Theoretical understandings, key technologies and practices of tight conglomerate oilfield efficient development: A case study of the Mahu oilfield, Junggar Basin, NW China

A series of theoretical explorations and field tests have been carried out to efficiently develop the Mahu tight conglomerate oilfield in the Junggar Basin.Concepts of steered-by-edge fracturing and proactive fracturing interference were proposed.A series of innovative technologies were developed and implemented including optimization of 3-D staggered well pattern,proactive control and utilization of spatial stress field,and synergetic integration of multiple elements.Different from shale,the unique rock fabric and strong heterogeneities of tight conglomerate formation are favorable factors for forming complex fractures,small space well pattern can proactively control and make use of interwell interference to increase the complexity of fracture network,and the"optimum-size and distribution"hydraulic fracturing can be achieved through synergetic optimization.During pilot phase of this field,both depletion with hydraulically fractured vertical wells and volume fracturing in horizontal wells were tested after water injection through vertical wells,then the multi-stage fracturing with horizontal well was taken as the primary development technology.A series of engineering methods were tested,and key development parameters were evaluated such as well spacing,lateral length,fractures spacing,fracturing size,and fracturing operation process.According to geoengineering approach,the 100 m/150 m tridimensional tight-spacing staggered development method was established with systematic integration of big well clusters,multiple stacked pay zones,small well spacing,long lateral length,fine perforation clustering,zipper fracturing and factory operation.According to half-year production performance,100 m/150 m small spacing wells outperformed 500 m/400 m/300 m spacing wells.Its average estimated ultimate recovery(EUR)of wells was identical with those best wells from large-spacing area.Compared with the overall performance of Mahu oilfield,the drainage efficiency and estimated recovery factor of this pilot were significantly boosted with improved economics.

致密油藏压裂井气驱暂堵调剖剂研制与评价

玛湖高温致密油藏开发过程中气窜现象严重,聚合物凝胶封堵大裂缝可有效防止裂缝气窜,但同时也易封堵基质和微裂缝,造成采收率下降。为此,研制了一种耐温型暂堵调剖剂MHZD,并从成胶性能、微观形貌、注入性能、封堵能力等方面进行评价。结果表明:暂堵调剖剂配方为0.6%耐高温型阳离子聚丙烯酰胺+0.3%铬离子交联剂,该封堵体系在90℃高温下可以稳定成胶,成胶时间为38 h,凝胶强度为H级,凝胶稳定7~10 d后可自动降解成黏度为5.63 mPa·s的水溶液;注入暂堵剂后,岩心阻力系数小于30.000,最大突破压力梯度大于30.000 MPa/m,封堵率和解堵率均大于90%,暂堵剂可有效封堵大孔隙,动用小孔隙中的剩余油。该研究对于玛湖致密油藏压裂井封窜和提高采收率具有重要的支撑作用。

玛湖致密砾岩油藏水平井体积压裂技术探索与实践

玛湖油田致密砾岩油藏油气富集、开发潜力巨大,但成藏条件复杂、岩性致密、储层物性差、非均质性强、砂体跨度大,压裂面临着起裂困难、裂缝复杂程度低、有效支撑难度大、稳产能力差等挑战。针对油藏地质特征与改造难点,秉承"缝控储量"的理念,拓宽非常规油藏体积压裂认识,通过5年的探索与实践,集成了以细分切割为主要特点的致密砾岩油藏水平井体积压裂技术系列。通过速钻桥塞分段、小裂缝间距分簇射孔、大排量逆混合注入相结合,确保段内多簇裂缝高效起裂延展;组合加砂工艺与大液量滑溜水替代瓜尔胶入井相结合,在改善裂缝纵向及远端支撑剂铺置效果、提高裂缝导流能力的同时,实现地层增能蓄能;从而实现了致密砾岩储层的体积改造,确保了压裂改造的长期有效。该项技术目前已在玛湖全区的勘探、评价与产能建设领域推广应用,累计在11区块实施水平井86井次,改造后水平井增产稳产效果显著提升,取得了玛湖致密砾岩油藏效益开发的突破,有效推动了玛湖油田的整体开发和规模效益动用。

