神经网络技术在旬邑-黄陵地区油层压裂井产能预测中的应用

影响压裂井的产能因素较多,采用常规的线性方法进行的产能预测效果不佳。由于研究区无压裂参数,鉴于神经网络技术高度复杂的非线性动力学系统功能,因此采用神经网络技术进行产能预测。优选有效孔隙度、有效渗透率、可动油饱和度、有效厚度、原油黏度、产水率以及初期日产油7个参数作为模型的训练样本,利用该模型进行预测。实践结果表明,该方法预测产能与试油日产油量符合率达到90%,很好地实现了在无压裂参数条件下,对低孔低渗砂岩储层压裂井产能的预测。

胡154区块富县组油藏高效开发技术政策研究

胡154区块富县组油藏位于胡尖山油田中西部，目前1口井试注，需要进行高效开采技术政策研究。应用油藏工程理论分析、矿场数理学统计和数值模拟方法，系统对油藏进行评价和分析，论证油藏注水开发合理技术政策，建议采用菱形反九点井网十边部不规则井网部署井网、200～300m井距、单井产能1．49-2t／d、合理生产压力5～7MPa、单井日配注量18m^3、合理注采比0．9～1．0等技术政策界限进行开发。设计注水开发方案3套，推荐按合理技术政策指导注水方案进行开发，根据实际油水运动调整单井配注。

长庆油田低渗储层微粒运移堵塞损害机理

为明确长庆油田低渗储层微粒运移堵塞损害机理,以C4+5储层为研究对象,系统地构建了“以岩石矿物分析-孔隙结构描述-粒径大小表征为静态层面,以水驱宏观损害量化评价实验为动态层面,以孔喉微观变化-采出液矿物分析为佐证层面”的低渗储层微粒运移堵塞损害机理的综合研究方法,全方位地开展了C4+5储层的损害机理研究。结果表明:长庆油田C4+5储层孔隙孔径范围为20.0~70.0μm,喉道尺寸为4.0~14.0μm;石英、长石等岩石骨架颗粒棱角分明,磨圆度差,不利于细小微粒在多孔介质中的长距离运移;黏土矿物主要为绿泥石和伊利石等速敏性矿物,直径范围为2~10μm,易在孔隙喉道处产生微粒架桥式堵塞;岩心正反向水驱过程中,存在多孔介质内部的震荡式微粒堵塞;短岩心驱替采出液中的矿物组分以绿泥石和伊利石为主,水驱前后岩心孔隙中黏土颗粒的微观状态发生了明显变化,证实了储层损害的根源在于绿泥石和伊利石引起的微粒型堵塞。该研究成果明确了C4+5储层的损害机理,为现场油水井解堵作业的实施提供了方向。

鄂尔多斯盆地富县-甘泉地区长6～长9油层组储层特征研究

通过对富县-甘泉地区的长6～长9油层组岩矿特征分析认为,岩石类型主要以细粒的长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,含有少量长石岩屑砂岩。碎屑颗粒具有较好的分选性,磨圆类型以次棱角状-次棱次圆状为主,其次为次圆状。填隙物中各组分含量分布特征基本一致,胶结物含量较高,杂基含量较少,其中,胶结物中方解石含量较高,杂基中则以绿泥石为主。通过对研究区储层的物性资料进行统计分析,可以确定研究区长6～长9油层组储层均属于特低孔、超低渗储层。在纵向上,长6、长7油层组物性最好,长8油层组次之,长9油层组最差。研究区目的层的孔隙度和渗透率之间具有明显的正相关性,孔隙度均值约为8%,渗透率均值约为0.5mD,均符合致密油藏的储层条件。利用研究区长6～长9油层组探井密闭取心样品,通过普通压汞和恒速压汞试验分析表明,喉道才是决定渗流率的主要因素。

鄂尔多斯盆地旬邑地区延长组油源对比研究

利用烃源岩及油气样品,从碳同位素、饱和烃色谱及饱和烃、芳烃生物标志物特征等方面,开展了旬邑地区延长组的油源对比。研究表明,长6、长8、长9油层组原油在碳同位素特征、饱和烃色谱峰型、主峰碳、姥植比等反映生源类型与沉积环境的参数以及饱和烃、芳烃生物标志物特征方面表现出较好的一致性,显示原油具有同成因、成熟度相似的特征。但长9油层组原油在C27重排甾烷/规则甾烷、三环萜烷/藿烷等参数与其他原油有一定差异,分析认为该差异主要是由于来自不同沉积环境的烃源岩造成的。多生源参数综合分析显示,长6、长8、长9油层组原油与长7油层组生油岩具有较好的一致性,为区内主要烃源岩。

