储层预测关键技术——以神木气田为例

储层预测技术是油气藏勘探开发的关键技术,主要利用地球物理方法,结合地质理论对油气储层形态进行宏观描述,并对储层微观特征进行横向预测。以神木气田为例,通过波形特征分析、波阻抗反演、地震属性分析、"甜点"分析、频率分解等技术研究储层特征,并结合地震横向预测一起进行分析处理,去除非储层的影响,完成储层识别。     

苏里格S区二叠系盒8段、山1段储层特征研究

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地北部,含气层为石炭系和二叠系,苏里格气田盒8段和山1段为该区天然气主力产层之一,对其储层特征的详细研究对进一步勘探与开发具有重要的意义.本论文的研究对象为苏里格气田中部地区盒8段和山1段,运用沉积学、储层地质学理论,结合前人研究成果,通过常规物性、铸体薄片鉴定、阴极发光、扫描电镜等资料的分析,...     

气田产水机理和水侵特征研究

本文通过对气田产水机理以及水侵特征的研究分析,分别对气井生产特点、产水气井动态特征以及影响气田产水因素进行了分析,为气田以后的勘探开发工作奠定了良好的基础。     

阿姆河右岸M气田卡洛夫——牛津阶缓坡相碳酸盐岩储层特征及主控因素

开展阿姆河右岸M气田卡洛夫-牛津阶缓坡相碳酸盐岩储层特征研究,表明研究区储层类型为裂缝-孔隙型储层;储层纵向上显示上部小层储层发育好于下部,横向储层连续性较差,呈现块状特征,平面上主要发育于圈闭内的构造高部位。储层特征分析储层发育于礁滩复合体的有利沉积微相中;溶蚀作用提高储层的储集能力;破裂作用形成裂缝为油气运移提供通道,提高了储层的渗流能力。该气田的发现改变了前人对该地区缓坡相深水区内无较好礁滩相储层发育的认识,对缓坡相碳酸盐岩的勘探开发具有认识上的突破。     

普光气田须家河组致密砂岩储层压裂改造效果评价分析

川东北普光气田上三叠统须家河组属典型的含气致密砂岩储层,是普光气田继海相开发之后的又一个重要接替层系。而采用压裂技术进行合理的储层改造是提高这类储层的增产效果,获得工业气流的主要手段。研究普光气田须家河组致密砂岩储层压裂改造的主要参数,并分析评价措施增产效果及其主要影响因素,对于普光气田致密砂岩储层的高效勘探开发有着重要意义。     

伏龙泉气田登娄库组储层伤害机理分析

在油气田勘探与开发过程中,各种作业如钻井、完井、压裂等均会对储层造成一定的伤害。本文针对伏龙泉气田开发过程中出现的复杂现象,从地质特征入手,通过铸体薄片、扫描电镜、X-射线衍射及敏感性趋替试验等,系统的分析了登娄库组气藏储层伤害机理,明确储层具有较强的水敏、酸敏以及水锁等潜在储层伤害机理。针对伏龙泉气田登娄库组气藏的储层伤害机理提出相应的降低储层伤害的对策,从而为气田的生产实践提供依据,实现气井的高产、稳产。     

南海西部海域复杂储层流体快速识别系统的开发与应用

随着南海西部海域随着勘探实践的深入,寻找优质储层的油气藏难度加大,勘探的领域逐渐向深层、复杂储层拓展,解决"低孔、低渗、低阻"的难题日益迫切;莺歌海盆地气田高含CO2气层的情况,直接影响气田的开发生产效果。本文通过对南海西部海域北部湾盆地、珠江口盆地和莺歌海盆地储层的气测录井和测井资料的综合分析和研究,基于交会图和全概率算法开发了一套油气层优快识别系统,成功高效地解决了南海西部海域复杂储层油气层、高含非烃类CO2气层识别的技术难题,经现场应用,与地层测试对比,对油气层识别的符合率达90%以上,为低品位油气层勘探开发纵深发展提供了可靠的技术保障。     

