石油天然气勘探开发过程环境保护

伴随着我国经济快速增长的步伐，我国对于石油与天然气的消费也进入了前所未有的高需求阶段，且需求量将会继续维持高速增长的态势。据国家统计局数据显示，2011年我国原油表观消费量达4．54亿吨，同比增长3．3％。为了应对这种局面，我国石油与天然气的开采量也随之增大，但是由于石油天然气开采所带来的环境问题也日益显现。本文作者结合多年的实践经验对于石油天然气勘探开发过程环境保护措施提出了几点建议，具体如下文所示。

基于U^(2)-Net的高精度多套层位追踪方法及应用

层位追踪是地震资料解释中一项基础且重要的工作,常规智能层位追踪方法的精度难以满足实际生产需求。为此,提出了一种基于U^(2)-Net的高精度多套层位追踪方法。首先,设计一种充填标签的制作方法,遍历地震数据每个像素点,判断当前像素点所在位置并为其划分一个层位区域;对于穿过断层的层位,则自动搜寻相邻层位,实现非全区层位、断层等复杂条件下的地震反射层位及不整合面的充填标签的制作;然后,利用充填标签,采用U^(2)-Net网络模型对F3数据体和M工区地震资料进行训练。与U-Net+PPM网络模型相比,U^(2)-Net网络模型的预测精度更高,稳定性更好,泛化性更强,训练时间更短,且预测复杂地区的地震反射层位的准确率和平均交并比都大于95%。该方法可以较好地适应低信噪比地震资料的层位追踪。

埕海地区砂岩油藏水平井开发技术研究

大港油田埕海地区作为一个典型的砂岩油藏,具有边底水的能量较大,油层厚度较薄的特点。为了保障油田的稳产高产,文章在研究了埕海地区砂岩油藏开发技术难点的基础上,试论述了油藏开发方案的优化,并总结了埕海地区砂岩油层水平井开发的新技术以及新工艺,为油田下一步水平井开发的方案部署提供了理论依据及现实参考。

苏76区块上古生界输导体系特征与气藏分布关系

鄂尔多斯盆地构造稳定,输导体系相对简单,断裂、不整合面等类型的输导体系不甚发育。但作为烃源岩与圈闭之间的“桥梁与纽带”,输导体系在气藏富集规律研究中至关重要。对苏里格气田苏76区块上古生界输导体系进行研究表明:研究区除发育以孔隙为主的输导体系外,还发育以裂缝为主的输导体系。通过分析铸体薄片等岩性资料发现,以孔隙为主的输导体系对平行层面气藏运移起主导作用,而以裂缝为主的输导体系对垂向层面气藏运移起主要作用。应用构造曲率法和R/S分析法对研究区裂缝进行识别,两种方法均与裂缝发育地区有较高的耦合度,且其发育程度与生产情况呈正相关,裂缝越发育,越有利于改善致密储层的输导性能。裂缝的识别与预测,对苏76区块气藏开发具有重要的指导意义。

地震拓频技术在苏X区块含煤致密砂岩储层预测中的应用

苏X区块目的层是典型的低孔、低渗、非均质性强的储层,并且其地表为沙漠、草地环境,储层内煤层发育,这些因素均对地震信号产生严重屏蔽作用,导致地震资料分辨率低、信噪比低、砂体地震响应特征不明显,从而增加了储层预测的难度。针对这些问题,对三维地震数据分步骤进行处理:首先采用子波分解技术去除煤层的屏蔽效应;然后采用时变分频反褶积技术进行拓频处理,提高地震数据分辨率;最后采用Alpha滤波去噪技术提高地震资料信噪比。通过三步数据处理后,地震资料的品质得到提升,地震信息更加丰富,地震属性更为精细,地震反射层位的地质意义更加明确,使得储层预测结果更为精准。应用效果表明,地震拓频技术适用于含煤致密砂岩储层的精细预测。

