉴。

油藏描述在浅层稠油开发中的应用

准噶尔盆地西北缘浅层稠油油藏以辫状河流相为主,储层物性、流体性质变化剧烈,油藏开发效果差异大。在三维地震精细解释预测、单砂体细分与对比研究的基础上,采用精细油藏描述与数值模拟研究一体化的技术路线,精细描述了储层微幅构造、沉积微相、储层非均质性,完成了相控储层三维定量化研究;建立了反映不同开发阶段储层、流体变化情况的四维地质模型;掌握了油藏动用特征及剩余油分布规律,扩大了找油领域和滚动开发范围。对开发层系、井网、井距、开采方式等进行了优化研究,为开发调整方案部署提供了科学依据。

古16井区火山岩储层测井评价

通过成像测井资料并结合地质资料和常规测井资料分析 ,对 16井区火山岩裂缝性储层有效性和渗透性进行了评价研究。结果表明 :火山岩储层空隙类型主要为裂缝和基质溶孔 ,储层模式主要为裂缝直接连通裂缝型、裂缝间接连通的孔隙—裂缝型 ,储层类型有低孔—裂缝型和孔隙—裂缝型 2种 ;储层孔隙度较小 ,基质岩块孔隙度为 2 %～2 2 % ;裂缝为 0 .0 1%～ 0 .0 8% ,为低孔、低渗性储集层 ;储层主要分布在火山岩的中上部不整合面 2 5

多层窜流油气藏模型及井底压力动态

建立了考虑井筒储存和各层不同表皮情况下的具有层间窜流的三层定压外边界油气藏试井模型,求得拉氏空间下的解析解,由Stehfest数值反演得到了实空间的解,并绘制了双对数曲线。对曲线形态从物理渗流机理上进行了分析,该模型正确地描述了具有层间窜流的三层油气藏井底压力的动态特征,所获得的结果可用于研究多层油气藏的渗流机理及试井分析。

六东区克下组砾岩油藏精细描述研究

六东区克下组油藏是克拉玛依油田早期注水开发的Ⅲ类砾岩油藏 ,经历了冷采、注水、蒸汽吞吐和蒸汽驱等不同开采阶段 ,为新疆油田重要的热采生产区块。本次从该油藏静态研究入手 ,结合动态开采特征 ,对构造特征、地层特征、沉积微相及储层特征分布等进行描述 ,精细刻画油层非均质性以及油、汽、水分布特征 ,建立三维地质模型 ,为全面认识评价油藏、数值模拟及开发调整跟踪研究提供了依据和技术保障。

油藏滚动勘探开发的实践与经验——以准噶尔盆地石南21井区为例

准噶尔盆地石南21井区头屯河组油藏继2004年建成产能56．49×10^4t以后，利用测井、三维地震、试油试采和动态分析等多种资料开展了为期4年的油藏地质研究。查明了砂体变化规律、断层产状，确定了物源方向，精确识别了沉积微相，精细刻画了储集层、隔夹层及流体的三维空间分布，评价了薄层生产能力，修正了油藏油水界面。经4年的油藏滚动勘探开发，使含油面积、石油地质储量有了大幅提高。

低速非达西双渗油藏DST段塞流试井研究

根据低速非达西渗流理论,导出了双渗(达西渗流和低速非达西渗流)两层油藏DST测试(中途测试)非自喷井的有效井径数学模型,采用拉氏变换和格林函数方法,得到拉氏空间的解析解,并绘制了新的样板曲线。参数敏感性分析表明,低渗非达西流的启动压力梯度、层间储容比、地层系数比的变化对样板曲线变化的影响比较大,样板曲线的晚期段会出现曲线上翘,这是与达西渗流情况最明显的差别。用该试井模型进行实例分析,可解释出双渗油藏的启动压力梯度、各层渗透率及表皮系数等重要参数。

双重孔隙介质低速非达西渗流油藏DST段塞流压力动态分析

在分析实际低速非达西双重孔隙介质油藏中途测试 (DST)非自喷井渗流规律的基础上 ,导出了其有效井径数学模型 ,利用拉氏变换及特殊物理方程理论 ,导出了该模型的拉氏空间解析解 ,并利用简便的Stehfest数值算法进行数值反演 ,得出了实空间解 ,绘制了无因次样板曲线。

风城油田超稠油污油处理技术

以新疆风城油田超稠油联合站污油为研究对象,针对污油难处理问题,通过对污油中胶质、沥青质和固体颗粒杂质等物质含量及污油特性的分析,找出污油破乳脱水困难的原因,最终确定杂质和Zeta电位是超稠油污油脱水困难的主要因素。在污油传统处理技术基础上,结合该联合站污油的特点,进行现场处理技术实验研究,最终确定采用"有机弱酸破乳剂体系下的掺柴油和热化学沉降"处理工艺。该工艺应用后,有效解决了超稠油污油的处理难题,累计处理污油液量23.1×104t,节约污油破乳剂34.6 t,产生经济效益4 704.9×104t元。

蒸汽辅助重力泄油循环预热启动标志研究

针对循环预热方式启动蒸汽辅助重力泄油标志认识不明确、主要影响因素分析不清等问题,通过井筒数值模拟等方法,研究井下温度、压力分布规律,得出温度法和压力法可准确判断循环预热启动标志。研究表明:注汽速度、井深、注汽稳定性是影响水平段见汽的主要因素,水平段见汽时间与注汽速度呈负相关,与井深呈正相关,循环预热井组水平段见汽时间在1周左右,研究成果为科学地确定注汽参数提供依据。

新区块及未钻井深部地层孔隙压力预测方法——以准噶尔盆地南缘高压气井为例

地层孔隙压力预测通常基于声波和电阻率等测井数据来进行计算,并且只能在有已钻井或者目标井邻近存在已钻井的情况下才能进行。而新区块或未钻井深部地层由于资料有限,没有测试地层压力可以参考,给钻井液密度、井身结构的安全合理设计带来了风险。为此,在Eaton法中引入三维地应力和层速度来计算地层孔隙压力,首先由地震层速度计算未钻井地层的声波时差、岩石密度、最大地应力、最小地应力,然后由Gardner经验公式法代入地震层速度计算上覆岩石压力中的岩石密度,进而对目标区块三维精细地应力场进行有限元建模计算,从而得到了目标区块的精细地应力场三维数值解,获得垂直地应力(最大主应力)、最小水平主应力,最后得到了地层孔隙压力。采用上部已钻井地层所获得的测井密度、声波、地层破裂压力、地层压力等资料,对Eaton法得到的关键参数进行了校验。准噶尔盆地南缘X1井按上述方法设计四开钻进至上白垩统连木沁组4131~5650 m井段,发现气显示,表明该井段的孔隙压力与钻井液密度接近。结论认为,对于新区块或未钻井深部地层采用基于层速度和三维地应力预测地层孔隙压力的方法是可行的,该方法可以为类似地区的钻井设计提供借鉴和参考。

低渗高饱和岩性油藏高效开发技术——以石南21井区为例

准噶尔盆地石南21井区头屯河组油藏为低渗透率高饱和度岩性油藏,油层单一、储量丰度低、持续稳产基础差。在开发过程中利用油藏精细描述技术、数值模拟技术和油藏工程方法,逐步深化油藏地质认识和开发规律,不断优化开发方案及实施配套增产措施,提高水驱开发效果。油藏自2004年投入大规模开发,2005年产油量达到百万吨并连续稳产6年,截至2010年12月,区块采出程度达21.01%,采油速度在3%以上,实现了高速、高效开发。