泾河油田长7油气成藏条件及主控因素分析

鄂尔多斯盆地泾河油田三叠系延长组长7油藏为典型的岩性油藏,通过对比长7油藏分布与烃源岩参数、储层砂岩类型及物性、盖层分布范围的关系,分析了影响长7油气成藏的主控因素。研究认为:张家滩油页岩分布范围广,有机质丰度高,成熟度适中,是油气聚集成藏的基础;优质储层溶蚀孔隙发育,渗流能力相对较强,是油气富集的重要载体;长7顶部及长6中下部发育的异常压力泥岩是直接优质盖层,对长7油气聚集成藏起到显著的高压封堵作用,是制约长7油藏富集的关键因素。     

超深层强非均质性气藏早中期产能主控因素及开发优化技术对策——以四川盆地中部安岳气田震旦系气藏为例

以四川盆地中部安岳气田震旦系灯四段气藏为例,针对强非均质性气藏早中期产能主控因素和开发优化技术对策不明确的主要问题,研究了气井产能主控因素的科学内涵,提出了不同阶段产能主控因素的核心要素及主要研究条目,并以6类气藏典型渗流模式为基础,明确了早期、过渡期和稳定期的产能主控因素,在此基础上提出了井位平面部署、靶体位置、改造工艺、生产井制度优化4个方面的对策建议。结果表明：①产能主控因素是指影响气井产能的主要条件,其不同开发阶段的研究对象和侧重点不同,核心要素是落实储量基础、改造区及远井区的渗流能力,主要研究条目是优质储层的关键指标及地震响应、专项试井解释等;②灯四段气藏早期、过渡期以及稳定期产能分别受优质储层发育和储层改造后裂缝系统搭配,远井区供气能力以及剩余动态储量控制,并明确了优质储层的电性特征、改造后试井及施工曲线特征、平面非均质性特征、剩余动态储量变化特征对于早中期不同阶段产能的影响;③通过实施开发优化技术对策,取得了单井产量的突破,新工艺井平均绝对无阻流量为直井的2.3倍,已投产井稳产比例从80.5%增加至95%,油压递减速度减缓,基本满足开发方案设计要求。研究成果形成系统的早中期产能主控因素及开发优化技术对策,为超深层强非质性碳酸盐岩气藏的高效勘探开发提供技术参考。     

致密砂岩双重介质储层可动流体影响因素分析——以鄂尔多斯盆地泾河长8段为例

致密砂岩双重介质储层的孔喉细小,裂缝发育,流体赋存状态不同于常规储层,可动流体参数是评价该类储层开发潜力的重要参数。利用核磁共振技术,结合恒速压汞分析等手段,对鄂尔多斯盆地南缘泾河油田长8段致密砂岩双重介质储层的可动流体特征及主要影响因素进行了分析,结果表明,泾河油田长8段储层存在5种典型的T2谱曲线形态,储层可动流体平均饱和度为44.8%,可动流体平均孔隙度为2.9%;储层孔道半径为90~180μm,喉道半径为0.1~0.8μm;水平层理缝密度为5.01~64.80条/米,平均21.10条/米。泾河油田长8段储层具有低可动流体饱和度和低可动流体孔隙度的特征;储层宏观物性与可动流体参数相关性越强,物性越好,可动流体饱和度越高;主流喉道半径和层理缝密度是控制致密砂岩双重介质储层可动流体饱和度的主要因素。     

鄂尔多斯盆地镇泾地区长8油藏高产主控因素分析

通过对镇泾地区长8油藏几个主力产油井区产量与烃源岩参数、储层物性及孔喉大小、断裂裂缝的分布关系的对比,分析了影响长8油藏高产的主控因素。研究认为:长7主力源岩充注条件好,奠定了油气富集的物质基础;储层物性好、特别是具有较好的孔隙结构是长8油藏高产的主控因素之一;区块内发育的I、II级大断距断裂(断距30 m)可导致油气在一定距离内沿断裂逸散,从而在一定程度上破坏油藏,而小断距断裂、特别是裂缝带不仅为油气从烃源岩到储层运移提供了良好的通道,而且也使致密砂岩的渗透性得到改善,从而促进油藏相对富集高产。     

