采用“工程地质一体化”技术服务模式提升工程服务企业整体经济效益——以中国石油川庆钻探工程公司为例

为降低勘探开发成本,减少工程投资规模,中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院经过多年在海外及国内油气田区域的生产实践,初步探索出一条提升工程服务企业整体经济效益的"工程地质一体化"技术服务模式,包括:①"协作型"工程地质一体化服务模式(适用于甲方确定区块地质目标及方案,乙方实行工程技术服务的"局部"承包方式);②"主导型"工程地质一体化服务模式,即以"EPCC"(设计、采购、施工、运行)总包为核心,适用于甲方确定产能目标,乙方从地质方案到工程技术服务实行"整体"总包的方式。两种模式应用于土库曼斯坦阿姆河右岸、哈萨克斯坦KAM等油气田,以及国内苏里格气田等油气开发项目中。应用结果表明:在"实现油气田高效开发、提高储量动用程度、扩大建产规模、缩短建产周期、降低投资风险"等方面效果显著。结论认为:推进该服务模式,有助于降低成本、提高效率,有利于工程技术服务企业集约化发展,加快转变发展方式,进而全面提升油公司和工程服务企业的整体经济效益。

四川油气勘探开发中测井新技术的应用研究

随着四川油气勘探的深入,目前在油气领域面临着一系列的技术难题,迫切需要测井新技术的开发和应用,以及时解决存在的大量问题。重点介绍了几项新技术的应用成果。对于岩性识别、储层参数计算、特殊岩性分布、流体性质的确定等难题,利用GeoFrame软件平台中的相关软件包进行很好地解决;利用声电成像测井技术方便了在四川盆地的深层找气作业,还可以依据声电成像技术作出地质解释。高分辨率阵列感应测井技术可以帮助求取地层真电阻率和侵入带电阻率的精确数据等等。

勘探开发动静态数据库数据加载研究

在数字油气田的研究和建设中,勘探开发动静态数据库作为基础数据源,具有十分重要的作用。勘探开发动静态数据库涵盖物探、钻井、测井、地质、试油试采、井下、生产动态、开发地质等十余个勘探开发专业数据,且数据关系复杂、类型多、数量大。为了高效、正确地管理调用不同类型数据组成的海量数据,快速、准确加载数据显得尤为重要。通过分析石油勘探开发过程中动静态数据库数据加载的流程、关键技术、实施方式,提出了采用专业模版加载的方式实现对海量数据的批量加载,使勘探开发动静态数据库服务于科研、管理和一线人员,助力石油生产、科研、管理工作。

区域地层跟踪分析技术在川中北部震旦系整体勘探中的应用

为加快川中北部震旦系气藏整体勘探进度,缩短建井周期,广泛运用PDC钻头+高效螺杆+优质钻井液体系等新工艺和新技术,给快速准确地进行地层划分和对比提出了严峻的挑战。为适应钻井新技术的要求,开展区域地层跟踪分析研究,形成随钻地层划分对比与预测技术,为高效、平稳地推进川中震旦系的油气勘探工作提供科学指导和技术支撑。

川西拗陷北段海相油气成藏特征及勘探前景

绵阳-长宁拉张槽的发现及对四川盆地海相油气成藏控制作用的研究使得川西拗陷成为四川盆地海相油气勘探的最重要地区之一,本文重点分析川西拗陷北段烃源岩问题与油气成藏模式。川西拗陷北段具有构造演化复杂、烃源岩情况不明、保存条件控制下的成藏模式多样等特点,具有以下寒武统优质黑色泥质烃源岩为主的多源供烃与构造运动控制下的以中下三叠统膏盐岩为主的多级封盖特征。隐伏上冲断层输导系统连通的震旦系灯影组-二叠系-中三叠统雷口坡组优质储层使得海相油气具有"原生油藏+原生气藏"、"次生油藏+原生气藏"与"次生气藏"3种成藏模式。根据矿山梁-青林口-双鱼石地表沥青和油砂、浅层稠油与二叠系茅口组气藏成藏序列分析,认为在龙门山推覆构造带北段强烈挤压断褶区,过推覆体主断裂潜伏背冲背斜构造与"绵阳-长宁拉张槽"东边界叠合带是川西拗陷北段深层-超深层海相油气勘探的最有利地区。

