气田合采层间干扰分析及参数优化

气田多层合采纵向上的动用不均衡是由于层间干扰引起的,产生层间干扰的根本原因是压力的不均衡,引起压力的不均衡主要是储层本身性质的非均质,加之多层合采时射孔层数、射孔厚度、射孔井段等的设计欠合理,加剧了层间干扰的影响。利用统计函数定义层间干扰系数,结合砂层剖面测试数据和砂层的测井解释数据分析,是一种简单可行的评价层间干扰的方法。利用层间干扰系数和砂层剖面测试的产量,可以对气田多层合采的合理层数、射孔厚度、射孔井段长度以及不同渗透率砂层的组合进行优化。     

致密油射孔簇有效性的测井评价方法

致密油通常都需要进行大型压裂改造才能获得产能,从国内外的资料显示,选取的射孔簇产液量并非均质的,大部分射孔簇产液量很低甚至为无效射孔簇,没有达到压裂效果,优化射孔簇成为生产急需解决的难题。通过在华北油田束鹿凹陷泥灰岩致密油储层进行深入研究,分析储层测井曲线及其响应特征,发现裂缝指数、电阻率比值、脆性指数、阵列声波渗透性指数及核磁共振孔隙结构指数等参数和储层特征及产能相关性较好,创建了测井综合评价参数评价射孔簇有效性,将射孔簇分为3类,并依据储层产能给出标准,测井综合评价参数大于800为高效射孔簇,100~800为有效射孔簇,小于100为无效射孔簇。将划分的射孔簇和工程施工参数(破裂压力、加砂量、注入量)和监测参数(示踪流量、微地震监测裂缝)等资料建立关系,发现有良好的相关性。研究认为,在油井压裂施工前,利用测井综合评价参数评价射孔簇有效性,可以实现优化射孔簇,顺利完成储层体积压裂改造。     

射孔层段优化与压裂工艺相结合技术在准噶尔盆地的应用

准噶尔盆地油藏类型多样,低孔低渗储集层较多,岩性差异大,岩石致密,产层较多但较薄,并且还有顶、底水,试油低产,不经过压裂改造很难形成工业油气流,为了解放这些储集层,采用了优化射孔层段与压裂工艺相结合的方式对储层进行了压裂改造。射孔层段优化和压裂工艺相结合技术不仅使各个薄油层都得到了较好的改造,并且防止了压裂时压窜目的层上、下水层或应力较小的夹层,以免影响压裂效果。     

致密油水平井双甜点评价及产能预测技术

以乾安地区扶余油藏致密油水平井为研究对象进行水平井双甜点评价产能预测。利用测井资料求取储层脆性、应力差、裂缝指数,构建储层的工程甜点指数I_A。通过I_A指数建立储层工程甜点评价标准,优化射孔簇,对I_A相当的层选取射孔簇,保证设置的射孔簇能够压开,减少了无效、低效射孔簇。利用孔隙度、渗透率、电阻率、含油饱和度、自然伽马、渗透性砂岩厚度等测井曲线,构建地质甜点指数R_A,将储层分为4类。建立储层类别和水平井中期产能的相关性,创建了基于有效厚度指数的产能预测评价方法。在水平井评价中,先划分工程甜点优化射孔段,再划分储层类别,求取储层有效厚度指数,对水平井产能进行预测。应用该方法对乾安地区100口水平井进行产能预测,准确率达82%。该项技术减少了无效射孔簇,提高了水平井采收率,在砂泥岩剖面水平井中具有推广应用价值。     

塔里木复合超深穿透射孔技术日臻成熟

<正>塔里木油田开发事业部创新使用国产复合超深穿透射孔技术,增强地层渗流特性和渗流面积,截至5月12日,有14口油井实现增产,日增油146 t,累计增油7 200 t。目前,塔里木油田油气开发面临着低渗透、低孔隙度、高致密油气藏较差储层与近井地带污染严重的储层,采用常规射孔补孔工艺作业无法达到增油、增注的目的。部分水平井因钻井井眼轨迹偏差,导致常规射孔工艺因射孔穿透距离短,无法穿透较长泥岩隔层。     

