砾岩油藏水驱剩余油分布特征及技术对策

针对准噶尔盆地百口泉油田百21井区砾岩油藏水驱控制程度低、井网极不完善的问题，以油藏工程方法与储层地质学为指导，应用动、静态资料开展储层构型精细研究，分析油藏构造、沉积、储层非均质特征以及油水分布规律，完善注采井网。研究结果表明：文中提出的“层系异策、分区调控、单井分类、方式优化”的注水优化调整思路对百口泉油田十分有效。通过开展百21井区三叠系剩余油分布特征以及油藏注采井网研究，应用流线模拟技术综合分析识别出56个优势渗流通道，提交动用石油地质储量975.00×10⁴t,累计增油16.60×10⁴t。该研究对同类油藏的注采井网完善及高效挖潜具有借鉴作用。     

镇北油田延长组长3 油层组精细地层划分与对比

利用测井曲线和岩心资料, 分析了研究区100 余口探井的岩、电特征, 对镇北油田长3 油层组进行了精细划分与对比, 将长3 油层组自上而下划分为长3₁¹、长3₁²、长3₁³、长3₂¹、长3₂²、长3₂³、长3₃¹、长3₃²、长3₃³ 等9 个不同级别的小层, 各小层厚度大致相等。其中长3₂²、3₃¹ 小层为水下分流河道沉积, 砂体发育, 是研究区长3 油层组的主力产油层。长3 油层组的精细地层划分与对比为研究沉积微相、砂体展布、储层非均质性及预测有利含油区块提供了地质基础数据, 对油田开发具有非常重要的意义。     

饶阳凹陷油藏储量在空间分布的分形特征

在油藏级别划分的基础上,研究了饶阳凹陷201 个油藏储量规模的分形曲线,认为该区今后勘探工作中发现112×10⁴t 级别以上的油藏难度较大,28×10⁴~112×10⁴t 的油藏有一定的勘探潜力,大量28×10⁴t 以下的油藏待探明;计算前古近系、沙河街组、东营组、新近系4 个层位油藏储量规模的分形维数,并统计各层系油藏的分形特征值,认为沙河街组勘探潜力最大,其次为东营组,新近系发现油藏的概率大于前古近系,但发现30×10⁴t 以上油藏的机会不如后者;通过对比整体、前古近系、沙河街组油藏空间分布的分形特征,发现整体分形维数远大于分层分形维数。分形维数的大小反映含油面积,而不能直接代表储量的大小。     

牛庄油田王68井区岩性隐蔽油藏滚动开发实践

分析牛庄油田王68井区沙河街组三段中亚段(沙三中)目的层的地层、构造、储层和油藏特征,表明王68井区与相邻牛20井区沙三中砂体为半深湖-深湖环境的滑塌浊积岩沉积,含油砂体层位相同,厚度、岩性、分层特征都可对比;油藏类型也均为岩性隐蔽油藏。王68井区和牛20井区分别位于牛庄一号断层的两侧。由此可见,牛庄一号断层并不控制下盘王68井区沙三中砂体的沉积。利用已开发的牛20井区经验指导王68井区的滚动开发工作取得了显著的效果,探明石油地质储量305×10⁴t,建成原油生产能力3.5×10⁴t。     

扶余油田二次开发体系实施效果

扶余油田1970年全面开发,至2000年进行过2次全面调整,年产油量曾多年保持在100×10⁴t以上.到2002年年产油量仅为65×10⁴t,采出程度达25%,综合含水率高达89%,2003年年产油量仅为60.9×10⁴t.针对油田存在的井况差、分注率低、井网不适应和地面集输系统老化等问题,进行了第三次油田综合调整.形成和完善了油田二次开发体系,即重构地下地质体系、重建井网结构、重组地面工艺流程、重用配套工艺技术和重变开发方式.为了适应扶余油田二次开发体系,进行了10余种配套技术研究:复杂地面、浅层三维地震采集与处理技术;储层沉积微相研究;剩余油量化与性质研究;水平井及定向井应用;优化固井体系与实施;常温不加热集输;浅层定向井、水平井举升配套技术;携砂液高砂比造宽短缝压裂;窜流通道识别与调剖;蒸汽吞吐热采技术.在该油田实施配套技术系列后,新增石油地质储量达6 000×10⁴t以上,已累计新建产能95×10⁴t.该油田由年产原油量60.9×10⁴t,又重新上升到100×10⁴t以上,取得了良好的经济效益和社会效益.     

