页岩储层非构造裂缝研究进展与思考

随着我国对非常规油气勘探理论的完善和技术的提高,页岩油气勘探开发不断获得突破,其战略地位也在不断上升。页岩储层的品质通常是制约其资源潜力的主要因素,其中裂缝是页岩油气富集、高产、稳产的关键。因此裂缝作为富有机质页岩储层重要的储集空间和渗流通道,其相关研究一直都是该领域内的重点。我国页岩储层内天然裂缝大量发育,而非构造裂缝同样比较发育,对页岩油气的富集和保存评价亦具有重要意义。目前对页岩储层构造裂缝的研究比较深入,而对页岩非构造裂缝的研究则相对薄弱。为此本文在充分调研近年来国内外页岩非构造裂缝研究成果的基础上,重点梳理了非构造裂缝的分类、识别与表征、主控因素、期次及演化序列等方面的研究进展。页岩储层非构造裂缝以成因和形态复杂、分布不规则、尺度较小为特征,依据成因机制差异可将其分为成岩缝、异常高压缝、层理缝和表生缝4个大类,它们的识别与表征目前主要还停留在定性描述的阶段;尽管不同类型的非构造缝主控因素存在差异,但均在不同程度上受控于沉积作用、成岩作用、矿物组分及含量、岩石力学性质,呈现出一定的共性。综合分析并指出了页岩储层非构造裂缝研究的关键问题及发展趋势:一是基于页岩储层岩心、薄片、成像测井、常规测井的典型特征,结合先进图像技术,建立不同类型不同尺度非构造裂缝综合有效识别与定量化表征新方法。二是针对页岩储层非构造裂缝的形成发育具有“多成因类型、多控制因素、多期次演化”的特点,并且页岩非构造裂缝的形成与演化与“古温压、古流体、古成岩”过程联系紧密。据此提出了利用页岩储层非构造裂缝中普遍存在的方解石等充填物的流体地球化学、同位素地球化学(C,O,Sr)及微区原位同位素年代学(U-Pb,Sm-Nd)等先进实验分析技术,综合确定页岩储层非构造裂缝形成时间和活动期次及演化序列是未来研究的关键手段。三是由页岩储层非构造裂缝发育程度与单因素主控因素之间的定性-半定量分析,向多个主控因素耦合控制下的非构造裂缝发育程度的定量研究方向发展,即采用数学方法确定不同主控因素对于裂缝发育程度影响的权重,并构建适合我国页岩非构造裂缝发育程度的综合指数与多个主控因素之间的定量关系模型。

石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的措施

随着油田开发程度不断加剧,许多油田进入高含水期,对注水开发的效果提出了新的挑战。基于此,本文首先介绍了高含水期的概念及注水开发作为维持和提高油田产量的重要手段,随后详细分析了高含水期油田注水开发面临的主要挑战,最后提出了改善高含水期油田注水开发的具体措施,包括优化注水策略以减少水窜、加强水质管理与设备保护、提高能量效率与经济效益等方面的方法,希望为高含水期油田注水开发提供相关参考。

厚油层内部相结构模式及其剩余油分布特征

根据双河油田开发后期预测剩余油分布的需要 ,提出了厚油层内部相结构建模思路。由厚油层内部夹层分布特点 ,把其划分成多个流动单元 ,从而建立了厚油层内部结构框架。利用密井网和岩心资料 ,建立了厚油层内部相结构模式 :分流河道型、过渡型、席状砂型。它们反映出微相单元类型、规模、几何形态及组成比例上的差异。随着油田开发的深入 ,油层水淹程度的提高 ,剩余油分布趋于零散 ,但剩余油富集区明显地受相结构控制。小型透镜型和镶边搭桥型是油田开发后期剩余油富集的两种类型 ,是注采井网对规模小、物性差的微相动用和控制差所致。在相结构模式中 ,骨架性微相组成、规模及连接方式决定了油水运动方式、剩余油分布的特征。因此 ,可以利用厚油层内部的相结构来预测剩余油分布 ,为稳油控水方案的实施提供依据。

水驱油田晚期开发特征及提高采收率主攻方向

随着地质认识深化,特高含水期油田开发特征不断变化,剩余油减少,且变得更加零散和复杂。通过综合分析认识到:剩余油主要存在于水驱波及不到的储层部位;水驱波及到但水驱倍数低的储层部位,剩余油主要存在于水驱波及不到孔隙中的微观剩余部位;水驱波及到且水驱倍数很高的储层部位驱油效率已经很高了。因此特高含水期油田提高采收率的主攻方向仍以提高水驱波及体积为主。即使特高含水后期改为化学驱的油田,也还有一定的储层存在波及不到的剩余油,必须采取提高波及体积的技术来提高油田采收率。

