大庆油田储层研究做法及对南堡油田的启示

摘要：借鉴大庆油田储层研究成熟的做法对指导南堡油田储层研究工作的开展具有重要的意义。系统调研大庆油田资料,将大庆油田储层研究分为五个不同阶段,总结不同阶段储层研究的主要做法及认识结论;对比南堡油田沉积环境、井距条件、研究基础等方面与大庆油田的差异,参考大庆油田储层研究的做法,对南堡油田目前的储层研究给出三点建议：1.建立全凹陷范围内储层格架以指导小层级别之下的储层精细研究;2.加强表外储层的针对性研究以指导河流－三角洲体系开发中期注采完善与调整;3.构型研究应与开发阶段相对应,目前南堡油田处于开发早－中期,受井距条件及地震资料品质的限制,不宜强求构型研究的大规模开展。     

灰色理论应用于储层综合评价的方法研究

储层综合评价是对储层特征的全面总结,它对指导油气开发具有重要意义。文15块沙三上段主力油层储层综合评价研究是以取芯井地质、测井资料为依据,在沉积相、储层基本特征研究的基础上进行的。利用灰色理论对储层的含油程度、分布状况、物性、产能大小及非均质性作出全面的综合评价,划分出一、二、三、四,四类储层,明确了各类储层的展布特征,一、二类储层在该区主力油层中分布发育规模范围大,是该区油田最为有利的开发层位及相应井区。     

压力控制下高煤阶储层煤层气井排采的流体效应

为得到高煤阶储层煤层气井排采的压力-产气-产水动态平衡关系,揭示不同压力控制下的煤储层煤层气井排采的流体效应及机制,以沁南地区X1和X2煤层气井为研究对象,在X1煤层气井排采阶段划分的基础上,分析了不同压力条件下的煤储层煤层气井排采解吸规律及流体效应;研究了不同排采阶段的套压、动液面高度、井底压力及枯竭压力与产能的关系;数值模拟了X2煤层气井在压力控制前后的产能变化特征。结果表明:煤层气井排采的流体效应取决于是否对排采见气初期套压进行控制,排水阶段结束后采用蹩压、控压的排采制度,可有效提高煤层气井的产能。     

松河井田多煤层资源开发条件及合采储层伤害特征

为了降低煤层气井排采过程中的储层伤害,通过分析松河井田的资源开发条件及煤层气井排采数据,总结各排采阶段不合理排采控制引起的储层伤害特征,提出不同排采阶段合理的排采工艺对策。分析结果表明:松河井田煤层气资源丰度达到2.09×10^8m^3/km^2,煤层气资源开发条件较好;松河井田多煤层合层排采过程中,不合理排采控制工艺对煤层气井的产气量影响较大;排采初期以速敏伤害为主,排采中期以气锁和应力闭合伤害为主;修井作业及停抽期间,气锁效应及应力闭合对煤层造成伤害的可能性增大。合理的排采控制能够有效降低煤层气井的储层伤害,提高煤层气井产气量。     

低渗透油藏有效开发技术研究——以苏德尔特油田为例

苏德尔特油田兴安岭油层属于低渗透油田,层间非均质性强,油井措施效果逐年变化。通过分析苏德尔特油田开发特征,分析了缩小井距技术、提压注水技术、大规模压裂技术和注气技术在苏德尔特油田兴安岭油田开发中的应用效果,结果表明缩小井距技术配合常规压裂建立矩形井网可实现井网最优;提压注水技术是一个缩短"量变"到"质变"时间的有效技术;大规模压裂技术能够有效改善特低渗透油藏储层渗流条件;CO_2注气技术能够改善注入剖面,为低渗透油田开发提供指导。     

海拉尔油田凝灰质储层水理性质研究

近年来大庆油田加大了对海拉尔油田的开发力度,但由于海拉尔油田凝灰质储层的结构与岩性复杂,导致水力压裂施工事故频出。为了进一步了解该储层特点,就海拉尔凝灰质储层的水理性质进行了深入研究。通过对储层进行取芯分析以及利用取出的岩芯进行水浸实验,总结出海拉尔油田凝灰质储层的水理性质,为更好地对海拉尔油田进行增产开发提供技术支持。     