苏里格气田水平井多段压裂技术

"低孔、低渗、低丰度"是苏里格气田典型的储层特征,前期开发实践证明,单一的直井很难做到对苏里格气田的有效开发。2009年以来,水平井开发技术作为低渗透气藏开发的关键技术在苏里格气田得到大力推广应用。本文就苏里格气田水平井多段压裂技术、压裂工艺中的储层保护技术等关键问题做以介绍,同时就水平井技术在苏里格气田大范围推广之后带来的相关问题做了初步探讨。     

长岭断陷东部腰英台深层气田成藏特征

腰英台气田的主体构造由断层控制的构造-岩性气藏,为了搞清该气田的构造、储层和气藏特征,在区域构造演化分析的基础上,应用构造解析和储层分析技术,对工区主体构造进行了构造、储层特征研究,探讨了深层气藏的成藏特征,分析认为,腰英台主要为受构造、岩性双重控制的构造—岩性气藏,从而构建了本区复式油气成藏模式,对指导本区及类似地区油气勘探具有实际意义。     

Aphron钻井液体系在大牛地气田的应用前景

大牛地气田为典型低孔低渗砂岩气藏,不易形成自然产能,勘探开发中选择合适的钻井液体系保护储层显得格外重要,但目前该气田所使用的钻井液体系均没有取得令人满意的储层保护效果。近年来,针对低孔低渗砂岩储层保护的新型钻井液技术——Aphron钻井液技术得到了不断发展与完善,并在美国的Fusselman油田得到推广应用。本文据该钻井液技术的相关特性及大牛地气田储层特征分析,得出Aphron钻井液体系在大牛地气田具有相当广阔的应用前景。     

松南气田气井合理产量模式建立

松南气田开采层位为火山岩储层,受构造和火山活动的双重控制,非均质性强,连通性差,而且有边底水,现有的经验难以满足开发需要。目前松南气田已投入开发,如何确保火山岩储层气藏高效开发,首先要解决气井合理产量确定问题。针对松南气田火山岩储层的特点,对不同类型的气井开展试井工作,利用试井成果确定气井的产能方程。松南气田火山岩储层气井在生产上表现为产气量差别大、压力下降快慢不同,因此,在单井合理产量模式确定上,主要是以气井产能方程为基础,考虑气井的边底水特征、井筒积液、稳产期等因素,对不同类型的气井分别建立了合理产量模式。     

苏里格东区马五段储层物性特征研究

苏里格气田的上古生界以石盒子组、山西组为主采气层,储量较多,所以前人对苏里格气田储层的研究主要集中在上古生界的砂岩储层,对下古生界碳酸盐储层的研究相对较少。随着现代勘探开采技术的提高,下古生界储层逐渐表现出较强的生产潜力,奥陶系马家沟组已经成为苏里格气田一个重要产气层位,其中马五1+2、马五41、马五5为产气主力层。研究人员的研究重点多为马家沟组上组合,针对中组合储层物性特征虽然进行了大量研究,但多局限于某个特定的构造或地区,而针对马家沟中组合各小层储层物性特征及平面上展布特征的研究较少,因此,有必要对马五段储层物性特征进行深入研究。     

普光气田礁滩相储层沉积微相演化特征研究

普光气田礁滩相气田的发现,展示了碳酸盐岩礁滩储层巨大的勘探潜力,然而发育在碳酸盐岩台地内部早期成因的礁滩相储层非均质性极强,该类储层的优劣严格受沉积微相和微古地貌起伏所控制。因此,研究礁滩相发育分布尤为必要。本文以四川盆地普光气田下三叠统飞仙关组、上二叠系长兴组为研究对象,通过对礁滩相颗粒岩测井相分析、单井礁滩体的沉积微相演化分析,阐明了该区块礁滩相储层沉积微相的纵向演化特征,为普光气田优质高效开发奠定了沉积学基础。     

低孔低渗气田抗高温完井产能释放液的研究

在油气勘探及开发技术不断发展与进步过程中,低孔低渗油气藏逐渐成为能源接替和油气储量增长的关键区域。而在低孔低渗高温储层改造及开发过程中,受到其凝析气藏特征影响,加上储层本来具有多种潜在敏感性,产能释放难度较大。基于此,以某低温低渗高温气田为例,结合低孔低渗气田储层特征,细化探究完井产能释放液体系及性能,并分析其现场应用与效果。     