泾河油田延长组储层特征及物性影响因素分析

通过研究区内大量岩心铸体薄片及物性等资料分析,对泾河油田延长组主要产油层组长6-长8油层组储集层的岩石学特征、孔渗特征及孔隙类型等进行了深入研究,分析了影响储层储集性能的主要因素。结果表明:泾河油田延长组的长6、长7和长8油层组均属于辫状河三角洲前缘亚相,水下分流河道砂体是延长组主要储集层;延长组储层成分成熟度和结构成熟度总体较低,随着埋深的增大,长8油层组的成分成熟度和结构成熟度略低于长6和长7油层组;延长组储层物性特征为低孔一超低渗储层,随着地层埋深的增大,储层物性变差;孔隙类型主要为粒间溶孔,孔隙大小属于细孔级别,喉道属于微细喉和特小孔道,且孔喉连通性差,储层渗流能力较差;沉积环境、填隙物成分及含量、孔隙结构特征和成岩作用等是影响延长组储层物性的主要因素。     

泾河油田延长组储层特征及物性影响因素分析

通过分析岩心物性与铸体薄片相关资料,泾河油田油层主要保持在长6、长7、长8储集层中岩石化学特征、孔渗特征及孔隙类型等进行了深入研究,分析了影响储层储集性能的主要因素。相关结果证明,泾河油田在延长组长6油层、延长组长7油层、延长组长8油层都是属于辫状和三角洲前缘部分,水下分流部分的河道砂体属于延长组储集层;对于油层延长组储层成分成熟度和结构成熟度总体较低,随着埋深的增大,长8油层组的成分成熟度和结构成熟度略低于长6和长7油层组;延长组渗油储油层具有超低渗透、低孔特点,若是底层埋深不符合需求,那么就促使储层物性效果不好,这就使得其连通性受到影响,储层渗透能力并不是非常理想。孔隙结构、沉积环境等因素对延长组储物性具有非常大的影响。     

红河油田致密裂缝性油藏水平井分段压裂设计优化

红河油田长8油层组属典型的致密裂缝性油藏,储层基质渗透率低、裂缝发育、非均质性强,水平井钻遇储层物性变化大,要求压裂设计具有差异性和针对性。首先根据实际压裂井,进行压裂改造效果影响因素分析,确定了压裂改造效果的主要影响因素,得出裂缝发育程度是压后产量的主控因素;其次利用油藏数值模拟方法,优化了基质区、裂缝发育区的压裂施工参数,并针对红河油田长8油层组的储层类型,结合三维地震,建立了三维压裂设计思路,针对不同的储层类型形成了不同的压裂设计方法,提高了压裂设计的针对性和有效性,通过现场试验取得了显著的改造效果,对后续红河油田长8油层组及类似油藏的水平井分段压裂改造具有重要的指导意义。     

威远页岩气田单井产能主控因素与开发优化技术对策

针对威远页岩气田优质储集层厚度小、水平应力差大及井间产能变化大等特点,在20余口评价井页岩储集层地质和测井评价基础上,系统分析、总结了全区100余口水平井优质储集层钻遇率、优质储集层厚度和压裂参数特征与单井测试产量的关系,明确单井产能的主控因素,提出水平井开发优化技术对策。研究表明,优质储量动用程度是决定水平井单井产能的主控因素,即页岩气水平井产能受控于优质储集层发育厚度、优质储集层钻遇长度和储集层改造程度。基于上述认识,对威远页岩气田进行了开发优化:①水平井靶体位置定于龙一11小层中、下部(威202井区)和龙一11小层(威204井区);②开发井优先部署在优质储集层厚度较大的威远县城周边区域;③采用中高强度改造方式。优化方案实施后,单井测试产量和单井预测最终可采储量均大幅提高。图12表1参26     