注蒸汽开发后期稠油藏火驱高温燃烧特征

新疆稠油主体开发区已进入蒸汽开发后期,需要转换开发方式,进一步提高采收率。筛选A1油藏开展火驱开发技术评价研究。分析测试结果表明,试验区经历烟道气驱、产量上升2个阶段后,进入稳产阶段;产出气体中CO2体积分数稳定在13.0%以上,原油改质作用明显、物性"一升四降";同时,氧气利用率保持在93%以上,视氢碳原子比为1.37。注蒸汽开发后期稠油藏成功实现火驱高温燃烧。

中国陆相砂岩油田特高含水期开发现状及对策

在调研我国陆相砂岩油田开发现状的基础上,从中高渗透油田、低渗透油田及断块油田角度出发,总结并归纳不同类型油田面临的开发现状,制定有效开发战略对策.结果表明:中高渗透油田开发应立足于井网加密与三次采油相结合;低渗透油田应以CO2驱油,辅助微生物驱油的开发对策;断块油田应开展气驱、微生物驱和热采研究与试验的战略对策.该研究成果对中国陆相砂岩油田特高含水期的有效开发具有指导意义和借鉴价值.

新区采油速度与稳产时间、递减率变化关系研究

针对新区稳产时间以及递减期递减余率大小难以确定等问题,通过对中原油田61个独立小区块进行分析对比,得出采油速度与稳产时间,不同采油速度下无因次采油速度与时间关系曲线,对于新区开发预测稳产时间以及预测递减期产量变化有着重要意义。

储集层沉积微相对剩余油分布的控制——以双河油田为例

针对双河油田“九五”期间迫切需要解决的问题,研究了储集层沉积微相的规模、平面分布和物性特征及其对剩余油分布的控制。认为,双河油田扇三角洲前缘主要发育水下分流河道、河口坝、前缘席状砂体、重力流砂体、水下溢岸砂体等微相砂体,它们具有不同的几何规模、物性和平面分布特征。这些特征控制了油层的吸水和产液能力、平面油水运动,进而控制了剩余油分布特征。指出在油田开发后期,剩余油主要富集在规模小、物性相对较差的微相砂体中,从而形成了小型透镜型和镶边搭桥型两种剩余油富集形式。

喇萨杏油田层系井网现状及调整对策

喇萨杏油田具有储层多，砂体形态复杂，平面、纵向差异较大及非均质严重等特点，这决定了储层不可能在开发初期一次认识清楚，需要在水驱开发过程中逐步提高对储层的认识，并不断调整、改善油田的开发效果。喇萨杏油田的开发经历了基础井网、一次加密调整、二次加密调整、三次加密调整和主力油层聚合物驱油，目前已进入特高含水期开发阶段，基于喇萨杏油田萨中及以南地区多套水驱层系井网交叉的认识，提出对喇萨杏油田不同地区的油层实行“分类研究、分类挖潜”，即对不同类型油层分别采用聚合物驱开采、注采系统调整与三次加密相结合等新的开发技术对策，为油田后期进一步提高采收率、改善油田开发效果提供有效调整途径。

油气藏各发展时期的地表地球化学异常特征

研究认为油气藏各发展时期的地表地球化学异常特征系一个动态的过程。在油气地球化学勘探中，根据这些异常的特征及形态组合，可以判断深部油气藏的性质和保存状态，为油气钻探提供地球化学依据。

大庆油田特高含水期开发对生态环境影响及管控问题研究

基于大庆油田进入油气资源开采特高含水期的背景,进行大庆油田环境特点论述,对大庆油田油气资源开采特点进行阐述。运用比较的方法,将之前和现今的大庆油田基础生态环境进行对比,并且应用具体的数字说明,得出大庆油田油气资源的开采对土地资源、水资源、空气以及生物的影响情况。分析存在的环境保护理念滞后、企业环境监管不周、特征性污染源的防治措施薄弱等问题。针对存在的问题,提出增强环保管理理念、加强内部监管力度及健全特征性污染源防治措施的建议。

"一注多采"技术在辽河油田超稠油油藏中的应用

"一注多采"技术在杜84断块的应用,改善了生产效果,提高了经济效益。"一注多采"方式的提出对于解决超稠油中、后期开发矛盾具有重要的现实意义。

缝洞型油藏分类开发

缝洞型碳酸盐岩油藏以岩溶、构造运动形成的溶洞、溶蚀孔洞和裂缝系统为主。溶洞呈离散状分布,是主要的储集空间,裂缝是主要的流动通道,具有埋藏深、非均质性强、开发难度大等特点。以塔河7区为例,提出"无因次自喷累计产油"的概念,定量分析井点处的地层能量,将油井出水特征划分为5类。结合物理模拟、单井的生产特征,明确5种出水类型油井钻遇的储集空间类型,分别为能量充足的溶洞型、能量欠充足的裂缝型、能量较充足的裂缝-溶洞型、能量不充足的孤立定容体型和复杂型。根据单井钻遇的储集空间类型,对油井进行聚类分析,细化已有的缝洞单元。对细化后的缝洞单元采取不同的开发对策,指导油藏分类开发。

