国家示范工程陆相湖盆夹层型页岩油高效开发技术

鄂尔多斯盆地长7地层发育一套典型的内陆坳陷淡水湖盆页岩油,资源潜力巨大,随着开发的深入,油藏进入稳产阶段,配套的油藏稳产技术政策和管理手段相对缺乏,无法满足生产需求。针对庆城油田管理人员少的特点,通过数字化建设,实现了线上资料录取、管线泄漏监控、设备运行线上监控、异常工况报警等功能,形成了页岩油智能化管理模式;针对长7储层致密、非均质性强、开发难度大的特点,通过应用二氧化碳前置压裂、精准分段酸化等工艺以及实施单井、平台、油藏差异化管理,推动了地质工程一体化和差异化精细管理;针对长7页岩油单井产量高、气量大的特点,创新大平台布站模式,通过橇装化、集成化、数智化,探索“油气水综合利用、全系统资源共享、多功能高效集成、全过程智能管控”的页岩油大平台至联合站一级布站地面建设模式。通过上述技术的推广应用,庆城油田长7页岩油各项生产参数逐渐向好,页岩油水平井自然递减由16.6%下降至15.9%;地层供液能力充足,流饱比基本保持稳定(1.0~1.2);单井产量较2022年实现了大幅提升;完全成本降低至51.33美元/桶,已经实现规模效益开发。探索、攻关形成的高效开发关键技术,助推庆城页岩油实现规模效益开发,也对我国陆相页岩油规模效益开发起到了良好的引领示范作用。

超低渗透油藏注CO_2开发方式优选及室内实验研究

为了探索提高超低渗透油藏开发效果的有效CO2注入方式,通过长岩心注气物理模拟实验开展了不同CO2注入方式实验研究。研究结果表明:对于裂缝不发育油藏,油藏地层压力能够满足CO2混相驱,直接注CO2开发方式最好,驱油效率比水驱提高48.97%;非混相驱情况下,水驱后注气开发方式最好,驱油效率比水驱提高35.41%,且水驱后注气可以起到控水作用以及减少气体指进的影响。对于裂缝发育油藏,不管混相驱还是非混相驱,气水交替周期注入方式最好,驱油效率比水驱可分别提高20.39%、14.34%,两种驱替方式下最佳气水比和气段塞大小不同,混相驱情况下,气段塞大小0.05 HCPV、气水体积比1∶1最优,非混相情况下,气段塞大小0.1 HCPV、气水体积比1∶2最优。

低渗透储层注水开发贾敏效应实验研究

为定量认识低渗透储层水驱开发中的贾敏效应,根据注水驱油理论,结合岩心水驱油物理模拟实验,建立表征贾敏效应动态变化的方法,开展不同渗透率岩心水驱贾敏效应对比实验。结果表明:岩心渗透率越低,贾敏系数越大,驱油效率越低,等效渗流截面越小;与常规中高渗透储层相比,低渗透储层高贾敏效应导致孔隙中剩余油分布特征和启动机制存在差异。降低贾敏效应是有效改善低渗透储层流体注入能力和提高采收率的技术手段之一,CO2驱能降低低渗透储层的注入压力,并大幅提高驱油效率,是有效提高水驱后低渗透率基质驱油效率的有效手段。

油气田开发水资源高效利用探讨

在油气田开发过程中,尤其是干旱缺水地区,处理好生产用水与产出废水之间的关系是油气田企业可持续发展的重要问题。油气田开发水资源高效利用的最终目的是减少淡水的消耗量,主要体现在新鲜水的合理使用及产出废水的回收再利用两个方面。提出应以产出废水为生产水源,研发适合其水质特征的工作液体系,实现产出废水"免处理"再利用;建立油气田开发水管理体系,根据水的不同用途,科学调配新鲜水和产出废水,实现水资源的高效利用。

油气田开发的技术支撑体系创新——以苏里格气田为例

国内油气田在开发过程中的技术支撑,主要是由按照地质、井筒、地面三大专业进行分工的职能部门负责实施。这种传统的技术支撑模式,对我国油气田的开发起到了重要作用。但是随着各类油气田开发数量的增多和开发难度的增大,这种模式所耗费的协调成本也越来越多。因此,创新油气田开发的技术支撑体系成为值得深入研究的重要课题。长庆油田根据苏里格气田的地质特征,创新了气田开发的技术支撑体系,产生了良好的实践效果,具有一定的借鉴意义和理论价值。

