基于层次分析法的致密砂岩双甜点评价方法

致密砂岩储层是未来中国油气资源增储上产的重要支柱之一,有效的甜点预测则是致密油气成功勘探开发的重中之重。针对致密砂岩储层的甜点评价问题,提出了一套基于层次分析法,结合三维地质模型的综合甜点的评价指标体系、预测方法和工作流程。首先,系统分析致密砂岩储层的特性,总结建立了一套致密砂岩储层甜点评价指标体系;随后,通过地质与工程的综合甜点多信息融合,基于多参数三维地质模型,引入层次分析法进行了符合综合甜点评价需求的改造和融合,实现了基于层次分析法的致密砂岩甜点评价方法;最后,通过X区致密砂岩储层,对方法的有效性和准确性进行了测试。结果表明,研究方法可以实现致密砂岩储层地质甜点、工程甜点和总和甜点的评价。

华庆油田长6油藏油水层识别方法

华庆油田长6油藏砂体分布范围广、油层厚度大。由于储层物性差、油水关系复杂,造成测井油水层解释符合率低,部分油井出现高阻产水,影响油田高效开发。通过沉积、成岩以及成藏等研究,认为储层孔隙结构、胶结程度、流体成分等微观特征差异是形成高阻水层的主要因素。在此基础上,以传统交会图版法为手段,提出了综合沉积、成岩、成藏因素的微元网格分析法,并将研究区划分为11个区域,量化了全区油水层物性下限。微元网格交会图版油水层识别方法现场应用效果良好,经试油、生产动态资料验证,综合解释符合率在86.9%以上,解释精度能满足油田开发需要。

超低渗透油藏分层注水数值模拟研究及应用

超低渗透油藏非均质性强,层间吸水能力差异大,注入水在油层平面和剖面上分布不均匀,分层注水时各层位配注水量标准不明确,部分井分层注水后对应油井不见效。为此,从油藏工程的角度出发,在两层不同渗透率级差砂体条件下,利用数值模拟方法,确定了超低渗透油藏开发初期注水方式选择标准,绘制了不同渗透率级差储集层合理的分层配水图版。不同渗透率级差储集层存在最佳配注比,渗透率级差越大,低渗透层需要分配的注水量越大,两层之间的最佳配注比与渗透率级差成对数关系。

木钵地区长8油层组物源体系、沉积及储层特征研究

鄂尔多斯盆地木钵地区长8油层组处于西南、西北、西部物源交汇处,物源方向较多,出油层位较多,目前对各开发区沉积体系归属争议较大。本文通过岩矿组合平面分布特征,成像测井地层倾向、钍/铀比等值图、岩心观察,砂体展布规律的研究确定了木钵地区不同时期沉积微相展布规律,分析认为多物源此消彼长形成了不同时期不同区域的砂体富集,并进一步控制了储层分布特征及油藏范围。

基于时间序列的多维距离聚类异常检测方法

目前轨迹分析的异常行为检测技术以检测位置信息为主,忽略了时空轨迹的轨迹有序性及运动特性,为此提出一种基于时间序列的多维特征聚类异常检测方法,提高广播式自动相关监视(ADS-B)数据异常检测技术的精确性,通过提取ADS-B数据中经度、纬度、速度、航向信息,利用Hausdorff距离计算轨迹数据的多特征相似度,结合层次聚类方法检测轨迹中的异常行为。实验结果表明,该方法能够有效提高飞行轨迹数据的异常行为检测的精确性。

超低渗透油藏水驱见效模式研究

华庆油田元284定向井区是典型的低渗油田,属于超低渗透油藏。本文以分析低渗油藏定向井单井产能、递减及含水率等的动态变化规律为目的,研究得到元284水平井区不同水驱见效模式,形成定向井生产规律分析方法,得到定向井区见水驱见效模式,有助于指导元284定向井区有效开发。