澳大利亚M区块低煤阶煤层气井产能主控因素及合理开发方式

为了研究低煤阶煤储层资源,结合低煤阶煤层气井的生产特征和气田地质模型资料,建立了低煤阶煤层气井数值模型,并进行了产能影响因素敏感性分析,明确了影响煤层气井产能的主控因素,基于储层物性划分,开展了低煤阶煤层气合理开发方式的优化研究。结果表明：合采井纵向穿过J和T共2套煤层组,纵向储层控制程度高、排水量大,有助于降压解吸,增加单井产量;影响低煤阶煤层气井产能的主控因素有累计净厚度、渗透率、含气量、井距和含气饱和度;埋深< 250 m的储层最优井距为1 500 m,埋深为250～350 m的储层最优井距为1 200 m,埋深为350～400 m和埋深为400～450 m的储层最优井距为1 000 m,埋深450～600 m的储层最优井距为800 m,埋深> 650 m的储层最优井距为700 m。该项研究为气田的有利区筛选和开发优化提供了理论基础和技术支撑。     

致密砂岩油藏水平井多簇压裂技术提高采收率研究及应用

泾河油田常规水平井分段压裂技术改造后初产低、递减速率快的问题。为此,从如何有效沟通天然 裂缝出发,以最大限度地提高压裂改造效果为目标,提出了水平井多簇压裂技术,该技术具有储层改造体积大、裂 缝区带宽、可有效提高沟通天然裂缝的几率等优点。最终确立了适合泾河油田长８油藏的水平井分段多簇压裂技 术。现场试验１２口井１１８段２１１簇,平均初产达８．２ｔ／ｄ,相比单簇提高了３．４倍,投产３个月后平均产量６．１ｔ／ｄ, 相比单簇压裂提高了３．８倍,增产效果明显高。水平井多簇压裂技术最大限度地提高了泾河油田长８油藏改造体 积,对致密低渗砂岩油藏的高效开发具有一定推广价值。     

鄂尔多斯盆地甘泉南部地区延长组长7致密油富集主控因素

针对鄂尔多斯盆地延长组长 7 油层组（简称长 7 ）致密油富集主控因素研究程度低、认识不一致等问题,在调研致密砂岩油形成的主要控制因素及与油分布关系的基础上,利用测井、录井、试油试采、分析测试等资料,对鄂尔多斯盆地甘泉南部地区长 7 致密油富集主控因素进行了总结。 结果表明：烃源岩、源储配置关系、沉积相、物性条件等均为鄂尔多斯盆地甘泉南部地区长 7 致密油富集的主控因素;广泛发育的长 7 ₃ 油层亚组（简称长 7 ₃ ）优质油源岩是长 7 中上部致密油形成的有利条件,控制着各层致密油发育的总厚度和分布范围;长 7 良好的源储配置关系为长 7 ₃ 生成的油能及时排出奠定了基础;优势相区控制着长 7 致密油的分布范围;致密砂、泥岩体遮挡下的相对高孔、高渗砂体控制着长 7 致密油的聚集部位。 该研究成果可为鄂尔多斯盆地延长组长 7 致密油乃至延长组其他类似特征致密油勘探起到一定的指导作用。     

泾河油田水平井固井难点与对策研究

泾河油田地层承压能力低,固井过程中易发生水泥浆漏失,导致水平井固井质量较差。在分析固井技术难点的基础上,通过室内和现场试验优化了GSJ水泥浆体系,基于地层压力与破裂压力确定了环空浆体结构,优选了扶正器类型并优化了其加放位置,采用了加长胶塞、树脂滚轮刚性旋流扶正器和关井阀等工具,并采用"紊流+塞流"复合顶替工艺,以降低漏失风险、提高固井质量。室内试验表明,GSJ水泥浆体系具有良好的性能,尾浆API滤失量小于20 mL,过渡时间15 min,水泥石12 h抗压强度达19.0 MPa,模拟套管居中度大于72.5%。该固井技术在泾河油田18口水平井进行了现场应用,水泥浆全部返至地面,固井优良率达100%。现场应用表明,该固井技术解决了泾河油田水平井固井难题,提高了固井质量,为后期分段压裂提供了良好的井筒条件。      

