稠油开发技术进展及新分类标准建立与应用实践——以胜利油田稠油开发为例

稠油油藏是一种重要的战略资源,对保障国家能源安全起到重要的作用。国内外稠油开发主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱、驱泄复合(SAGD)、火烧驱油4项技术,受技术适应性、成本高及对环境不友好的影响,其推广和运用存在一定局限性。胜利油田根据自身油藏特点,形成了薄层水平井、热化学复合和化学降黏3项新技术,拓展了开发技术界限,使稠油油藏开发的有效厚度界限低至2m、油藏埋深为2000 m、储层渗透率界限低至100×10^(-3)µm^(2)。根据各项技术特点和矿场应用效果,建立了以技术适应性为基础的稠油新分类标准,把稠油油藏分为5大类,指导矿场稠油开发技术方向的选择。结合目前技术发展方向和新的形势要求,指出“多元热复合”“非热力开发”“纳米材料应用”将是稠油开发技术3个趋势。

华庆油田H201延8油藏小层划分方案及地质意义

在充分吸收前人对H201延8油藏的地质认识的基础上,结合新、老井资料对研究区标志层及各小层电性响应、岩性组合、沉积旋回特征进行深入研究,基于以上研究成果将研究区内的延8地层重新划分为延81、延82、延83三个小层,利用划分结果绘制地层剖面及构造图,对地层厚度及平面展布特征进行了研究。其中,延8地层整体厚度介于27~42m之间,各小层间厚度相差不大,平面上整体呈现东高西低的趋势,北部较南部坡降大,内部发育局部微构造高点。

辽河坳陷雷家地区沙四段页岩油储层分级评价

针对雷家地区沙四段页岩油储层需要分级评价的问题,应用扫描电镜、氮气吸附、高压压汞等技术及储层分级评价方法,开展了页岩储层孔喉特征分析及分级评价研究。结果表明,雷家地区沙四段页岩油储层孔隙分为大孔、中孔、小孔三类,可将碳酸盐岩页岩油储层分为三个级别五种类型;结合水力流动单元划分,明确了雷家地区不同级别储层平面分布特征,其中,杜三层Ⅰ级储层厚度中心主要分布于中部,高升层Ⅰ级储层厚度中心分布于东北部。

基于神经网络信息融合的油气藏信息存储系统设计

针对现行油气藏信息存储系统鲁棒性、安全性较低的问题,提出了基于神经网络信息融合的油气藏信息存储系统设计方案。在系统硬件方面,通过对信息存储器选型与设计,完成系统硬件设计;在系统软件方面,利用神经网络信息融合技术对油气藏信息分类,并设计数据库对分类的油气藏信息存储。实验结果表明,在信息存储过载情况下系统崩溃率未超过2%,系统安全性系数在0.8以上,具有较强的鲁棒性与安全性。

涠西南凹陷流2段油页岩储层测井分类评价标准

为进一步明确涠西南凹陷流2段油页岩的勘探开发潜力,在大量调研的基础上,结合岩心实验分析、测井解释等数据开展储层测井分类评价标准研究。研究认为,涠西南凹陷流2段油页岩在生油能力、储集性能、可压性等方面与松辽盆地古龙青1段油页岩具有极大的相似性。据此结论,构建了流2段油页岩储层分类评价标准,并按照此标准对WY-1井I类储层作出综合解释。

火山岩风化壳储层发育模式及测井划分方法

近年来在准噶尔盆地火山岩顶部风化壳油气藏勘探获得重要发现,但是对风化壳储层结构特征认识不清,缺乏有效的测井划分方法。以准噶尔盆地中拐凸起石炭系为例,通过地质和测井资料对火山岩风化壳结构、响应机理及发育模式进行系统性分析,基于测井曲线响应特征建立风化壳指数模型,形成了一种火山岩风化壳储层结构的测井评价方法。为寻找风化壳优势储层及后期的试油射孔提供了参考,并取得了较好的应用效果,对后期火山岩风化壳油气藏勘探开发具有重要的指导意义。

