神木气田双3区块有效砂体展布规律及储层特征

神木气田双3区块作为神木气田早期的主要开发区块,随着开发深入,储层地质情况发生变化,需要对储层情况进一步分析研究。通过对双3区块砂体厚度、有效砂体厚度统计分析,绘制有效砂体的平面分布有效厚度图,重新认识储层有效砂体展布规律;并从储层岩石学特征、储层孔渗分布和孔隙结构特征等方面进一步明确区块的储层特征。在明确了区块的有效储层展布规律及储层特征,不仅可以指导该区块气藏开发和下一步区块气井的开发部署,也为神木气田东部区块气藏起指导作用。     

苏374井区储层精细刻画及井位优选研究

随着苏54区块天然气开发的深入,区内的苏374井区天然气有利富集区井网基本完善,优质储量基本完成动用,气田开发已经进入稳产阶段,加之外部环境愈发复杂,下一步如何有效落实苏374井区内优质剩余储量,这对“井位优选”提出了更大的挑战,也对该井区长期稳产具有重要的意义。本次研究通过地震、地质、测井、动态结合,重点针对构造特征、储层及有效储层分布规律、气井生产动态特征进行研究,开展优质储层再认识,预测有利区,为下步的井位精细部署提供技术支撑。     

带压完井作业过程中的井筒封堵技术研究与应用

常规完井投产作业储层污染严重,完井作业后产量下降,影响气井稳产。为了有效保护储层,发挥气井产能,优选带压作业方式完井。完井作业前,需要采用一定的技术方法封堵井筒内的高压流体。针对高压气井,安全有效的封堵井筒是成功实现带压作业的关键。常规生产气井井筒内有生产管柱,带压作业前通过钢丝作业下入堵塞器,能够实现对井筒的安全封堵。但是目前大规模压裂气井多采用套管生产,钢丝作业封堵井筒风险高、难度大。本文针对深层高压气井带压完井作业过程中的套管、油管封堵工艺进行了论证研究。     

苏里格气田苏10区块开发潜力分析

针对苏里格气田苏10区块开发中期出现的直井单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、低产低效井逐渐增多,稳产能力面对极大考验的难题,开展区块开发潜力研究,从分析有效储层动用程度及用压降法和产量递减法计算单井动储量入手,挖掘区块后期建设的物质基础,为气田开发提供科学依据。     

砂控约束条件下的多参数协同建模

以构造特征、砂体展布、测井解释等研究为基础,建立Y井区的构造模型和砂泥岩相模型,进一步采用砂控约束条件下的多参数协同建模.建立了该井区储层孔、渗属性横型及油水分布模型.并结合储层四性关系确定的储层物性下限标准建立了有效储层模型.通过模型检验证明了砂控建模的合理性,为后继的油藏数值模拟及方案调整提供了良好的三维储层模型.     

苏里格气田桃7区块加密井组数值试井分析

苏里格气田桃7区块按目前井网已无处部署井位,为延长区块稳产年限和提高采收率,急需开展加密井部署研究,落实加密井的合理井网井距及剩余储量分布。常规气井生产特征动态分析只能求取单井井周附近的地层参数与单井控制储量,并不能描述区块或井网的气藏参数分布特点。选取桃7区块内一加密井组开展数值试井分析,利用测井资料、动态监测资料及生产动态资料建立井组数值试井模型,通过渗透率、孔隙度、储层厚度参数定义井组区域的非均质性,通过井组区域边界设置考虑外边界及邻井影响,结合目前生产资料和测试资料修正各个参数,得到可靠的数值试井模型。拟合分析井组整个生产历史可以得到各井的计算有效渗透率、表皮系数、单井控制半径、裂缝半长及剩余可采储量等结果,有效指导气井生产。井组数值试井分析解释结果,可对井组范围内的储层非均质性特征、地层压力分布特征、剩余储量分布等规律进行评价,判别井组井间干扰情况,为加密井部署提供参考。     

召51压裂出砂原因分析及防砂技术应用

苏里格气田召51区块井间多砂体叠合连片、渗流阻隔带发育、空间强非均质的气藏特征。为提高储层动用率,采用大排量大砂量进行体积压裂改造。在退液和生产阶段随着液体和气体的排出,部分井出现支撑剂不同程度回流,导致缝口支撑剂浓度下降,并在后期更换生产管柱时出现砂卡,严重影响气井生产。针对该区块气井出砂情况进行了总结分析,找出了气井出砂规律,并针对易出砂的井,采用多种防砂技术,形成一套适用于该区块的出砂预测方法及防治措施,为压裂设计及防砂工艺提供必要依据。     

