地质工程一体化新内涵在低渗透油田的实践——以新立油田为例

吉林油田受低渗透、低丰度等基本地质特征及低油价的双重影响,近年来新区百万吨产能建设投资达95亿元,老区常规重压产出投入比不足1.0,效益建产、稳产难度加大。为应对上述挑战,实现油田低成本高效开发,提出以"大压裂"技术理念为核心的地质工程一体化新内涵,在以新立油田为代表的低渗透油田开展一系列技术研究和现场试验。地质工程一体化新内涵主要体现在以下几个方面:(1)围绕工程技术需求,对区块的分层产出、吸水、压力、裂缝方位及储隔层应力等资料进行再录取认识,从而提高方案设计的针对性。(2)根据压裂工艺及施工需求,重新优化钻井井身结构及地面井位,优化钻井平台井数,保证建产投资总额最低。(3)与前期地质再认识、钻井再优化相结合,构建以"转向压裂、蓄能压裂、调堵压裂、干扰压裂"为主的压裂技术系列,提高区块压裂效果。(4)创新采油、注水、地面工程、物联网等一系列配套技术,降低一次性投资,降低运行成本。技术模式在以Ⅲ区块3号平台为代表的新区产建和Ⅵ区块中部为代表老区挖潜领域应用并获得显著效果,3号平台油井初产、稳产较主体区分别提高40%、57%,投资收益率提高8.2%,百万吨产建投资降低16%;Ⅵ区块中部压后投产16个月,单井累计增油超过400t,增产效果是常规压裂的4倍,产出投入比大于2.0。实践表明,对于地质情况认识相对清楚的低渗透油田,采取以工程为核心的地质工程一体化模式,是应对目前油田效益开发难度大这一难题的有效措施。     

控制剩余油空间分布的地质影响因素——以吉林油田新立采油厂V区块扶杨油层为例

新立油田V区块水驱油藏已经进入特高含水期,其剩余油分布特征是总体分散、局部集中,仍存在较多的剩余油富集区。以剩余油富集规律为主线,在前期静态地质工作研究的基础上,开展了多种地质因素对剩余油分布及其富集规律的影响研究。研究结果表明,有一定规模剩余可采储量的剩余油富集区主要受沉积微相、隔夹层、韵律分布等地质因素所控制,总体上是在微相的边部,隔夹层发育的部位是剩余油的主要富集区,在韵律控制剩余油垂向分布的条件下,可以对剩余油进行有效的挖潜。     

控制剩余油空间分布的地质影响因素——以吉林油田新立采油厂Ⅴ区块扶杨油层为例

新立油田Ⅴ区块水驱油藏已经进入特高含水期,其剩余油分布特征是总体分散、局部集中,仍存在较多的剩余油富集区.以剩余油富集规律为主线,在前期静态地质工作研究的基础上,开展了多种地质因素对剩余油分布及其富集规律的影响研究.研究结果表明,有一定规模剩余可采储量的剩余油富集区主要受沉积微相、隔夹层、韵律分布等地质因素所控制,总体上是在微相的边部,隔夹层发育的部位是剩余油的主要富集区,在韵律控制剩余油垂向分布的条件下,可以对剩余油进行有效的挖游.     

低渗透油田蓄能整体压裂技术研究——以吉林油田外围井区为例

低渗透油田外围井区砂体不连续,井网不完善,注采不见效,常规压裂技术无法显著提高单井产量,针对此问题,开展蓄能整体压裂技术研究。采用室内裂缝规模模拟、裂缝净压力监测分析及压裂液体系室内评价方法,对老区特定井网和储层条件下蓄能整体压裂的裂缝参数、施工排量、用液量及压裂液体系进行优化,排量优化结果为4~10m3/min,配合复合压裂液体系(滑溜水+线性胶+冻胶组合)、多粒径组合支撑剂(粉陶+均陶+小陶)提高压裂改造效果。现场试验表明,前置液阶段滑溜水与清水交替加入,增加裂缝内的净压力,提高微裂缝开启程度;同一井区油井同步压裂,能增加裂缝在一定范围内的相互干扰,提高井区的产量,改善注采关系。试验结果表明,蓄能整体压裂技术能够在控制投入成本的同时提高单井产量,实现老油田外围井区经济有效开发。     