超声协同处理油气田含油废水研究进展

油气田含油废水是一个多相复杂的体系,通常由固体杂质、可溶性气体、无机盐、多环芳烃、微生物等物质组成,传统的污水处理技术难以满足日益严格的环境标准。由于超声技术具有产生空穴效应,生成·OH等特点,可高效降低废水中COD含量,提高水中除油及降黏效率。因此,超声协同常规污水处理技术经常被用于含油废水的进一步处理。本文以近年来相关文献为基础,首先介绍了超声单独处理技术的相关研究,着重综述了超声-气浮法、超声-生物法、超声-臭氧法等组合工艺在废水处理中的作用效果,总结了不同协同处理技术的优劣势,最后分析并讨论了超声协同处理技术在油气田含油废水领域存在的不足及改进建议,以期为超声协同处理技术在油气田领域的发展提供参考依据和研究思路。

提高油气田回注水颗粒直径中值测定的重复性

针对悬浮物颗粒少,颗粒分布不均匀的油气田回注水,常规测试难以给出精确的测试数据,现通过酸化加热浓缩富集样品颗粒浓度、超声波分散样品和选择合适的循环搅拌速率调整回注水样品分散状态,以达到最佳激光测试条件。研究结果表明,回注水浓缩50%,超声分散样品60s,循环搅拌速率为2000r/min时,可实现精细化处理的回注水颗粒直径中值测试重复性达标率由71.59%提升至86.67%。

长庆油田已开发油气田效益评价主题系统实现与应用

已开发油气田效益评价作为提高油气田开发效益的一项重要举措,在各大油田作为常规性工作定期开展。本文在对效益评价业务工作现状进行分析的基础上,从数据提交、审核,多维在线分析,到跨部门、跨岗位间协同工作,构建了长庆油田已开发油气田效益评价主题系统应用机制,该系统已在相关业务部门得到广泛应用,有效支撑了已开发油气田(区块)、油气井效益评价分析。

长庆气区低渗透砂岩气藏压裂工艺技术新进展——以苏里格气田为例

“十五”期间，长庆低渗透砂岩气田初步形成了以机械分层压裂、低伤害压裂液、适度规模压裂、CO2压裂等压裂工艺及配套技术。为进一步提高气田开发效益，近3年来重点开展了水平井多段压裂攻关和直井分层压裂新技术试验，取得了重要进展。水平井分段压裂取得突破，增产效果显著，以水力喷射压裂为方向实现了不动管柱分段压裂一次压裂1段到10段的跨越；水力桥塞分段压裂创造了国内气田水平井一次分压15段的最高记录，自主研发的高性能裸眼封隔器首次试验实现了一次压裂4段。2008-2010年在苏里格气田共开展29口水平井试验，试气产量为邻近直井平均产量的3～5倍。直井分层压裂技术以不动管柱机械封隔分层压裂为主，开展了其他探索性分层压裂试验并取得突破，其中气井分压分试工艺实现了2层快速试气快速评价，连续油管分层压裂实现了8层连续分压的突破，套管滑套分层压裂创造了目前国内直井9层连续分压的纪录。所开发的低伤害阴离子表面活性剂压裂液增产效果明显。

低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议——以鄂尔多斯盆地为例

鄂尔多斯盆地蕴含上、下古生界两套气藏,地质复杂程度高,非均质性强,大规模运用水平井开发的实践虽然形成了相关的配套开发技术,基本上实现了低渗透气藏的高效开发,但未来提升单井产能的技术攻关方向仍不明确。为此,将以苏里格气田为代表的上古生界气藏和以靖边气田为代表的下古生界气藏作为研究对象,对282口水平井从构造、沉积、储层、地震、钻井、改造等方面进行了整体研究。结果表明:长庆气区已形成的储层预测及精细描述技术等5项特色水平井技术系列是有效、实用的,但仍面临着3项急需攻克的瓶颈难题,可以从储层定量表征、小幅度构造识别及描述、水平井开发井网优化及提高采收率、水平井改造技术攻关、降低开发成本新策略等5个方面共17项技术措施入手进行攻关,以进一步降低低渗透气藏开发风险并提升单井产能。

低渗透岩性气藏含水特征分析与测井识别技术——以苏里格气田为例

鄂尔多斯盆地苏里格地区上古生界发育低渗透砂岩岩性气藏。随着苏里格气田勘探向北部、西部的拓展,在大面积含气背景下,部分井、层出现不同程度的产水,出水井产水量大小、含水特征各异,平面分布规律复杂,影响了单井产量的提高和储量评价工作。为此,以苏里格气田为例,从低渗透岩性气藏成藏机理出发,分析了气藏充注不充分的条件下低渗透岩性气藏的含水特征,结合储层微观、宏观非均质特征,明确了束缚水、层间水和滞留水3种地层水赋存状态,分析了其测井响应特征及识别方法,结合试气工艺方案的优化,提出了有针对性的气层改造措施,以期达到控水增气的目的。