榆东地区储层特征与产能关系解释评价

随着榆树林油田开发工作的不断深入,所面对的开发对象越来越复杂,因此,针对不同的开发对象需要弄清储层的特征与产能的关系。由于榆东地区油藏埋藏深,储层岩性致密,孔隙度、渗透率均较低,不同的储层产能差异较大,有的井见到含油显示,储层厚度也较大,但压裂改造后并无产能。仅用测井曲线准确识别产能的高低难度较大,因此在油藏评价阶段为准确判断每个层的产能,需要研究该区储层性质、特征与产能的关系。通过对榆东地区扶杨油层的岩性、物性、含油性、电性的"四性"特征的评价,总结出该区储层的特征与产能的相互关系,为油田的射孔选层、压裂改造、高效开发提供了可靠地依据。     

埕岛油田东斜坡东营组储层分布特征及成藏规律分析

埕岛油田东斜坡是在前第三系潜山基础上发育起来的超覆—披覆构造,该区古近纪东营组油层发育良好。从层序地层学入手,结合地震、测井、岩芯等资料,开展层序地层划分、分层段开展构造研究,通过对埕岛东斜坡完钻探井、开发井的储层划分对比,对埕岛东斜坡东营组储层分布特征进行分析,并对成藏规律进行研究,降低勘探开发风险,为海上深层油藏开发提供有利依据。     

地质统计学反演在储层预测中的应用

为了在油气田开发后期得到更加精确的储层预测结果,以大庆油田长垣背斜北部过渡带萨尔图油层为目的层,采用地质统计学反演方法研究地下储层空间发育规律。地质统计学反演结合地震数据横向分辨率与测井资料垂向分辨率,在约束稀疏脉冲反演的基础上,通过马尔科夫链蒙特卡洛模拟和非线性最优化求解的方法开展反演计算。结果表明:针对4~5 m储层,反演预测结果符合率达到95%;针对3~4 m储层,反演预测结果符合率达到90%,反演结果与地下储层发育情况基本一致。地质统计学反演运用地震数据、测井资料以及已有地质认识,能够精确预测厚度5 m以下的储层,为油气田开发后期稳产措施实施、开发方案调整、剩余油储量计算奠定了基础。     

煤层气井排采过程中储层压力传播规律研究

 煤储层压力是影响煤层气产出的关键因素，查明煤储层压力在煤层气井排采过程中的传播规律对于煤层气的开发具有重要的指导意义。为此，本文在分析煤层气井排采机理的基础上，重点研究了煤储层压力在不同的煤储层边界条件和排采制度下的传播规律。研究表明：在不同的煤储层边界条件和排采制度下，储层压力传播形成的压降曲线各异；煤储层压力的传播过程可分为两个阶段，即压力传播到储层边界之前为第一阶段，传到储层边界之后为第二阶段。     

多层砂岩油藏精细注水开发实践

南堡油田为典型的复杂断块注水开发多层砂岩油藏,注水开发中暴露出平面、层间、层内矛盾突出的问题。以单砂体为单元完善注采井网及注采关系,应用大斜度多级细分注水技术缓解层间矛盾,应用分段调剖技术方法进行水淹层治理,实施酸化增注、压裂增注等综合性增注措施,实施精细注采调控,加强精细注水管理,油藏自然递减大幅下降,含水上升率得到有效控制,采收率提高。本文总结分析了南堡油田精细注水主要做法,对同类型的多层砂岩油藏精细注水开发有一定的指导与借鉴意义。     

南堡油田长停井恢复再利用

南堡油田自2005年开发以来,地质条件的复杂性导致油水关系复杂,注水效果差,造成部分油井能量下降,部分油井过早水淹,以及结蜡、出砂、气体影响,使一些油井长期关井.通过对南堡油田长停井原因的分类研究,实施了酸化解堵、卡堵水、深穿透射孔、优化举升方式等措施,措施后部分长期停产的油井恢复了产能,开发效果得到改善.截至2010年12月底,南堡油田共恢复长停井27口,累计增产油19305t,效果明显.     