松辽盆地北部致密火山岩孔隙分形结构特征及储层综合评价

为了明确火山岩优质储层分布,基于显微镜下薄片、扫描电镜、高压压汞、核磁共振等地质资料,分析了松辽盆地北部营三段致密火山岩储层孔隙分形特征及其与物性关系,并通过分形维数Q型聚类方法对营三段火山岩储层进行了分类评价。研究结果表明:营三段火山岩储层孔隙具分形特征,核磁共振能反映更多微小孔隙,核磁共振反映的分形维数D2整体上略大于高压压汞的分形维数D1;分形维数与储层物性及孔隙结构参数呈显著的正相关关系,且不同岩性岩相储层分形维数存在一定差异。通过分形维数Q型聚类和孔隙结构特征将致密火山岩储层分为4种类型:Ⅰ类储层孔缝组合以“原生气孔+溶蚀孔隙+构造裂缝”为主,分形维数主要分布在2.06~2.34之间,排驱压力平均值为4.79 MPa,平均孔喉半径与相对分选系数分别为2.40μm、34.37,储集性能较好;Ⅱ类储层孔缝组合以“杏仁体孔+构造裂缝”为主,分形维数分布在2.24~2.62之间,排驱压力平均值为9.64 MPa,平均孔喉半径与相对分选系数分别为0.69μm、46.64,储集性能良好;Ⅲ类储层孔缝组合以“微孔+微裂缝”为主,分形维数分布在2.43~2.86之间,排驱压力平均值为9.98 MPa,平均孔喉半径与相对分选系数分别为0.25μm、63.78,储集性能相对较差;Ⅳ类储层孔缝组合以“火山碎屑间基质内微孔+脱玻化微孔”为主,分形维数普遍>2.8,排驱压力平均值为13.99 MPa,平均孔喉半径与相对分选系数分别为0.09μm、70.47,基本无储集性能。整体而言,研究区以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,且不同类型储层孔隙类型及孔隙结构差异显著。

基于灰色关联法和主成分分析法的致密砂岩储层流体性质测井解释评价方法

苏里格气田致密砂岩气藏储层非均质性强,气水关系复杂,流体测井响应特征不明显,导致常规测井参数交会图法对储层流体性质的识别符合率较低,且容易引起误判,严重制约了气田的勘探开发。基于灰色关联法和主成分分析法,建立了一种致密砂岩储层流体性质测井解释新方法,并利用苏20区块西南部30口井112个试气层位资料对该方法的准确性进行了验证。首先利用灰色关联法优选出对储层流体性质变化反映最为敏感的声波时差、补偿密度、补偿中子、孔隙度和声波时差-补偿中子曲线幅度差(A_(1))共5种测井响应参数,在此基础上,开展主成分分析,构建了Y_(1)-Y_(5)共5个相互独立的主成分变量,并选取累计方差贡献率为86.99%的主成分Y_(1)和Y_(2)来综合反映多维测井变量的原始信息,最后,利用Fisher线性判别法,建立了气水定量解释模型。应用新方法结合多种测井敏感参数信息对储层流体性质进行识别,整体解释符合率为86.6%,气层解释符合率达到92.3%,相对常规交会图法均有明显提升。同时,新方法在研究区盒8段实际应用中效果显著,进一步表明新方法能够为研究区致密气藏的高效开发提供有效的技术支撑。

页岩油前置超临界二氧化碳压裂造缝技术

针对松辽盆地南部G1H井青一段泥页岩储层天然裂缝不发育的特点,为解决该井常规体积压裂缝网复杂程度有限的难题,研究了前置大排量超临界二氧化碳造缝技术。利用超临界态二氧化碳表面张力低,流动性、扩散性强的特点,提高裂缝破岩能力,增加裂缝复杂程度。温度场模拟显示,G1H井近井筒9 m以上的位置,温度都能超过31℃,同时地层压力达到25 MPa,井底满足超临界二氧化碳的形成条件。该井施工过程中,微地震裂缝监测显示裂缝形态复杂,改造体积较大,压后评估二氧化碳压裂事件产生效率约是水力压裂的4.6倍,造缝效果很好;测试过程中,稳产油36 t/d,增产效果显著。该技术对青一段泥页岩储层具有较好的适用性,为后续松辽盆地页岩油的高效开发提供了借鉴。

