多层系气藏有效储层极限厚度评价及应用

为了提高多层系气藏纵向上地质储量动用程度、明晰各层系单储系数、指导气田开发井位部署,以中国西部某致密气田为例,从经济效益的角度,基于建井投资、生产指标以及运营数据,采用动态法评价内部收益率为6%时对应的最低经济可采储量,并结合研究区开发井网、采收率等资料,开展多层系气藏有效储层厚度经济界限研究,评价不同层系效益开发的界限值。研究结果表明:①最低经济可采储量主要受建井投资、销售气价以及生产成本的影响,与投资、成本成正相关,与气价成负相关;②采用直井“多层合采”更能增加单井储量动用程度,在目前的经济技术条件下,直井开发的有效储层厚度界限值为7.4 m,水平井开的有效储层厚度界限值为3.7~5.1 m,其中储层盒8下单储系数最高,部署水平井更优,且有效储层厚度的界限值为5.4 m;③若销售气价补贴能提高0.1元/m^(3),预测直井、水平井开发的有效储层厚度下限可分别平均下降0.9 m、0.6 m。结论认为:各层系有效储层厚度极限研究能较好地指导气田产能建设。

基于储层有效厚度的毛管压力曲线归一化方法

针对传统毛管压力曲线归一化方法中采用幂函数拟合误差较大的问题,提出了一种基于储层有效厚度的加权归一化方法,即考虑砂岩储层非均质性的特点,分析各类储层在小层中所占的比例,并以单井各小层井段的有效厚度赋予各类型储层权重进行归一化。以江汉油田的中区43区块为例,对3种归一化方法进行对比,由曲线形态、特征参数、数据标准差的对比结果来看,所提归一化方法合理有效,与原曲线拟合程度高,通过所提方法可从微观孔隙结构角度定性评价单井各小层段产液能力,为生产提供指导。

新疆北部石炭系火山岩风化壳有效储层特征及分布规律

利用露头、岩心、测井、地震、分析化验等资料对新疆北部石炭系火山岩风化壳进行了综合研究,建立了利用风化指数识别风化壳结构的模型。火山岩风化壳具有土壤层、水解带、溶蚀带、崩解带和母岩5层结构,其中溶蚀带、崩解带储层物性最好。火山岩风化壳储层孔隙喉道半径分布概率呈现出双峰特征;储集空间类型主要包括溶蚀孔隙型、孔隙-裂缝型、裂缝型和洞缝型4类,其中溶蚀孔隙是其主要储集空间,裂缝是其主要的渗流空间。在断裂不发育处火山岩风化壳有效储层厚度可达510m,在断裂发育处有效储层可深至风化面之下1 100m。火山岩风化壳储层主要分布于古地貌高部位、斜坡带和低部位的断裂发育处,其形成受控于古地貌、断裂和风化淋滤时间。

伊通盆地梁家-万昌构造带永二段储层有效厚度研究

以岩心、录井、试油等资料为基础,对伊通盆地梁家-万昌构造带永二段储层物性、储层有效厚度及分布特征进行分析,绘制了永二段油气水层有效厚度平面分布图,研究表明:梁家构造带储层主要为低-特低孔、特低-超低渗储层,万昌构造带储层主要属低-特低孔、低-特低渗储层,梁家-万昌构造带储层平均有效厚度较厚,为3.87 m。万昌构造带油气水层有效厚度基本都在4 m以上,其油气层、油层、油水层分布非常少;梁家构造带油气水层有效厚度较万昌构造带厚,基本都在23 m以上,其油气层、油层、油水层厚度普遍在30 m以上。