川中—川南过渡带须家河组二段沉积相研究

在了解区域沉积背景的情况下,通过对大量野外剖面观察、地震剖面资料、测井资料、取心井段和单井沉积微相研究的基础上,确定了研究区须家河组二段为河流三角洲-湖泊沉积体系,主要发育三角洲前缘、前三角洲、浅湖3种沉积亚相。三角洲前缘亚相以水下分流河道微相占优势,先期形成的河口坝往往受后期水下分流河道冲刷侵蚀而得不到完整保存,所以须家河组二段河口坝不甚发育,在剖面上水下分流河道与河口坝多呈冲刷截切叠置关系。

地质录井一体化数据管理平台研究与应用

网络和计算机信息技术的发展为钻井过程中甲乙双方录井数据共享创造了条件,适应石油勘探开发甲乙双方的需要,开发研制信息一体化数据平台已成当务之急。在分析录井数据平台设计思路、结构组成、功能和应用目标的基础上,阐述了如何利用当前先进的实时数据库技术、远程传输中间件技术和二维与三维可视化技术优化设计录井数据流程和数据模型,进而建立覆盖录井业务全过程的集数据采集、处理、传输、管理与应用为一体的信息化平台。应用分析表明,通过该平台甲乙双方作业管理和地质研究人员可方便、快捷地获取录井实时动态信息,进行高效动态跟踪研究与决策,及时处理生产过程中复杂工程状况和地质问题,提高勘探开发工作效率。

川中南部地区下二叠统栖霞组白云岩储层成因研究

川中南部地区下二叠统栖霞组在钻探中发现栖二段细—中晶白云岩是良好的储层,并且多口井获得工业气流,展示出一定勘探潜力。为进一步预测川中南部地区白云岩的储层分布特征,加快研究区下一步勘探开发,应用储层岩性特征识别、碳氧同位素、包裹体测温、阴极发光以及稀土元素分析研究白云岩储层成因,结果表明栖霞组白云岩无石膏或其他蒸发盐岩伴生,储集岩以细—中晶白云岩和灰质白云岩为主,主要分布于栖二段;栖霞组白云岩C、O同位素测试δ^(13)C为4.03‰~4.77‰、古盐度为131.74~133.39,包裹体均一温度为110~180℃,阴极发光较弱,基质白云岩发紫红色光,溶洞充填马鞍状白云岩不发光;稀土元素的轻稀土和重稀土分布趋势一致,保持了原岩的稀土配分趋势;综合分析认为栖二段白云岩为埋藏成因,其中裂缝和溶洞充填的马鞍状白云岩为热液成因。

四川盆地北部雷口坡组四段储集层研究

根据四川盆地北部中三叠统雷口坡组雷四段野外剖面及岩心的宏观及微观特征,结合常规物性资料,对其储集层的储集空间类型、岩性与物性、空间分布等基本特征以及主要控制因素进行了较为深入的研究。研究认为储集层集中分布于雷四段顶部的雷四3亚段,主要的储集岩类为颗粒白云岩,其次是晶粒白云岩;储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔和晶间溶孔常见,裂缝为主要的渗透空间。储集层的形成与演化主要受到沉积相和成岩作用的影响,其中台内点滩是最有利储集层发育的相带,表生期岩溶作用和埋藏溶解作用导致主要储集空间的形成。

层间风化壳岩溶发育演化模式——以塔中川庆EPCC区块奥陶系鹰一段—鹰二段为例

基于塔中川庆EPCC区块区域地质背景,结合钻井显示、录井取心、成像测井、地震反射等特征,分析鹰山组鹰一段—鹰二段层间风化壳岩溶发育特征及演化过程。研究表明:不整合面附近溶洞充填与否取决于水动力作用的强弱,水动力与纵向上的岩相分布共同决定了层间岩溶内幕溶洞的发育情况;岩溶单元可划分为高地、次高地、上下斜坡、洼地等一级单元,以及溶峰、陡崖、平台、溶丘等次一级单元,整体呈北西—南东向带状展布;表层风化带仅发育在EPCC区块北部,垂直渗流带在南北厚度各异,季节变动带从南部和中部向北部"相变"为水平渗流带;沉积微相影响岩溶发育但非岩溶旋回划分的决定因素,构造隆升、气候、古水文条件是造成岩溶南北分异的主因;EPCC区块鹰一段—鹰二段层间风化壳岩溶可划分为3期旋回、8级次旋回,最终残留第3期旋回(第5~8级次旋回),其中第5、8级次旋回从南到北具有明显"同期异相"特征。