油气层保护技术在射孔完井作业中的实践与应用

射孔作为一种完井方法特别适用于多层系、薄互层、层间差异大、油层压力低的油气层完井，它能完全分隔和选择性地射开不同压力、不同物性的油气层，避免层间干扰且具备实施分层注采和选择性增产措施的条件，此外还可防止井壁坍塌。文中从射孔损害机理出发，分析总结了现场射孔、替喷测试过程中保护油气层的具体方法，提出了建立合理的射孔压差和采用与地层配伍的完井射孔液以及超正压射孔与增产联作技术来保护或解除射孔所产生的损害。     

超长层段水平井射孔补偿式传爆及防卡技术

射孔枪传爆失败和射孔后管柱遇卡是长井段水平井射孔时易发生的现象。结合普光气田大湾区块地质特点,提出补偿式传爆技术和水平井射孔枪低磨擦阻力防卡技术。通过对普光气田大湾区块4口超长层段水平井的射孔施工结果分析,证实应用补偿式传爆技术及双向延时起爆技术可避免射孔枪传爆中断现象的发生;采用合理的射孔参数,102射孔枪装配低碎屑射孔弹、120°上相位、不同储层6~16孔/m变孔密射孔能满足酸压改造要求;使用低碎屑射孔弹等技术措施可有效防止射孔后管柱遇卡。     

渤海S油田高含水期强水淹层避射原则研究

S油田经长期水驱开发,强水淹层段显著增加,传统水淹层划分方法及相应的射孔原则已无法满足当前阶段开发需求。为此,以室内物理模拟试验和测井解释结果为基础,利用渗流阻力系数和低效注入水定量评价方法,分析了因驱油效率差异引起的动态干扰界限:驱油效率大于30%时,含水差异引起的层间干扰较小;驱油效率为40%～45%时,低效、无效水循环加剧。根据驱油效率差异引起的动态干扰界限,提出了适用于S油田高含水期的水淹级别划分类型,在此基础上,制定了以驱油效率干扰界限为核心的射孔原则:高含水期油田水淹级别为Ⅰ级至Ⅴ级时,除工程因素外无需避射;当水淹级别为Ⅵ级时,需采取避射措施。S油田调整井应用根据该原则制定的射孔方案后,油井含水率平均下降8百分点,取得了较好的开发效果。研究结果表明,上述避射原则可以避开注入水无效循环的强水淹层,可以指导强水淹级别下储层射孔方案的制定。      

电缆式地层测试技术在丘陵油田水淹层评价中的应用

丘陵油田主力区块已处于中高含水期,水淹状况非常复杂,用常规测井资料解释水淹层有一定的局限性.用电缆式地层测试资料解释水淹层,根据压力梯度的研究确定储层流体的密度,判断储层流体的性质以及推断气、油、水的接触界面,从而识别底水上升水淹层.地层测试技术还可以很好地发现压力异常层位,在常规测井资料难以识别的电阻率较高的高压淡水水淹层、储层部分层位水淹现象等方面有良好的应用效果.     

文96地下储气库注采井完井技术

文96地下储气库属于典型的枯竭气藏储气库,储层压力较低且层间压力差异大,射孔层位厚、层段多、跨度大,储层保护和安全投产难度很大。针对文96地下储气库储层特点以及储气库注采井强注强采要求,通过合理设计注采井完井管柱结构,优化射孔工艺参数,采用油管传输多级起爆负压射孔技术,同时配合低伤害完井液体系等措施,解决了储气库气藏储层保护以及井控安全矛盾突出的问题。现场应用表明,该技术能有效保护储层,缩短作业周期,注采井达到产能设计要求。     