煤层气开发井网密度和井距优化研究-以韩城北区块为例

煤层气井网密度及井距优化是影响煤层气产量和经济效益的重要因素,井网密度及井距的设计优化是煤层气开发方案的重要组成部分。当前对于煤层气开发井距的研究大多单一考虑产能因素或者是经济因素,对于二者综合评价研究较少。为探究煤层气开发井网密度和井距的最优方案,并综合评价煤层气井的产能与经济效益,以韩城北区块为研究对象,基于区块基本地质条件和煤储层物性资料,确定了煤层气开发适用的井网样式和井网方位。通过经验对比法、单井合理控制储量法、经济极限井距法、规定单井产能法和经济极限井网密度法计算并讨论了韩城北区块煤层气开发井网密度和井距部署方案。利用煤层气产能数值模拟软件Comet3,模拟和评价了不同井距开发方案下的产能,并采用折现现金流法进一步从经济评价角度优化了煤层气开发井网密度。结果显示,韩城北区块煤层气开发适用的井网样式为矩形井网;井网方位为NE49°;数值模拟结果表明,当井距为200 m×250 m时煤层气井稳产期产能最高,累计产量最多;依据1 km²不同井距布井方案的经济评价对比显示,当井网密度大于10口/km²时,该区块煤层气开发具有经济效益,其中...     

扶余油层储层预测技术研究及应用

大庆油田松辽盆地扶余油层的沉积及储层发育情况比较复杂,河道砂体变化大,储层发育不集中,在地震剖面上没有明显的反射规律,针对常规地震属性优化线性回归定量进行储层预测符合率较低的实际,提出运用优化后的地震属性与较近区域井资料进行线性回归,全区应用不同的回归系数定量预测储层,使地震储层预测符合率有了较大提高,并对近井区域线性回归储层预测方法的原理及其实际应用效果进行了论述.     

基于启动压力梯度测定实验数据的储层孔渗下限研究

海上S油田处于勘探评价阶段,储层物性下限尚无统一标准,给评价工作的进展及钻采工艺技术的应用带来困难。以S油田沙二段、沙三段为研究对象,基于启动压力测定实验数据,创新性地研究出了一种以启动压力梯度测定实验数据为基础的极限井距确定方法及储层开发下限的确定方法,并得到不同有效厚度、不同生产压差下的渗透率下限及孔隙度下限的理论图版。结果表明:当压差一定时,有效厚度越大,孔渗下限越小;有效厚度一定时,压差越大,孔渗下限越小。沙二段、沙三段在不同有效厚度、不同生产压差下对应的孔渗下限范围分别为14.33%~21.64%、1.00×10^-3~185.78×10^-3 μm²,12.60%~29.33%、1.01×10^-3~6 238.53×10^-3 μm²。孔渗下限图版的确定为该油藏开发技术政策的制定以及油井配产具有一定的指导意义。     

碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展

我国碎软低渗煤储层分布广泛,然而由于其煤体松软、破碎、渗透性差,常规的直井/水平井煤储层直接压裂技术应用于碎软低渗煤储层强化及其煤层气地面开发的效果并不理想,碎软低渗煤储层煤层气的高效开发是制约我国煤层气产业大规模发展以及煤矿瓦斯高效治理的重要技术瓶颈。在系统分析我国碎软低渗煤储层特征及煤层气地面开发中存在的问题基础上,以水平井为基础井型,围绕间接压裂、应力释放和先固结后压裂3种不同的技术方向,梳理了目前碎软低渗煤储层强化与煤层气地面开发技术进展。归纳评述了以顶板间接压裂、夹矸层间接压裂以及硬煤分层间接压裂为内涵的间接压裂煤层气开发技术,以水力喷射造穴、气体动力造穴、扩孔+水力喷射+流体加卸载诱导失稳造穴、水力割缝为不同应力释放方式的应力释放煤层气开发技术,以及先微生物诱导碳酸钙固结碎软煤储层再进行水力压裂的先固结后压裂煤层气开发技术。间接压裂技术的工程实践探索已有较多积累,在地质条件适宜地区对碎软低渗煤储层强化取得了较好效果,而以应力释放为代表的碎软低渗煤储层强化新技术探索已取得重大进展,并进入工程试验和验证阶段。水平井应力释放技术针对碎软低渗煤储层特性和新的开发原理,其对储层改造潜...     

