地球物理方法在渤中34油田井漏预测中的应用

渤中34油田区域内构造活动强烈、断裂发育,裂缝性井漏频发。研究发现,中小尺度断层是造成井漏的主要因素。受地震资料分辨率的影响,应用常规地震剖面识别中小尺度断层难度较大,进而导致裂缝性井漏风险预测效果不佳,为提高预测评估井漏风险的精度,急需探索一种有效识别中小尺度断层的地球物理方法。通过对渤中34油田已钻井井漏特征分析,基于常规地震剖面、方差属性、蚂蚁体属性等地球物理方法识别渤中34油田中小尺度断层,建立井漏风险等级判识决策树,并根据井漏风险等级的不同采取了相应的钻井应对措施。实际应用表明,该方法在渤中34油田裂缝性井漏预测中具有良好的应用效果,能够实现优快钻井与漏失防控的有效耦合,具有现场可操作性强、识别准确度高的优点,为渤中34油田开发钻井工程预防井漏工作提供了重要技术支持。     

渤海油田裂缝性油藏地质工程一体化井漏预警技术

为了解决渤海油田裂缝性油藏钻井过程中因断层、裂缝引起的井下漏失等问题,提出了地质工程一体化井漏预警技术。在叠后地震大中尺度断层刻画的基础上,通过滤波、断裂增强等特殊处理,进行属性优选及多属性融合,精细刻画中小尺度裂缝,建立了多尺度裂缝三维空间分布模型,设计井眼轨道时避开漏层,进行钻前风险提示,指导钻井作业采取相应的防漏堵漏措施;钻进过程中开展井漏风险随钻跟踪,实时调整并反馈井漏风险预测结果,及时优化井眼轨道,形成了随钻过程中漏层动态避钻技术,以充分保障钻井作业安全,降低钻井成本。钻前风险预测、钻进中井漏跟踪及随钻井眼轨迹实时优化等技术在旅大X油田应用后,实现了一趟钻规避断层漏失段。地质工程一体化井漏预警技术能够降低钻井风险,保障裂缝性油藏的钻井安全,为渤海油田增储上产提供了技术支撑。      

低渗透裂缝性油田井网优化数值模拟研究——以两井油田为例

低渗透油田开发与裂缝密切相关，因此井网部署是否合理是低渗透油田开发成败的关键，利用数值模拟手段对吉林两井超低渗透油田让11试验区裂缝性超低渗透油藏的菱形井网和矩形井网进行了井网模式和井排距优化研究，这一研究成果为我国超低渗透油田采用合理的井网进行有效开发提供了借鉴。     

渤中34-9油田火成岩发育区地质工程一体化评价与应用

渤海油田近年在火成岩发育区取得油气勘探开发重大突破,但受火成岩发育的影响,在钻井工程施工过程中,面临钻速低、井漏、井眼垮塌等诸多难题。以渤中34-9油田为例,在地质特征研究的基础上,总结火成岩岩相特征,提出火成岩相带地震识别技术,对不同相带火成岩分布进行精细刻画,针对不同井型的钻井设计提出“避、穿、绕”的轨迹优化方法;并形成基于三维地震资料多属性综合分析的裂缝预测技术,对裂缝性井漏风险进行钻前预测及工程预警,总结了井漏风险的评估方法,漏失率得到大幅度降低;火成岩相带地震识别、裂缝性井漏风险预测及预警机制为优化火成岩发育区钻探工程提供了技术支撑,实现了地质工程一体化的工作理念,大大降低了钻井施工风险,提高了钻井时效。     

可压性指数对压裂裂缝扩展规律的影响研究——以南海LF油田为例

南海深层古近系油气资源丰富,但储层物性差、非均质性强,需通过水力压裂才能实现商业化开采。为探究可压性指数对压裂裂缝扩展规律的影响,以南海LF油田为研究对象,综合考虑储层岩石脆性及力学特征,建立了适用于南海LF油田的可压性指数计算模型,利用该模型计算出南海LF油田文昌组3个小层的可压性指数分别为0.75,0.45和0.92。选用南海LF油田不同可压性指数的露头岩样,利用真三轴水力压裂物理模拟试验装置,进行了压裂物理模拟试验。试验结果表明：文昌组3个小层的人工裂缝易在层理和天然裂缝发育位置起裂,在各射孔处并不是同时起裂;可压性指数越高越,越易形成形态复杂的人工裂缝。研究成果对评价海上低孔低渗油气藏可压裂性、优选甜点位置以及优化压裂方案具有重要的指导意义。     