常压页岩气地质工程一体化压后数值模拟研究——以DP2井区为例

页岩储层大规模压裂改造后水力裂缝形态以及压后复杂渗流机理和多种作用机制的相互作用是影响压后产能预测及页岩气井网部署的关键。基于地质工程一体化的工作流开展页岩储层水力压裂缝网建模和数值模拟研究,优化开发技术政策,实现经济效益最大化。利用建立的水力裂缝扩展模型模拟压后裂缝网络,该模型考虑水力裂缝间应力阴影、天然裂缝、地应力以及压裂液流动的非均质性,保证了模拟的水力裂缝更接近现场实际,在此基础上考虑气体复杂渗流机理开展压后数值模拟研究。实际应用结果表明：南川区块DP2井区水平应力差异系数小,压裂可形成复杂裂缝网络,水力裂缝在横向延伸方向上有效支撑较好,垂向上有进一步改进提产空间;考虑应力敏感结合经济效益评价,确定最优生产制度为6×10⁴m³/d,合理水平段长为2 000 m。     

利用浅层大平台钻井技术挖潜扶余油田压覆区储量——以城平12区块为例

地面压覆区的特殊地理条件造成了油水井井况差、井网不完善、措施挖潜难度大、储量无法有效动用等现状,影响了扶余油田的综合调整。针对此问题,以城平12块油藏为例,开展了浅层大平台水平井技术在扶余油田的试用研究。该项技术在有限的地面条件下得到了成功应用,地下储量得到充分动用。该研究为扶余油田增加可采储量、实现"十二五"稳产奠定了坚实基础。     

地质工程一体化理念在南海高温高压井的实践

中国南海西部高温高压区域油气资源丰富,该区块主要目的层埋深超过4000m,地层压力系数大于2.2,温度在200℃左右,勘探开发作业难度巨大,常规作业模式无法满足高温高压井作业要求。基于此,针对高温高压井地质及工程特征,从管理创新、技术优化和大数据等方面提出南海高温高压井地质工程一体化理念及技术体系。研究及实践表明:通过地质工程一体化管理与设计优化钻井流程和取资料方案,建立地质工程一体化大数据库实现多源信息共享,研究地质工程一体化预测、监测及有效控制技术,可有效解决南海高温高压井地质及工程问题。探索形成的"随钻声波、中途VSP和随钻前视组合技术""地震、钻井、随钻测井、录井、中途VSP、随钻前视组合技术六位一体预监测技术""地质工程智能监测、安全预警体系"等一体化特色作业体系在层位深度、异常高压、钻井情况等的精细预测、监测和控制方面取得了较好的应用效果。未来可通过进一步建设大数据平台和智能化勘探—开发—钻完井方案,深化地质工程一体化的应用,助力类似复杂油气资源的勘探与开发。     

物探技术在吉林油田D区块油藏研究中的应用

历经十余年的持续开发,吉林油田D区块逐渐形成了较为成熟的油气富集区。但随着开发程度的加大,资源品质逐年变差,目前未动用资源主要分布在远物源岩性油藏区及近物源构造低部位的高含水区,此类油藏油层薄,储层连续性、物性差,隐蔽性强。通过围绕青一段主力油层开展精细构造解释及属性分析,落实小断层及微幅度构造,明确青一段Ⅰ砂组砂岩分布范围,有效指导油藏开发部署。     

地质—工程—经济一体化页岩气水平井井距优化——以国家级页岩气开发示范区宁209井区为例

为了最大限度地提高资源动用率,通常都采用一次性井网整体部署的方式开发页岩气,而水平井井距设计则是页岩气井网部署的关键。在确定最优井距时,既需要掌握地质特征和钻井压裂工艺,也必须考虑气价、成本等经济因素的影响,目前国内外均没有形成较为可靠的页岩气水平井井距设计方法。为此,首次建立了一种基于地质—工程—经济一体化的页岩气水平井井距分析方法,通过地质建模、数值模拟、现金流分析3种技术手段,使用最终可采储量(EUR)、采收率和内部收益率(IRR)等3项指标对四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区宁209井区的页岩气开发井距进行了综合评价。研究结果表明:①宁209井区在当前的地质、工程、经济条件下,井距大于240 m可以确保页岩气平台开发的内部收益率大于8%;②井距控制在330～380 m时,可以同时兼顾单井EUR、平台采收率和经济效益。结论认为,该研究成果支撑了该井区页岩气开发技术政策的制定,为其实现页岩气规模效益开发奠定了基础。     

