单井评价在老区油气勘探中的应用

大民屯凹陷沙四段以扇三角洲沉积为主,储层砂体岩性主要为砾岩、砂砾岩、中粗砂岩以及细砂岩,通过对完钻井测井、录井岩性特征的研究发现,测井和录井对于岩性并没有统一的识别标准;同时,从已发现储量的平面和垂向分布特征来看,其与构造特征以及沉积特征之间并没有较好的匹配关系。为解决上述问题,以复查老井、开展单井评价为突破口,从岩性、物性、电性、含油性四性关系研究出发,验证单井油气层的存在,建立了油气层识别标准,并应用该标准开展了老井二次试油和新探井研究:复查老井22口,实施老井试油3口,其中2口井获得工业油流;部署实施探井4口,其中3口井获得工业油流;新增控制含油面积近30km2,控制储量余4000×104t。在研究过程中,形成了一套砂砾岩体勘探研究技术序列,并获得"陡岸控砂、相带控储、物性控藏"的地质认识。     

大民屯凹陷西陡坡砂砾岩体勘探技术初探

大民屯凹陷西陡坡沙河街组沙四段发育砂砾岩沉积,累计资源潜力超过2×10~8t。勘探实践证明,砂砾岩体具有纵向厚度大、相带及岩性变化快、储层物性差异大、地震识别描述难度大的特点。自2014年以来,针对大民屯凹陷砂砾岩体多期叠置、非均质性强的特征,从储量上报升级、探井部署质量和有效储层开发等方面开展一体化联合攻关,探索建立了厚层砂砾岩体期次划分、复杂岩性储层识别以及非均质性砂砾岩有效储层地震预测等砂砾岩体勘探技术系列,并获得了"陡岸控砂、相带控储、物性控藏"的地质认识。通过大民屯凹陷西陡坡沙四段砂砾岩体的勘探,顺利完成了对平安堡-安福屯扇体的井位部署工作及储量上报,新部署实施探井4口,3口井获得工业油流;实施4口老井试油,试油符合率达到80%以上;2015年新增含油面积35km~2,上报各级储量超过5000×10~4t。     

荣胜堡洼陷周边沙三段油气富集条件研究

大民屯凹陷沙三段是辽河油田重要的勘探层系,已累计上报探明石油地质储量占大民屯探明储量的50%,勘探程度极高,但沙三段区域储层砂体普遍发育,已发现油气分布的不均衡性决定了该区域具有较大的勘探空间。荣胜堡洼陷是大民屯凹陷最重要的生油洼陷,分析荣胜堡洼陷及其周边沙三段的油气藏类型及油气藏"生、储、盖、圈、运、保"等成藏条件,结果表明,构造对油气成藏控制作用明显,发育构造、岩性和构造-岩性油藏,油源主要来自Es34优质烃源岩,储盖组合配置关系良好,圈闭条件和输导条件是控制沙三段油气成藏的主要因素。以此为依据,在荣胜堡洼陷周边圈定了荣胜堡北胜29-胜31井区和荣胜堡下降盘两个勘探目标区,在建立精细的地层格架基础上,开展精细地质研究工作,采用老井试油和新井部署相结合的勘探方法,有利地拓宽了大民屯的勘探领域。     

第三次全国油气勘探战略展开的优先指向

建国以来我国油气勘探经历了两次全国性战略展开,其成果为石油年产量跃上1×108t、2×108t的台阶奠定了基础。目前我国油气储、产量增长都出现了新拐点,石油新增储量和产量出现缓慢波状下降,天然气也开始出现储量产量增速明显变缓。必须进行油气勘探的第三次战略展开,向新区新领域再开拓,以求油气储产量实现新的战略接替。油气勘探第三次战略展开的优先指向为:大盆地内部的深—超深层,盆地边缘的逆冲-推覆构造带,中亚陆间区南带的上古生界,西藏高原,海域的海相中生界,非常规油气中的页岩油气、致密砂岩油气和煤层气。其中,常规油气的共同点为:目的层多位于深、超深层,以前中生代古老地层为主,以海相地层为主,新增储量产量中以气为主,勘探难度增大、成本明显升高。以上诸方面都已有了程度不同的区域地质和油气地质基础性研究,有的已有探明储量或重要的油气发现。实现油气勘探第三次战略展开的目标将有相当大的难度,道路将更加曲折。     