鄂尔多斯盆地页岩油开发井网优化技术及实践——以庆城油田为例

鄂尔多斯盆地庆城页岩油纵向油层多期叠置,横向非均质性强、变化快,开发井网优化难度大。针对庆城页岩油地质特征,为实现储量动用程度最大化,综合利用矿场实践、油藏工程和数值模拟等方法对水平段方位、长度、井距和立体开发井网合理隔层开展了系统研究。研究结果表明：水平井的方位主体采用与最大主应力方向垂直的方案,但在靶前区、地面受限区要综合考虑砂体展布方向、地下储量动用程度和地面井场位置,水平段布井方位可以适当偏转;优化水平段长度主体为1 500 m,受砂体延伸长度短影响的水平段长度为600～800 m;优化单井控制储量为(25～30)×10⁴t,主体井距为500 m,不同油层厚度部署区有所差异;纵向上隔层厚度大于10 m的油层段开展立体开发。基于以上研究,形成了页岩油多层系立体式布井模式。研究成果支撑庆城油田页岩油单井EUR达到(2.6～2.8)×10⁴t,产油量达到165×10⁴t/a,实现了规模效益开发。     

南襄盆地泌阳凹陷高成熟开发区隐蔽油藏识别技术

南襄盆地泌阳凹陷经过三十多年的勘探开发,已处于高成熟勘探阶段,各油田处于高含水开发后期。在分析隐蔽油藏形成的地质基础上,指出隐蔽油藏与较大规模油藏的形成是同源同步的。充分利用高成熟开发区动、静态资料丰富的优势,提出识别隐蔽油藏的3种技术方法:小层精细对比技术、圈闭评价技术、微构造分析技术。利用这些方法对南襄盆地稀油老区的隐蔽油藏进行了有效识别,成功率在90%以上。新增石油地质储量超过500×10⁴t,年增原油超过1×10⁴t,取得了明显的应用效果。     

致密气有效砂体结构模型的构建方法及其应用

明确有效砂体规模及分布频率、搭建有效砂体结构模型,对于致密气井网优化调整及气田高效开发具有重要意义。以苏里格气田中区二叠系石盒子组8段、山西组1段、2段为研究对象,按照先搭建整体框架、再丰富层段细节的研究思路,提出了储层结构模型的4步构建方法和流程：(1)通过野外露头观测、沉积物理模拟等多手段拟合有效单砂体的长宽比和宽厚比等参数,测算有效单砂体平均规模;(2)充分利用开发中的海量数据,结合地质统计学、概率论等方法,对储层平面非均质性做一定的抽提和简化,判断多层叠合后每平方千米发育的有效单砂体个数;(3)基于不同砂组有效砂体发育频率、储量比例及单砂体厚度差异,明确各砂组有效单砂体规模及发育个数;(4)结合各小层有效砂体累计厚度及钻遇率,建立精确到开发小层的有效砂体结构模型。研究表明：(1)有效单砂体平均规模0.186 km²,平均储量0.055 9×10⁸ m³;(2)在储量丰度约1.5×10⁸ m³/km²条件下,1 km²发育25～...     

