南美奥连特盆地勘探开发一体化实践——以A项目J油田为例

J油田位于南美奥连特盆地R区块西部空白区，通过甩开勘探取得发现后勘探与开发相互配合、钻井与地面运行，实现了从储量向产量、从产量向效益的快速转换。滚动勘探评价中精细新井井位部署，确定了J油田上倾部位向北方向的“泥岩墙”边界、下倾部位向南方向的油水边界、构造东翼的有效油层边界及构造西翼的轻质油边界，快速圈定了油田含油范围。通过探井迅速由测试转生产、开发井多井型综合部署，以水平井工艺技术为支撑，实现了油田快速投产。通过井身结构优化、强抑制钻井液体系等多项钻井配套技术结合地面设计优化，保证了油田上产后的原油集输处理。J油田勘探开一体化实践对海外油气田产能建设具有借鉴意义。     

地表放射性油气勘探技术研究现状分析

地表放射性油气勘探技术经过80余年的发展,在基础理论与技术方法研究方面均取得了较高成就。通过对已知油气田区的广泛研究,确立了油气藏上方地表放射性基本异常模式（低值异常）,优选出对油气响应较好的地表放射性指标,确定了油气藏边界断层、油、水边界或气、水边界处地表放射性异常标志;在异常形成机制方面,提出了基于深部来源说和地表来源说的多种观点;在干扰因素抑制方面也取得了新进展,提出了适合不同测区具体条件的放射性测量数据处理方法。现阶段,地表放射性测量技术在新探区含油气远景预测、成熟探区构造评价以及开采区油气田边界确定等方面,均已显示出初步应用成效,被认为是一种具有发展潜力的油气地表勘探方法。     

多种放射性方法在LZ油田上圈定油气藏的效果及其评价

本文介绍目前常用的八种放射性方法在ＬＺ油田上探测油气藏的试验效果，结果表明，八种方法圈定油气藏的效果不同：氡法和水铀法比地面γ能谱法效果好；氡法中累积测氡法比瞬时测氡法好；累积测氡法中氡管法和α卡法的分辨油气异常的能力强，工作效率也高，特别是氡管法反映ＬＺ油气藏及断层分布的效果最好。建议采用以氡管法或α卡法为主，配合地面γ能谱法，水铀法做检验的综合方法圈定油气藏，这将会明显地提高应用效果。     

基于氡氦团簇理论的油气藏上方氡异常成因分析

油气藏上方呈现出的晕圈状氡异常能够明显指示油气藏边界!给油气勘探提供有用信息#在分析和总结油气藏上方氡异常成因之后!用氡氦团簇理论解释该现象!对利用氡气进行油气勘探的基础理论研究提供一些启示     

微构造理论在垦西油田开发中的应用

油层微型构造(微构造)是指在总的油田构造背景上,油层本身的微细起伏变化所显示的构造特征。微构造可分为正向微构造和负向微构造。正向微构造一般为剩余油富集区;负向微构造为低含油气或易被水淹区。垦西油田生产实践证明,正微区的生产井效果好,负微区生产井效果差。在确定加密井网井位时,应考虑微构造因素,尽可能的把加密井钻在正向微构造区。     

放射性方法在沼泽地区寻找油气藏的有效性研究

江汉盆地内ＧＣ油田的地表为沼泽地。本文介绍在该油田应用氡管法，α卡法、α径迹法等土壤氡法圈定油气藏的效果的试验研究工作。结果表明，在沼泽地区，由于氡管法的测量装置避免了积水的影响，取得满意的地质。氡管法施工轻便，工作效率也比较高，适合于沼泽地区油气普查与勘探。     

南阳凹陷东庄油田气测低显示油气层评价方法

南阳凹陷东庄油田存在气测显示低的特征,给气测录井异常识别和评价增加了难度,从而影响了录井油气层解释符合率。通过对该油田油气层气测特征的分析研究,根据东庄油田试油层气测参数统计,分别建立了用于区分水层、干层与价值层区的重烃相对含量与Q值解释图板和用于区分油层与油水同层区的C2和C3差值与甲烷相对含量解释图板,弥补了因岩屑挑取困难而造成的其他方法评价的不足。将这两套评价方法应用于该油田4口井10个层评价,经试油验证,解释符合率达90％,一定程度上提高了东庄油田油气层的解释符合率。     

新庄油田油气微生物勘探研究

将油气微生物勘探技术应用于新庄油田。通过该区的样品采集、实验、分析和研究,完成了油和气的微生物异常区的圈定,微生物异常显示与工区内已知4口探井的含油气情况基本吻合。以微生物异常为基础,结合研究区现有的区域地质概况、钻井和测井等资料,对新庄油田微生物异常圈定了3个明显的异常区,其中中部异常区为最有利的勘探区块,北部异常区为较有利的目标区块,东南异常区为可勘探的目标区块。根据新庄油田油气显示的微生物异常值特征,对含油气情况进行了初步解释,评价了新庄油田的油气远景,并与邻区的西峰油田相比,验证了该技术的实用性和可靠性。分析表明,油气微生物勘探技术特别适合于鄂尔多斯盆地,特别是地震效果不甚理想和岩性油气藏的地区。     

