环江油田长6油藏效益建产技术探讨

环江油田长6油藏位于鄂尔多斯盆地西部,濒临西缘逆冲带,储层岩性致密,物性差,埋藏深,初期开发单井产量低,效益差,地质储量一直未动用,作者立足解决环江长6油藏效益开发难题,总结长6油藏开发经验及技术,逐步形成了井网部署、储层改造、注水方式、开发政策及水平井导向等开发配套技术,实现了环江长6油藏效益开发,盘活可采储量达5000万吨,为类似油藏的高效开发提供了理论依据。     

中国陆相致密油开采技术发展策略思考

中国陆相致密油藏主要有咸化湖、淡水湖两种基本类型。其中,咸化湖致密油成藏组合多为毯式结构,储层主要为细碎屑岩/碳酸盐岩复合体,可压性接近北美海相致密油藏,但原油流动性较差、储层非均质性较强;淡水湖致密油成藏组合为箱式或毯式结构,储层主要为砂岩及含油页岩,可压性较差、工程参数敏感性较强、流动机制及压力系统复杂。在分析中国陆相致密油藏开采技术现状与问题的基础上,指出应采用"油藏导向、基础先行,逆向思维、辩证施治,注重原创、集成配套,由易到难、滚动发展"的开发策略,且不同类型致密油藏应采用不同开发模式,需重点对陆相致密油藏甜点描述与评价、协同地质导向、增大储层接触面积钻井、精细复合压裂、致密油原位改质、提高采收率技术等关键技术进行攻关研究。      

三塘湖盆地致密油加密井体积压裂技术研究与实践

三塘湖盆地马56区块致密油前期采取水平井体积压裂改造后,仍有大量的地质储量无法得到有效动用,整体采收率只有3%,各井间和缝间仍有大量剩余油可供挖潜。为了进一步提高区块致密油单井产量以及采收率,在研究和总结国内外致密油藏体积压裂效果的基础上,采取地质工程一体化攻关,针对性地提出了高密度布井+细分切割体积压裂的技术路线,即通过对井网及人工裂缝实施双加密的方式,实现井筒及裂缝对整个储层地质储量的"全覆盖",最大限度提高储层的动用程度。配套形成了井网加密、长水平段钻井、细分切割交错布缝、注水蓄能及低成本体积压裂5项关键技术。现场推广应用41口井,有效率达100%,平均单井日产油26.2t,累计产油量较前期基础井网提高39.7%,实现了效益开发,为区块致密油藏提高单井产量和采收率提供了技术支持。     

吉林油田致密油藏同步体积压裂技术实践

松辽盆地南部致密油储层致密,单井无自然产能。直井采用常规水力压裂后难以达到效益开发,因此需转变开发模式,开展储层改造技术攻关和现场试验,提高致密储层改造体积及单井产能,实现经济有效开发。针对吉林油田扶余致密油藏,在精细地质研究、储层力学分析和体积压裂工艺评价的基础上,应用平台水平井组开发模式,结合同步体积压裂的体积改造及配套技术,根据大型有限元软件ABAQUS模拟结果,优化同步体积压裂施工方案,在R53区块进行现场试验,获得了高产工业油流,试采产量是同区块直井的4~10倍,为此类致密油藏经济效益动用提供了技术支撑。     

大庆油田致密油储层压裂增能影响因素分析

为了明确不同因素对压裂增能效果的影响,对致密油藏压裂液注入、焖井、采出全过程进行了模拟。选取大庆外围致密油储层天然岩心开展实验研究,通过对采出程度、孔隙压力和含水率的监测,分析了岩心渗透率、润湿性、裂缝条数、注入量、焖井时间和泥质含量对致密油藏压裂增能动态响应特征的影响。研究结果表明,致密油储层压裂增能工艺可以有效改善致密油储层的采收率;储层物性越好、水湿性越强,压裂增能效果越好,渗透率1.68×10?3 μm2岩心比渗透率0.39×10?3 μm2岩心的采出程度高10.8%,强水湿岩心与弱水湿岩心的采出程度相差2.86%。此外,通过提高压裂液注入量、增加裂缝数量、优化焖井时间和加入防膨剂都能够显著提高致密油藏的采收率,为油田提供技术参考。     

致密油藏开发技术研究进展

从中外不同类型的致密油藏的定义和标准中总结出其特点,统计分析了国外致密油的资源量及分布状况.选取开发规模较大或开发技术成熟的致密油区为研究对象,从地质特征、开发历程及现状、技术发展状况、开发成本、开发效果及规律等多个角度进行分析,提升并总结出不同地质条件下的主要开发技术及其政策、单井初期产油量、递减率和成本等关键指标的变化规律.综合分析了中国石化致密油藏的地质特点和开发状况,得到以下认识:地质认识是致密油藏有效开发的基础,开发配套技术是致密油藏有效开发的保障,开发基础研究是致密油藏有效开发的关键,低成本战略是致密油藏有效开发的核心.     