山东武城地热供暖项目建设与实践

“双碳”目标下,2021年冀东油田在山东省德州市武城县建设了首个中国石油域外清洁能源地热供暖项目,建成集中供暖面积235×104m²,后期扩建至310×10⁴m²。文章从地面工程建设布局、抽水回灌试验及实施效果、地质资源评价体系、“6类18项”地热能开发技术运用,以及管理经验等方面进行分析,认真分析武城县地热地质情况,通过地热资源评价,合理制定及实施采灌试验,依托中国石油勘探开发、地质评价及工程建设等地热能开发利用技术优势,进行地热开发工程建设,达到项目建设运行效果,实现政府民生供暖项目保障要求,满足各项地热开发利用规范标准。该项目每年供热量55.656×10⁴GJ,折合标准煤5.417×10⁴t/a,减排CO₂量3.7919×10⁴t/a,为成功实施城区集中供暖清洁替代探索出一条可行路径。     

辽河油田注水开发技术与实践

辽河油田水驱油藏具有断层发育、含油层系多、储层非均质性强、泥质含量高、油藏类型复杂等特点。在近10 a的开发实践中,结合各类油藏注水开发难点,研发了深度精细油藏描述、细分注水调整、低效无效水循环识别、二三结合精细挖潜、多元注采调控等12项核心开发技术,形成了一套适合中高渗透砂岩油藏、低渗透砂岩油藏、特殊岩性油藏特点的注水开发技术序列,水驱油藏年产油量由324×10⁴t/a提高至360×10⁴t/a,水驱采收率提高3.3个百分点。探索形成的改善老油田注水开发效果的技术对策,对同类型油藏注水开发具有一定的指导和借鉴意义。     

柴达木盆地尕斯库勒油田E31油藏隔夹层特征、成因及分布

储层中隔夹层发育情况制约着剩余油的分布,针对柴达木盆地尕斯库勒油田E₃¹油藏面临长期水驱开发后注气提高剩余油采收率的难题,以尕斯库勒油田E₃¹油藏Ⅳ-3—Ⅳ-5小层为例,通过对岩心、测井和测试分析等综合研究,明确隔夹层类型特征及成因,建立隔夹层识别标准,在此基础上刻画了隔夹层的空间展布特征。研究表明:尕斯库勒E₃¹油藏主要发育泥质和钙质2类隔夹层,以泥质隔夹层为主,其成因主要受高频旋回所控,钙质夹层分布相对较少,多形成于胶结作用。基于构型层次结构分析,尕斯库勒E₃¹油藏隔夹层可划分为小层间隔层、单砂体间夹层和单砂体内夹层3个层级。在对GR、SP、AC、R_LLD等测井曲线归一化的基础上建立了泥质隔夹层和钙质夹层的定量识别标准。小层间隔层连续性好,基本在全区均有分布,厚度大;单砂体间夹层连续性较差,仅在局部地区连续分布;单砂体内夹层零星分布,厚度最薄。该研究成果可为尕斯库勒E₃¹油藏气驱开发提供一定的地质依据。     

陆梁油田呼图壁组多层系砂岩油藏分层注水调控

陆梁油田底水油藏具有油层“薄、多、散”、层间非均质性强、油井特高含水、层系注水合格率低等特点,面临剩余油分布认识不清、注水调整难度大等问题。针对陆梁油田多层系砂岩油藏注水开发现状,利用油藏地质、测井、测试等资料,基于油藏模拟连通网络模型(INSIM),建立注水调控新方法,实现了不同层间级差井组分层注水的快速模拟评价及注采参数优化。能够进行多层系注水油藏的纵向和平面注水状况分析,并能模拟自然劈分情况的动态变化。对陆梁油田L9油藏典型井组进行分层注水调控后,预测累计产油量增加3.2×10⁴m³,累计注水量减少3.9×10⁴m³,井区含水率降低6.1%,可提高层系注水合格率和增油降水效果,亦为多层系砂岩油藏分层注水调控和深层挖潜提供了借鉴。     

顺宁油田低渗透砂岩储层沉积特征与控油因素

延长组长 2油层组为顺宁油田的主要产层,含油部分主要位于长 2¹油层,为典型的低渗透砂岩油层,由分流河道及分流间湾沉积组成,分流河道由北东向东南再向西南弯转,由主体、侧体及边部三部分组成,主体部分物性好,为油气主要聚集场所.长2^1-1油层分布广泛,含油厚度大,长2^1-2油层则分布局限,油层薄,二者同处一个油水系统,由主体向两侧由均匀-不均匀含油过渡到不均匀-斑状含油直至微含油.油水分布主要受相带、构造和砂体厚度等因素控制.     