非常规气藏压裂水平井缝网—井网自动优化方法

非常规气藏已经成为中国油气增储上产的主要阵地,压裂水平井缝网—井网自动优化技术是实现非常规气藏高效开发的关键技术。基于油气藏数值模拟方法,采用同步扰动随机逼近算法建立了压裂水平井单井自动优化模型,对水平井位置、水平井长度、水平井倾角、裂缝与水平井夹角、裂缝条数和裂缝导流能力等关键参数进行自动连续性同步优化,并在典型非均质气藏中对压裂水平井单井参数进行了优化应用。采用该优化方法可以自动优化初始开发方案,得到经济净现值最佳的开发方案。在此基础上,对压裂水平井和裂缝的位置进行约束,建立了压裂水平井缝网—井网自动优化模型。并将该方法应用于典型非均质气藏,优化后的最佳开发方案经济净现值比初始开发方案增加了2 699.688万元。研究表明该压裂水平井缝网—井网自动优化方法能够自动同步优化井网形式、布井数目、水平井倾角和长度、射孔位置及裂缝属性等参数,并得到与地质情况相匹配的最优压裂水平井井网分布。     

巴肯致密油藏开发对我国开发超低渗透油藏的启示

对低渗透、特低渗透和超低渗透油藏进行了重新划分,对超低渗透油藏和致密油藏在概念上进行了区分,对致密油藏成藏、开发特点进行了讨论,指出了巴肯致密油藏和我国普通意义上的低渗透油藏之间的差异。同时,给出巴肯致密油藏开发所采用的关键技术及其在开发致密油藏方面的理论认识,以期对我国开发超低渗透油藏或致密油藏从理论认识及技术等方面都具有一定的参考价值。     

非常规油气藏体积改造技术核心理论与优化设计关键

北美页岩气藏在储层渗透率低至纳达西的情况下仍能实现有效开发,其核心是增大储层改造体积,用技术体系来表征即为“体积改造技术”。“体积改造技术”强调“打碎”储层,使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大,在三维方向实现对储层的“立体”改造。针对页岩和致密油气储层的不同特点,界定了“狭义”和“广义”体积改造技术的异同：“狭义”体积改造技术源于对象、技术和验证3个要素（页岩、“水平井钻井+水平井分段压裂”、微地震裂缝诊断）;“广义”体积改造技术是针对致密油气储层提出的水平井多段和直井多层压裂技术方法。两种技术针对的储层对象有所不同,但最终目标是一致的。体积改造技术的核心理论为：1“打碎”储层,形成复杂缝网,“人造”渗透率;2基质中的流体沿裂缝“最短距离”渗流;3大幅度降低基质中油气流动所需驱动压差。进一步提出了满足体积改造技术理论的核心条件为：储层具有明显脆性,天然裂缝与层理发育,最大最小应力差较小。其中脆性指数是岩石发生破裂前的瞬态变化快慢（难易）程度的表征,而体积改造技术优化设计的关键是“逆向设计”方法,以及分簇射孔模式、最优孔数及裂缝间距优化。现场实际研究表明：分簇射孔确保各簇有效开启的最优孔数为40~50个,并可获得最优孔数与排量的关系,以及最优缝间距越小越易实现裂缝转向;同时还给出了孔眼优化、实现应力干扰的最佳裂缝间距、细分切割基质的理论模型与计算结果。体积改造技术对提高非常规油气藏的改造效果有着重要的指导作用。     

基于CQ指标的长庆油田长6—长8段致密油储层划分标准研究

鄂尔多斯盆地三叠系长6—长8段致密油储层具有低孔、低渗、低压和低产等特征,为了优选单井剖面的地质甜点、工程甜点,针对长6—长8段致密油储层的地质特性,提出了一种划分致密油储层标准的实用方法。首先计算或提取储层的最小水平主应力、破裂压力、脆性指数、孔隙度、渗透率及含水饱和度等参数,建立储层完井品质综合评价指标CQ;然后基于CQ和单井产能的关系图版,将储层划分为好、中、差3个等级,并根据CQ值优选射孔压裂层段。利用该方法对长庆油田陇东地区L375井进行了储层划分,划分结果与试油结果对比表明,基于CQ指标优选出的射孔压裂位置与实际高中低产井段完全相符。研究表明,该方法满足优选致密油射孔压裂位置和寻找地质甜点、工程甜点的要求,可以用于区块储层的划分。      