致密油体积压裂水平井CO_2吞吐实践与认识

针对致密油体积压裂水平井弹性开发采收率低的问题,运用室内实验和数值模拟方法,以增油量和换油率为评价依据,结合水平井数据,优化了吞吐时机、注入总量、注入速度等吞吐参数。应用CO_2吞吐优化参数,选取YP1-7井进行现场试验,该井累计注入二氧化碳9 900 t,初期日增油17.4 t,增油效果明显。研究表明:致密油水平井体积压裂储层改造体积大、裂缝复杂,吞吐过程中不能实现混相;增膨、降黏是扶余致密油藏CO_2吞吐增产的主要作用因素。该技术在扶余致密油藏开发中具有较好的适应性,是提高致密油藏采收率的一项有效手段。     

中国致密油藏压裂驱油技术进展及发展方向

针对致密储层"注不进、采不出"的难题,提出"压—注—采"一体化作业的压裂驱油技术。梳理中国国内油田低渗致密储层压裂驱油技术发展的4个阶段:基质渗吸-油水置换采油、裂缝—基质动态渗吸采油、缝网压裂-蓄能增渗采油以及压裂驱油-焖井渗吸采油。明确压裂驱油6个方面技术特征:①细分切割体积压裂,提高缝控程度;②近破裂压力注水,形成大量微裂缝,扩大波及体积;③高压力持续注水,增加孔喉尺寸,改善渗流通道;④前置大液量注入,补充地层能量;⑤焖井渗吸置换,提高驱油效果;⑥添加压驱化学剂,增强洗油效率。综合考虑压驱地质特征、作用机理、工艺参数以及配套设施,深度剖析当前中国致密储层改造面临的地质-工程问题,提出压裂驱油未来4个方面技术攻关方向:①加强地质—工程一体化研究,优化油藏工程注采井网布局;②深化水平井立体改造技术,提高致密储层动用水平;③开展压驱技术作用机理研究,助力压驱工艺参数优化;④完善低成本高效率压驱配套技术,助推致密储层开发降本增效。     

苏里格气田大井组立体开发关键技术

苏里格气田地质条件复杂,需要开展大井组部署有利区筛选及部署方式关键技术研究,确保大井组开发效果,以实现苏里格气田降本增效、长期稳产的目标。针对苏里格气田古生界不同类型气藏有效储层分布特征,通过地震地质综合研究,形成了致密砂岩储层基于地质知识库的目标+多点地质统计学的三维地质建模技术及基于低渗透碳酸盐岩气藏二元运聚成藏模式的有利区筛选技术,并确定了大井组部署区域;同时,通过井网优化、井型优选及大井组部署思路,确定了大井组部署模式,提高了多层系储层储量动用及气田采收率。大井组开发关键技术在苏里格气田的成功应用,有效地解决了地质、地震及地面有机结合的技术难题,提高了气田开发效益,实现了低成本高效开发。     

美国致密砂岩气藏开发与启示

美国是目前致密砂岩天然气产量最多的国家,历经40年逐步形成了气藏描述、井网加密、增产改造及钻井完井等系列配套技术,其成功的开发实践将为我国致密砂岩气藏开发提供宝贵的经验。在系统调研并分析美国致密砂岩气藏储层特征、开发特征与关键技术的基础上,借鉴美国致密砂岩气田的开发经验,得到以下几点启示:①三维地震技术可以有效地提高开发井成功率;②井网加密可以有效提高多层、透镜状气藏的采收率;③直井分层压裂是致密气藏开发的主体增产工艺技术;④综合应用小井眼、快速钻井、地面优化简化等技术来降低成本。上述分析研究结论将对我国低渗透砂岩气藏合理开发起到积极的推动作用。     

中深层稠油油藏蒸汽驱技术研究进展与发展方向

为进一步提高中深层稠油油藏采收率,对辽河油田30余年蒸汽驱进行全面回顾,系统总结辽河油田中深层稠油蒸汽驱理论与技术的发展历程、发展现状与应用成效。研究认为:辽河油田中深层稠油蒸汽驱技术历经探索、攻关试验、I类油藏规模实施、Ⅱ类油藏试验接替4个发展阶段;理论认识及开发技术经历了从最初国内外成熟技术的直接应用到与辽河地质特征相结合的研发创新,形成了以驱油机理理论认识、油藏工程设计技术、高效注采配套工艺为核心的中深层稠油蒸汽驱开发技术系列;目前蒸汽驱实施深度界限突破至1 600 m,可动用稠油黏度提高至200 000 mPa·s,预计采收率为55%~65%,达到国际浅层蒸汽驱开发水平;未来应针对中深层蒸汽驱面临的难点及重点不断研究和突破。该研究为辽河油田千万吨稳产提供了重要支撑。     