油气田古地貌恢复方法研究进展

目前已在较广的学科范围及其领域内应用到古地貌研究成果,古地貌恢复更是与油气田勘探开发关系密切。随着石油工业的快速发展,油气田古地貌恢复方法的研究有了比较明显的进展。通过分析近些年兴起的代表性古地貌恢复方法,总结中国油气田古地貌恢复方法研究的主要进展。(1)古地貌恢复方法的理论基础多元化:分析古构造、古水系、古流向和沉积相等的综合性研究是沉积学古地貌恢复法的关键所在;将基准面和最大洪泛面结合进行基准面旋回对比来反映沉积前古地貌形态,是高分辨率层序地层学古地貌恢复法的核心思路;依据三级地貌概念模式指导微地貌精细刻画,是井区尺度岩溶微地貌恢复法的主要优势;碳酸盐岩沉积期微地貌恢复法的主要原则是寻找等时地质体,确定台地浅滩的暴露时间,利用颗粒岩的厚度对暴露浅滩的微地貌进行有效恢复。(2)古地貌恢复方法的实用性越来越强:鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、塔里木盆地和四川盆地的油气田实例说明,虽然在采用这些古地貌恢复方法时,定量研究的手段均有待加强,但仍然为油气田储层预测和油气富集有利区优选提供了重要支撑,其应用前景广阔。(3)古地貌恢复方法之间优势互补,趋于综合研究:沉积学古地貌恢复法目前应用比较成熟;高分辨率层序地层学古地貌恢复法的研究工作处于起步阶段;井区尺度岩溶微地貌恢复法适合于潮坪为主的碳酸盐岩台地;碳酸盐岩沉积期微地貌恢复法适用于滩体发育的碳酸盐岩台地。不同方法的综合研究是油气田古地貌恢复方法发展的必然趋势。

低渗透致密砂岩储层成岩相类型及测井识别方法——以鄂尔多斯盆地苏里格气田下石盒子组8段为例

鄂尔多斯盆地苏里格气田是低渗透致密砂岩气藏的典型代表,根据碎屑成分、成岩矿物组合、填隙物成分、成岩作用类型等特征,将苏里格气田盒8段储层划分为粒间孔+火山物质强溶蚀相、晶间孔+火山物质溶蚀相、晶间孔+岩屑溶蚀相、晶间孔+石英加大胶结相、水云母胶结+岩屑微溶蚀相和压实胶结致密成岩相6种成岩相类型,分析了不同成岩作用对测井响应的影响。在此基础上,通过自然伽马、声波时差、密度及深侧向测井等参数与成岩相的对应关系,建立了连续定量识别储层成岩相的方法。利用该方法对Z65井测井资料进行了处理,通过与薄片鉴定及压汞结果对比,验证了方法的准确性。利用单井成岩相判别结果划分苏里格气田盒8段成岩相展布,其中气田中部主要以粒间孔+火山物质强溶蚀相和晶间孔+火山物质溶蚀相为主,是有利的成岩相带。

苏里格气田低渗透砂岩岩性气藏多波地震勘探技术

鄂尔多斯盆地苏里格气田是典型的低渗、低压、低丰度"三低"气田,二叠系下石盒子组盒8段砂体纵向相互叠置,横向复合连片,有效储层相对较薄、气水关系较复杂。针对以上地质问题开展多波地震处理及流体检测技术研究,重点进行了转换波静校正、速度分析、纵横波一致性处理等多波处理关键技术研究,提高了多波地震资料的成像精度;创新应用多波联合叠前同时反演、多波AVO分析、岩石弹性参数交会等技术,获得了更加准确的弹性参数体,降低了单一纵波储层预测的多解性。由于采用独立变量的两种弹性参数交会寻找储层的异常响应,比单一地震参数预测可提高对储层异常的分辨率,因此,提高了岩性和流体检测的精度,使有效储层(指气层、含气层累计厚度)预测的符合率到80%以上,在苏里格气田勘探和开发井位部署中应用效果显著,为苏里格气田大规模的提交储量和有效开发提供了重要的技术支撑。