川西坳陷须家河组气藏DR技术应用

川西坳陷须家河组气藏属于深层陆相致密碎屑岩气藏，具有致密、低孔低渗、薄层交互、多层叠置和非均质性强的特点，长期以来，勘探成功率低、效益差。为此，有针对性地开展了须家河组气藏含气性检测技术应用研究，形成了基于地震波散射理论的DR（Dynamic Register，动态频谱能量异常）含气性检测技术，DR值大，说明地震资料的主频衰减率高、速度异常大，储集层可能富含天然气。该技术在川西坳陷须家河组气藏勘探开发中取得了很好的应用效果，含气砂岩储集层具有DR值高异常特征。但在实际应用DR含气性检测技术时，要注意储集层厚度不能太小，一般需大于地震剖面上能够分辨的最小储集层厚度，否则就会出现假DR值高异常现象。图2参10     

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。     

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。     

低渗透致密砂岩储层中石油微观赋存状态与油源关系——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组为例

明确低渗透储层孔隙分布及不同尺度孔隙中石油微观赋存状态是认识致密油特征的关键。应用核磁共振测试技术对鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密砂岩储层进行研究,发现了鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密砂岩储层普遍发育纳米孔隙,具大孔、中孔、小孔、微孔及纳米孔多尺度孔隙发育特征。通过对近源与远源油藏储层多尺度孔隙中石油的微观赋存状态分析,明确了近源油藏储层具从大孔到纳米孔隙连续性赋存石油特征,且微孔至纳米孔隙含油饱满;远源油藏储层石油有选择性地赋存在大至中孔隙中,纳米孔隙不含油。延长组7段(长7)生烃增压产生的异常压力,控制石油在具多尺度孔隙的低渗透致密砂岩储层中差异性赋存,这为认识盆地致密油分布规律提供了理论依据。由此指出长7烃源岩分布区的长8油层组上部、长7油层组和长6油层组下部致密砂岩是今后致密油研究和勘探开发的主要目标。     

歧口凹陷歧北斜坡沙一下亚段致密砂岩油形成条件

综合运用地震、岩心、薄片、地球化学分析资料,分析歧口凹陷歧北斜坡沙一下亚段致密油形成地质要素,明确了勘探潜力。研究认为,歧北斜坡沙一下亚段稳定平缓的构造背景、大面积分布的优质烃源岩、大面积分布的非均质致密砂岩储层、源储共生及近距离运移聚集有利于形成较大规模的致密油。歧北斜坡沙一下亚段发育多期远岸水下扇沉积,其中中扇亚相及断裂发育区储层物性相对较好,形成常规油藏;外扇亚相薄层致密砂岩发育,致密油大面积分布,形成典型的常规油与致密砂岩油纵向相互叠置、横向叠合连片的油藏分布序列。通过储层预测圈定致密油分布范围163km2,板2上薄层浊积席状砂甜点区是致密油钻探的首选区。     

鄂尔多斯盆地致密油层混合水压裂试验

鄂尔多斯盆地长C储层岩性致密、物性差,采用常规工艺增产幅度有限,提高单井产量面临巨大的挑战。针对盆地长C致密储层的地质特征,借鉴国外致密油开发的成功经验,以体积压裂为理念,开展了致密油直井混合水压裂技术试验,取得了阶段性成果。通过对鄂尔多斯盆地致密储层混合水压裂先导试验的分析与总结,进一步探索长庆油田致密储层提高单井产量试验的新思路、新方法,为有效动用盆地致密油提供技术保障。