叠前反演技术在玛湖油田储层预测中的应用

针对玛湖凹陷有效储层识别精度较低的问题,以玛湖油田M2井区百口泉组为研究对象,运用同步反演和随机反演相结合的反演及地质统计学方法,预测玛湖油田致密砂砾岩有效储层,完成了储层品质及“甜点”分类评价,精细刻画了玛湖油田百口泉组的储集特征。研究结果表明:通过建立横波原型、调整波形因子参数、反演结果质量控制、多属性体操作等技术,不仅有效解决致密储层波阻抗重叠的问题,而且大幅度提高储层预测的纵横波分辨率,进一步确定反演结果的客观性和可靠性。利用叠前反演技术提高了岩性分布概率及储层物性预测效果,成功刻画了砂体边界,为地质及岩石力学参数建模提供可靠的空间约束条件。研究成果为玛湖油田百口泉组油藏评价和开发方案部署提供技术支持。

致密油多段压裂水平井产能预测方法

针对玛湖致密油田多段压裂水平井产能预测中存在误差大的问题,调研了国内外研究现状和针对性解决措施,认为产能预测误差大的原因在于储集层非均质性强,使用公式法预测水平井产能难以排除储集层横向非均质的影响。利用增产倍数法建立了致密油水平井产能预测流程,首先建立直井产能与地质参数的相关性,然后建立水平井增产倍数(水平井产能除以直井产能)与地质参数的相关性,最后预测水平井产能的平面分布特征。经新井产量验证,新方法预测精度比类比法和公式法高。

玛湖致密砾岩油藏水平井体积压裂技术适应性分析

细分切割体积压裂技术已在玛湖11个致密砾岩油藏应用118井次,验证了工艺的针对性和可操作性,压裂工程参数指标不断取得突破,水平井生产效果显著提升,但合理压裂工程参数与最优生产效果间的匹配关系仍不确定。为了优选合理的工程技术参数范围以指导后续水平井压裂设计,也为了提高致密砾岩油藏开发综合效益,开展体积压裂技术适应性研究。通过数据统计和趋势预测等分析手段,将水平井压后产量、压力等生产数据与体积压裂方式、完井压裂工艺、裂缝参数、压裂规模、压裂材料选型等压裂工程参数相对应开展分析。研究表明,针对物性较差的常压油藏,合理的压裂裂缝间距为25~35m,合理改造规模为加砂强度1.2~1.5m^3/m、砂液比(1:17)^(1:20);针对物性较好的异常高压油藏,合理的压裂裂缝间距为40m左右,合理改造规模为加砂强度1.0~1.2m^3/m、砂液比(1:15)^(1:17)。同时证明,精准定点有控压裂可在同等条件下将改造效果提高20%以上;在油藏埋深小于3500m、闭合应力低于55MPa的区块,石英砂可有效替代陶粒,具备进一步扩大应用规模的条件。

玛北油田XIA72井断块百口泉组钙质砂砾岩成因

玛北油田MA131井区XIA72井断块下三叠统百口泉组油层段多井钻遇钙质砂砾岩,气测全烃含量低,储集层物性和含油性差,影响了水平井油层钻遇率和后期水平井部署。根据岩心、测井、地震等资料,对XIA72井断块百口泉组钙质砂砾岩的成因、识别方法及分布规律进行了研究。结果表明,研究区钙质砂砾岩的钙质胶结物形成于成岩晚期,钙质胶结物对储集层具有破坏作用,钙质砂砾岩的分布主要受沉积相和早期断层控制,具有高电阻率、高密度和低声波时差的测井响应特征,地震剖面上表现为“亮点”反射特征。采用最大似然体、均方根振幅及最大振幅,对研究区钙质砂砾岩分布进行了预测,其中,最大振幅能够精确反映其展布特征。研究区钙质砂砾岩表现为受沉积微相控制的团块状和断层控制的南北向条带状分布特征,根据此预测结果,对27口水平井的部署进行优化。