致密储层测井评价技术及发展方向

致密油气田在中国油气田开发中占有非常重要的地位,致密油所储藏的油气储量占据了中国探明储量的70%以上。致密油藏油气田分布广泛,勘探难度极大,致密储层测井评价技术是储量评价、井位部署等勘探工作中的核心技术,未来发展趋势是大数据方法与神经网络方法相结合,综合评价致密储层流体类型和孔隙结构等测井评价相关参数。目前大多数致密储层测井方法和工具都是基于中子、声波、密度等常规方法和手段,缺乏成像测井、核磁测井、随钻测井等新技术的创新应用,至今还没有系统有效致密储层测井评价技术。为此,在调研国内外大量文献的基础上,系统总结了致密油储层的地质特征,并阐述了中子、声波、密度等常规测井评价技术与成像测井、核磁测井、随钻测井等新技术、新方法在致密油储层评价上应用的不同之处,形成了一套比较系统性和规范化的致密储层测井评价方法。致密油藏应该大力发展岩石学模型研究和核磁共振技术研究,可以有效提高测井评价技术水平,提高储层预测和流体检测的准确性和可靠性。研究成果对国内外致密油藏测井评价研究具有参考价值。     

三塘湖盆地条湖组沉凝灰岩致密油有效开发技术

三塘湖盆地中二叠统条湖组沉凝灰岩致密油分布稳定,天然裂缝发育,储集层具中—高孔、特低渗的特征,结合近年来研究区致密油勘探取得的成果,分析有效开发面临的技术性难题;采用水平井+体积压裂技术虽然实现了储量整体动用,但产量递减快,一次采收率低,开发效益差。为探寻类似致密油高效开发技术路线,逐步探索出快速补充地层能量注水吞吐技术,缩小井距,实现井间缝网搭接的缝控储量井网加密技术,加密后,由单井吞吐转向井组渗吸+驱替注水技术。采用以上技术,解决了多井低产的问题,采收率由2.5%逐渐提高至10.2%,采油速度保持在1.0%,达到了相对高效开发的目的,并实现了效益开发。形成的技术理念对类似致密油的有效开发具有借鉴意义。     

A static resistance model and the discontinuous pattern of hydrocarbon accumulation in tight oil reservoirs

In exploration for tight oil, the content and saturation of hydrocarbon in the tight reservoir is a key factor for evaluating the reserve. Therefore, it is necessary to study the geological history of hydrocarbon accumulation and the tight oil charging process. However, kinetic models used for petroleum development are not applicable for petroleum exploration. In this study, a static resistance model[ is proposed after analyzing resistances in ultra-slow flow in porous media. Using this model, the disco~atinuous pattern of oil charging is reproduced through incompressible Navier-Stokes equations, the phase field method and the finite element method. This study also explains macroscopic percolation behavior with microscopic flow mechanisms and discusses some issues in ultra-slow flow in a micro/nano pore-throat network. The resistance analysis reveals that capillary resistance and dissipation resistance are dominant factors in the mechanism of oil accumulation in tight reservoirs. Numerical simulations show that pressure thresholds exist and result in discontinuous oil charging. Generally, it is proven that the static model is more applicable than kinetic models in describing oil accumulation in tight reservoirs.     

综合配套的勘探工程技术研究

近十多年来,我国既在地表条件极其恶劣,地下构造极其复杂的新区寻找新油气资源,也在老油区滚动勘探增加新储量,在未来的油气勘探中,不仅要选好选准勘探领域,更重要的是充分发掘和应用先进而适用的勘探技术。     

关于中国当前油气勘探的几个重要问题

中国油气供需缺口加大,勘探形势严峻。本文从当前油气勘探面临的形势出发,着重分析了全球油气勘探趋势、中国当前油气勘探面临挑战、非常规油气勘探的基本问题,以及当前油气勘探理论与关键问题。全球油气勘探领域不再受勘探程度的限制,逐渐呈现出向深水、深层、非常规、北极等新区、新领域转移的趋势。中国重点含油气盆地逐步进入较高油气勘探程度,勘探深度加大、目标更为隐蔽、储层物性更差,油气勘探开发工程技术难度逐渐加大。中国能源企业海外油气勘探开发战略面临区块获取困难、政治风险增加、勘探技术要求更高等多方面挑战。非常规油气地质理论与资源评价等核心技术需要加强研究,井筒和压裂等关键开发技术需要加强现场试验攻关。在新一代油气勘探地质理论指导下,重点解决地质条件下全过程的有机质烃类生-排-运-聚模型、构造改造盆地的油气资源潜力评价、低渗-致密储层的孔喉结构与油气渗流机理、中国大型岩性地层油气藏与连续型非常规油气的形成条件与勘探方向等9个关键问题。     

碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率关键技术

中国碳酸盐岩缝洞型油资源量丰富,探明石油地质储量达29.3×10⁸ t,已经成为中国油气勘探开发和油气增储上产的重要领域。由于深埋5 500 m碳酸盐岩缝洞体的描述精度低、流动模式多样、模拟预测难度大,注水窜流易造成油井暴性水淹,导致采收率低仅为15.9%,此类油藏开发是世界级难题。经过多年的研究与实践,形成地球物理描述、地质建模、注水注气和酸压改造等提高采收率系列技术,单元应用后储量动用率提高了42%,同时已提高采收率2.3%,对同类深层、超深层强非均质性油藏开发具有借鉴作用。     

辽河坳陷欢喜岭油田稠油成藏条件及勘探开发关键技术

欢喜岭油田位于辽河坳陷西部凹陷西斜坡南段,生-储-盖组合条件优越,发育翘倾断块披覆型复式圈闭带和9种圈闭类型。优质的生-储-盖条件保证了欢喜岭地区大规模油气成藏,具有良好的勘探潜力。斜坡构造是欢喜岭油田油气运聚的指向区,流体包裹体分析指示多期油气充注,主要成藏期为沙河街组三段和东营组沉积期。依托复式油气成藏理论,欢喜岭地区发现稀油、稠油多种油气藏类型,油气储量规模达5×10⁸t。针对油田油藏埋藏跨度大、含油层系多、非均质性严重、油品类型多样的特点,在预探阶段形成多批次地震资料连片处理解释技术、基于地质模型的薄储层反演技术,提高了油层解释精度;在开发阶段形成稠油蒸汽驱物理模拟技术、热采稠油油藏精细描述技术、普通稠油蒸汽吞吐技术、中—深层稠油蒸汽驱技术,并配套完善了稠油分注、选注、防砂、举升等工艺技术,提高了原油采收率,为欢喜岭油田高效勘探和开发提供了技术保障。     

中国海油“十三五”油气勘探重大成果与“十四五”前景展望

“十三五”中国海洋石油集团有限公司(简称中国海油)贯彻国家能源发展战略行动计划,立足国内、发展海外,推进非常规油气勘探开发生产一体化,积极探索勘探新领域、新层系,保持良好的勘探成效和较低的作业成本,探明地质储量及产量快速增长,开创了海洋油气勘探新局面。中国海油通过勘探理论及关键技术攻关,创新及发展了复杂的地层—岩性油气藏、高温高压油气藏、深层潜山油气藏、深水油气藏的成藏机理,攻关海上中深层地震勘探、复杂地层高效钻井、海洋勘探装备等关键技术;在渤海湾盆地潜山、琼东南盆地深水区、珠江口盆地阳江凹陷及惠州凹陷、鄂尔多斯盆地东缘等多个区域不同地质类型层段取得重大勘探突破,海外勘探权益可采储量稳步增长,初步形成了海外战略布局。“十四五”将加大风险勘探力度,持续攻关深层油气藏、深水油气藏、高温高压油气藏和岩性油气藏勘探关键技术,不断拓展勘探领域和方向,海外勘探将继续坚持“经营勘探”,突出战略核心区,力争获得更多更好的优质储量。     

页岩油气发展的中国之鉴——致密油气和煤层气

为探索出一条中国页岩气发展的成功之路,从国内致密油气成功规模开发所形成的技术基础,到对煤层气长期发展迟缓的原因分析这两个方面进行了讨论。结果认为：①美国正是将致密油气开发中的技术应用于煤层气和页岩油气并使之适应其特点而取得了非常规油气生产的快速发展;②中国致密油气开发已取得重大进展,其技术总体上达到国际先进水平,也由此奠定了中国页岩油气发展的雄厚技术基础,使之能在适应中国特殊地质条件和不同页岩类型中完善核心技术与设备的国产化,进而形成配套技术体系;③中国煤层气起步早,有一定资源、技术基础,但发展迟缓,关键的影响因素是难以取得勘探开发区块以及不同企业之间的相互制约,垄断体制不仅限制了地方和民营企业的进入而且也没能发挥大型油企的积极性,因而投资严重不足,造成冷清的局面,这些障碍也正是页岩油气发展的前车之鉴,不进行改革并完善法规,非常规油气产业难以顺利发展。