不同煤储层渗透率下煤层气直井极限产气量的确定

为了查明不同煤储层渗透率条件下煤层气井极限产气量,保障煤层气井持续稳定高产,根据煤储层几何模型、启动压力梯度与渗透率关系及气体试井、渗流理论,结合实验室测试,构建了不同煤储层渗透率条件下煤层气直井极限产气量的数学模型。柿庄区块勘探开发资料的验证结果表明:当极限产气量与产气高峰的平均产气量接近时,产气控制合理,稳产期能够保持持续、高产;其他条件相同时,极限产气量随渗透率增加呈乘幂型增加,随单相水流阶段产水时间的延长呈指数型增加;煤储层渗透率相对较低时,尽量延长单相水流阶段的排采时间是提高煤层气井产气量的一项关键措施。     

压裂中煤粉对煤储层损害机理分析与防控对策

为了减轻煤储层压裂过程中煤粉对煤储层的损害,分析了煤粉的形成机理及其对煤储层损害的机理。以沁水盆地柿庄南区块为例,根据工业分析和X衍射资料,采用DLVO理论分析了煤粉的水润湿性。研究认为,因为煤粉具有一定的亲水性,煤粉运移容易受水流动的影响,因而压裂后的返排阶段与排水采气阶段是煤粉运移的主要阶段。从煤粉的来源和运移堵塞条件看,在近井带裂缝有效应力大、水流速度高的地方,容易形成煤粉运移损害。采取以下措施可减少煤粉运移损害:在压裂时尽量避开原生煤粉发育的软煤层段;压裂液中避免使用阴离子表面活性剂;在顶替液阶段可适量注入阳离子表面活性剂;煤层气井压裂后的排采过程中,应严格控制排水速度。     

煤储层开发动态地质评价理论与技术进展

项目组以沁水盆地、鄂尔多斯盆地等为研究对象,取得了煤层气高产井区地质控制模式、煤储层物性动态规律与数学模型、多层叠置含煤层气系统、煤层气开发解吸阶段数值描述等4项理论认识;形成了煤层水及孔隙低场核磁共振表征、煤层气有利建产区地质综合评价、多层叠置含气系统煤层气递进排采地质设计、煤储层开发地质动态评价等4项评价技术;研发了多煤层多场耦合煤层气开采物理模拟试验系统、煤层气直井流体参数探测仪、煤层含气量天然源超低频电磁探测仪等3套装备,初步形成了适合于研究区地质条件的煤层气开发地质保障技术体系框架,为满足煤层气大规模开发需求提供了参考。     

南堡滩海大位移井钻井关键因素优化设计

大位移井钻井实施过程中表现最为突出的问题是摩阻扭矩大,它制约着井眼轨迹的有效延伸,尤其在常规钻完井技术时表现得更为明显。冀东油田近年来基于常规钻完井技术条件下,通过对井眼轨道优化设计、钻具组合优化、摩阻扭矩精细预测与控制、井眼延伸极限评估等方面的精细研究与优化设计,有效地模拟分析和论证了南堡滩海中深层大位移井钻井井筒力学行为,提升了对大位移井钻井实践可行性认识和指导了钻完井方案的设计。在南堡滩海成功实施了几十口水平位移大于3000 m的大位移井,最大水平位移达4940 m,为南堡滩海在常规经济技术条件下大位移井的钻井实施提供了技术支持。