渤海湾盆地东营凹陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩储层物性主控因素

东营凹陷沙四下亚段砂砾岩储层物性受多种作用影响,主控因素认识不清,优质储集层展布难以预测。为了探究砂砾岩储层物性主控因素,利用单因素分析与多元逐步回归分析相结合的方法,系统地分析了12种地质因素对储层的孔隙性和渗透性的影响。结果表明：成岩程度、粒度、分选性、石英含量和火成岩岩屑含量是控制储集层孔隙性的主要因素,杂基含量、变质岩岩屑含量、成岩程度、分选性和碳酸盐胶结物含量是控制储集层渗透性的主要因素。成岩程度低、分选好、粒度粗、杂基含量低、碳酸盐胶结物含量低的储集层孔隙度高、渗透性好。叠合杂基含量、变质岩岩屑含量和表征成岩程度的R_o这3个储集层渗透率主控因素,预测了优质储层发育区并部署探井,取得了良好的勘探效果,指导了该区油气勘探部署。     

相控三维地质建模在泾河2井区长81油藏中的应用

彬长地区泾河2井区属于低孔超低渗的岩性油藏,其储层的非均质性加大了储层预测和石油勘探开发的难度,为了对泾河2井区长81储层地质特征认识更加精确、细致,以油藏地质特征研究为基础,综合运用了高分辨率层序地层学、沉积学、测井微相分析和储层测井综合解释等技术,以地质建模为主要研究对象,进行了沉积微相约束地质建模综合研究,解决了常规油田开发地质研究过程中沉积相研究成果与储层参数分布无法有效结合的缺陷,实现了在沉积相约束下储层三维地质模型的建立。经与研究区已有地质特征认识以及实钻井效果对比分析,验证了模型的精确性,为高效合理开发该油藏以及油藏数值模拟奠定了坚实的地质基础。     

镇原油田H45区长8断块油藏地质综述

随着勘探开发的不断深入，镇原油田H45井区以长8为目的层滚动建产取得了较好效果。通过小层对比、沉积微相、构造特征、砂体展布、油气成藏特征等方面，深入认识H45区三叠系长8油藏。结果表明，研究区长8油藏储层物性较差，属特低-超低渗储层，砂体南西—北东走向，H45井区附近砂体最厚。受断层影响，本区长8主要发育构造—岩性油藏，油藏主要受岩性因素控制，储层物性不同造成含油性存在差异。结合开发井参数，明确了长8油藏的出油下限及油水界面。甩开井实施结果表明，本区东南部仍有扩边潜力，下一步将针对长8油层继续滚动实施。研究成果为后期建产提供了可靠的地质依据。     

鄂尔多斯盆地东南部富县-黄龙地区长8油层组勘探潜力分析

鄂尔多斯盆地东南部的富县、黄龙一带长8油层组勘探程度较低,勘探潜力不明。依据钻井、测井、分析化验等资料,从烃源岩条件、储集条件和成藏模式3个方面探讨了研究区长8油层组的勘探潜力。结果表明,研究区发育长7油层组底部和长9油层组顶部两套烃源岩,其中长7油层组底部烃源岩为主力烃源岩,其有机质丰度高,处于生油高峰阶段,两套烃源岩总地质资源量约为3.43×108t;三角洲前缘水下分流河道的叠置砂体为主要储集体,岩性以细粒长石砂岩为主,为特低孔隙度、特低渗透率储层,主要储集空间为残余原生粒间孔和次生孔隙;为双向排烃、复合成藏模式。优质储层及烃源岩条件为成藏主控因素,预测有利勘探潜力区面积约为446.5km2。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组成藏主控因素及成藏模式