基于岩石力学性质的砾岩油藏油层分类研究

玛湖地区致密砾岩油藏是准噶尔盆地规模上产的主力区,但不同层系储层特征存在差异,岩性复杂,物性及力学性质差异大,同时,地质特征与生产动态表现出一定的矛盾,物性条件好的区域产量并不一定高,传统意义上基于各项地质参数的油层分类模型不能较好地解释产量差异的原因,严重制约后续井进一步提产的潜力评价。利用地质工程一体化思路,制定了低脆性岩屑砾岩划分标准,通过横波、动静态杨氏模量等关键力学参数计算,综合建立了砾岩油藏岩石力学模型,基于岩石力学模型并结合实际生产指标,形成了以资源性(孔隙度、饱和度)为主、改造性(脆性)为辅的“四象限”砾岩油藏油层分类新标准。力学模型预测精度大于90%,模型解释结果与岩心实验数据及产液剖面等测试资料吻合良好;砾岩油藏油层分类为水平井产能精细评价提供了有利依据,精准指导了不同品质储层的水平井压裂设计优化及生产调控,实现了单井产量和经济效益同步提升。

渤海锦州南变质岩潜山油田储层分类及其剩余油分布规律

渤海锦州南油田为变质岩潜山油田,进入中高含水期,油井见水规律多样,剩余油分布复杂,稳油控水难度日益增大。根据取心、测井、薄片、生产动态等资料,采用三维物理模拟和数值模拟等方法,划分储层类型,讨论不同储层类型剩余油分布规律。结果表明:锦州南变质岩潜山油田分为背斜型、半背斜型及掀斜抬升型3类储层,受不同类型储层裂缝开度、密度、连通关系,以及油、水井距离等因素影响;背斜型储层采油井无水采油期长,剩余油主要富集基质系统和构造高部位裂缝系统,提高基质系统的渗吸作用,加强剩余油动用;半背斜型储层采油井存在优势见水方向,剩余油主要富集非优势见水方向的裂缝系统和基质系统,通过流场调控加强非优势见水方向的注水波及系数,提高剩余油动用;掀斜抬升型储层采油井易快速水淹,裂缝系统和基质系统剩余油大量富集,通过控制含水率上升提高剩余油动用。该结果对同类型潜山油田剩余油挖潜具有指导意义。

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油储层岩相划分与类型评价

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油藏是继吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油藏之后的又一重大发现,风城组沉积期玛湖凹陷具有近陆源供给、火山活动频发、气候干旱炎热的特点,为独具特色的盐碱化湖泊沉积环境创造了条件,也是风城组岩性复杂多变的重要原因。火山岩、内源岩、陆源碎屑岩以及多源混积岩纵向频繁叠置,形成米级到厘米级页岩油储层。结合岩性变化特征,以构造样式作为突破口,厘米级尺度岩心观察为基础,高频沉积构造分析为辅助,利用亚离子抛光电镜、能谱测试、荧光分析等多种技术手段对准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油储层进行岩性岩相分析,认为玛湖凹陷风城组页岩油储层可划分为4大类(砂砾岩类、火山岩类、混积岩类与内源岩类)、8小类储层。4大类储层储集性能逐渐减弱,其中混积岩类储层因其构造与成分差异可进一步划分为混积页岩、纹层-似纹层状混积泥岩、树根状-网状混积泥岩、雪花-星点状混积泥岩;页理发育情况、云质含量以及其产出样式成为混积岩类储层储集物性差异的重要控制因素。