神木气田太原组气藏开发低效性主控因素

鄂尔多斯盆地东部的神木气田太原组在储层特征上不同于相邻榆林气田山西组,近年来勘探证实其具有良好开发潜力,但已完钻的气井总体呈低产、低效特征,无阻流量主要分布在(2～4)×104m3/d.为实现神木气田的有效规模开发,根据常规薄片、常规物性分析、压汞曲线特征、岩性描述等系列资料从沉积环境、砂体展布特征及储层物性等方面入手,深层次剖析了该区太原组气藏低效性的原因.认为区域上构造运动,生、排烃时间与储层致密化时间不匹配,沉积相主导下的储层非均质性强,砂岩储层岩屑含量高等因素是导致神木气田太原组气藏低效性的主要因素.在此基础上,通过分析有代表性实验样品的核磁共振结果发现:一定情况下岩性与可动流体饱和度之间存在相关关系.提出水平井是该区有效开发手段之一.

特低渗透油藏水平井开发效果评价指标和分类评价方法

针对特低渗油藏水平井开发特点,引入注水见效周期、水平段产液率新的评价指标,确定了水平井网注水开发效果的9个评价指标。基于直井与水平井开发的动态差异性以及特低渗油藏与常规油藏开发的不同点,采用类比分析、水平井等效评价、虚拟开发等综合方法,初步给出了鄂尔多斯盆地特低渗透油藏水平井开发分类评价指标。考虑各因素之间的等价、因果、过程等关系,根据层次分析法,确定了评价指标的权重关系。采用模糊数学法,构建了水平井开发的综合评价体系。实际油田应用效果表明新体系评价结果可靠。

不整合面和砂体配置对镇北长3及以上低渗透油藏油气富集的影响

通过大量的测井和岩心等资料分析,采用古地貌恢复等方法,探讨了鄂尔多斯盆地侏罗系和三叠系间的不整合面及砂体的配置关系对镇北地区长3及以上低渗透油藏油气富集的影响。研究表明:前侏罗系古地貌将镇北地区划分为若干个古河流域,每个流域的主河谷深切延长组地层,通过油气运移所形成的低渗透油藏在平面上主要局限于其古河流域内;不整合面为油气运移的主要通道,由于地层纵向相态转化快,油气运移困难,同一古河流域的长3及以上低渗透油藏纵向上主要局限于一个统一的构造附近,即油气主要聚集于不整合面附近古河流域内砂体连片性较好的构造基准域内。

低渗透气藏水平井优化部署及地质导向钻进方法研究与实践——以苏里格气田东区南部为例

水平井开发技术对于低渗透气藏具有提高单井产量和气田开发效益的独特优势。以砂体精细描述及储层评价为重要手段,优选水平井开发有利目标区;针对苏里格气田东区南部上、下古生界储层发育特点,以立体开发、整体开发及大井丛水平井组开发部署结合的方式,进行水平井优化部署;水平井设计根据不同的砂体及有效砂体发育特点,采用平直型、顶穿底型及阶梯型3种水平段轨迹;地质导向以提高储层钻遇率为目标,以入靶跟踪和水平段跟踪调整为核心,形成4种靶点调整和6种轨迹控制的水平井地质导向跟踪技术。研究成果应用于水平井开发中效果良好,获百万方高产井2口,有效储层钻遇率最高达91.6%。

低渗透气田水平井试井解释方法探讨

水平井已成为低渗透油气田转变开发生产方式、提高单井产量、快速建产的主体技术。而水平井的试井解释方法还不完善。通过对水平井试井理论和解释模型的阐述,分析水平井系统的流动规律,以及曲线特征的影响因素,探讨低渗透气田水平井试井解释方法,提高水平井试井解释结果的准确性,为低渗透气田水平井的高效开发起到指导性作用。

鄂尔多斯多含油层系叠合超低渗透油藏水平井立体开发模式研究

针对鄂尔多斯盆地多含油层系叠合超低渗透油藏单层水平井井网开发储量控制程度低、注采关系不完善、无法实现油层纵向的充分动用的情况,在总结超低渗透油藏储层隔夹层模式及其对水平井开发影响的基础上,提出了平面上采用直井完善注采关系,纵向上采用水平井立体开发提高储量控制程度的立体开发模式,并评价了水平井立体开发井网在不同储层隔夹层模式的适应性。研究结果表明,水平井立体开发井网适用于稳定隔夹层多含油层系叠合油藏,并确定了平面上五点井网、纵向上水平井重叠布井为合理的井网形式和叠置方式。研究与现场应用表明,水平井立体开发井网可进一步大幅度提高超低渗透油藏采油速度、提高开发效益。