致密砾岩油田高效开发理论认识、关键技术与实践——以准噶尔盆地玛湖油田为例

为高效开发准噶尔盆地玛湖致密砾岩油田,开展了一系列理论探索和矿场试验。在理论探索方面,提出了致密砾岩复杂缝网绕砾成缝、井间主动干扰等理论,发展了立体交错井网优化部署、空间应力场主动控制与利用、多元协同优化等关键技术,形成了砾岩不同于页岩的特殊沉积结构和强非均质性是形成复杂缝网的有利条件、小井距一次井网能够控制和利用井间干扰使缝网更加复杂化、通过协同优化可以实现最优规模和最佳形态压裂等认识。在矿场试验方面,经历了直井注水、直井衰竭、水平井体积压裂开采等试验,在确定“水平井+多级压裂”为主体开发技术后,又进行了水平井井距和段长、缝簇间距以及压裂方式、规模和顺序等矿场试验。特别是在玛131井区,按照地质工程一体化思路,创新采用“大井丛、多层系、小井距、长井段、交错式、密切割、拉链式、工厂化”系列技术,建立了100,150 m小井距高效立体开发试验示范区。半年以上生产实践表明,示范区单井平均产油量优于500,400,300 m井距对应井组,储量动用率大幅提升,采收率显著提高,最终单井累计产量与大井距井组最好水平相当,经济效益明显优于区块平均水平。

玛131井区百口泉组砾岩储集层可压裂性评价

玛湖油田百口泉组致密砾岩油藏推广小井距开发,亟需建立配套的致密储集层可压裂性评价模型。优选了弹性模量、泊松比和最小地应力等参数,结合岩心、测井、地震等资料,对玛131井区进行了三维地质力学建模。通过研究区储集层可压裂性指数(0.38~0.91)空间分布的确定,结合12口水平井的微地震裂缝监测和生产数据,可压裂性指数计算结果与水平井裂缝扩展方向、规模和实际生产现状均吻合,可为研究区砾岩油藏开发提供依据。

玛湖致密砾岩注氮气驱机理及应用效果评价

针对玛湖致密砾岩储层采用的水平井+体积压裂衰竭开发,产量递减快的问题,分别在室内和现场开展了注氮气提高采收率研究。室内实验通过气驱相态、混相能力、驱油效果等方法评价了M区块的提高采收率潜力。实验结果表明,氮气在原油中溶解度小,驱油机理主要依靠自身的膨胀性驱油,且氮气的最小混相压力62.3 MPa,目前M区块很难达到混相驱。现场在玛湖油田M区块选择一个1注5采的井组开展注氮气先导试验,并取得了较好的效果。单井评价了产油量、油压、气油比、氮气浓度等4个参数指标的见效特征;井组分析了注气前和注气过程中产量的变化,累增油1953 t。最后结合地质和工程认识,总结了影响注气效果的主控因素。本次注氮气应用效果显著,验证了致密砾岩储层水平井+体积压裂注氮气提高采收率是一项可行的技术。

中国石油风险勘探工程决策管理与实施成效

风险勘探工程自2004年决策启动至今已实施16年,相继发现了克深、安岳和玛湖等数个大油气区,有力支撑了中国石油储量增长。回顾工程启动背景、决策管理流程、整体实施成效,以安岳海相大气田、克深大气田、玛湖大油田等重点风险勘探工程的成功案例为实例,分析了管理决策在理论技术创新、油气勘探突破发现及人才队伍建设等方面所发挥的重要作用,以期对风险勘探工程未来发展有所启迪。风险勘探实施在于管理决策层的高瞻远瞩,敢冒地质风险、谋求勘探突破的决心。勘探立足新盆地、新区带、新层系和新类型“四新”领域优选目标,突出发现的战略性与规模性,实现了优质资源的超前准备和勘探重大突破。实施过程中制定了完备的科学管理流程与评价参数体系,为突破和发现奠定了良好基础。2005年以来,风险勘探工程累计实施探井350余口,100余口获工业油气流,在海相碳酸盐岩、深层—超深层、岩性地层油气藏与非常规油气等领域获16项战略突破、20项重要发现和18项重要苗头,创新、深化了油气地质理论认识、形成了相关领域勘探配套技术,培养了一批既懂专业又懂管理的复合型人才,为中国石油海外勘探及其他油公司风险勘探提供了借鉴。风险勘探工程未来发展前景广阔,但难度会加大,应坚持立足“四新”领域地质研究先行,地震准备到位,工程技术支撑,保证资金投入,相信会对油气储量长期稳定增长和保证国家油气供应安全发挥重大支撑作用。