大庆长垣东部地区扶余油层多类型砂体储层综合分类评价

大庆长垣东部地区扶余油层整体剩余储量基数大,储层具有纵向不集中、连续性差、物性差、常规试油产量低的特点,如何精准评价、优选效益可动用储量是目前致密油储层亟待解决的难点问题。以地质认识为基础,运用R型聚类“五步法”优选河道砂体厚度、孔隙度、含油饱和度等7项反映不同类型砂体储层储集和流动能力的关键参数,建立以储集因子、流动因子为综合评价参数分类图版,对扶余油层资源进行分类优选。结果表明:以主力层河道砂发育区、主薄层河道砂错叠区及薄层分流河道砂叠置区储集因子分别大于等于15、2.5、2.5且流动性大于等于2为标准,优选出目前技术经济条件下可以规模效益动用的45个Ⅰ类储量潜力区;以主力层河道砂发育区、主薄层河道砂错叠区及薄层分流河道砂叠置区储集因子分别为8~15、1.2~2.5、1.2~2.5且流动因子为1~2为标准,优选出目前技术下需要降投资才具开发价值的151个Ⅱ类储量潜力区;以主力层河道砂发育区、主薄层河道砂错叠区及薄层分流河道砂叠置区储集因子分别小于等于8、1.2、1.2且流动因子小于等于1为标准,优选出目前技术下降投资也无法效益动用的38个Ⅲ类储量区;在实际生产过程中,Ⅰ、Ⅱ类储量区块需要通过氮气驱、二氧化碳驱、减氧空气驱等技术手段,适时补充地层能量控制递减,并运用控水增油支撑剂等措施,控制Ⅱ类储量区含水率上升。研究成果解决了储层综合分类评价所采用的数学算法与地质认识不一致的矛盾,实现了效益分类评价的目的,可为油田剩余潜力挖掘和接续稳产提供技术支撑。

歧口凹陷刘官庄低饱和度稠油油藏储层评价关键参数研究

刘官庄油田馆Ⅲ油组发育大面积稠油低饱和度油藏,油水层测井曲线特征对比度低、流体识别困难,传统的区域性岩电参数定量计算含油饱和度误差大。在油藏背景条件下,从稠油低饱和度油藏储层的特点入手,通过分析储层独特的测井响应特征,提出利用实测电阻率与构建水层电阻率的比值进行流体性质识别,有效消除岩性、物性、含水饱和度对电阻率的影响,最大限度地反映储层含油性质,实现对稠油油层有效评价;同时,依托该套稠油储层上部标准水层,利用pickett图版,确定不同类型稠油低饱和度油层岩电参数,提高了含油饱和度计算的精度。现场应用证实,测井评价结果与试油结果相吻合,有力支撑了该地区的油气勘探。

中国陆相页岩油气地质研究现状

页岩油气地质研究对于页岩油勘探开发具有重要意义。对国内陆相页岩油及相关概念,岩石分类、岩相划分、成岩作用和孔隙结构研究现状做了评述。页岩油定义方面,围绕页岩油及相关概念做了对比和分析;岩石分类方面,学者主要从物质组成和成因方考虑划分岩石类型;岩相划分方面,主要考虑岩石颜色、构造、矿物组成、有机质含量等因素,既兼顾生产实践,又要做到深入精细剖析;成岩作用研究方面,主要包括成岩作用中的矿物和成岩物理模拟,涉及到矿物成因、来源、变化和产出方式,指出了成岩物理模拟注意事项、不足和需要完善之处;页岩孔隙结构研究方面,对孔隙类型划分方案作了总结,并做了相应评价,表征页岩孔隙结构的方法主要分为3类,每种方法都有其特点和适用范围,分形理论用于研究页岩孔隙结构的复杂性。

海外岩性油气藏储量分类分级方法

为规范海外石油储量评估,提出海外岩性油气藏储量分类分级、岩性边界、含油面积及有效厚度确定的方法。研究结果表明:①海外P类储量一般必须具有公司或资源国政府批准的开发方案。P1储量以具有商业产量或具商业测试流量的井为计算单元,其面积通常由生产井的泄油面积和已知气底或已知油顶与已知油底限定的范围确定。P1储量边界到其与岩性边界一半距离范围内的储量为P2储量;P2储量边界到岩性边界范围内的储量为P3储量,如圈闭内没有或尚不能确定油水界面,则P3储量应以圈闭溢出点来确定;如岩性或储层物性变化较剧烈,P2储量可按P1储量外推1个开发井距确定,P3储量可按P2储量外推1个开发井距确定。②当P类储量井到渗透储层尖灭线的距离不大于3~4倍开发井距时,对于中—高孔渗储层,尖灭线可直接确定为岩性边界;对低孔渗储层,可将达到P类储量标准的最小有效厚度等值线确定为岩性边界。由岩性边界、油气水边界、致密层封堵带等综合圈定含油气面积,面积内的井应达到P类储量标准。已查明流体界面的油气藏,用于圈定含油气面积的流体界面应经钻井取心资料或测试资料证实;未查明流体界面的油气藏,应以测试证实的最低的出油气层底界或有效厚度值外推圈定含油气面积。③P1储量有效厚度的确定应具有可靠的地层测试资料或充分的测井资料,并证实其具有一定的生产能力;P2储量有效厚度的确定通常缺乏结论性的测试资料,并且未证实其生产能力;P3储量的有效厚度存在较大的不确定性,因其在岩石物理解释方面存在不确定性。④推荐采用容积法开展岩性油气藏的储量评估,厄瓜多尔TP油田的实例证实了岩性油气藏储量分类分级和储量评估方法的有效性。