姬塬地区长7烃源岩的总有机碳含量、总烃含量、热解烃产量等指标达到好烃源岩标准,具有较强的生烃能力。影响姬塬地区成藏的主控因素有4个,即烃源岩、沉积作用、成岩作用和剩余压力,优质烃源岩为油气藏的形成提供物质基础,水下分流河道砂体和溶蚀孔隙为油气储集提供空间,剩余压力为油气运移提供主要动力。成藏主控因素对不同层系油藏的控制作用是不同的。从长2油层组到长9油层组,沉积和成岩的控制作用逐渐增强,构造的控制作用逐渐减弱。研究区主要存在2种成藏模式:成岩-沉积-近源成藏模式主要分布在长4+5、长6、长8、长9油层组;构造-沉积-远源成藏模式主要分布在长2油层组。     

四川盆地磨溪地区寒武系龙王庙组缝洞型储集层分级评价及预测

利用四川盆地磨溪地区岩心、薄片、测井、地震、试井等资料,优选储集层分级评价参数,建立该区碳酸盐岩储集层多指标联合分级评价标准,明确优质储集层发育主控因素,结合FMI成像测井缝洞识别技术和储集层地震波形分类技术,有效预测了各级储集层空间展布。压汞实验明确研究区发育4类储集空间,利用优选的中值孔喉半径、缝洞发育带的有效孔隙度和有效渗透率、裂缝-溶蚀孔洞发育组合关系4个评价参数建立储集层分级评价标准,将研究区储集层分为Ⅰ级缝洞型优质储集层、Ⅱ级缝孔型中等储集层、Ⅲ级晶间孔型差储集层;结合构造位置、沉积相、后生成岩作用3个优质储集层发育主控因素,利用各级储集层地球物理响应特征和渗流特征,预测了各井区、各层段、各级别储集层展布。经钻井证实本次研究建立的分级评价标准和预测方法正确有效。     

苏里格致密气藏水平井高效压裂主控因素

面对苏里格风险合作区储层砂体薄,优质储层连续性差等问题,为有效提高单井改造效果,保证区域开发产能建设,提出了一种集地质因素与工程因素分析于一体的水平井高效压裂主控因素优化方法：(1)运用灰色关联分析法,打破多因素对改造效果影响程度不同、无规律的现象,建立母序列和子序列的新矩阵,无量纲化,消除数据特性,提取影响改造效果的地质主控因素与工程主控因素;(2)以提高单井产能为目标,基于数值模拟,优化裂缝形态,推导最优施工参数。应用结果表明：(1)地质主控因素为渗透率、储层厚度、孔隙度,工程主控因素为支撑剂总量、簇数、排量;(2)簇数为3～5簇,簇间距为20～30m,砂量80～100m³,液量600～800 m³,排量10～14 m³/min:(3)改造后百米无阻流量较邻井提高3.4倍。结论认为：该技术明确了压裂设计优化方向,有效增加了泄气面积,综合了多井次、多变量因素,减少了人为主观因素影响。     

连续油管带底封分段压裂技术在泾河油田的应用

泾河油田长8油藏属低孔、特低渗油藏,前期采用裸眼封隔器分段压裂取得较好效果,但该工艺裂缝起裂位置不明确,无法实现井筒全通径,为提高油田采收率,提出了连续油管带底封分段压裂工艺。该工艺将连续油管和喷砂射孔工具、底部封隔器连接,通过油管注入实现喷砂射孔,环空注入实现加砂压裂,用底部封隔器对已压层段进行隔离,由下至上逐级分段压裂。该工艺压裂裂缝起裂位置明确,改造地层针对性强,作业速度快。在JH2P20井的应用表明,连续油管带底封分段压裂工艺可在30 min内完成转层压裂,正常情况下1 d内可完成9段压裂施工,压后井筒全通径,在泾河油田具有较高的推广应用价值。