致密油整体缝网压裂技术在杏树岗油田杏69-1井区扶余油层的应用实践

针对大庆致密油储层地质条件逐年变差,以及采用常规压裂改造工艺达不到预期增产效果的问题,创新采用整体缝网压裂工艺,主要从地质选层、缝储匹配、液性组合、有效改造4个方面进行方案优化。依托杏树岗油田杏69-1井区扶余油层“井缝控藏”理念,纵向上通过甜点优选压裂层段,平均单井压裂层数由4层减少至3层。横向上考虑砂体连通关系,以缝控储量最大为目标,优化施工规模,平均单井液体规模降低16%,支撑剂规模降低31.4%,单井成本降低4.7%。同时采用变黏压裂液、控缝高工艺,积极推行全链条挖潜增效,实现该井区扶余油层整体缝网压裂效益开发。现场应用表明,整体缝网压裂技术提高了缝控储量规模,实现了储层改造最大化、缝控储量最大化。实际平均单井日产油5.7t/d,比设计值提高103%;实际建设产能1.62×10⁴t,超额完成22.7%。     

辽河油田洼79井区难采储量动用技术研究与应用

辽河油田洼79井区储层发育不稳定,砂体规模小,油藏埋藏深,油层薄,岩性细,加之直井开发中存在注汽压力高,吞吐周期短,油层出砂严重,检泵周期短等因素,导致储量难采。利用储层评价技术开展区块精细油藏描述,落实剩余储量富集区。在此基础上,对区块油井的注汽规律、生产规律进行评价,同时寻找适宜的开采技术。运用油藏工程方法开展水平井动用可行性研究,并采用配套的钻采工艺技术,设计水平井整体替代直井进行二次开发的方案。预计洼79井区利用水平井二次开发后,井区日产油能力达到80t以上,采收率可提高7.3%,增加可采储量10.2×104t。实践表明,水平井既可有效抑制油井出砂、改善注汽效果,又可发挥泄油面积大的优势,提高主力砂体动用程度;合理优化钻采工艺可有效提高油层钻遇率,利用多点注汽方式能提高热利用效率,实现难采储量的有效开发。     

柴北缘东坪地区深层含油气系统油气运聚成藏规律

近年来,柴达木盆地边缘大型构造-岩性复合油气藏具有良好的勘探前景,近期勘探实践表明,柴北缘东坪地区深层发育基岩风化壳和路乐河组底砾岩两大含油气系统。通过综合分析两大含油气系统中烃源供给子系统、储盖组合子系统、油气运聚子系统的地质特征,同时利用东坪地区虚拟井地层埋藏史、生烃史模拟结果,分析了油气运聚成藏规律,建立了路乐河组和基岩风化壳两套含油气系统成藏模式。结果表明,相邻的坪东凹陷和昆特依凹陷侏罗系地层是两套含油气系统的主要供烃中心,连片的厚层砂体、区域性不整合面是油气横向运移的重要通道。围绕侏罗系大型生烃凹陷,立足阿尔金山前古构造(古斜坡),寻找大型煤型气田是东坪地区实现突破的勘探新思路。喜山期活跃的深大断裂为油气的纵向输导提供了通道,在古隆起和古斜坡背景下形成了以构造-岩性复合圈闭和地层岩性圈闭为主要类型的天然气聚集区,沿油气运移通道分布的复合圈闭是东坪地区下步勘探的有利方向。     

岩性地层油气藏储层预测技术——在准噶尔盆地车排子地区车2井区的应用

准噶尔盆地车排子地区在二叠系、侏罗系、白垩系等多套地层有规模性油气藏发现,具有良好的勘探开发前景。车2井区侏罗系地层分布在一个继承性古隆起上,侏罗系齐古组岩性变化快,发育多个薄互层砂体,从而形成多个岩性油气藏。侏罗系目的层地震资料品质较差,砂体展布特征刻画不清,导致钻井成功率不高。车2井区齐古组以扇三角洲沉积为主,水体范围较小,主要分布在井区东部;井区西部地层剥蚀严重,缺失齐古组地层。以车2井区的地震资料为基础,结合地质、钻井、测井及生产资料,通过波阻抗反演技术和均方根振幅属性的提取以及井震结合的方法,预测了该区储层薄砂体的几何形态、分布范围、厚度及物性变化等参数,确定了有利砂体的展布范围,摸清了油气成藏主控因素和油气分布规律。井区连井对比及单井产能分析结果表明,该预测方法具有可靠性。     

新场气田沙二气藏致密砂岩气层再评价研究

新场气田沙二气藏为多层叠置气藏,自上而下主要由4套含气砂体组成,共分为JS21、JS22、JS23、JS24四个气层,埋深为2200~2500m,平均孔隙度为10.2%,属低-中孔储层,试井解释有效渗透率低于0.1×10-3μm2,属典型的致密砂岩储层。新场沙二气藏累计提交探明地质储量534.35×108m3,动用地质储量445.08×108m3,累计采气量120.35×108m3,优质储量已全部动用,解释级别较低的致密砂岩气层动用程度较低。随着压裂改造工艺技术的进步,在以前难动用的储层上建产,将成为该气藏稳产的重要手段。根据各地质参数对油气的不同响应特征,建立了超平衡钻井条件下气测值的校正与恢复方法、地质指标权重评价等录井解释评价新技术,并利用该技术,对原来解释级别较低的致密砂岩气层潜力进行了再评价,筛选出了该类气层的潜力级别,为老井挖潜和气藏后期开发部署提供技术支撑。     

