储层选择性分段改造和测试生产技术应用

在分析现有分段压裂和开采技术局限性的基础上,提出了一种通过给各产层段安装独立“开关”,实
现储层选择性分段改造和测试生产的新技术,介绍了相关技术原理和关键工具,并以该技术在苏里格气田苏７６－
４３－３５井实施的两段酸化试采、一段压裂开采应用情况为实例,总结出了该技术可以实现储层任意选择性重复改
造及测试生产的优点,为实现油气藏长期稳产和增产提供了新的技术。     

四川盆地蜀南地区茅口组储层预测研究

四川盆地蜀南地区下二叠统茅口组为典型的碳酸盐岩缝洞型储层,具发育程度不完全受构造控制。该区储层具有低孔低渗、非均质性强的特点,单纯基于速度反演的预测难度较大。通过波动方程正演分析及多种储层预测参数在该区适应性的联合研究,获得了蜀南地区茅口组有效的储层预测方法,对其油气勘探与开发具有重要的指导意义。图11参1     

蜀南地区寒武系储层测井识别方法研究

威远地区在上试的基础上,多口老井在寒武系发现了工业油气。在对该区域进行重新认识的过程中,通过综合研究新、老井的资料发现:其储层岩性主要是白云岩,油气运移的主要通道是裂缝。老井的储层识别主要是结合录井和钻井资料,主要根据测井资料的自然电位负异常,电阻率相对低值判断为储层;新井由于资料较多,对产气层做了自然伽马与补偿声波的分布直方图,确定储层的相对GR与AC范围。主要采用成像资料来寻找裂缝,阵列声波能量有衰减、纵横波时差比减小、还有电阻率有尖刀状的降低就可以认为是储层。GR-AC交会图和重叠法对高自然伽马储层识别效果好。     

蜀南自贡地区茅口组岩溶储层成因及地震预测方法

近年来,四川盆地下二叠统茅口组大量非构造圈闭钻井获得高产,证实了岩溶储层是茅口组岩性气藏的一个重要控制因素。但岩溶储层的成因及地震响应特征尚不明确,不同地区的岩溶储层预测方法不尽相同。通过对蜀南自贡地区茅口组构造特征、地层特征和岩溶储层地震响应特征研究,得出以下5方面认识：(1)台内滩相是岩溶储层发育的物质基础,自贡地区茅口组台内滩相主要在茅三段和茅二b段发育;(2)东吴运动差异抬升是研究区岩溶储层的主控因素;(3)断层形成于茅口组沉积之后,茅口组顶部岩溶储层受后期局部持续风化控制,茅口组内部岩溶储层受后期断层改造控制;(4)距茅口组顶距离不同,岩溶储层地震响应特征不同,茅三段表层型岩溶储层物性与茅口组顶部波峰振幅呈负相关,茅二b段内幕型岩溶储层物性则与茅口组内部波峰振幅呈正相关;(5)表层型岩溶储层在平面上不依赖断层且具有一定规模。     

蜀南地区茅口组缝洞型储层有效性评价

本文在储层测井响应特征的基础上,运用岩心物性、压汞等分析资料,从储层岩相、岩性、裂缝、孔洞有效性等四个方面进行储层有效性评价。研究认为茅口组有效储层分布储层分布特征:茅二段储层有效性较好、茅三段次之,茅四和茅一段相对较差。归根究底,还是溶蚀孔洞发育程度影响因素较大,裂缝的发育有效地改善了溶蚀孔洞的连通性,增强了储层的渗流能力。     

塔河油田储层改造工艺技术新进展

针对超深储层改造问题，塔河油田研究出了具有缓速性能好、穿透距离远、残碴含量低的胶凝酸体系和降滤失性能好的变粘酸体系；优选了加重液体系，并对超深层酸压裂缝的导流能力作了评价。酸压评估重点开展了小型压裂测试、试井、DPT实时井底压力监测、声发射裂缝监测，初步获得了裂缝的形态及发展方向，并准确获取了井底温度、压力变化趋势。为酸压设计及工艺选择提供了可靠数据。     