基于核磁共振孔隙划分的致密油藏自发渗吸原油可动性研究

自发渗吸驱油是致密油藏提高采收率的有效手段,但不同的孔隙划分方法会导致原油可动性精细定量表征存在差异性.基于此,以鄂尔多斯盆地延长组致密油藏为研究对象,开展了四种典型致密岩心的自发渗吸驱油实验,利用基于核磁共振分形理论的流体分布孔隙精细划分方法,区分了致密砂岩岩心孔隙类型,明确了不同类型岩心孔隙结构对原油可动性和自发渗吸驱油速率的控制特征.研究结果表明不同类型岩心自发渗吸模拟油动用程度介于22.07%~33.26%,核磁共振T_(2)谱双峰型岩心自发渗吸模拟油动用程度高于单峰型岩心;不同类型致密砂岩岩心中流体分布孔隙可初步划分出P1和P2两种类型, P1类型孔隙则可进一步划分出P1-1, P1-2和P1-3三种亚类型孔隙;致密砂岩岩心中P1和P2类孔隙中模拟油均有不同程度的动用, P1类孔隙作为致密岩心中主要孔隙,尤其是P1类孔隙中P1-2和P1-3类孔隙的数量决定了自发渗吸模拟油动用程度;P1-1, P1-2和P1-3类孔隙结构差异性对自发渗吸模拟油动用程度起决定性作用,较小尺寸孔径孔隙较大的孔隙结构差异性不仅提升了自发渗吸模拟油动用程度,而且提升了自发渗吸驱油速率;流体可动性指数较高的P1-2和P1-3类孔隙的致密砂岩岩心表现出较高的模拟油动用程度.

甘泉油田延长组长7致密储层孔喉结构特征及分类评价

为厘定致密砂岩储层孔喉结构特征、建立并完善储层分类评价标准,应用薄片鉴定、铸体薄片、扫描电镜、压汞等测试手段,精细表征了鄂尔多斯盆地甘泉油田三叠系延长组长7致密砂岩储层的岩石学特征、储层物性、储集空间类型及孔喉结构特征,并在此基础上对致密砂岩储层进行了分级分类评价。研究结果表明,甘泉油田长7储层岩性主要为岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩,空气渗透率中值小于1×10^(-3)μm^(2),覆压渗透率中值为0.0554×10^(-3)μm^(2),属典型的致密储层。砂岩储集空间以残余粒间孔、长石溶孔为主,见少量微裂缝。平均面孔率为3.45%,孔喉半径呈宽范围大尺度分布;储层砂岩孔径一般0.23~57.35μm,平均孔径约为22.35μm,主要以小孔为主。喉道半径一般为0.03~3.5μm,平均约为0.35μm。研究区储集层孔喉结构复杂,且非均质性较强,主要为小孔-细喉型,小孔-微细喉型储层,此2类储层孔喉结构对研究区储层物性起到主要贡献。建立了研究区长7致密砂岩储层分类评价标准,将研究区致密砂岩储层划分为5类储层,其中,Ⅱ类及Ⅲ类储层在研究区长7油层广泛发育,是有利的储层类型,次为Ⅰ类及Ⅳ类储层。