苏西W区块盒_8、山_1、山_2段有效砂体展布规律及储层特征

苏西W区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部。主要从有效砂体的厚度比例、单砂体分布规模、有效砂体平面展布特征三个面认识该区盒_8、山_1、山_2段的有效砂体展布规律;并从岩石学特征、物性特征、孔隙组合类型和孔隙结构等方面揭示该区的储层特征。研究认为:盒_8下亚段和山1段有效砂体在全区大面积分布,连续性较好;山_2段有效砂体分布范围广,但整体厚度较小;盒_8上亚段有效砂体欠发育。盒_8、山_1、山_2段储层均属于特低孔超低渗储层;"溶孔+微孔型"孔隙组合在研究区最为常见,其次是"溶孔+微孔+粒间孔型"孔隙组合;储层孔隙结构具有"大孔隙、小喉道、孔喉连通性差"的特点。     

华庆地区三叠系延长组长6、8油藏成藏主控因素分析

本文在对鄂尔多斯盆地华庆地区三叠系延长组长6、长8油藏成藏特征分析的基础上,从油源、沉积、储层及圈闭等方面对其成藏主控因素进行了分析,认为华庆地区长6、8油藏类型主要为岩性圈闭油藏,其成藏主要受油源、沉积及储层等因素控制;油藏主要位于主砂带上,主砂体带侧向泥岩相变形成的致密遮挡带或砂体物性变差均能形成良好的封盖和遮挡条件,构成有利聚油圈闭。根据这一规律,指出了华庆地区长6、8油藏建产有利区。     

低渗非均质气藏稳产技术研究

低渗砂岩气藏的地质特征主要表现为非均质性严重、孔喉半径小、泥质含量高和含水饱和度高;其开发特点为：气井自然产能普遍较低且分布极不均衡,生产压差大,稳产条件差,大部分井投产前需要进行加砂压裂改造;其相应的开发对策是开展气藏精细描述,确定各类储层的分布范围;在布井方式上采用非均匀高点布井和加密井网布井方式;加强钻井、完井过程中的气层保护措施;提高加砂压裂效果,改善储层渗流能力;做好开发早中期工作,开采后期采用增压开采和排水采气开采方式以延长气井生产寿命。     

东胜气田锦58井区低渗气藏气井产量递减规律

东胜气田锦58井区属于低渗、致密气藏，储层致密，为获得产能，气井均需要采用压裂投产，同时气藏采用衰竭式开采方式进行开发，主要产气量在递减阶段贡献占比大；并且气井采用井下节流控制生产，因此对气井递减规律的研究具有重要意义和实际应用价值。针对研究区块的地质情况及气井的生产特征，采用传统APRS递减与现代产量递减分析相结合的方法，以单井分析为基础，针对不同生产特征气井进行分类，研究递减规律。研究表明：Ⅰ类井平均年递减率为22.4%;Ⅱ类井平均年递减率为20.55%,Ⅲ类井平均年递减率为18.75%。     

巴基斯坦Badin区块低渗储层压裂技术应用与对策分析——以B4井A&B Sand储层为例

巴基斯坦Badin区块B4井是巴国典型的一口低渗储层采油井,目的层纵向厚度大、有效含油段少,储层具有低渗透率,低孔隙度,低压力系数及正断层、天然裂缝发育的"三低两发育"等特点,常规射孔后投产无产量。此井周围多口井同储层射孔后进行压裂投产,均表现出"产量低、稳产效果差"等不利于提高采油速度和采收率的状况。在此井压裂设计中,主体采用二次加砂压裂工艺。配套限流射孔,高粘冻胶控破裂等其他压裂技术,压后最高日产油量65.3m~3/d,目前稳产5 1. 5m~3/d,取得良好的增产效果。本文在B4井目的层地质认识的基础上,优化了低渗储层压裂改造的关键技术,分析了Badin区块低渗油藏压裂存在的主要问题,提出了对工艺的改进措施,为此类油藏压裂的设计、施工提供了依据。     

水平井技术在苏里格气田苏53区块的应用

为了改善气田开发效果,提高采收率,针对苏里格气田直井生产暴露出单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、稳产能力较差等一系列问题,在苏53区块开展水平井整体部署技术的研究和应用,取得了良好的效果。形成了水平井区筛选、水平井地质导向、钻井提速及储层改造等特色配套技术,目前水平井在苏53区块已达到规模实施阶段,日产气为临近直井的5~10倍,生产效果较好。该研究为实现水平井技术在苏里格低渗气藏的全面推广应用提供了技术保障。     

大芦家断块区馆一段曲流河沉积微相研究及应用

主要研究目的层馆一段属河流相沉积。依据现代沉积学的基本原理，通过单井相分析，结合逐井各层测井相解释和剖面对比：综合砂体厚度展布特征和地层厚度特征，确定了研究区八个小层的沉积微相平面展布特征，建立了该断块区曲流河沉积模式。结合砂体的分布特征、储层非均质性、油水运动规律等资料的分析提出了挖潜增产措施。     