四川盆地蜀南地区嘉二段低孔低渗储层特征及控制因素

针对四川盆地蜀南地区嘉二段储层薄、非均质性强的特点,利用岩心、岩石薄片、岩石物性和测井资料,对储层岩石特征、成岩作用、储集空间类型、储层物性及控制因素进行了研究。 结果表明,研究区内优质储层基本发育在白云岩中,尤其是鲕粒白云岩和泥粉晶白云岩。 其中鲕粒白云岩的形成与鲕粒灰岩早期白云石化有关,发育粒内溶孔;泥粉晶白云岩是泥晶灰岩经历准同生白云石化作用形成的,发育多种溶孔;鲕粒白云岩和泥粉晶白云岩均发生埋藏白云石化作用和埋藏溶蚀作用。 储层总体具有低孔、低渗特征,储集性能受古隆起、沉积相和成岩作用的影响,分布在古隆起东南部局限台地的白云岩以及全区浅滩颗粒岩均为该区有利储集岩。     

水平井储层改造技术应用

本文对煤层气储层特征、水平井开发煤层气适应性评价做出详细论述,并就水平井的储层改造技术提出建议。     

蜀南地区黄家场-隆昌构造雷一~1段储层特征及储层评价

基于岩心观察描述、取心段大量分析化验资料及测井数据,对蜀南地区黄家场-隆昌构造雷一1段储层的岩石类型、储集空间类型及储层物性进行了综合分析研究,探讨了雷一1储层发育的主要控制因素,并对该储层做出分类评价。研究结果表明,雷一1段储层主要发育溶蚀孔、晶间孔及微裂缝;受泸州古隆起及沉积环境控制因素的影响,成岩作用中溶蚀作用及白云石化作用大大改善了储层物性,雷一1储层为大中孔-中低渗型储层;根据工区储层分类评价标准,雷一1段主要发育Ⅱ、Ⅲ类储层,且主要分布在靠近古隆起的局部构造高部位海拔(900~1 300m)平缓斜坡地带。     

非常规储层压裂改造技术进展及应用

水力压裂技术的进步极大地促进了以北美为代表的非常规油气资源的经济有效开发,成为其有效动用的关键技术。笔者总结国外非常规储层,特别是以致密气、页岩气、煤层气及致密油为代表的非常规资源压裂改造技术的发展历程,梳理了国外非常规资源储层压裂改造的主体技术。通过分析各种储层改造主体技术的优缺点及适用条件,结合国内储层特点,分析了各项主体技术在国内的适应性。并根据国内目前非常规储层改造的技术现状,明确了国内非常规储层改造技术的发展趋势和方向,指出了国内非常规储层技术应起引进吸收并自主创新的道路,指出了致密气、页岩气需攻关的关键技术。     

储层改造技术在包界地区须家河致密气藏的应用

“河包场-界石场”储层具有低压、低孔、低渗、高束缚水饱和度的特点，是四川盆地低压致密砂岩气藏的典型代表。该气藏单井自然产能低，气井压裂前基本不具备经济开采价值。水力加砂压裂工艺技术是该气藏获得工业性开采的必要手段，但前期压裂效果表明，常规的低渗透水力加砂工艺技术在该区域改造效果不明显。文章基于“河包场-界石场”低压致密气藏阶段研究成果，从储层压裂潜力识别、岩石力学、地应力以及水力加砂压裂优化设计等方面，探讨了水力压裂改造技术在低压致密气藏的应用效果。     

蜀南地区定向浅层气井快速钻井技术

同福场构造属于蜀南地区威远—龙女寺构造群,在三叠系嘉陵江组地层有较好的油气水显示,是目前勘探的重点。针对该区块上部井漏垮塌频繁、须家河组地层研磨性强、浅层气发育等钻井难点,提出了强化＂三强＂聚合物无固相钻井液性能、进入气层前尽量降低钻井液密度、优选钻头类型与优化钻井参数、定向钻进多采用复合钻进以避免中途起钻以及强化浅层气井控等多项技术措施。现场应用于同福001-X1井,其平均机械钻速为6.17m/h,钻井周期为17.1d,创造了该构造完钻周期的最短纪录,钻井提速效果明显。     

浅析非常规储层压裂改造技术进展及应用

本文主要讲述非常规储层压裂改造技术的近况、应用及未来发展,为我国油气资源的开发提供可参考依据。     

水平井分段改造示踪剂监测产量评价技术及应用

针对致密砂岩油水平井分段多簇大规模压裂改造后各段产量评价的难题,开展了示踪剂化学、光学和稳定性等方面的产量评价研究,形成了16种同体系示踪剂。通过分析压前和压后压裂液中示踪剂的含量,满足评价压裂改造后各段产量情况,为致密油藏压裂方案的优化提供了依据。     

