深层水平井优质储层钻遇率提高技术

目前各油田针对中浅层水平井开发已经形成了一套完整的地质导向理论与技术,在储层钻遇率和优质储层钻遇率方面均取得了较好的施工效果。在深层天然气水平井开发过程中,虽然储层厚度较大,储层钻遇率相对较高,但由于深层储层岩性、岩相变化快,非均质性强,物性差,标志层少,在着陆点预测及判断方面存在一定困难,影响了后期水平段的调整及钻遇率,导致优质储层钻遇率低。因此,在对深部地层地质特点进行分析基础上,阐述了深层水平井地质导向的技术难点,并对目前国内外深层水平井地质导向技术进行对比分析,对提高优质储层钻遇率与推进深层水平井地质导向技术发展具有一定的参考意义。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油效益开发探索与实践

准噶尔盆地吉木萨尔页岩油藏是典型的陆上页岩油非常规油藏,储层岩性复杂、横向埋深差异大、纵向夹层多、非均质性强,油层薄,原油黏度高,开发难度大。经过勘探发现、先导性试验、动用突破、规模建产4个阶段的探索,取得了重要进展,但产能建设达产率不高,单井投入产出矛盾逐步凸显,开发效益成为制约吉木萨尔页岩油开发的主要问题。2021年以来,中国石油新疆油田公司从管理与技术两方面着手,进行了效益开发探索。针对优质甜点分布、优质储层钻遇率、储层改造强度等单井产量的主控因素,采用储层精细再认识、核磁共振测井可动性评价、提高钻井井眼轨迹调控精度、提高储层改造强度等技术措施,配合市场化自主经营,形成了成熟的管理和技术体系,在实践中得到检验,单井投入下降53.4%,单井最终可采储量(EUR)提升50%左右,实现45美元/bbl下算盈,推动了吉木萨尔页岩油效益开发。

川中地区震旦系古岩溶微地貌对气藏储层及产能的控制作用

四川盆地川中地区震旦系顶部受桐湾运动Ⅱ幕的影响,存在区域性不整合面,形成复杂的岩溶古地貌,研究基于数据驱动高精度三维空间层位追踪技术,采用印模法对川中地区震旦系顶部岩溶古地貌进行了恢复。根据现代岩溶地貌划分方案,将研究区划分出丘丛、残丘平原、滨岸平原、古水道、岩溶湖等五类四级微古地貌单元,并绘制四级微古地貌单元的平面分布图,详细对比分析不同微古地貌单元实钻井储层发育情况及气井产能情况,明确岩溶微地貌对气藏储层及产能的主控作用。研究结果表明:①四级微古地貌单元中滨岸平原的储层最发育,平均储层厚度为44.2m,气井优质储层钻遇率为15%,以裂缝—孔洞型和孔洞型储层为主,气井产能最高,稳产能力强;②古水道的储层发育,平均储层厚度为31.5m,气井优质储层钻遇率为12%,以孔洞型储层为主,气井产能高;③残丘平原储层较发育,平均储层厚度为25.0m,气井优质储层钻遇率为10%,以孔洞型储层为主,在断层分布区发育裂缝—孔洞型和裂缝—孔隙型储层,气井产能较高;④而丘丛和岩溶湖优质储层发育程度低,平均储层厚度10m以下,气井优质储层钻遇率低于5%,储集类型主要为孔隙型储层,天然气难以有效富集,气井多为低产井或无效井。

页岩气水平井轨迹调控技术及方法--以四川盆地W区五峰组-龙马溪组为例

为了提高页岩气井水平段优质储层钻遇率,以四川盆地W区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气水平井轨迹调控为研究对象,分析总结并形成了一套包含着陆段A靶预测及轨迹分段调控、轨迹相对储集层空间位置判断、水平段复杂构造轨迹调控等的技术方法。研究结果表明:①通过小层精准定位及判别技术能够准确识别、判断出钻头与储层空间位置的距离及动态变化情况;②通过井轨迹的分段调控技术能够对轨迹进行有效的动态调控,是成功着陆、中取A靶的关键;③运用轨迹相对储层空间位置分析判断与调控技术方法能够及时发现钻头与储层空间位置的动态变化和偏离情况,从而可以实时对水平段轨迹进行优化调控;④通过对复杂构造形态及类型的识别、判断技术的运用,在复杂构造区块页岩气水平井导向中能够提高优质储层钻遇率。结论认为,运用所形成的页岩气水平井轨迹调控技术方法后,W区五峰组—龙马溪组页岩气水平井优质储层钻遇率提高,特别是对复杂构造区块井的轨迹优化调控力度加强。

近钻头伽马成像技术在川西叠置河道砂岩气藏中的应用

川西叠置河道砂岩气藏具有河道窄、储层厚度薄且不均、岩性及物性横向变化明显等特征,传统几何导向钻井技术受测量盲区长、测量数据种类有限等因素限制,无法满足该地勘探开发需要。提出将近钻头伽马成像技术应用于川西叠置河道砂岩气藏的方法。通过扇区方位测量,将测量盲区从15 m缩短至1.5 m;根据扇区方位伽马成像结果差异,可以精确判断地层特征,以及定量和定性判断优质小层,为井眼轨迹的快速调整提供了有力支撑。实践中,将近钻头伽马成像技术应用于ZJ气田的4口井,表明该技术能实时探测近钻头位置地层变化,准确探测出地层边界,快速发现井斜变化,减少了井眼轨道调整幅度和频次,降低了填井侧钻风险,优质储层钻遇率接近100%。