低孔低渗储层测录井资料油气识别方法

青海乌南油田上油砂山组(N₂²)和下油砂山组(N₂¹)储集层平均孔隙度分别为13.0%和13.6%,平均渗透分别为3.88×10³μm²和2.93×10³μm²,属于低孔、低渗油田。在低孔、低渗储层,由于油气储层中测井资料受储层岩性、地层水性质和储层物性等影响较大,造成含油气储层测井曲线异常特征不明显,单一应用测井资料识别油、气、水层困难。应用BP神经网络技术对乌南油田低孔、低渗储层的测井资料与录井资料进行综合处理,利用测井信息的丰富性和高分辨率的优势与录井资料识别油、气、水层的直观准确性互相结合对低孔、低渗储层进行油气识别。     

成熟探区有效烃源岩的评价方法——以辽东湾地区为例

油气勘探成熟区预测资源量与勘探发现不符，问题可能在于有效烃源岩（特别是深层烃源岩）及其油气生成潜力没有得到正确地评价。在辽东湾地区，首先利用地球化学和地球物理手段对各凹陷中5套烃源岩进行了分层评价和油气生成模拟实验，计算得到油气生成强度；然后利用烃源岩埋藏过程中油气的生成模型、孔隙度变化模型及其油气饱和度，计算得到油气排出率，并根据烃源岩与砂岩的不同组合形式对油气排出效率进行校正，得到油气排出强度；最后将油气生成强度和排出强度与油气田储量规模进行了相关分析，根据相关性确定有效烃源岩的性质、分布以及对油气聚集的控制规律。结果表明，在辽东湾地区，生油强度大于25×10⁴t/km²（排油强度大于15×10⁴t/km²）的烃源岩可以形成储量规模大于500×10⁴t的油田，为有效烃源岩。其中，生油强度大于200×10⁴t/km²（排油强度大于125×10⁴t/km²）的烃源岩可形成储量规模大于5 000×10⁴t的油田，为优质烃源岩；而当生油强度低于25×10⁴t/km²（排油强度小于15×10⁴t/km²）时，没有规模储量的油气田，此类烃源岩为非有效烃源岩。与以往以有机碳含量的下限值分析为核心的有效烃源岩评价不同，这种利用油气生成强度和排出强度开展有效烃源岩评价的方法有利于推动中国东部成熟探区的油气精细勘探。     

中国石油探明储量变化特点与发展趋势

分析了中国近年来石油探明储量变化的特点,其主要表现为:较稳定、较高幅度地增长,但各地区存在明显的差异性;新增油田的储量规模变小和新增油田的储量丰度降低;剩余可采储量增长缓慢。根据中国历年石油探明储量的变化特点,选用了逻辑斯谛模型、经验趋势法、灰色系统模型3种方法,并结合国内其他预测值,综合分析了近中期中国石油探明储量的增长趋势。预计2001—2005年期间新增探明储量达35×10⁸～38×10⁸t,2006—2010年期间新增探明储量32×10⁸～35×10⁸t,石油勘探具有良好的发展潜力。     

泸州区块龙一14小层页岩气勘探开发潜力

为了明确泸州区块龙马溪组龙一₁⁴小层页岩储层特征及勘探开发潜力,实现川南龙马溪组页岩纵向立体开发,将泸州区块龙一₁⁴小层划分为a、b、c 3个单层,对各单层页岩厚度、有机质丰度、矿物组分、物性特征、储集空间类型及含气性特征进行分析。结果表明:泸州区块龙一₁⁴小层I类储层平均厚度为35.6 m,分布面积约为1 900 km²,地质资源量超过8 000×10⁸m³,具有良好的勘探开发前景。其中,b单层页岩储层厚度大于20 m,TOC平均值大于2.5%,脆性矿物含量大于55%,孔隙度平均值为4.9%,含气量平均值为4.5 m³/t,展示出优越的储层条件。龙一₁⁴小层b单层页岩储层相较于现阶段主产层龙一₁¹小层,具有更高的黏土含量和无机孔占比,在开采过程中需采用科学的压裂工艺和闷排措施,以取得更好的开发效果。研究成果将为拓展页岩气勘探开发层位,提高泸州区块龙马溪组页岩气资源动用程度提供技术支撑。     