双南油田沙一段优质储层研究及有利区预测

双南油田沙一段油层单井产能差异较大,探井分析储层是控制产能的重要因素。沙一段储层横向变化快,岩石组合分为两类,一类为厚层砂砾岩、中—细砂岩与厚层泥岩互层组合,砂岩单层厚度大,粒度粗,次生孔隙发育且彼此连通,可达中孔-中渗型储层,为本区优质储层;一类为细—粉砂岩与泥岩薄互层,杂基含量高,孔隙几乎不发育。岩心观察沙一段储层为具有沟道供给的湖底扇砂体,供给水道及中扇辫状沟道微相为优质储层的优势相带。为明确优势相带的分布特点,首先利用地震属性及储层反演成果确定湖底扇的外部形态,根据钻井统计,将砂岩含量40%作为湖底扇中扇及外扇亚相边界;其次采用单因素作图法,分别以砂砾岩、中—细砂岩、粉砂—泥质粉砂岩等三种粒级砂岩的含量变化确定湖底扇中扇微相的发育规律,确定优势相带的发育特点。结合本区构造特点及勘探成果分析,明确J307-J310井间、J325井东块、J325井南块为有利区,是下一步部署的首选区带。     

珠江口盆地西江33洼古近系油藏地质特征与成藏解剖

珠江口盆地西江33洼油气勘探的主要目的层系和探明储量均集中在古近系,而古近系油气藏由于埋藏深、钻井成本高导致该区勘探程度低,至今没有建立开发平台。XJ-A古近系油藏位于西江33洼南部斜坡带,该油藏的储层物性较差,横向与纵向变化均较大,具有"低孔渗"特征,而且发育多个断块,各个断块油气独立成藏,无统一的油水界面,给油藏的精细刻画带来了极大的困难。本文以XJ-A古近系油藏为例,系统分析了该油藏的油气成藏规律,研究表明:①西江33东西次洼生成的油气均可向XJ-A油藏供烃;②XJ-A油藏为复杂断块油藏,储层以辫状河三角洲沉积为主,上恩平组湖沼相沉积是该油藏的区域盖层;③XJ-A油藏在主排烃期具有油气早期充注特征,表现为"中高孔渗"储层形成常规油气藏,主排烃期后储层边致密化边成藏。总体而言,XJ-A油藏具有"双源供烃,旁生侧储,断砂输导、早期充注、断块成藏"的特征。     

高邮凹陷东部阜宁组薄储层测井评价方法及其应用效果

阜宁组沉积时期,苏北盆地高邮凹陷经历过两次大规模湖侵,并发育一套北东-南西向的大型三角洲沉积体系,高邮凹陷东部位于该三角洲翼部。该区阜宁组发育有大量的厚度小于2m的薄砂层。由于这类薄砂层厚度小、泥质含量高,以及早期的测井系列纵向分辨率低等原因,使得其在测井响应上常表现为微电极正差异小、自然电位曲线异常幅度小、电阻率低等特征,早期大多被解释为干层或未解释。对岩心的"四性"关系研究表明,这些薄砂层的岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩,大部分薄砂层都有油迹、油斑级别的油气显示。物性分析资料证实,部分薄砂层的储层物性在所在区块的储量计算界限值以上,可以成为好的油气储集层。通过对深感应电阻率的球形响应进行小层分割、反演计算,对老的测井资料进行提高纵向分辨率处理后,有效解决了早期测井资料因为层薄而造成的数值失真,使相当部分原来的未解释层以及原来解释为干层、油水同层的薄砂层提升了解释级别,起到了挖潜增储效果。     

白云凹陷陆架坡折带识别方法

珠江口盆地深水区的油气勘探已获得战略性突破,为提高勘探成功率及降低勘探开发成本,需要运用层序地层学,对深水沉积体系进行研究。深水沉积体系研究发现,陆架坡折带为重力流发生的主要区域,其连接着物源与深水扇,控制高位域砂体的分布与深水扇的发育。陆架坡折带的识别,在低位域深水扇的分析中具有承上启下的作用。本文阐述了陆架坡折带在深水沉积体系研究中的意义,并以白云凹陷为靶区,总结了进行陆架坡折带识别的多种方法。当海退规模较大、陆源充足时,三角洲前积最后一个顶超点就是陆架坡折带;当海退规模较小,或陆源供给不足时,需要结合地层侵蚀、海侵期地层初始上超点、三角洲前积、层序界面之上深切谷出现位置、地震属性图变化特征、沉积水道指向突变、钻井岩性-电性组合及横向对比变化等多种因素,进行综合判断。