鄂尔多斯盆地富县–甘泉地区长6~长9油层组致密油成藏研究

通过对富县–甘泉地区延长组长6~长9油层组油气成藏条件分析认为,区内长7和长9油层组的烃源岩相对较好;长7、长8油层组砂体整体上呈北西–南东向展布,为低孔–特低渗储层;长7油层组烃源岩与长7、长8油层组储层直接接触,源储大面积相邻分布,整体上形成了紧密接触的“三明治”式结构,离烃源岩越近的层位,含油饱和度相对越高。运移阻力主要为毛细管阻力,主要动力为过剩压力。研究区长7~长9油层组过剩压力的平面分布特征表明,研究区西北部,过剩压力较大,向东部呈现出逐渐减小的趋势。

职田地区延长组长8、长6油层组油气勘探潜力分析

通过对旬邑职田地区延长组长8、长6油层组油气成藏条件分析，认为长7油层组烃源岩具有较强的生烃能力；长8、长6油层组有效砂体储集条件较好；以长7油层组和长4＋5油层组泥岩为盖层，可以形成源下和源上2套近源的生储盖组合。该区“上生下储”油气成藏模式是最有利的成藏模式；成藏有利区位于该区中北部，长8 1油层是最有利的勘探层系。

复杂裂缝性碳酸盐岩油藏数值模拟方法研究

海洋沉积环境下的生物礁碳酸盐岩油藏多存在天然裂缝,加之气顶、底水等的影响使得这类油藏的渗流机理十分复杂,数值模拟难度非常大。以海上A油田为例,分析油田地质特征及地质研究成果,结合双重介质渗流理论,分析和研究油田裂缝性碳酸盐岩储层的渗流机理,建立适合裂缝性储层的等效连续介质渗流模型。通过添加基质毛细管压力、考虑重力作用建立基质-裂缝渗流交换,同时考虑气顶、底水的锥进以及注入水的突进等渗流机理,建立考虑气顶底水的裂缝性双孔双渗油藏数值模拟模型。拟合中充分考虑了裂缝、气顶、底水三者渗流机理的特征,利用分区分段的历史拟合思想,达到很好的拟合效果,为最终的调整方案设计及优化提供理论支持。

富县-甘泉地区长7长8油层组成藏控制因素研究

通过对富县-甘泉地区延长组长7、长8油层组油气成藏条件分析,认为本区烃源岩为延长组长7和长9油层组的优质烃源岩;长7、长8油层组砂体整体上砂体呈北西-南东向展布,为低孔-特低渗储层;长7油层组源岩与长7和长8油层组储层直接接触,源储大面积相邻分布,整体上形成了源储紧密接触的"三明治"式源储结构特征,离源岩越近的层位,含油饱和度相对越高;富县-甘泉地区延长组的油气富集的主控因素为有效烃源岩排烃强度控制了石油的分布,有利的源储结构促进了烃源岩的排烃及其对致密砂岩的充注程度,垂向叠置砂体与广泛发育的构造裂缝构成了石油向致密砂岩充注与运移的有利垂向输导通道,持续存在的源储剩余压差与储层渗透率耦合控制了石油的富集程度。

随钻实时地质分析技术在海上探井中的应用

针对海上油气勘探作业目的层系埋藏较深,储层横向变化较大的特点,在探井作业过程中,对准确预测油气目的层的精度要求越来越高。通过介绍随钻实时地质分析技术在东海陆架盆地东北部西湖凹陷多口探井的实际应用,并和以往的工作方式进行对比,使用该技术后,在明显减少起下钻及地质循环次数、辅助卡准钻井取心层位、提高钻井取心成功率和钻井时效、快速确认油气新发现、调整钻井取心方案、增加经济效益等方面发挥了重要作用;同时,有效促进了油田公司各部门的协作,加快并提高了与油气田勘探相关的决策效率。

鄂尔多斯盆地J县西南部地区延9、延10油层组成藏控制因素研究

通过对J县西南部地区延安组延9、延10油层组油气成藏条件分析认为,区内具长7油层组为优质的供烃源岩;延9、延10油层组砂体整体上呈南北向展布,为中孔低-中渗储层;延8、延7油层组泥岩为盖层的生储盖组合。J县西南部地区延安组油气富集的主控因素为前侏罗纪古地貌,其控制了油藏顶面构造、储层沉积相及砂体展布、油气运移方向和富集区。

鄂尔多斯盆地J县西南部地区延9和延10油层组储层特征研究

通过对鄂尔多斯盆地J县西南部地区延安组延9、延10油层组砂岩岩矿特征分析表明:砂岩主要为长石砂岩和岩屑质长石砂岩;岩屑以沉积岩岩屑为主;砂岩中填隙物总含量相对较少,各填隙物含量之间存在差异,主要以泥质杂基和胶结物为主,胶结物中方解石含量最高。扫描电镜及铸体薄片分析表明,该区砂岩主要孔隙类型为粒间孔及粒内溶蚀孔隙。根据压汞参数分析,区内砂岩储集层孔隙结构具有较强非均质性,为中低孔、中渗储层。