有效累计注采比及其在注水开发效果评价中的应用——以吉林红岗油田大45区块超低渗透油藏为例

针对超低渗透砂岩油藏注采比高的问题,基于无效注水原因分析提出了有效累计注采比的概念。以吉林红岗油田大45区块为例,采用吸水剖面法和物质平衡法分别对有效累计注水量和有效累计注采比进行了计算并比较其结果,并利用油藏数值模拟予以验证。其结果合理地解释了超低渗透油藏有效累计注采比高的原因,同时也说明了以往累计注采比的局限性,该方法可用于同类超低渗透油藏注水开发效果评价。     

精细油藏描述中的沉积微相研究——以吉林油田大208区黑帝庙油层为例

以吉林油田大208区黑帝庙油层为例,从岩心、测井等资料入手,通过各种相标志的识别,并结合区域地质背景,认为该区主要发育曲流河三角洲前缘沉积,其中水下分流河道、河口坝、远砂坝、席状砂、水下溢岸砂等5种微相较为发育。在此基础上,通过横向对比,勾绘了不同小层的沉积微相平面分布图,从而在宏观上展现出该区沉积微相的展布及其演化特征,为油藏的勘探开发提供了重要的地质依据。     

稠油油藏蒸汽泡沫调驱物理模拟实验——以吉林油田扶北3区块为例

针对稠油油藏蒸汽驱过程中压力维持困难和汽窜导致热效率下降等问题,开展了蒸汽泡沫调驱物理模拟实验.根据吉林油田扶北3区块的地质特点,设计了非均质双管并联驱替模型,将不同调驱方式下的驱油效率和分流量进行了对比.结果表明,在蒸汽混注泡沫调驱的过程中,注入发泡剂或泡沫能在一定程度上封堵高渗透管,启动低渗透管内的剩余油,其驱油效果好于其他驱替方式;蒸汽混注高温气体调驱的驱油效果略好于蒸汽驱,仅提高采收率约1％ ～ 3％.此外,泡沫对双管模型进行了有效的调整分流,使高渗透管和低渗透管的产液量趋于均匀,表明泡沫驱符合非均质地层的驱替要求.综合比较认为蒸汽混注混合气泡沫调驱适用于扶北3区块,其综合驱油效率可达54.8％,比单纯蒸汽驱提高30.7％.     

低渗透油藏二氧化碳混相驱超前注气实验研究 ——以吉林油田黑79区块为例

为了进一步提高低渗透油藏采收率,进行了二氧化碳混相驱超前注气可行性实验研究。以吉林油田黑79区块为例,利用细管实验确定二氧化碳驱的最小混相压力,通过长岩心物理模拟实验研究低渗透油藏超前注气室内驱油效果,并与相同地层条件下水驱和同步注气的驱油效果进行了对比分析。结果表明,二氧化碳混相驱超前注气、同步注气和水驱的最终采收率分别为77.03%,73.09%和56.47%。二氧化碳混相驱超前注气最终采收率最高,原因是超前注气能够在开采前就使地层压力升高、地层能量增加,并且提前注入的气体与原油接触混相,可降低原油粘度、增加原油流度。     

海上老油田多层油藏加密井产能评价方法 ——以渤海A油田N区块为例

由于层间非均质性、投产初期见水等因素影响,海上老油田多层油藏加密井产能评价难度较大.目前通常引入层间干扰系数描述多层合采对产能的影响,但其定量表征是一大难题.因此,基于老油田动静态资料,提出一种多层油藏加密井产能评价新方法.综合测井解释水淹成果、MDT测压资料、PLT测试资料以及静态地质认识,建立多层油藏注采受效分析方...     