鄂尔多斯盆地中生界石油滚动勘探开发技术

鄂尔多斯盆地中生界石油滚动勘探开发,经历了20多年的发展,逐步形成了独具长庆特色的侏罗系、三叠系、老油田滚动勘探开发三大技术系列。侏罗系滚动勘探开发技术主要是通过恢复古地貌和古水系,确定局部构造,并在有利的储集相带早期预测评价;三叠系滚动勘探开发技术是对以三角洲沉积体系控制的长3以上的三角洲平原分流河道砂体形成的构造—岩性油藏,采取细分沉积微相,确定有利储集相带,在与区域性鼻状构造匹配的部位进行滚动部署;老油田勘探开发技术是开展油藏精细描述,进行油田地质再认识,重新建立油层判识标准,结合油藏数值模拟技术,对已探明油田寻找滚动扩边潜力区或重新认识非主力油层。这些技术特别适用于小型隐蔽式岩性油气藏,并已在长庆油区取得了显著成果。     

高精度三维地震属性识别浅层稀油油藏油水界面

A油田的油藏属于埋藏浅、高孔、高渗、稀油、边水非构造油藏。针对开发前期识别原始油水界面的难题,以A油田三维地震资料属性分析为手段,利用油层、水层在振幅能量上的明显差异性识别出的原始油水界面,与开发井验证结果基本吻合。该方法在A-80井区推广应用,得到了系统试井资料及开发井实际钻遇情况的证实,表明该方法比较可靠。图4参4     

用多层次模糊综合评判法确定单层剩余油分布

针对非均质多层砂岩油田高含水后期的剩余油分布高度零散、影响因素多、识别难度大等问题,在对影响剩余油分布的地质及开发因素综合分析的基础上,结合不同研究区块的动静态资料情况,提出了利用多层次模糊综合评判法识别单层剩余油分布的有效方法,并在大庆油田高含水后期三次加密试验区剩余油研究中得到成功的应用。经新钻检查井资料检验,单层剩余油识别符合率为81.4%,为非均质多层砂岩油田单层剩余油分布研究提供了新的方法。     

利用测井资料预测油层自然产能的评价方法

对油层的产能进行定性或定量评价是油气勘探与开发领域的一项基本任务，而实现对储层产能进行定量，产定量的预测评价则仍处在探索阶段，目前，油层产能评价只能通过试油，试采数据或油藏数值模拟等手段进行预测，还没有一套能够利用常规测井资料预测油层产能的成熟方法，因此，以影响储层产能的关键因素（有效孔隙度，渗透率，含油饱和度及有效厚度）为主要评价参数，对海拉尔盆地苏仁诺尔地区油层的自然产能进行了预测评价，给出了利用测井资料预测储层自然产能的定性，定量评价方法，该方法简便适用，既可以检验油气勘探成果，又能为油田开发提供技术依据，实现了通过测井手段预测试油产量，进而达到优选试油层位、指导油田勘探开发的目的。     

钻、完井过程油层保护技术的研究与应用

大庆油田开发对象逐渐转向二、三次加密井的薄差油层,由于该类油层泥质含量高、油层物性差,因此注重钻完井全过程的油层保护工作就显得格外重要.以薄差油层天然岩心为实验载体,开展了储层敏感性评价、高聚物钻井液与A级固井水泥储层伤害程度评价及伤害原因分析、钻井液屏蔽暂堵剂的优化与评价、射孔完井液清洗剂防膨剂的优选评价以及油层复合保护技术开发等室内实验;在室内实验的基础上,以杏八～十二区过渡带二次加密井为试验区,开展了钻井液屏蔽暂堵剂、洗井液临界密度固井、射孔完井液、热泡沫气举、油层复合保护剂等钻完井全过程油层保护技术现场试验,生产和测试结果均见到了较好的效果.     

杭锦旗地区十里加汗区带山1段致密砂岩气水分布影响因素及分布特征研究

杭锦旗地区十里加汗区带山1气藏产水普遍,对气水分布影响因素及分布特征认识不清,制约了气田勘探开发进程。利用钻井、测井、录井、分析化验、生产测试等资料进行综合研究,明确了气水影响因素及分布特征。研究表明:1山1段气水层按类型主要分为气层、"上气下水"型、"气水同层"型、水层,产出的地层水主要来自"上气下水"型和"气水同层"型,总结了各种气水层的测井特征;2分析了气水分异现象的原因:在物性较好的井区,临界气柱高度小,气水分异彻底,形成"上气下水"型;在物性较差的井区,临界气柱高度大,气水无法分异,形成"气水同层"型;3生烃强度控制了气水层的宏观分布,储层和物性进一步控制了气水层的展布范围和分布状态,正向微构造和鼻隆对气藏的富集起到了一定控制作用;4山1段气藏类型有岩性、构造+岩性复合、构造三类,前两类为研究区的主要气藏类型,是下一步的重点勘探对象。     