陕45区块增压开采方案设计及效果分析

靖边气田陕45区块的大部分气井已经进入产量递减期,井口压力较低,需要进行增压开采。根据陕45区块生产需要,按照不同增压方式设计增压方案,预测采收率,然后对增压方案进行优选。研究结果表明,在配产相同的情况下,增压方式对采收率没有显著影响;增压规模对研究区的采出量无显著影响,但对气井产量递减率有重要影响。集气站增压工程投资少、成本低,且通过调节单井产量,能延长气井自然稳产期、推迟增压时间,应当作为优先考虑的增压方式。增压规模虽然对采出量的影响不大,但通过调整增压规模,可以调节气藏产量递减速度,合理控制气藏稳产时间,这对气藏调峰具有重要意义。

鄂尔多斯盆地页岩油水平井开发关键科技问题

中国石油长庆油田分公司以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段(长7段)富有机质泥页岩层系中的重力流砂岩薄夹层为目标,实现了陆相低压淡水湖盆夹层型页岩油的规模效益开发,发现并探明了10亿吨级庆城页岩油大油田,累计提交探明储量10.52×10^(8)t,率先建成了中国第一个百万吨页岩油整装开发区。随着产建规模不断扩大,地质体差异明显,单井初期产量低且递减快、采收率低、开发成本高等问题越来越突出。通过多年的矿场实践,提出了页岩油开发中的关键科技问题,并根据系统分析提出了合理建议。页岩油水平井钻遇率可分为纵向钻遇率及横向钻遇率,提高优质储层纵向、横向钻遇率是提高单井产量的重要举措;水平井部署时可优先考虑优质储层的延伸方向,提高优质储层的钻遇率;压裂液弹性能对采收率贡献占比相对较低,储层改造不能过度强调大砂量、大液量、大排量,要充分考虑井距、纵向隔夹层分布、裂缝发育情况,优化压裂规模、施工排量等参数;烃源岩品质变化和成岩作用的强弱是造成砂体含油性差异的主要原因,影响有利区选取及优质储层分布;前置CO_(2)增能体积压裂增能效果明显,是降黏提高采收率的有效手段。深化地质综合研究,明确页岩油差异成藏主控因素、精细刻画三维甜点展布、探索更加有效的开发方式,是保障长庆油田页岩油高效开发的重要举措。

鄂尔多斯盆地庆城油田页岩油水平井产能主控因素及开发对策优化

受储层特征、水平段长度、压裂规模等多种地质因素和工程因素影响,庆城油田长7段页岩油体积压裂水平井单井产能存在较大差异,然而主控因素不明确。为此,以庆城油田180余口水平井为样本,采用灰色关联法、随机森林算法系统分析了地质、压裂施工等参数对产能的影响程度,明确单井产能的主控因素。研究表明:孔隙度、含油饱和度、脆性指数、有效水平段长度、压裂段数、单段加砂量、入地液量是影响页岩油水平井单井产能的主控因素。基于上述认识,优化了地质井位部署和压裂施工参数,对低油价背景下页岩油的高效开发具有较好的指导意义。

鄂尔多斯盆地页岩油储层应力敏感性分析及水平井返排制度优化

鄂尔多斯盆地长7段页岩油储层具有储层致密、孔隙结构复杂、地层压力系数低的特点,在多年的开发实践中逐渐总结出长水平井、大规模体积压裂的开发方式,与前期定向井或短水平井相比,开发效果获得了大幅提升。而在压裂液的返排过程中,由于页岩油储层的应力敏感特征,储层物性和地层能量将产生巨大变化,进而影响到初期含水下降速度和单井产量。通过改良的应力敏感实验,明确了页岩油压后储层与原始基质储层相比具有更强的应力敏感性,得出了应力敏感作用下的渗透率变化规律,采用数值模拟、现场统计等方法,优化了鄂尔多斯盆地页岩油水平井合理返排强度和返排时间。