玛湖油田致密砾岩油藏压裂数值模拟研究

为全方位掌握玛湖油田致密砾岩储层条件,减小井间裂缝干扰,实现精准压裂并完成产能预测,采用地质、地应力、压裂耦合的模拟方法,建立三维数值模型。以玛湖致密油藏试验区为例,依据现有地质资料完成单井地应力模型,在此基础上建立准确的三维地应力模型,并加载人工裂缝模型,通过耦合压裂模型,研究区域压裂施工完成后地应力随时间与空间的变化规律,并与静态地质条件下的人工裂缝形态进行对比。研究表明:三维数值模型拟合得到的生产指标准确性高,具有实用价值。利用三维数值模型得到玛湖致密油藏试验区X井工程参数并进行压裂施工,投产后300 d内平均日产油量为23.4 t/d,平均油压为22.3 MPa,稳产时间长。该研究对于优化压裂设计、降低应力阴影的干扰具有指导意义。

玛湖致密油开发硫化氢产生原因

玛湖油田三叠系百口泉组油藏致密油开发过程中,62%的油井产硫化氢。为明确硫化氢产生原因,分别采用硫化氢定性评价和定量测定方法开展了微生物硫酸盐还原和酸岩反应生成硫化氢的研究。实验结果表明,在50℃或含杀菌剂条件下,硫酸盐还原菌不生长也不产生硫化氢;玛湖百口泉组油藏50.0 g岩芯粉与15%的盐酸完全反应可生成4.34×10^(−6) mol硫化氢。因此,储层矿物中酸挥发性硫化物与盐酸反应是玛湖油田百口泉组油藏致密油开发过程中硫化氢产生的根本原因。该研究结果为预防硫化氢产生和保障玛湖安全生产提供了重要技术支撑。

基于机器学习的玛湖地区水平井压裂设计优化

中国新疆玛湖致密砂砾岩油藏非均质性强,各井地质和施工条件参差不齐,压裂设计方案缺乏针对性,压裂效果的主控因素也有待进一步深化认识.为此,建立了一套基于机器学习的玛湖地区水平井产能预测及压裂设计优化的流程框架.以玛湖地区75口压裂水平井为例,针对储层和工程2类16个影响因素,采用随机森林算法确定了压后产能主控因素,建立了遗传算法优化的逆传播算法神经网络产能预测模型,并基于此对水平井的压裂进行优化设计.结果表明,现场2口井在优选压裂参数方案后,产能分别提高了9.3%和37.3%.建立的产能预测及压裂设计优化方法可为现场施工提供指导.

玛湖致密砾岩油藏水平井生产动态分析及产能预测——以玛131小井距立体开发平台为例

为厘清玛131小井距立体开发平台的产能水平和生产动态特征,进行了生产特征、不稳定产量及产能预测,构建了动态分析及产能预测工作流程,确定了等效地层渗透率、有效裂缝半长等预测单井产能的关键参数。目标油藏原油易脱气,早期下入井下气嘴可有效减轻脱气现象;返排前期油嘴过大,会导致裂缝体积大幅减小,需要控压返排;基于递减曲线和解析模型的P50产能预测结果可以互为补充,提供更为准确合理的产能预测区间;百三段水平井的平均有效裂缝半长大于百二段一亚段,其井距存在优化的空间。

加酸压裂油井结垢机理研究-以玛131井区为例

本文以玛131井区三叠系百口泉组储层为研究对象,采用多种技术手段对加酸压裂油井结垢机理进行了分析与研究,成果对井筒结垢井综合预防与治理等技术实施具有指导和借鉴意义。