数值试井技术在裂缝性碳酸盐岩油藏中的应用——以扎格罗斯盆地Taq Taq油田裂缝性碳酸盐岩油藏为例

以扎格罗斯盆地Taq Taq裂缝性碳酸盐岩油藏为例,对数值试井与解析试井进行了对比分析,说明了试井解释具有多解性,双对数曲线形态即使完全拟合,其解释结果也可能与井的实际情况不符。与常规解析方法相比,数值试井技术在处理复杂边界、非均质油藏问题方面具有独特的优势,可以综合分析试井动态评价成果和静态地质研究成果,获得一个直观的油藏属性模型,考虑油层厚度、含油饱和度的变化因素,深化对目前油藏动态的认识,解释结果更加符合油藏的实际情况,具有良好的应用前景。     

渤海油田深埋潜山储层预测关键技术研究——以渤中19-6潜山为例

随着渤海油田中浅层勘探程度越来越高,位于凹陷区深埋潜山逐渐成为油气勘探的重要领域,但由于其埋深大、储层非均质性强、上覆地层吸收衰减和屏蔽影响严重等因素,深埋潜山的勘探面临巨大挑战.针对以风化淋滤成因为主导的太古界变质岩潜山风化裂缝带储层,创新提出了基于相位一致性分析的微断裂刻画技术、基于古地貌约束的叠前弹性参数融合技术...     

变质岩潜山裂缝型储层精细预测技术——以渤海海域A油田为例

渤海海域A油田位于渤中凹陷西南部,主要目的层为太古界变质岩潜山。钻井揭示太古界潜山储层为裂缝型储层,储层纵、横向变化较快,优质储层预测难度大。为此,在充分挖掘地震资料信息的基础上,形成了一套针对性的叠后多属性裂缝检测技术。首先,通过区域地质认识及钻遇情况,将裂缝储层段在垂向上分为风化裂缝带和内幕裂缝带;其次,针对不同类型的储层建立地质模型并对模型进行正演模拟从而明确风化裂缝带和内幕裂缝带的地震响应及识别特征;最后,在正演模拟结果的指导下开展叠后地震属性及裂缝检测研究并利用绕射波技术对储层进行进一步精细描述。研究成果与已钻井资料的吻合度较高,为下一步的井位部署和开发方案制定提供了有力支撑。     

压裂水平井的多模式裂缝网络试井模型及参数评价——以吉木萨尔页岩油为例

大型压裂技术是高效开发页岩油的重要手段之一,经过大型压裂后井筒周围会形成复杂裂缝网络,压后裂缝参数反演是压裂效果评价和开发参数优化的关键,但目前的渗流和试井模型难以满足页岩油复杂缝网反演的需求。为此,研究了页岩油压裂水平井复杂缝网的表征问题,建立了页岩油多模式裂缝网络半解析试井模型,包括体积压裂模型、压裂复合模型及离散缝网模型,利用点源方法、半解析方法和拉普拉斯变换等求解了多模式裂缝网络半解析试井模型,并开展了数值验证,划分了流动阶段,分析了流动段特征。在建立的多模式裂缝网络半解析试井模型基础上,对试井特征曲线进行了敏感性分析,并建立了试井曲线拟合方法,辅以生产历史拟合法,初步形成了基于试井理论的页岩油多模式裂缝网络参数评价思路。采用建立的缝网参数评价方法对吉木萨尔页岩油压裂水平井JA井与JB井进行分析,评价了裂缝网络参数,包括缝网几何形态、主次裂缝半长、主次裂缝导流能力、裂缝闭合前存储系数、裂缝闭合后存储系数和裂缝闭合时间等,并通过实例应用证明了复杂缝网参数评价方法的可靠性和实用性。     

油气储层多裂缝形成机理研究——以腰英台油田为例

裂缝是储层流体的重要渗流通道,它的形成和发展将直接影响到油气从储层到井筒中的运移.因此,研究油气储层裂缝形成机理对认识储层中特征,合理开发油气藏有重要的意义.以腰英台油田为例,研究了储层中的多裂缝形成机理.分析了不同的储层多裂缝情况.并通过实例计算等手段,研究了地应力状况、天然微裂缝、井斜和地层倾斜、射孔和微环面等因素对储层的多裂缝的影响.为正确认识油气储层的微裂缝机理提供一定的理论参考.     

海上特低渗油藏压裂水平井开发效果评价——以渤海BZ油田沙三段5井区为例

随着越来越多的海上特低渗储量被发现,如何对其有效开发,亟需开展相关的研究及实践。渤海BZ油田沙三段5井区是典型的特低渗薄互层油藏,在方案研究的基础上实施了两口水平井多级压裂实践,投产后采用油藏工程、数值模拟等手段对压裂效果、生产规律进行了研究。结果表明：多级压裂对特低渗油藏产能有明显的改善作用,施工中要根据储层物性特征优选最优压裂井型,并尽量增加裂缝高度,且在生产过程中应尽早注水补充地层能量,降低裂缝导流能力下降速率,使得多级压裂井产能最大化。研究成果与矿场实践基本保持一致,对海上其他特低渗油藏的开发具有一定的借鉴意义。     