水平井一体化地质导向在四川油气田的应用

随着油气田勘探开发推进,大斜度井、水平井的数量将大幅度增加,而国内油气田一般采用MWD或LWD结合综合录井进行水平井的地质导向,缺乏集地质、地震、测井、录井、钻井专业技术为一体的水平井一体化地质导向技术。为此,针对上述存在的诸多不足,从技术思路和关键技术等方面对水平井一体化地质导向技术进行研讨,并分析了一体化地质导向技术在四川油气田的应用效果,建立一体化的地质导向平台,为水平井地质导向提供了全新服务模式,为地质导向拓展了空间,有益于勘探开发效率的提高。

立体管理模式助推阿姆河右岸千万吨级油气田勘探开发

土库曼斯坦阿姆河右岸天然气合作勘探开发项目是集勘探、开发、建设、运行、销售于一体的综合项目。面对工期紧迫、工程浩大、自然条件恶劣、地质条件复杂、资源国基础设施较薄弱、决策环节较多等诸多困难,中国石油(土库曼斯坦)阿姆河天然气公司围绕2009年建成一期工程和2013年基本建成二期工程两大工作目标,针对海外项目特点和产品分成合同(PSC)要求,打破常规传统模式,创新勘探开发"一体化"的立体管理模式,即:组织管理一体化、信息共享一体化、研究体系一体化、业务流程一体化、科研生产一体化、地质工程一体化等来破除部门和井别限制,实现勘探开发业务融合管理、无缝衔接,减少重复建设,缩短气田建设周期,促进投资效益的提高。同时集成创新了盐下缓坡礁滩高压气藏群高效开发配套技术及特大型跨境台内滩叠合气田高效开发配套技术,并实现了规模化应用,填补了我国在该领域的技术空白。6年时间探明天然气储量超过5 000×108 m3,基本建成年产天然气130×108 m3的生产能力,取得了显著的社会经济效益,可为海外及国内同类型油气勘探开发项目提供借鉴。

四川盆地长宁-威远页岩气开发示范区生产废水管理

在四川盆地长宁-威远页岩气示范区规模开发的过程中,钻井、压裂对水的需求量很大,而钻井废水、压裂返排液等产量大、处置难度大,生产用水的供需产不平衡,对水环境保护提出了巨大挑战。针对存在的问题,开展了现场生产废水处理的工艺研究及管理提升,通过废水的源头控制、过程管控、合理处置及重复利用,积极促进生产废水的生态化管理,并取得一定的成果。对页岩气开发现场生产废水管理经验进行了总结,并为进一步实现页岩气清洁生产"减量化、资源化、无害化"目标提出建议方案。

苏里格气田水平井地质导向的意义及技术研究

苏里格气田为低孔低渗低丰度大型气田,为提高单井产量达到产能规划目标,采用水平井技术对苏里格气田进行整体开发势在必行,而砂体钻遇率是水平井单井产量高低的关键因素。根据前期综合地质研究成果,运用水平井地质导向技术,结合随钻测井曲线预测砂体走势并及时调整钻进轨迹,大幅提高了砂体钻遇率,使水平井产量达到了直井的3倍～5倍,取得了良好的效果。

四川盆地下志留统龙马溪组页岩气勘探前景

利用野外露头、岩心、薄片及相关测试分析对四川盆地南部龙马溪组页岩气勘探前景分析。页岩厚度可达700m，有机碳丰度为0.15%～8.75%、生烃潜力大；页岩裂缝较发育，为页岩气提供了充足的储集空间。页岩其本身具有较强的抗破坏能力，是良好的盖层。四川盆地南部龙马溪组页岩层与美国成功开采的页岩气盆地的成藏条件相似，展示了该套页岩层具有良好的勘探潜力。