油田高含水期基于微观渗流机理的宏观岩心水驱油数值模拟研究

建立地层孔隙网络模型描述微观孔喉特征,利用逾渗方法计算基于微观渗流机理的相对渗透率曲线,并将之应用到数值模拟计算中,给出考虑微观渗流特征的方程,并进行数值求解,得到地层中流体分布特征。实例分析表明该方法可以得到基于微观特征的剩余油分布数量和形式,为调剖堵水、化学驱提供技术参数,实现微观渗流机理与宏观计算的结合。

杜84断块超稠油开发中后期稳产对策研究

对杜84断块超稠油生产中后期暴露的主要矛盾,即随着轮次升高,周期吞吐效果变差、井下技术状况日益变差、油层动用不均、汽窜加剧等问题进行了分析,并提出了相应的稳产对策——实施多井整体吞吐、大修复产、调剖等措施。现场应用证明,这些措施基本能够确保杜84断块超稠油中后期的稳产。

河南双河油气田Ⅳ_(1-3)层系夹层分布研究

河南双河油气田下第三系Ⅳ1-3 层系储层属于河控扇三角洲沉积 ,到 1997年底该油气田综合含水已高达 91.97% ,进入特高含水开发后期 ,地下油水分布十分复杂 ,层内夹层发育 ,储层非均质性十分严重。为此 ,探讨了夹层的成因 ,研究了夹层类型及其电性特征以及井间夹层的产状 ,指出了夹层的分布特征。结果认为 :该区夹层稳定性差且厚度较薄 ,给厚油层进一步细分挖潜带来困难 ;但厚油层内稳定和较稳定的夹层占夹层总数的一半左右 ,要充分利用夹层有利的一面 ,避开不利的一面 。

一种预测特高含水期开发指标的联解法

为准确预测特高含水期的开发指标,提出一种采用折线法和Arps递减规律结合的模型.利用折线法推导出甲型水驱特征方程的第2直线段方程,通过实际井史数据验证了折线法的正确性,得出10口井的水驱特征曲线上翘点含水率(体积分数)为90. 58%～96. 49%,平均值为93. 49%,而油水相渗比值的对数与含水饱和度的关系曲线转折点的含水率为93. 37%,两者相差无几.结合Arps递减规律得到特高含水期开发指标的计算模型.该模型能够预测不同开发时间对应的含水率及采出程度指标,模型的参数容易被求解,模型的适用范围能够直线外推,实用性较强.运用该计算模型对大庆油田某口油井开发指标进行预测,所得含水率月平均误差为1. 306%,采出程度月平均误差为4. 950%,预测总体精度较高.

克拉玛依砾岩油藏开发阶段的划分及第Ⅲ开发阶段的生产规律

本文制定了划分油藏开发阶段的原则,提出了确定油藏开发阶段之间的定量界限,在此基础上,对克拉玛依油田26个主要砾岩油藏的开发阶段进行了划分。鉴于目前克拉玛依仅有少数油藏进入了第Ⅳ开发阶段,而三分之二以上的油藏仍处于第Ⅲ开发阶段中,故本文重点对第Ⅲ开发阶段的生产规律进行了探讨,并总结出一些重要的定量关系。

特高含水期油藏潜力区与开发对策耦合方法

针对高含水期油藏剩余油分布特征,以油藏工程理论为基础,考虑经济因素,建立了特高含水期油藏剩余可采储量丰度分区划分方法,得到了整个油藏的高潜力区域与低潜力区域。结合油藏渗流状况划分出了油藏的高速流动区域与低速流动区域。综合考虑2种分区结果,进一步确定了不同区域的开发对策。在实际区块的应用结果表明,综合考虑油藏的高潜力区域与低潜力区域和地层渗流的低速流动区域与高速流动区域,可以与开发对策进行有效耦合,对特高含水期油藏调整开发对策具有实际指导意义。

基于微观渗流机理的宏观油藏数值模拟研究

处于高含水开发期油藏的剩余油分布主要受流体性质和岩石孔隙结构的影响,而经典数值模拟并没有考虑微观孔喉特征的影响。为此建立了描述微观孔喉特征的地层孔隙网络模型,并对构成网络的基本连线单元进行改进,使网络模型能更细致地描述油水分布特征和水驱油微观机理。利用逾渗理论计算了基于微观渗流机理的相对渗透率曲线,并将其应用到经典数值模拟计算中,实现了微观渗流机理与宏观数值模拟计算的结合。实例分析表明,利用该数值模拟计算方法得到的基于微观特征的剩余油分布更符合地下实际流体分布,其结果可为调剖堵水、化学驱提供技术参数。