油气田开发后期的采油工艺技术探究

本文针对油气田后期开发的特殊性,制定了不同的开采方法,指出剩余油开发的难题。随着采油工程新技术不断出现,制定了相应的开采方法,保证了油田后期开发的科学/可持续进行。

涩北气田弱水驱气藏水侵早期识别方法

弱水驱气藏开发早期的水侵特征不明显,识别起来比较困难。现场多采用水样监测和对水气比曲线进行分析等方法对气藏的水侵特征进行识别,但这些方法都是在地层水进入气井之后才能进行判断,不利于提前采取预防措施。以涩北二号气田边水能量较弱的A气藏为例,通过引入生产指示曲线法、存水体积系数法和视地质储量法对气藏早期的水侵特征进行识别,并通过不同采出程度下的曲线特征进行了对比。结果表明:视地质储量法对气藏水侵作用敏感性强,曲线发生上翘拐点时对应的采出程度最低,比现场经验法低20%;视地质储量法水侵识别结果可靠性高,能更早地发现气藏的水侵特征。该研究成果对于无裂缝发育、孔隙性相对均质的弱水驱气藏进行早期的水侵特征识别具有指导意义。

岩性-电性交会方法在疏松砂岩气藏水侵研究中的应用——以柴达木盆地台南气田为例

柴达木盆地台南气田是典型的疏松砂岩气藏,具有岩层疏松、砂泥岩互层、边水环绕、气水分布复杂等特殊地质特征,气藏开发中后期,水侵后地层电阻率变化特征不明显,储集层流体识别困难。从测井资料标准化处理入手,在国内外水侵测井解释技术的基础上,充分运用岩电关系进行水侵机理研究。利用常规和生产测井资料中的电性曲线对水侵层进行定性识别,并提出一种基于岩性—电性交会的水侵特征识别方法,建立水侵层的参数定量识别、层位标定,形成一套较为完整的水侵评价技术,解决了低阻气层水侵识别难的问题。利用建立的测井水侵层解释模式和评价方法,对部分新钻开发井进行水侵层解释,符合率为84.2%,岩性—电性交会方法对于其他疏松砂岩气藏开展水侵层识别和解释具有借鉴意义。

涩北气田气举工艺的研究及应用

为了形成与柴达木盆地主力气田气水同采阶段相配套的排采工艺技术,以涩北气田第四系疏松砂岩气藏为研究对象,在综合分析气田开发现状的基础上,开展气举工艺技术研究。通过对气举方式选择、管流模型优选、管柱尺寸、气举参数、气举设备、地面流程等方面的系统研究,形成了单井撬装间歇和多井连续集中增压的多样化气举配套技术。研究结果表明:①气举技术井筒工艺无机械部件,很适合涩北气田出砂出水气井;②撬装气举灵活性强,适合井筒水淹气井的排水,集中增压气举自动化程度高,可规模化、多井同时排水,适合产层水淹的气井;③单井撬装间歇气举和多井连续集中增压气举的工艺相互补充,实现了"点和面"的全覆盖,可满足涩北气田的排水需求,将成为该气田开发中后期的重要治水手段。

涩北二号气田集中气举排采关键配套技术

涩北二号气田疏松砂岩边水气藏出水井逐年增多、需连续排水才能维持生产。同时,由于气井出砂严重,致有杆泵、电泵等人工举升工艺应用受限。针对这个问题,根据气井分布集中的地面条件,结合现有地面生产流程及气井生产动态,开展了气举方式、气举参数、压缩机选型、水合物防治、注气流程等系统配套研究。形成了采用电机驱动往复式压缩机湿气增压、集气站分区配气、多井气举注气流程;充分利用增压气体余温加注气干线保温和阀组区注抑制剂的防治水合物措施和套管注气油管生产、光油管与气举阀相结合举升方式的多井集中气举排水采气工艺技术方案。至2020年底,己建成可同时满足83口气井气举的配套工程,实施连续气举排水井70口,已累计增产天然气1.22×10^(8)m^(3),效果显著,对有水气藏治水有重要借鉴意义。

三叠纪鄂尔多斯盆地东南边缘的扩张——来自南召地区沉积及碎屑锆石年代学的证据

为研究鄂尔多斯盆地三叠纪时期东南边缘的延伸范围,对其东南方向的南召地区太山庙剖面三叠系地层进行实测,利用层序地层学及沉积学原理划分沉积旋回、判断沉积环境;同时,运用LA-ICP-MS碎屑锆石U-Pb同位素年代学方法,探讨南召地区三叠系地层物质来源。结果表明,南召地区三叠系地层可划分出5个沉积旋回,其中包括1个Ⅱ级层序与5个Ⅲ级层序,与鄂尔多斯东南部延长组有较好的对应,但几乎全部为深水沉积环境。碎屑锆石的年龄范围为1 654~230 Ma,大致可分为4个年龄段:1 400~1 600 Ma,640~1 100 Ma,400~550 Ma,200~334 Ma,均有明显峰值。与周缘地体年龄数据进行对比发现,碎屑岩主要来源于北秦岭,少量印支期锆石应来自于南秦岭印支期花岗岩,没有来自华北克拉通内部的物源。将沉积特征及锆石年龄谱与鄂尔多斯东南部金锁关地区延长组及北秦岭柳叶河盆地三叠系地层进行对比分析,推测三叠纪鄂尔多斯盆地向南扩张到北秦岭,且华北板块南缘和北秦岭带之间存在一个以宽坪群为主体的隆起带,自南召地区向西至金锁关地区以南逐渐降低,至柳叶河盆地消失。因此,三叠纪鄂尔多斯盆地东南缘可扩展至南召地区,两者的演化同时受到秦岭造山带的控制。