固井用低密度水泥成功应用于页岩气田

正中石化页岩气勘探开发取得重大突破,将在2017年建成中国首个百亿方页岩气田——涪陵页岩气田。2014年,中石化两项重要工作之一即为大力发展涪陵页岩气田,四川盆地页岩气先导试验显示了中国页岩气的资源前景。页岩气地质条件具有复杂性和特殊性。非常规油气藏成藏条件复杂,储层致密非均质性强,属于低渗透储层,渗透率极低。常规完井难以实现页岩气经济有效开发,水平井技术是开发页岩气藏的关键技术。水平井固     

延安低渗致密气勘探开发工业化应用效果分析

鄂尔多斯盆地油气资源非常丰富,已经发现的大气田位于盆地北部,传统认为具有"南油北气"的格局。延长石油所处的盆地东南部存在南北物源交汇区有效储层规模小、相变快、分布零散、储层精细预测难度大和多气层大跨度复杂叠置、高效动用难度大等问题,通过近10年的勘探开发技术攻关,取得了盆地东南部上古生界沉积体系新认识,建立了成熟烃源灶迁移控制成藏模式,发现了延安大气田。通过分析成藏条件特殊性,对延安气田地质特征实现深入了解,理清了产区开发井部署思路,研发VES-CO_2泡沫压裂和高效酸化压裂等气井增产技术,现累计探明天然气地质储量6.650×10~(11) m~3,累计建成5.0×10~9 m~3·a~(-1)产能,工业化应用效果较好,将天然气勘探扩展到了东南部,改变了盆地致密气藏沉积传统格局。     

渤中19-6凝析气田深井钻井作业提速技术与应用

渤海油田历经数十年开发,常规浅井、中深井钻井作业模式已较为成熟。而受储层分布特征、水下地貌、水上航道限制等因素制约,平台选址受限、调整井实施空间小等困难愈发凸显,上部常规储层开发难度不断提高。在近年来的开发过程中,油田深部储层认识不断加深,深井开发正逐渐成为油田提产的新突破点。渤中19-6凝析气田是渤海油田开发深度最深的作业区块,气田深井开发具有作业工期长、作业投入高、地质条件复杂、井下环境严苛等特点,在气田开发过程中,通过对国内外创新探索与实践,总结出地质工程一体化防漏技术、大尺寸井眼深钻、深部ECD控制、钻具抗扭减阻等一系列深井作业提效技术措施,对区块深井钻井作业降本增效奠定了良好的技术积累。     

三交北-临兴西区储层孔隙结构研究

三交北-临兴西区作为油气开发公司科研项目区块，其多层系含气特征表现明显，但储层岩性致密，物性差异大。针对该区储层致密，其孔隙、喉道极细小，毛管压力在油气运移中起着至关重要的作用，本次采用毛管压力法进行了孔隙结构研究，对储层的评价、气田的勘探开发具有很好的指导意义。     

大庆深层火山岩控水压裂工艺研究与应用

大庆深层天然气主要分布于徐家围子气田火山岩储层,气水界面复杂,在以往勘探与开发井的压裂改造中,有多口井(层)压裂后大量产水,气井产水会大幅度提高气田开采难度并降低气田整体开采效益。针对火山岩储层特点(高角度天然裂缝及界面发育、断裂韧性纵向差异大)以及应力剖面特点(受成岩作用影响纵向应力差别小),选用施工参数优化、射孔位置优化、动态胶塞及人工隔层压裂控水工艺技术,经11口井现场试验,采用该系列压裂控水工艺技术可有效控制裂缝高度,保证大庆火山岩储层压裂后不产水。     

大牛地气田多级注入加砂酸压技术

大牛地气田碳酸盐岩气藏具有埋藏深、基质孔渗性差、压力系数低、非均质性强的特点,完井射孔自然产能低,需要通过储层改造获得好的产能,酸压是这类储层获产的主要技术手段之一.针对储层特征,通过室内研究、工艺优化和现场试验,初步建立了多级注入加砂酸压工艺,通过施工参数优化,应用于大牛地气田碳酸盐岩储层中并取得较好的改造效果,为大牛地气田储量接替提供了技术保障.