用遗传人工神经网络进行精细油藏描述

商河油田商二区沙二下油藏单元是一个经过多年开发的老的、断层控制的油藏单元。为了提高油藏的采收率 ,必须开展精细油藏描述 ,建立油藏地质模型。该油藏单元具有岩性细 ,泥质含量高 ,油层低电阻的特征。采用人工神经网络测井识别技术识别油层并进行储层物性及含油性的解释。在此基础上 ,对油层参数进行了解释并编绘了反映油层参数分布的平面图及油藏剖面图 ,建立了油藏模型。经生产动态资料检验 ,所建模型具有较高的可信度     

卫95块HSG-1油藏流体流向控制技术

油田进入特高含水开发期以来,随着采出程度的增加和油藏水淹程度的加剧,平面上剩余油分布更加零散,措施挖潜的余地小,难度大,产量递减快。卫95块多轮次调剖后,I类油层的增油潜力越来越小,Ⅱ、Ⅲ粪油层受调剖污染,注水井吸水厚度逐渐减少,层间矛盾加剧,调剖措施效果逐年变差。调剖后注水压力上升,甚至注不进水,但吸水剖面改善不理想,启动新层的效果变差。因此,在卫95块开展以HSC—1油藏流体流向控制技术为主导技术的区块深部液流转向,试验5个井组．工艺成功率100％,区块自然递减降低5．6个百分点,PI值提高了2MPa,井组累计增油量1430t,平均井组增油量286t,自然递减得到了有效控制,区块开发形势好转。该技术可以改善区块水驱开发效果,减缓递减,保持持续稳产,并为下一步在该区块及类似特高含水油藏区块开展此项工作提供新的思路和方法。     

鲁克沁油田超深稠油注天然气吞吐研究与应用

鲁克沁油田西区油层埋藏深,流体粘度高,储层物性相对较差,但储量较为丰厚。由于储层流体流动性差,依靠天然能量开发或者配套井筒掺稀油降粘有杆泵举升开发,单井产量低。室内实验证明,进行天然气吞吐可大幅度降低原油粘度,提高单井产量,并开展了注天然气吞吐矿场试验,取得了较好的增产效果。     

三塘湖盆地马中致密油藏注水吞吐探索与实践

三塘湖盆地马郎凹陷马中致密油藏水平井投入开发后,地层压力下降快,自然递减大,投产第1年自然递减超过50%,一次投产采收率低的矛盾凸显,亟需开展提高采收率矿场试验。通过对比分析马中致密油藏储层物性、含油性及岩石润湿性,储层相对润湿指数0.18~0.48,表现为弱亲水-亲水特征,适合注水吞吐,并对注水吞吐机理及影响因素进行了深入分析研究,有效地指导了现场实践,开展先导试验注水吞吐7口井,平均单井日增油10.3 t,平均单井累计增油805 t。注水吞吐已经成为马中致密油藏一种新的有效开发方式,分析认为注水吞吐效果与吞吐水量呈正相关性,当注入压力达到超地层破裂压力吞吐效果较好,水平段轨迹位于油层中上部的井注水吞吐效果好于水平段轨迹位于油层下部的井,但随着注水吞吐轮次的增加效果减弱,下步需要研究多轮次注水吞吐后提高采收率的技术。     

牛东火山岩油藏立体注水开发技术与应用

牛东火山岩油藏为异常低温正常压力系统的特殊油藏,具有火山喷发期次多、油藏规模小的特点。储集层裂缝发育,裂缝以低角度缝和水平缝为主;油层垂向跨度大,单层厚度大,非均质性强。油藏开发初期,采用衰竭式开采的单井产量递减率大,开展直井井组注水先导试验,邻井日产油量略有上升,注水见效程度低,水平井注水吞吐先导试验提高采收率幅度有限。针对油藏开发中存在的问题,对注水吞吐、井网调整和压裂进行不断优化,形成了水平井与直井混合立体注水开发技术,可以有效改善火山岩油藏的注水开发效果。后经推广实施,牛东火山岩油藏注水见效比例达44.4%,见效后单井初期平均日增油量为1.7 t,预计提高采收率5.7%,油藏立体注水开发取得了较好效果,可为其他同类型油藏的开发提供借鉴。     

安棚深层系凝析油气藏测井评价技术

依据大量实验资料建立了安棚深层系储层岩性、物性、含油性的各种测井解释模型,利用曲线重叠法、交绘图法、偶极子声波技术评价油水层。建立了油水层的解释标准,依据该标准及新的评价技术对90口井进行了重新评价,重新解释了一批新的油气层,并建立了一套适合安棚深层系的凝析油气层测井评价技术。