同时考虑启动压力和迂曲度的窜流函数及形状因子模型

为了更有效地开发裂缝性油藏,在研究油藏渗流时,必须着重研究窜流函数和形状因子。低渗透裂缝性油藏具较强的非均质性,基质具有低渗透特征,裂缝具有迂曲特性,因此存在各向异性和启动压力,并需要考虑裂缝的迂曲度。基于这些特征,同时考虑各向异性、启动压力和裂缝迂曲度的影响,推导了新的低渗透裂缝性油藏的窜流函数和形状因子。计算结果表明:同时考虑各向异性、启动压力和迂曲度的窜流函数和形状因子模型更为合理。

塔里木盆地北部雅克拉地区海相油气成藏特征与运聚过程

在前人研究基础上,结合塔里木盆地雅克拉地区海相油气地球化学特征,利用流体包裹体法对雅克拉海相油气的成藏期次进行厘定,并通过分析该区油气关键成藏期的构造演化过程,来确定油气聚集和调整的有利勘探区。雅克拉地区主要存在喜马拉雅早期(45.5~16.5Ma)和喜马拉雅中—晚期(22~4Ma)2期海相油气成藏过程,具有多期充注和晚期成藏的特点。雅克拉地区在喜马拉雅晚期的“构造翘倾”作用控制了海相油气的晚期充注和成藏有利区。喜马拉雅早期,雅克拉地区前中生界构造呈北东高、西南低的构造格局,油气充注范围广,雅克拉—雅东构造圈闭群均处于海相油气充注的有利范围内。喜马拉雅晚期受库车坳陷快速沉降,雅克拉地区中新生界构造发生了“翘倾”作用,前中生界构造由原来的北东高和西南低格局转变为北东低和西南高的构造格局,轮台断裂构造带及其以南圈闭是晚期海相油气充注的有利区。同时构造“翘倾”使喜马拉雅早期充注的海相油气藏遭受破坏或向南调整聚集。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组事件沉积及其地质意义

通过大量的岩心观察、野外剖面观测以及钻测井资料、分析化验数据的分析,对鄂尔多斯盆地延长组事件沉积进行研究。研究结果表明,研究区存在地震事件、火山事件、缺氧事件和重力流沉积事件;通过对各事件沉积物基本特征的认识以及这些事件沉积之间的时空组合关系的详细研究,发现这些事件沉积并非独立存在,彼此之间联系紧密:时间上,它们的高潮期均发生在长7早期,空间上,它们互相共生并与延长期湖盆的充填史有关;自湖盆边缘至湖盆中心,这些事件沉积被很好地记录下来,深湖区发育缺氧事件形成的优质烃源岩、因地震事件及火山事件而触发形成的重力流沉积事件砂体,它们形成了鄂尔多斯盆地延长组重要的岩性油气藏。结合盆地的构造史分析认为,这些事件沉积是秦岭造山事件的响应。

渤海辽西凹陷原油地球化学特征及地质意义

探讨辽西凹陷原油地球化学特征的差异性成因。利用原油物性、族组成、生物标志物、碳同位素等方法,研究显示:原油包括轻质油、稠油、特稠油3种类型,从北洼向南洼原油物性依次变差。轻质原油主要分布在北洼,稠油在3个洼陷均有分布,特稠油主要分布在南洼馆陶组。北洼原油整体成熟度中等,但油源和受降解程度差异较大,可分为4类原油,其中有2类原油的碳同位素显示主要为沙四段烃源岩供烃,只是伽马蜡烷含量不同,显示沙一段烃源岩供烃量不同,且它们均未遭受生物降解;另外2类原油则为沙三段烃源岩供烃为主,混入少量沙一段烃源岩供烃,饱和烃色谱特征显示一个遭受严重生物降解,而另一个未遭受生物降解。中洼原油沉积环境偏氧化、高成熟度、遭受严重生物降解,其油源以沙三段烃源岩为主,混入少量沙一段。南洼原油沉积环境偏氧化、低成熟度、遭受强烈生物降解,以沙三段烃源岩供烃为主,混入少量沙一段。油藏层位和埋深控制了原油遭受生物降解程度,烃源岩热演化程度控制了原油成熟度,沙四段烃源岩分布和沉积环境控制了供烃层位。

川中高石梯区块灯影组四段古岩溶带及内部储层分布特征

四川盆地震旦系灯影组四段(灯四段)在表生期岩溶作用影响下纵向岩溶分带特征明显,不同岩溶带储层发育程度差异较大,有必要精细刻画古岩溶带内部结构,进一步明确优质储层的分布。综合岩心、地震、成像测井等资料,基于地下水运动方式及孔、洞、缝发育特征,开展了高石梯区块灯四段古岩溶带划分,建立了古岩溶带厚度与古岩溶地貌相对高程的关系,并细分水平潜流亚带,分析不同期水平潜流亚带优质储层的发育特征,分区优选了有利古岩溶亚带。研究表明,高石梯区块灯四段古岩溶地貌越高,垂直渗流带厚度越大、水平潜流带厚度越小。受古岩溶潜水面周期下降影响,水平潜流带内发育3期水平潜流亚带,上部水平潜流亚带1、亚带2优质储层发育程度优于亚带3。根据沉积相、古岩溶地貌及优质储层展布特征,将高石梯区块划分为3个区域。区块西侧(1区)各岩溶带和亚带优质储层均较发育,优质储层累计厚度超50 m,为最有利区域;区块东侧(2区)优质储层仅发育于垂直渗流带,优质储层累计厚度为15~20 m;区块南侧(3区)优质储层主要发育于垂直渗流带和水平潜流亚带1,优质储层累计厚度为30~40 m。不同区域优质储层发育的岩溶带、亚带存在差异,应采用不同的开发技术政策。