普通稠油油藏聚合物驱合理井距研究——以古城油田泌125区块为例

以古城油田泌125区块为例,针对普通稠油油藏地下原油黏度高、地下原油流动呈非牛顿流体特性,应用油藏工程方法计算了注入能力、采液能力与油藏注采井距的关系;针对稠油油藏存在启动压力梯度的情况开展了有效驱替对井距的研究,结果显示,驱替压力梯度在注采井周围能量损耗最大,油水井中点处存在最小驱替压力梯度,且井距越大,最小驱替压力梯度越小。考虑到经济因素,参考数值模拟研究结果,最终确定了泌125区块合理的井距范围为120~141 m。     

井震匹配构造建模技术在密井网区的应用——以大庆长垣萨北油田BRSX区块为例

针对油田密井网区的井资料特点以及深度开发措施调整对构造模型的要求,仔细分析了井、震资料在建立构造模型方面的优势和局限性,在此基础上采用井震匹配方式进行构造建模。通过井点定位、构造趋势参考、解释成果约束、动态资料验证等手段建立了大庆长垣萨北油田BRSX区块的精细构造模型。该方法融合了构造解释和建模思想,建立的模型精度高,和生产动态结果相符,在利用模型进行注采系统调整过程中见到良好效果。     

属性降维在储层评价中的应用——以陆梁油田陆151井区为例

地震属性技术是储层预测的重要手段,目前已有多种类型的地震属性参数可以提取和利用,但是单一地震属性分析与解释存在较强的多解性、不确定性。属性降维是通过K-L变换把属性空间的高维样本变成低维样本,降维后的地震属性更加具有代表性,更能反映地质特征,然后再将降维后的地震属性用于储层预测更加符合地质规律。通过地震属性降维方法对陆梁油田陆151井区侏罗系头屯河组油藏进行储层预测,其预测结果与部署的评价井在地质参数上符合程度较高,取得了较好的效果。     

松辽盆地北部芳198-133区块致密油地质工程一体化压裂实践

大庆油田致密油储层分布广泛,资源潜力巨大,为促进大庆油田致密油藏的有效开发,探索了地质工程一体化的压裂施工模式。以提质增效为核心,通过平台井压裂方案的整体优化,将地质、钻井、压裂、作业施工紧密结合,实现了致密油储层改造规模最大化。采用集约型的工厂化施工方式,现场用工人数缩至26人,占地面积节约77%,利用一套车组完成芳198-133区块9口水平井154段压裂施工,用时仅32天,大幅提升了施工时效;通过该区块的探索应用,形成了一套具有大庆特色的工厂化压裂施工标准。芳198-133区块经过改造后,生产158天,累计产油1.55×10~4m~3,单井平均日产油38.1m~3,相比同区直井措施产量提升14倍,达到了预期的增产效果。通过增能提效,使综合施工成本降低36%,实现了试验区致密油藏整体动用和经济有效开发,对大庆油田其他致密油区块增产改造具有重要的指导和借鉴意义。     

地质导向技术在外围葡萄花油层中的应用——以松辽盆地大庆油田G区块为例

外围葡萄花油层单井厚度较薄,采用直井开发已无法满足经济效益。通过开展水平井技术可以有效的动用薄油层可采储量,从而实现经济效益,因此,针对外围葡萄花油层水平井的地质特点,采用切实可行的地质导向技术,在着陆点及水平段上进行轨迹控制,对提高水平井储层钻遇率有一定的积极作用。     

水平井井区不稳定注水数值模拟——以敖南油田M72水平井井区为例

敖南油田M72水平井井区具有低渗透裂缝性油田特征,油田目前开发过程中水平井产量递减较快,为确保水平井井区的高效开发,对该区块不稳定注水方法进行了数值模拟研究.在应用Petrel地质建模软件与Eclipse数值模拟软件的基础上,对模拟区进行了精细地质建模与历史拟合,并设计了多种不稳定注水调整方案,以确定水平井不同储层、不同部位的合理注水强度以及合理注水周期,分别预测各方案的开发指标,对比不同方案的开发效果,最后综合各优化方案,总结出一套适合敖南油田水平井一直井联合开发的注水调整方案.结果表明,对于厚度小且渗透率低的储层适合采取对水平井加强指端注水、控制根端注水的方法,且指端与根端注水量之比为1.14,区块的合理注水强度为2.1 m3/(d·m),合理注水周期为3个月.