玛湖油田致密砂砾岩储层岩心差应变实验

为了获得新疆玛湖油田百口泉组致密砂砾岩储层地应力大小数据并指导压裂设计和施工,利用该储层段钻井中获取的砂砾岩和泥岩岩心进行了室内差应变实验,并依据实验数据对储层三向主应力大小进行了分析。实验结果表明,百口泉组储层段水平最大主应力与垂向主应力大小相近,砂砾岩储层水平最大主应力平均为71.8 MPa,水平最小主应力平均为51.1 MPa;泥岩隔层水平最大主应力平均为72.9 MPa,水平最小主应力平均为56.1 MPa。同时,利用压裂、成像测井等工程数据对水平最大、最小主应力进行评价,验证了差应变实验数据解释地应力大小的可靠性,表明通过差应变实验得出的主应力数值能够反映玛湖油田百口泉组致密砂砾岩储层现今地应力状态,可用于钻井、压裂等工程设计。

浅析玛湖油田双节流水合物冻堵防治技术

目的针对玛湖油田高含气油井的水合物冻堵防治问题,采用井下与井口双节流喷嘴,进行水合物冻堵预防、调产及放喷解堵研究。方法基于PIPESIM软件计算了油管与喷嘴压力及温度,研究了井下喷嘴对井下油管与井口管线水合物冻堵的影响、井口喷嘴对产量调整的影响。结果双节流喷嘴极差对水合物预防与产量调整具有直接影响,增大双节流喷嘴极差可以大幅降低水合物发生的风险,减小双节流喷嘴极差可以提高井口喷嘴的调产能力,井下喷嘴可以降低井口放喷解堵对储层的不利影响。结论现场试验结果表明,井口油嘴在保持调产能力的同时,井下喷嘴具有水合物冻堵预防与放喷解堵的双重作用,提高了玛湖油田高含气油井的开发效率。

新疆玛湖油田砂砾岩致密油水平井钻井关键技术

准噶尔盆地玛湖致密砂砾岩油田是新疆油田提产的重点区域,为了满足该油田勘探开发的需求,提高钻井速度,缩短钻井周期,通过优化井身结构,优化井眼轨道设计,优选钻井液和个性化PDC钻头,采用韧性水泥浆、漂浮下套管固井技术、'螺杆钻具+PDC钻头'复合钻井技术及旋转导向钻井技术等一系列钻井提速技术,形成了玛湖油田砂砾岩致密油水平井钻井关键技术.2018年,该油田玛131区块完钻8口砂砾岩致密油井水平井,平均完钻井深4921.75 m,平均水平段长度1576.00 m,平均钻井周期46.50 d,平均机械钻速11.19 m/h,其中MaHW1247井完钻井深达5040.00 m,钻井周期只有42 d,创造了玛湖油田完钻井深5000.00 m以上水平井钻井周期最短纪录.现场应用表明,玛湖油田砂砾岩致密油水平井钻井关键技术能够提高机械钻速,缩短钻井周期,为玛湖油田的高效勘探开发提供技术支持.

玛湖油田砾岩储集层岩石力学分析及缝网评价

砾岩储集层具有致密、胶结性差和非均质性强的特点,仅依靠地球物理测井分析或单一的力学测试,不能满足储集层裂缝几何形态分析要求。为评价砾岩储集层压裂缝网形成的能力,提出采用多种方法组合测试砾岩岩石力学参数。以准噶尔盆地西北缘玛湖油田玛15井百口泉组砾岩储集层为例,系统分析了砾岩储集层的弹性、压缩性、拉张性、延脆性和地应力,并对缝网形成能力进行了评价。研究结果表明,储集层动静态弹性模量具有较好的相关性,但动静态泊松比相关性较差,测试Biot系数为0.43~0.60,属中等偏致密岩性;研究区现今主应力偏于挤压走滑应力机制,砾石胶结程度低,致使砾岩抗压、抗张、抗剪强度相对较低,在外部载荷下易发生剪切、穿砾或绕砾破坏,压裂时以形成平面缝为主,局部砾岩层容易伴生复杂缝。