胡154区长4＋5油层组水淹层解释方法研究

注水开发是提高岩性油气层采收率的一种有效方法,后期井网加密调整更是为了动用剩余油,进一步提高油藏采收率的有效方法.但由于长期的注水开发,部分储层已经水淹或者严重水淹,由于注入水进入地层,导致地层水矿化度变得复杂,不同水淹层测井曲线形态呈现多样性,解释难度非常大.经过对胡154区长4＋5油层组水淹层特征研究,总结出3种水淹层解释方法：新老井电阻率对比法、测井曲线形态法、电阻率曲线重构法.2017年通过3种方法综合应用,胡154区长4＋5油层组加密调整井解释符合率达92.2%,取得了较好的应用效果.

基于移动应用的油田安全自动化监控

通过搭建基于移动应用的油田安全自动化控制模型,介绍了WCF远程通信、设计模式、阿里云服务、研华ADAM-6017模拟量输入输出模块、索福达可燃气体变送器等技术应用和设备使用方法,其中包含了该模型的核心算法以及代码。自动化监控系统基于联合站现有安全监控识别设备,采用物联网和云服务技术,整合管理多类型气体监控设备和场站控制器,完成包括数据采集、信息识别、网络传输、自动化控制的功能,将报警信息通过生产数据网络传输至云服务,同时分发消息至场站监控室和用户移动客户端,通知用户险情信息,触发警报并控制单位门禁系统联动。

准噶尔盆地西北缘火山岩孔隙特征及演化

对准噶尔盆地西北缘火山岩岩性特征、储集空间类型、孔隙演化、孔缝组合类型及其主要影响因素进行了深入分析,研究了区内6种火山岩的岩性特征和6种类型储集空间特征及形成机理,认为火山岩原生孔隙因连通性差而不能形成有效储集层,而经过后期改造作用,尤其是溶蚀作用和构造运动,将大大改善火山岩的储集性能而成为有效储集层。分析了主要的火山岩储集层孔隙演化过程及其控制因素,如安山岩、火山角砾岩和凝灰岩等。在上述研究分析的基础上,将研究区火山岩储集空间的演化过程分为5个阶段:火山岩的形成阶段、风化剥蚀淋滤阶段、埋藏和构造作用阶段、溶蚀改造作用阶段和油气聚集成藏阶段。

旬邑地区延长组成藏主控因素及成藏模式

通过对旬邑地区长7油层组烃源岩评价认为，该区有机质丰度高，有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ型，且总体达到成熟阶段；长2、长6～长9油层组砂岩属于低孔、低渗储层，有效砂体是该区的主力油气富集层系；长7油层组异常高压是油气初次运移的主要动力。旬邑地区油气成藏的主要控制因素是优质烃源岩、有效砂体和异常高压等条件。该区存在2种油气成藏模式（近源成藏和远源成藏），并形成以长7油层组烃源岩为生油源的4套生、储、盖组合（源下成藏、源内成藏、源上成藏和远源成藏）。

低渗储层渗透性随钻快速定量评价新方法及应用

通过深入分析低渗储层在钻井过程中发生的特有“低侵现象”，首次引入了侵入系数“T”的概念，并对泥浆的侵入程度进行定量化表征，结合低渗储层岩心实测渗透率值与“侵入系数”关系，建立了一套针对低渗层渗透性（0．01～10mD范围内）的随钻电阻率测井快速评价图版，从而达到钻进过程中对低渗储层渗透性的快速定量化评价。该方法在实际应用过程中表现出很好的应用效果，对指导现场实际勘探作业起到了极大的意义。

异常高压随钻监测新方法及其在西湖凹陷中的应用

地层孔隙压力是地应力模型中非常重要的参数,在油气勘探、钻井工程及油气开发中占有十分重要的地位。东海西湖凹陷是一个富含天然气的异常高压地区,形成机制复杂。异常高压的存在给钻井、测井、测试等作业带来了较大的安全风险。传统孔隙压力预测方法对西湖地区异常高压的预测精度十分有限,难以有效满足西湖地区安全、高效施工需求。提出了地层破裂压力跟踪反演和气测背景基值监测为基础的随钻异常孔隙压力监测的新方法,形成了以钻前预测为辅、随钻跟踪监测为主的地层压力综合预测流程,该方法在西湖凹陷XH-1井实际钻井应用中取得了良好效果,为解决钻井作业过程中提高异常压力预测精度提供了借鉴。