基于核磁共振T_(2)谱的致密砂岩孔喉分布评价方法

利用核磁共振技术估算孔喉分布的关键在于准确确定弛豫时间与孔喉半径之间的转换方法,常规的线性关系转换方法拟合效果较差,而幂函数转换方法是经验公式,无法通过数学关系推导得出,两种方法都具有一定的缺陷。因此,基于Korringa-Seevers-Torrey模型,结合核磁共振原理推导出了弛豫时间T_(2)谱与孔喉半径的理论关系,并建立了相应的计算模型,所有的模型参数都具有严格的物理意义。以南华北盆地太原组致密砂岩样品为例,对推导公式的准确性进行了验证。考虑到不同大小孔隙的表面弛豫率具有差异性,利用推导公式模型对致密砂岩的孔喉半径分布范围分段进行了拟合,结果显示,采用新方法拟合弛豫时间与孔喉半径数据的效果极佳,拟合决定系数均在0.89以上,说明新方法的准确性极高。此外,基于新方法获得了致密砂岩储层核磁共振孔喉半径分布,并确定了与可动流体分布对应的孔喉半径下限范围。该方法不仅有效提升了核磁共振孔喉半径分布的转换精度,也为利用核磁共振技术定量表征致密砂岩储层的孔隙结构特征提供了可靠的工具。

基于拓频的高分辨率多子波地震反演技术在苏X区块的应用

苏里格气田苏X区块沉积储层以砂泥岩薄互层为主,砂体横向变化快,单砂体厚度差异大,储层非均质性强,常规的低分辨率二维地震稀疏脉冲反演无法清晰地展现出砂体的叠置关系。为此采用高分辨率多子波地震反演技术对苏X区块进行储层预测:首先对二维地震数据体进行拓频处理,其次进行测井岩石物理分析和自然伽马拟声波阻抗的可行性分析;然后对拓频后的地震数据体进行分频操作,将各分频体地震数据与钻井现场模型数据结合分别进行贝叶斯反演,反演后的数据体通过分频特征重构技术进行频率域融合,最终得到高分辨率多子波地震反演数据体。采用高分辨率多子波地震反演技术对苏X区块进行储层预测取得良好效果,相对常规稀疏脉冲地震反演,高分辨率多子波地震反演在纵横向分辨率上提升明显,砂体的叠置关系及井间砂体的尖灭展现得更清晰,反演结果更可靠,能够为有利层位的优选和评价提供更符合地质规律的依据。

四川盆地沙溪庙组致密气泥岩层段改造现场实践

致密砂岩储层的非均质性及砂体分布的不规则性导致优质储层钻遇率低,常钻遇大套泥层和干层。为了研究在气测值较高的泥岩层段进行压裂施工的可行性,选择处于相邻两条河道的三口水平井进行对比,其中一口井钻遇大段泥岩层。结合产量参数、微地震裂缝形态、示踪剂监测结果对泥岩层段最长的JQ1-8-H1井进行压裂必要性分析。通过对比,试气产量与河道宽度、砂体厚度呈正相关关系。微地震裂缝形态显示对于泥岩层厚度小于5 m的层段,裂缝纵向延伸较砂岩段小,但可以沟通远处有效产气层。示踪剂产出剖面结果显示,泥岩层段的产水率和产气率较高,取得较好的穿层压裂效果。

层状分频构形反演技术的研究与应用——以苏76区块为例

致密油气藏开发是当前油气开发的重要组成部分,常规的测井约束反演和地质统计学反演存在一定的局限,其反演精度无法满足非均质性强的储层精细刻画要求。层状分频构形反演技术是针对层状、准层状介质的一种非线性反演技术,通过分频建模、属性建模实现,为此介绍了层状分频构形反演的基本原理和实现过程,论述了层状分频构形反演在苏76区块的应用效果。该技术在苏76区块的应用结果表明,层状分频构形反演对薄储层的预测具有较高的吻合率,能够有效刻画砂体空间展布,是进行井位部署的可靠依据。

