塔中超深碳酸盐岩储层水平井轨迹优化技术及应用

塔里木盆地塔中凝析气田为超埋深(5000～7000m)复杂大型碳酸盐岩油气田,储层非均质性强,水平井水平段延伸长,纵向靶层识别难度大,导致水平井完井周期长和钻探成功率低,塔中气田稳产难度大。以往的碳酸盐岩储层水平井井眼轨迹设计,仅考虑了主应力方位,未考虑地应力综合特征,不能较好地保证水平井井眼钻遇优质储层发育带,无法优选有利于井壁稳定的井眼路径。以储层发育规律和储层地应力特征为基础,总结提出了储层钻遇率综合评价、储层顶面应力场预测和叠前叠后裂缝预测3项水平井轨迹优化技术。通过此3项技术的应用,水平井储层钻遇率明显上升,平均为46.5%,水平井钻井成功率在85%以上,实现了塔中气田的有效开发,同时为塔中地区及类似碳酸盐岩油气田的水平井井眼轨迹设计优化提供了依据和指导意见。

涪陵气田焦石坝区块页岩气持续稳产技术政策优化

涪陵页岩气田是我国首个实现商业化规模开发的页岩气田,主力产区焦石坝区块自2017年底开始有70%的气井进入递减阶段,稳产面临极大挑战。为保障气田持续稳产,基于焦石坝区块已实施的一次井网257口井生产资料,分析了上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组储量动用情况,通过开展地质建模和数值模拟一体化为核心的储量动用状况评价技术攻关,明确了焦石坝区块一次井网开发下的剩余气分布情况,建立了地质、地面、工艺及经济“四位一体”的开发调整井水平段长度优化技术,形成了页岩气开发调整技术政策优化技术,指出了区块下一步提高采收率的方向。研究结果表明:①焦石坝区块一次井网中①—⑤小层600 m井距之间的储量动用不充分,⑥—⑨小层在裂缝不发育区储量基本未动用,在裂缝发育区储量部分动用;②基于剩余储量最富和压裂改造最易两大原则,优化了开发调整井最优穿行层位,下部气层加密井水平段穿行轨迹以①小层为主,上部气层井最优水平段轨迹为⑦小层顶之下的6 m;③以压裂干扰、投产干扰核心评价方法为基础,通过开展不同井距试验,优化建立了同层系300 m井距、上下部气层投影井距150 m的开发调整井网井距优化技术。结论认为,通过焦石坝区块一期井网的生产动态分析,明确了焦石坝区块剩余气分布情况,并建立了开发调整井提高采收率技术,为保障涪陵页岩气田的持续稳产提供了技术支撑,对于我国非常规油气资源高效、经济动用具有重要的参考借鉴和示范推广意义。

页岩气地震地质工程一体化技术的应用

为满足页岩气勘探开发的需求,根据地震资料横向分辨率高、所含信息丰富的优势,探索其在"甜点"预测及综合评价、水平井位设计及优化、钻井跟踪、钻后分析(包括压裂方案设计)等阶段中应用,充分发挥地震资料的优势,落实"甜点"区,部署、优化井位,提高井筒完整性及优质储层钻遇率,进而为提高单井产量奠定基础。

伊拉克钻井技术的研究与应用

2010年1月19日,马来西亚国家石油公司(Petronas)和日本石油资源开发(Japex)组成联合体与伊拉克南方石油公司SOC签订开发Garraf油田的技术服务合同。其中联合体占75%(PETRONAS占60%,JAPEX占40%),SOC占25%份额。合同期限为20年,总投资预计70~80亿美元。在达到峰值23万桶/天之后,可收益1.49美元/桶。据估计,Garraf油田的储油量至少达12亿桶。如果能够长期与马来西亚石油公司建立友好合作关系,将会给公司带来巨额利润和长期健康的发展,为公司度过低油价的寒冬做出巨大贡献。合同模式为总包服务。本项目完成了从快速搬家安装、快速钻井、取心等攻关研究与现场试验,通过大包井技术一体化,实现无缝隙配合;优化结构,精细分工,技术集成化,达到了降低开发成本,提高开发效果的目的。在项目运行过程中形成企业标准、操作规程、技术模板等4项。创新形成大包井模式、单平台、多井数、大偏移距水平井三维井眼轨迹优化设计及控制;集成应用快速钻井;综合应用多项地质、工程技术,实现Garraf区块大包井成功范例,整体技术达到国内领先水平。该项目的成功也为长城钻探摸索出一种新的高效、降本的大包模式。

地质统计学反演在致密薄储层预测中的应用

东胜气田X井区主要目的层下石盒子组盒1段具有致密薄储层的特点,砂体叠置关系复杂,储层非均质性强,砂、泥岩波阻抗差异小,通过常规地震反演方法进行储层预测难度较大。因此,基于马尔科夫链-蒙特卡罗算法(MCMC)进行地质统计学反演,既提高了反演结果的纵向分辨率,又保留了地震资料对储层的横向预测精度。实际应用中,根据地震反演储层预测结果优化水平井轨迹设计,水平完钻井实际钻遇结果表明平均砂岩钻遇率为91%,平均气层钻遇率为64%,证明了利用地质统计学反演技术进行储层定量预测的有效性。