三塘湖凝灰岩储层分段压裂技术研究与应用

吐哈油田三塘湖马56区块条湖组为致密灰岩储层,在裂缝方位和油藏多裂缝预测的基础上,利用滑溜水+弱交联液体系实施大排量、低砂比、沟通天然裂缝的分段压裂技术路线,通过采用前置酸预处理技术、多段塞降阻降滤技术、快速破胶技术、小粒径组合陶粒技术及井下微地震测试技术,三塘湖马56区块致密油藏的水平井多段压裂改造取得突破,为油田的高效开发奠定了基础。     

概率密度函数随机反演在储层预测中的应用——以蜀南某地区嘉陵江组储层预测为例

概率密度函数随机地震反演不需繁杂的模型初始化，能充分考虑地下地质的随机特性，使反演结果更符合实际地质情况，对于钻井较少的工区及储层非均质性较强的储层更具优势。其引用测井资料参与反演约束，同时通过对测井资料概率密度函数和波阻抗可能分布范围的求取，再在这两个条件约束下，求取满足以上随机特征又满足地震响应的波阻抗序列来实现反演；解决了随机模拟地震反演的变差函数在井资料较少、甚至在工区内井分布不均匀的情况下变得极不稳定，而使反演结果可靠性不高的问题，能较为准确地预测出储层低速异常带的分布。通过在蜀南嘉陵江组储层预测中的成功应用，表明该方法在薄储层且勘探初期钻井资料较少、现今流行的叠后反演方法不能准确预测储层的条件下，取得了较好的应用效果。     

蜀南地区煤层气智能精细化排采技术及管控模式

煤层气井的产出机理决定了其生产方式必须通过排水降压,排采是煤层气开发中十分重要的环节。四川盆地蜀南地区煤岩具有高煤阶、高临界解吸压力、低渗透的特征,规模效益开发面临着巨大的挑战,先进的排采技术与智能精细化管控模式是实现该区域煤层气规模、经济开发的保障。中国石油浙江油田公司在蜀南地区从事煤层气开发近五年,通过引入排采规律指导下的智能排采专用设备,落实煤层气"连续、稳定、缓慢、长期"的排采原则和精细化排采技术路线,针对煤储层特点及煤层气井生产规律,精细划分为排水降压期—憋压期—控压提产期—稳产期—产量递减期等5个排采阶段,系统分析各阶段生产特征及排采风险,总结出了"五分技术攻关、三分管理创新、两份多专业融合"的煤层气管控模式,制定出合理的排采制度和管控办法,并依托智能化设备,实现了精细排采管控,从而降低了储层伤害、提高了单井产量、提升了管理效率、促进了该区煤层气的高效开发。     

网络压裂技术在川东南涪陵地区页岩储层改造中的应用

川东南涪陵地区五峰组—龙马溪组页岩储层地质条件优,可压性好。借鉴北美地区页岩气勘探开发成功经验,以实现网络裂缝为目标,配套了滑溜水+线性胶压裂液、低密度覆膜砂支撑剂、网络压裂参数优化以及电缆泵送桥塞/射孔联作等分段压裂关键工艺技术,现场应用增产效果显著,探索形成了适合于涪陵地区海相页岩储层特点的水平井网络裂缝压裂技术体系。     

元坝地区深层致密砂岩储层改造技术分析

元坝地区陆相砂岩储层具有埋藏深、致密、岩性复杂、高压、高温、非均质性强、较薄、含气饱和度普遍较低等特点,气井通常需要进行储层改造后才能获得工业气流,但大部分气井改造难度大、压后产能低、产量递减快。通过对储层深入认识,分析了深层致密砂岩压裂改造难点,结合前期理论探索和现场实践,形成了适用于川东北深层致密砂岩气藏的压裂改造工艺的关键技术,重点解决施工压力高的难题,确保压裂过程的低伤害,提高了压裂规模,基本满足了探井测试需要,有效促进了地区勘探工作,对同类型的深层致密砂岩压裂改造也具有重要借鉴意义。