超稠油油藏EBIP厚度变化模式对SAGD的影响

SAGD技术是一种非常具有潜力的稠油开发方式,已在超稠油/油砂开发中取得了良好效果。由于储层沉积原因,SAGD水平井段对应的EBIP有效储层厚度通常会发生变化,使得SAGD井组开发效果差异明显。为了明确EBIP厚度沿水平井段变化对SAGD生产的影响,以加拿大LongLake油田地质特征为基础,构建了3种典型EBIP厚度变化模式,建立了SAGD数值模拟机理模型,分析讨论了沿程EBIP变化模式和厚度差对SAGD蒸汽腔突破、日产油、累计汽油比和采出程度的影响,明确了EBIP厚度变化对SAGD生产影响的界限。研究表明,在储层总厚度相同下,阶梯状EBIP变化模式峰值产油速度和采出程度最低,其他两种方式生产特征相近;阶梯状EBIP模式下,厚度差≤4 m为优,4<厚度差<10m为良,厚度差≥10m为差;两厚一薄和两薄一厚EBIP模式,厚度差<7m为优,厚度差≥7m对SAGD生产影响大。

基于SAGD开发的油砂储层综合评价——以加拿大长湖西南区块开发优化项目为例

影响SAGD开发的油砂储层的地质因素与常规储层不同,油砂储层的综合评价不如常规储层完善,因此需要明确油砂储层的评价参数和方法。以加拿大长湖油田西南区块开发优化项目为例,通过动静结合分析,确定影响SAGD开发的主要地质因素为可动用储层有效厚度、储量丰度、纯砂岩比例等,在单因素分析的基础上,对油砂储层进行多因素综合分类评价,确定三类储层的地质参数分类界限:Ⅰ类储层储量丰度>6m^(3)/m^(2),且纯砂岩比例>70%;Ⅱ类储层储量丰度介于4m^(3)/m^(2)和6m^(3)/m^(2)之间,且纯砂岩比例介于50%与70%之间;Ⅲ类储层储量丰度≤4m^(3)/m^(2),且纯砂岩比例≤50%。应用油砂储层综合评价方法,确定出不同类型储层的平面分布范围,量化不同类型储层的地质储量,并据此认识优化了地质油藏方案,与原方案相比优化方案开发指标明显改善,推动了该项目的有效开发。

苏北盆地湖相碳酸盐岩油藏油井生产特征及开发技术对策

苏北盆地金湖凹陷西部斜坡带发育1套储油能力较好的湖相碳酸盐岩储层,受不均匀溶蚀作用的影响,其平面非均质性强,局部地区孔隙度较大,但连通性差,储层渗透率低。湖相碳酸盐岩油藏油井的生产特征与砂岩油藏油井的生产特征完全不同,表现为自然产能低,实施酸化措施后产量提高幅度大;不同位置的油井产油量差异大;投产初期含水率高;油井产油量递减存在常规递减和突变递减2种形式。通过对研究区试油试采和生产动态资料的分析,在深入研究产能影响因素的基础上,确定储层总有效厚度和单井储层有效渗流半径是影响湖相碳酸盐岩油藏油井产油量的2个主要因素,进而明确研究区投产储层的筛选条件。根据湖相碳酸盐岩油藏的特征,提出了多次酸化、压裂、侧钻井、水平井和多分支水平井等开发技术对策。

H区块渗透率级差界限及水平井部署参数研究

经过多年滚动勘探开发,H区块目前已经进入高含水期,局部水淹严重,剩余油高度分散,且强底水活跃。利用油藏数值模拟技术,研究了H区块水平井部署渗透率级差、水平井部署参数及开发方式。结果表明,H区块合理渗透率级差上限值为4,分注分采开发效果较好,对于强水淹储层合理井距为240 m,对于弱水淹储层合理井距为180 m,并得到了构造幅度与含油饱和度的关系。

概率统计法在储量估算中的应用

为给勘探开发部署及投资决策方面提供储量依据,需对CD气田蓬莱镇组气层、含气层、微含气层及砂体4种含气级别、5个计算单元利用概率统计法进行储量估算。根据区域内的资料情况,对此方法进行了简化和变换,将孔隙度、含气饱和度及体积系数3个参数简化为单储系数,有效厚度参数采用概率统计法和净毛比法综合确定。按照该方法估算出的储量数值越小,储量的可靠程度越高,其结果可为相应的风险评估提供数据支撑。