鄂尔多斯盆地N212井区长4+52沉积相特征与砂体展布规律

中生界上三叠统延长组长4+5油层组是鄂尔多斯盆地重要的含油层位之一，N212井区位于鄂尔多斯盆地中部偏南。结合取心井资料、测井资料对研究区的沉积相特征以及砂体展布规律进行研究。研究表明，N212井区长4+52油层组主要为三角洲平原亚相沉积，主要的沉积微相为分流河道和河道间。在顺物源方向上，砂体连通性较好，以切割叠置和水平水平搭接砂体为主；在垂直物源方向上，侧向连通相对较差，以孤立砂体和垂向叠置砂体为主。在平面上，结合沉积相平面图与砂体厚度平面图得出研究区长4+52发育4条分流河道，分流河道主要位于研究区的中部，长4+5₂¹沉积微相展布与长4+5₂²有较好的继承性。砂体厚度展布规律受沉积相的控制，砂体展布也表现为4条带状展布。     

泉63井区长2低渗透油藏高含水期治理措施研究

泉63井区目前地层能量严重亏空,油井产量低,递减大,储层非均质性研究,油井含水高,预示着该区的稳产形势将存在着较大压力,有必要进行油藏精细描述研究。在精细地层对比的基础上,进一步分析储层砂体展布及其储层发育特征,分析开发中存在的主要矛盾,评价开发调整潜力,提出调整原则和具体调整措施,预测调整效果,为研究区的稳油控水并改善开发效果提供技术指导。     

自组织人工神经网络算法在储层预测中的应用

Su10井区位于苏里格气田,该气田是一个有效储离散分布的大觃模低效气田。通过对测井曲线和取心岩样数据建立测井解释标准模型,寻找有效砂体并确定其岩性物性参数范围。从地震资料中提取的地震属性资料,运用自主神经网络算法学习标准储层参数与这些属性之间的权值关系,通过学习的权值关系来分析目标储层的地震属性特征,反推其岩性物性参数得到有效砂体的分部范围和厚度预测结果,为迚一步的储层预测给出参考意见。     

渤海海域浅水三角洲复杂断块油田滚动挖潜及实践——以BZ油田为例

渤海海域BZ油田是典型的浅水三角洲复杂断块油田,主要发育水下分流河道砂体,具有“一砂一藏”的特征,开发过程中存在河道窄、厚度薄、单砂体储量规模小、油气水分布复杂等挑战。针对以上问题,依据钻井、测井、录井、地震及生产动态等资料,通过开展油田内挖外扩持续稳产挖潜研究,形成基于高分辨率地震资料的储层精细描述、气顶油藏双高阶段调整挖潜、基于目标砂体优选的滚动评价挖潜技术体系,助力实现储量和产量接替,有效保证了油田持续高效开发。     

胜利海上埕岛油田多井型经济井网模式研究

埕岛油田受河流相储层砂体发育形态、多井型联合布井及开发政策影响,水驱前缘推进极不均衡,制约了油田开发效益进一步提升。本文在埕岛油田已投产各类油井分类评价的基础上,采用油藏工程、油藏数值模拟、开发经济评价3种方法结合,开展了不同砂体发育形态下的多井型效益开发模式研究。根据埕岛油田不同井区、层系的砂体发育特征,推荐采用差异化井网配置型式;同时,高含水期效益开发技术政策的制定应充分考虑砂体特征、油价、成本、剩余油饱和度等综合影响,根据多井型部署经济界限图版,油价50美元/桶,水平段长度250米条件下,测算经济井网中水平井布井经济极限厚度为7.1米。     

鄂东缘DJ区块致密气井堵塞原因及化学解堵技术

随着鄂尔多斯盆地东缘DJ区块致密气开发时间的延长,低产低效井逐渐增多,老区稳产形势严峻。根据气井生产的特点,结合储层产液情况和水质分析,对井筒、储层的堵塞和水锁风险进行了评价,针对性地采用气井化学复产工艺技术,优选化学药剂和施工工艺,开展两口次的现场试验。结果表明：井筒和近井地带的堵塞物主要是由碳酸盐、腐蚀产物和少量的岩石矿物构成,特低孔渗的砂岩储层的水锁效应主要由压裂液在岩石空隙中的滤失滞留和井底积液向微毛细管孔道的反渗吸造成的。酸性解堵剂能有效溶蚀井筒、射孔炮眼和井周储层的无机垢,储层改造剂能改变润湿性,降低表面张力,改善气相渗透率;多轮次、循环加注、放喷排液的施工工艺简单。化学复产工艺技术在现场的成功应用,为鄂尔多斯盆地东缘同类气田的低产低效井治理、缓解老区产量递减提供了新的思路。