控水转向压裂技术在高含水裂缝性油藏开发中的应用——以火烧山油田H1238井为例

准东裂缝性油田进入中高含水期后,常规单一加大规模的重复压裂易使裂缝成为水窜通道,经常造成压裂后油井含水迅猛增加,使得措施效果逐年变差。为提高高含水裂缝性油田压裂增油效果,提出了控水与转向压裂相结合的工艺技术,首次在H1238井试验应用,压裂效果显著,实现了高含水期压裂增油控水的目的。     

河流相水平井井网油田稳油控水研究与实践——以渤中S油田为例

渤中S油田是发育于极浅水三角洲沉积体系的中型常规油油田,具有单砂体油层厚度薄、储层横向变化快、纵向上多期河道砂体相互交错叠置的特征;油田采用水平井分层系开发,开发进入中含水期后,含水快速上升,产量大幅递减。为了实现油田高效开发,研究应用了复杂河流相油田大井距单河道精细描述技术、水平井注采井网流场重构的优化注水技术及水平井全寿命提液技术。这些技术应用后取得了较好的开发效果,确保了该油田的高效开发。     

大位移井井眼清洁技术研究与实践——以胜利油田庄129-1HF井为例

井眼清洁是大位移井施工的关键技术和难题之一,井眼清洁状况不佳容易导致摩阻扭矩的大幅增加,并有可能引发工程事故。在分析井眼清洁的主要影响因素井眼几何条件、岩屑性能、钻井参数及工程措施、钻井液性能的基础上,以胜利油田桩129-1HF井为例,具体分析了各种参数对井眼清洁的影响,并对实际井眼清洁情况和效果进行说明,最后提出了进一步改进井眼清洁的方法。     

海上裂缝性低渗透油藏矩形井网合理井距研究——以渤海B油田为例

为了确定海上裂缝性低渗透油藏采用矩形五点法井网的合理井距,尽量平衡海上少井高产与建立有效注采之间的矛盾,根据谢卡尔乔夫公式提出了利用海上平均单井累产油最大化来确定油井井距的方法。方法计算结果表明:随着井距的增加,井组累产油呈现先增加后减少的趋势,即存在一个最佳的井距使得井组累产油最高,且这个最佳井距随着渗透率的增加而增大。该方法与考虑启动压力梯度的极限井距相结合可以综合判断海上裂缝性油藏采用矩形五点法井网开发的可行性,指导海上裂缝性低渗透油藏合理井距的设计。     

大斜度井压裂充填防砂工艺研究与实践——以南堡35-2油田Ax井为例

针对南堡35-2油田Ax井明化镇组疏松砂岩油藏储层非均质性较强、砂岩粒度分选性较差、极易出砂,防砂层跨度大、间隔距离长,井斜角大等特点,研制了暂堵抑砂液,并充分运用端部脱砂控制、防止提前脱砂以及泵砂控制等技术措施,在该井成功实施了5层压裂充填防砂作业,可为渤海在生产油田疏松砂岩油藏大斜度井防砂作业提供借鉴.     

提高清水压裂人工裂缝导流能力新技术研究——以乌兰花凹陷兰5井为例

在分析清水压裂技术特点及以往研究结论基础上,建立以岩石矿物胶结特征、岩矿分析及电镜扫描等地质描述及岩石杨氏模量力学工程分析结合的清水压裂评价方法,并利用韦伯函数分析了闭合应力、杨氏模量等对清水压裂导流能力的影响程度。进行非均匀闭合提高清水压裂导流的酸与岩石反应试验,提出了在较高应力条件下实现清水压裂技术的酸与清水结合的复合改造技术。经兰5井现场试验获得成功,降低作业成本40％,对提高清水压裂的适应范围及改造效果起到推动作用,更有利于未来低渗透中浅层低成本、高效改造目的。     

浅水三角洲相多期窄河道砂体结构研究——以渤海海域渤中25-1南油田为例

多期窄河道砂体结构研究一直以来是渤海油田开发中急需解决的难题之一。以渤中25-1南油田为例,在砂体构型研究理论的指导下,利用现有钻井、测井、地震及野外露头等资料,明确了浅水三角洲砂体的地质模式,建立了精细地层格架。通过利用钻井剖面上间断的分流河道间砂体、分流河道砂体顶面高程差异、分流河道砂体沉积规模差异等3种单井对比模式,结合波幅变化、出现复波等地震响应特征,井震结合分析单期河道砂体的储层结构,划分出单期河道砂体。研究表明,单期窄河道砂体厚度与砂体宽度呈对数相关,平均宽厚比为35。单期河道砂体宽度为200~400m,延伸范围可至整个工区。研究成果有效指导了油田优化注水、产液结构调整及井网部署,为油田开发打下了坚实的地质基础。