三塘湖油田非常规油藏水平井复合重复压裂技术

三塘湖油田非常规油藏受储层物性差、非均质强,以及首次改造规模小、动用程度低等因素的影响,部分水平井存在产量递减快,采收率低的问题。重复压裂面临工艺优选、地层能量补充、提高改造程度等难点。为此,在剖析水平井低产低效原因以及剩余油潜力研究的基础上,配套形成了以细分补孔、压前补能、扩大改造体积、提高渗吸驱油效率以及裂缝导流能力相结合的水平井复合重复压裂技术,并形成了相应的工艺参数优化结果。2021-2022年期间共完成23口水平井重复压裂的现场实施,有效率100%,平均单井日产油量由复压前2.2 t/d提高至10.5 t/d,日增油8.3 t,平均单井累计增油已超过1400 t,投入采出比达到1∶1.2以上,取得了较好的增产效果和经济效益。水平井复合重复压裂技术为其他非常规储层提高水平井老井单井产量和最终采收率提供技术指导和现场经验。

渤海海域东南部构造转换带分级及其差异控藏作用

渤海东南部地区是渤海湾盆地油气最为富集的区域之一,受张家口—蓬莱、郯庐两组走滑断裂体系相互叠加的影响,研究区发育多种类型的构造转换带,控制了该区油气成藏与油气富集程度的差异。为弄清不同级别、不同类型构造转换带及其对油气成藏的差异控制作用,依托24个油田200余口钻井资料,结合连片三维地震资料解释结果,对渤海海域东南部的构造转换带进行了分级、分类,并探讨了其差异控藏作用。首先依据构造转换带规模及其形成动力机制,将研究区构造转换带分为4个级别,渤海海域东南部地区为中生界先存构造被后期走滑改造而成的Ⅰ级转换带,Ⅰ级转换带内部进一步识别出Ⅱ级共轭型构造转换带、Ⅲ级叠覆型构造转换带、Ⅳ级S型构造转换带与断梢型构造转换带;分析总结了不同级次构造转换带对烃源岩、圈闭、运移与保存等油气成藏要素的差异控制作用及其差异控藏模式,Ⅱ级构造转换带主要控制烃源岩和油气深层优势汇聚方向,决定规模性有利富集区;Ⅲ级构造转换带主要控制规模性圈闭形成,决定油气优势富集场所;Ⅳ级构造转换带主要控制油气运移和保存,决定油气优势富集断块。该研究成果对海域同类型地区油气勘探具有较强的借鉴意义。

松辽盆地北部扶余致密油储层测井评价

松辽盆地北部扶余油层属于典型的近源致密油藏,其储层评价的主要任务是以求取“七性”参数为核心的“三品质”评价.在总结长垣南地区扶余致密油储层“七性”评价成果的基础上,明确了致密油储层测井评价流程,建立了“七性”参数的测井评价方法和储层分类标准,并在考虑源岩充注影响的前提下确定了致密油储层的含油、产出下限.同时解决了岩石力学参数的动、静态转换和地下孔渗校正等关键问题,.构建了识别甜点段的“七性”综合评价函数关系,生产检验效果良好。

关于“隐蔽油气藏”概念的若干思考

根据对国内、外大量文献的调研结果,对隐蔽油气藏的涵义和特征进行了系统论述。隐蔽油气藏(隐蔽圈闭)是一种因勘探活动而提出的实用性术语。对隐蔽油气藏开展的任何石油地质理论研讨均应首先研究各种油气藏的圈闭成因类型,即针对它所涵盖的各种油气藏圈闭成因类型来进行石油地质研究。提出了新的非构造油气藏分类方案,以便更适应隐蔽油气藏勘探的需求和加大理论应用的便利性。

试论火山岩储层的类型及其成因特征

本文在总结前人研究的基础上,结合胜利及辽河油田最新资料,提出了一种火山岩油气藏储层分类方案,共分为火山熔岩型、火山碎屑岩型和潜火山岩型3种类型。其中火山碎屑岩型又可分为正常火山碎屑岩型和火山碎屑沉积岩型两种亚类型;潜火山岩型分为隐爆角砾岩型和蚀变岩型两种亚类型。文中结合实例对各种类型储层的成因机制、空间展布特点以及储集性的变化特征进行了阐述和讨论。