苏里格SW区块高含水致密砂岩气藏优势储层主控因素分析

针对苏里格SW区块储层物性差、含水饱和度高、投产井出水严重、优势储层分布规律认识不清的问题,通过综合分析岩心、测井、地震、生产动态等资料,讨论了影响区块优势储层分布的主要因素。研究表明:SW区块气、水分异差,优势储层需同时考虑含气性和含水性,主要受沉积微相、构造活动及砂泥配置关系等因素控制;优势储层岩性以石英砂岩为主,粒度以中-粗粒为主,孔隙度、渗透率相对较高,含水饱和度相对较低;有利沉积微相是高产井储层发育的基础,同时影响储层的岩石学特征和物性特征,边滩、心滩微相控制优势储层展布;局部构造高部位、逆断层上盘控制局部甜点储层发育,构造高部位有利于天然气富集以及气、水分异;砂泥配置关系对油气运移及封存、储层物性有较大影响,研究区纯砂岩上下发育泥岩的“薄砂厚泥”“砂泥等厚”以及“厚砂薄泥”模式利于优质储层发育。基于以上分析,优选心滩、边滩沉积微相相带,构造高部位且砂泥匹配良好区域为优势储层分布区,为苏里格气田产能建设提供指导。

苏里格25、76区块上古生界山1-盒8段储层成岩作用及成岩演化序列分析

苏里格合作区块上古生界山1-盒8段砂岩储层埋深大、致密化程度高,其复杂多样的成岩作用贯穿整个沉积历史,强烈的成岩改造导致储层产能差异化显著,明确其成岩作用类型及成岩演化序列是该区天然气勘探开发亟待解决的关键问题之一。通过镜下薄片、扫描电镜、阴极发光、X射线衍射(XRD)等方法分析化验资料,对苏里格合作区块上古生界山1-盒8段砂岩储层岩石学特征、成岩作用类型与阶段、成岩演化序列进行了系统分析。研究结果表明:山1-盒8段储层主要发育岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩,其成分、结构和成熟度均相对较高;压实、胶结、溶蚀、交代作用是影响储层物性的4种主要成岩作用类型,溶蚀与交代作用促进了低孔低渗背景下相对优质储层的形成,压实与胶结作用则是储层致密化的主要原因;山1-盒8段砂岩储层目前处于成岩阶段的中成岩B期,成岩演化序列为:早期机械压实→石英Ⅰ期加大→粒间高岭石交代石英加大边→溶蚀作用→少量自生石英、伊利石胶结→局部石英Ⅱ期加大→铁白云石交代石英,铁方解石胶结、交代→少量长石、方解石溶蚀。基于此建立的成岩演化序列为预测致密砂岩储层甜点提供了科学依据。

富有机质页岩的岩石力学性质及其影响因素研究进展

岩石力学性质是井筒稳定性评价和水力压裂设计的重要参数,富有机质页岩的岩石力学性质及其影响因素一直是页岩油气领域关注的焦点。岩石力学性质的表征方法多种多样且适应性各不相同,加之复杂的地质条件对页岩岩石力学性质存在不同程度的影响,因此正确评价页岩的岩石力学性质具有重要意义。在简述富有机质页岩力学评价中常用参数及其含义的基础上,综述了页岩岩石力学性质的主要影响因素,并讨论了不同影响因素的适用性和局限性,结果表明:(1)弹性、强度和脆性是页岩岩石力学评价的重要参数,不同应用场合对评价参数各有侧重;(2)富有机质页岩的岩石力学性质受岩石内在因素以及原位埋藏环境的影响,尤以受矿物组分、有机质、含水率、围压、温度、层理、天然裂缝、各向异性的影响最为显著,在优选页岩油气开发甜点时应首先明确影响岩石力学性质的主控因素。最后对岩石力学性质在富有机质页岩开发中的应用及未来发展进行了展望,认为解决页岩的力学问题是推动4000 m以深页岩油气开发的关键,开展基于岩石力学性质的页岩分类研究有助于统一评价标准,数值模拟和机器学习等技术将为富有机质页岩的岩石力学性质表征发挥更重要的作用。

叠前弹性阻抗反演在埕北断阶带储层预测中的应用

埕北断阶带沙河街组储层为典型的砂泥互层,单砂层薄、累积砂层厚度大,储层与非储层段纵波阻抗差异较小,常规的叠后波阻抗反演很难有效地预测储层。通过储层基本特征及测井响应规律分析,发现纵、横波速度交汇能较好地区分储层与非储层。因此,采用以叠前弹性阻抗反演为主,结合多参数回归和神经网络计算方法,对储层展布及厚度进行分析与应用。结果表明,叠前弹性阻抗反演成果与实钻结果吻合程度高,并成功地对埕北断阶带沙二段储层厚度进行了有效预测。