庆城油田成藏条件及勘探开发关键技术

2019年中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地中生界延长组长7油层组烃源岩层系内发现了中国最大的页岩油田--庆城油田，新增探明地质储量为3.58×10⁸t、预测地质储量为6.93×10⁸t，合计为10.51×10⁸t，实现了长7油层组页岩油勘探的历史性突破。近年来，围绕生油层内是否发育甜点区、能否形成工业产能和能否实现规模效益开发等关键难题，中国石油长庆油田公司通过持续深化成藏地质研究和不断探索关键配套技术，实现了烃源岩内油藏勘探的一系列理论认识创新和技术突破。研究结果表明，长7油层组中页岩油的成藏主要受以下因素控制：①广覆式细粒沉积组合具有整体生烃的特征，其中，黑色页岩和暗色泥岩等湖相优质烃源岩奠定了页岩油形成的物质基础；②泥页岩层系所夹持的砂质沉积物为勘探甜点段，而砂体组合的类型主要受控于湖底地形；③微米孔隙和纳米喉道的互补使得储层具有较好的储集性能；④高强度的源内充注形成了具有高含油饱和度、高气油比的油藏。这4个因素的有效组合是鄂尔多斯盆地长7油层组页岩油形成规模富集的关键。目前，通过创新关键配套技术，打造页岩油勘探开发利器，已实现页岩油规模勘探开发的实质性突破。井-震混采技术在黄土塬地区的应用使得三维地震资料品质大幅提高，可有效指导甜点区的预测；"三品质"测井技术可用于评价地质工程甜点；长水平井细分切割体积压裂技术可进一步提升单井产量，单井的初期产油量由10 t/d提高到18 t/d以上。以庆城油田为代表的长7油层组烃源岩内油藏的勘探突破为中国石油长庆油田公司二次加快发展提供了重要的资源基础。预计到2023年，长7油层组烃源岩层系的产油量可达到300×10⁴t，2025年的产油量可达到500×10⁴t。     

地震相分析技术在马岭油田储层预测中的应用

鄂尔多斯盆地马岭地区长8₁段主要发育长8₁¹、长8³₁ 2套砂体,砂体薄、横向变化快。利用地震相分析技术,在地震正演分析的基础上,分别采用自组织神经网络波形分类及分频解释技术进行地震相分析,并将2种分析方法的结果进行补充印证,对马岭地区长8₁¹砂体、长8³₁砂体地震相进行划分。在此基础上,对地震相单元中的钻井资料进行单井微相分析,并依此建立长8₁¹砂体、长长8³₁砂体地震相与沉积相的对应关系,将地震相转换为沉积相,研究砂体的分布特征及横向变化规律,对储层进行预测。在该区的实际应用中已取得较好效果。     

双碳背景下油田清洁能源利用工艺可行性探讨

油田企业是能源行业的用能大户,采用清洁能源替代油田消耗的化石能源,降低油田碳排放,可有效助力我国双碳目标实现。根据油田用能结构特点和资源条件,以不同类型项目为实例,分析了高温采出液利用、热泵工艺、液化天然气(LNG)工艺、太阳能利用和风力发电等油田清洁替代工艺的应用条件、投资、运行费用和碳排放情况。结果表明,在相同的能耗下,水源热泵工艺单位综合造价为0.17×10⁴ CNY/kW、LNG工艺为0.40×10⁴ CNY/kW,二者相较于其他工艺投资低。风力发电和光伏发电不产生碳排放,太阳能光热、光伏发电和风力发电运行费用为0.018×10⁴～0.040×10⁴ CNY/(kW·a),碳排放强度为0～0.45 t/(kW·a),这3种工艺相较于其他工艺运行费用和碳排放强度低。在高温采出液、油田伴生气和电力等条件均具备的条件下,应优先采用费用现值最低的高温采出液利用和水源热泵工艺,分别为1.20×10⁴ CNY/kW和1.29×10⁴ CNY/kW。在高温采出液...