岩性气藏地质建模研究—以苏59区块为例

苏59区块有效砂体连续性差,储层非均质性强,气水关系复杂。在对该区块气藏地质特征综合研究的基础上,以petrel软件为依托,结合单井资料、地震解释数据建立了工区的构造模型,通过对测井泥质含量曲线划分建立单井岩相模型,以砂岩密度、砂体宽厚比、趋势面约束等条件选取建模参数,采用序代指示算法建立三维岩相地质模型,进而在岩相控制下建立三维地质属性模型。建模结果表明:建模过程中选取的参数准确,地质模型与该区的地质认识符合程度较高,为准确评价气田的储层性质及开发潜力提供了可靠依据。

页岩气水平井产能预测方法及应用——以四川盆地威远区块为例

四川盆地威远区块国家级页岩气示范区开发效果显著,但单井产量差异较大,影响产量的地质、工程因素数量多,因素间内在联系尚无定量表征,且各因素与产量间存在不严格的数学关系。为指导井位部署论证,顺利开展压裂前水平井地质评价,实现目的层的有效压裂改造,以威远页岩气61口典型水平井为例,利用灰色关联法筛选出水平井产能的6个主控因素,包括:压裂段长、优质箱体钻遇段长、含气量、龙一11小层厚度、加砂强度、总射孔数,基于威远页岩气区块主控因素分析结果,建立多元线性回归产能预测模型。实例选取区块内W1平台、W2平台共计6口水平井计算预测产量,预测产量与实际测试产量的相对误差率为0.32%~18.25%,平均8.1%,表明该产能预测模型准确可靠,可满足威远页岩气产量评价的实际生产需求。

不同井斜页岩气水平井流动特征的CFD模拟研究

页岩气水平井流动特征的准确表征是定量评价生产动态及进一步指导开发方案优化设计的关键基础。为了探究页岩气水平井在不同井斜角下的气液两相流动规律,构建了管径为0.124 m,管长为10 m,井斜角依次为0°、5°、10°、15°、20°、30°、45°、-5°、-10°、-15°、-20°、-30°、-45°的三维立体仿真井筒模型,采用体积模型追踪气液界面,对井筒气液两相流动特征进行动态监测。模拟实验得到井下300 m3/d液量和500 m3/d气量在各井斜角下井筒的流型、平均流速和持率分布特征,深入分析井斜角对页岩气水平井气液两相流动特征的影响规律。结果表明:上倾管(井斜角大于0°)流型特征为段塞流,其流体平均速度随井斜角增加呈单峰式变化,在井斜角为15°时出现峰值,气液分界面处平均流速最低,且低井斜角较高井斜角时的底部持水率大,在井斜角为10°时达到最大值;下倾管(井斜角小于0°)流型特征为分层流,流体平均速度与井斜角呈线性递增关系,气液分界面处平均流速介于顶部和底部值之间,底部持水率随井斜角增加而减小。

控压生产页岩气井早期产能评价方法研究

目前国内页岩气示范区经过几年的现场试验后也逐步在推广控压限产的生产方式[3-4],在北美地区页岩气藏实际开发实践证明该方式较放压生产方式,单井EUR可普遍提高28%[2]。但气井控压生产初期无法用测试求产来评价气井真实产能情况,目前又缺少可靠的评价方法。而气田管理决策者又希望能尽早了解气井的产能情况,便于投资决策和产能规划参考。本文依托K区块页岩气资料,从理论上分析页岩气井产能指数,研究分析放压生产井测试产量与产能指数的线性相关性,采用统计拟合技术建立多元线性回归预测模型,提出了控压生产井早期产能评价方法。通过实例应用表明,该方法是实用、有效的。

致密砂岩气藏富集主控因素研究-以苏X区块盒8_(下)段为例

苏X区块位于鄂尔多斯盆地苏里格气田中区,主力产层为中二叠统盒8_(下)段,为典型的致密砂岩气藏。该区块气水关系复杂,单井产能差异较大,高产主控因素不清,为下步勘探开发带来挑战。根据已有钻井、测井、岩芯资料,对区块沉积特征、岩性资料、构造特征、烃源岩分布进行了深入研究,结果表明:①盒8_(下)段气层主要发育在中-粗砂岩相;②盒8_(下)段为辫状河沉积体系,心滩为优质储层发育有利相带,大量分布在区块南部;③区块整体为东高西低的单斜构造,局部气水分布受微幅构造控制;④烃源岩厚度、生烃强度影响砂体含气饱和度。