核磁共振录井技术在鄂尔多斯盆地上古生界岩性气藏解释评价中的应用

鄂尔多斯盆地天然气主要赋存于古生界地层内,其中作为主要产层的上古生界砂岩气藏具有低孔隙度、低渗透率、低丰度的特点,成藏演化类型为"先致密后成藏"。此类气藏由于非浮力成藏,流体通常没有经历长距离的二次运移,所以气水分布关系一般较为复杂,甚至不存在明显的气水分异,这给传统的、适用于构造气藏解释评价且效果较好的气测解释带来了较大的困难和挑战。针对该问题,中国石油渤海钻探第一录井公司联合长庆油田盆地东部天然气勘探项目组,利用核磁共振录井技术在评价储集层物性、流体性质方面的独特优势,通过定义新参数(有效含气系数),将该系数与反映储集层有效性的孔隙度交会建立图板,划定不同流体性质区间,实现对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏流体性质的精准解释,有效提高了录井解释评价符合率。

停产凝析气藏复活增效新途径——板中北气藏改建储气库实例

板中北气藏为一带油环边水的凝析气藏,经历二十多年的衰竭式开发后停采,油环与边水侵入严重,气采出程度61%、油采出程度24.6%,地层压力由30.5 MPa降至13 MPa。为实现该气藏复活增效,进行了改建储气库研究与建设,在储气库选址、方案设计、运行优化全过程进行了关键技术创新:建立储气库库址评价要素与界限标准,创建库址评价数学模型,实现库址优选的科学定量化;建立工作气量-调峰产量-采气井数三元耦合技术,解决指标优化匹配问题;建立库存量动态诊断与预警、水体扩容定量评价、运行优化调整技术。该储气库经过16个周期的生产运行,实现了水淹区库容恢复、含水单井产能增强、工作气量提高,目前工作气量达6.6×10 8 m 3,累计产油16.69×10 4 m 3,提高油采收率4.65%,并仍在持续提高。气藏改建储气库的设计技术与成功经验,为渤海湾相似停产气藏的复活增效,提高凝析油采收率提供了新途径。

X射线衍射全岩录井在过渡岩类储集层评价中的应用

沧东凹陷孔二段储集层有一部分为过渡岩类形成的储集层,其岩性均为常规录井岩性定名的泥岩、粉砂质泥岩,气测异常值高,岩屑含油质量浓度均为高值,给录井解释评价工作带来了困难.针对这一技术难题,充分利用X射线衍射全岩技术优势,针对收集整理的10口井1 060个岩屑样品,进行过渡岩类储集层岩性矿物成分的分析研究,建立了沧东凹陷孔二段过渡岩类有效储集层X射线衍射全岩录井技术评价图板以及评价标准,通过脆性矿物（石英、斜长石、白云石、方解石）含量能够准确地评价过渡岩类储集层.当石英含量达到10％～18％、斜长石含量大于18％、白云石含量大于12％、方解石含量大于8％时,该类储集层为有效储集层,否则为无效储集层.经过GA 8井应用,3829～3874 m井段解释结论为有效储集层,同时该井段气测异常值高,建议试油,3 854～3874 m井段压裂后自喷,产油21.6 t/d.该评价方法初步应用效果良好,可为勘探开发、尤其是勘探开发方案的实施提供参考依据.

柴达木盆地台南气田边水水侵影响因素及剩余气分布特征研究

柴达木盆地台南气田是典型的边水驱动疏松砂岩气田,储集层非均质性强,单砂体非均质水侵现象明显。利用岩心水驱气渗流实验和数值模拟手段,研究气田开发过程中边水水侵的影响因素,包括储集层毛管力、气水粘度差、孔喉半径、采气速度和水体体积。结果显示,在均质储集层中边水水侵近似活塞驱动,在非均质储集层中,随着采气速度增大,边水容易沿高渗带形成局部突进,且自3~5倍渗透率级差开始突进明显。根据剩余气含气面积、含气饱和度、储量丰度的变化规律,将剩余气分为六种类型,剩余气富集区主要分布在未水侵气区构造高部位。边水侵入气藏后水侵区剩余气含气饱和度大幅下降,平均为33%左右,故适当降低配产,有利于提高采收率。