油藏地球物理技术的发展历程与现状——《The Leading Edge》D＆P专栏回顾

油藏地球物理技术是地球物理在油气开发与生产中的应用技术。以《The Leading Edge》的“开发与生产地球物理”专栏为窗口,系统回顾了油藏地球物理技术的发展历程,分析了该技术的特点与现状,并对其中的井间地震与时延地震两项特色技术的发展趋势进行了评估。与勘探地球物理相比,多学科综合研究是油藏地球物理技术的主要特征之一,而高精度三维地震则是多学科综合的核心技术。此外,油藏地球物理研究的精细程度也要比勘探地球物理高很多。在技术方面,除了高精度三维地震外,时延(四维)地震、井中地震、多波地震、随钻测量及微地震等,也是油藏地球物理的重要技术组成部分。目前,油气地球物理探测技术正处在由勘探阶段向开发与生产阶段跨越的时代,油藏地球物理的出现赋予了地球物理技术新的生命力,代表了油气地球物理的发展趋势,是未来石油工业界地球物理技术发展的主流。使其在油气开发与生产中发挥应有的作用,是新一代地球物理学家肩负的历史使命。     

弹性参数坐标旋转法在薄互储层定量描述中的应用

锦州A油田储层的埋藏深、厚度薄、横向变化大。在分析该油田沙河街组储层敏感岩石物理参数的基础上,利用弹性参数组合的坐标旋转法预测了能够区分岩性的叠前弹性参数组合属性,所获得的岩型剖面中薄互储层的分辨率较高,指导了锦州A油田的水平井位优化部署工作,其钻井结果与已钻井的吻合程度较高。     

孔喉结构对CO2驱储层伤害程度的影响

在CO₂驱提高采收率的过程中,CO₂与原油、基质矿物的相互作用会对储层孔喉结构造成一定的伤害。为了揭示孔喉结构对CO₂驱储层伤害程度的影响,利用高压压汞、扫描电镜结合核磁共振技术,通过室内物理模拟实验确定岩心样品的孔喉堵塞程度,评价了不同孔喉结构的岩心样品在CO₂驱过程中的伤害程度,明确了CO₂驱储层伤害机理。实验结果表明：CO₂驱过程中产生的沥青质沉积及酸化作用对储层孔隙度的影响很小,实验岩心样品的孔隙度降幅为1%左右,而渗透率受到的伤害程度较高,Ⅲ类孔隙结构岩心的渗透率降幅达20.55%,且渗透率越低、孔喉结构越差,渗透率受到伤害的程度越高;孔喉堵塞程度与孔喉结构参数成正相关关系,孔喉结构越差,中值半径越小,越容易发生孔喉堵塞;Ⅰ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度较低,Ⅲ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度明显增高,最高可达到34.32%。该研究结果可为CO₂驱现场高效应用提供依据。     

月东稠油油藏井网密度初步研究

通过对月东稠油油藏原油物性参数研究，在建立地质模型基础上，运用数值模拟方法对蒸汽吞吐开采方式进行开发指标预测；利用油藏工程方法和经济法优选合理井网密度；在此基础上提出全区整体开发规划部署目标，为今后月胨稠油油藏全面投入开发提供可靠依据。     

老君庙油田H184井组胶束／聚合物驱油先导试验

Ｈ１８４井组位于玉门老君庙油田Ｌ油藏顶部,由１口注入井和４口采油井构成反五点井网,井点圈定面积为９２４７ｍ２,采出程度已达４６％,含水高于９９％。该井组Ｌ油层富含钙、镁离子并亲油,数量很少的残余油呈油膜覆于岩石颗粒表面,针对此特点,先导试验注入分３个阶段：碱性溶液预冲洗（为使Ｌ油层形成碱性环境,降低驱油剂的损失）;注入胶束溶液;分４段注入聚丙烯酰胺溶液。该次先导试验总增产原油４３１ｔ,采油动态反映驱油前缘推进均匀,体积波及系数较高;但驱油剂洗油效果不佳,原因是胶束溶液段塞未形成超低界面张力,加之表面活性剂油溶性太强,油未形成流动相;总投入产出比为１０∶１,化学剂费用占总费用的６６．７％,经济效益不佳。提高Ｌ油层采收率主要应提高驱油剂的洗油效率,需研制低价格、高效能的化学剂,因此老君庙油田不宜用先导试验所用胶束／聚合物驱油。图４参２（郭海莉摘）     

束鹿凹陷沙河街组三段下亚段泥灰岩-砾岩致密储层储集空间类型及成因

通过偏光显微镜、荧光显微镜、阴极发光显微镜、场发射电镜和物性实验等手段,系统剖析了束鹿凹陷沙河街组三段下亚段泥灰岩-砾岩储层储集空间类型,探讨了储集空间成因及控制因素。研究区泥灰岩-砾岩主要发育纹层状泥灰岩、块状泥灰岩、颗粒支撑陆源砾岩、杂基支撑陆源砾岩、混源砾岩5种岩性,储层致密,孔渗极差,属特低孔特低渗储层。储集空间主要为次生孔隙和裂缝,发育溶孔、有机质孔、砾内孔、粒(晶)内孔隙、粒(晶)间孔隙等,以及构造缝、层间页理缝、贴砾缝、收缩缝、有机酸溶蚀缝等;其中,泥灰岩储集空间以有机质孔隙、页理缝、粒(晶)间孔隙为主,砾岩储集空间以砾内孔、溶孔、构造缝为主。储集空间的发育主要受构造作用、沉积作用、物源和成岩作用等因素综合影响。     

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如何提高小井眼固井质量是困扰钻井行业多年的老问题。中原油田针对小井眼井段易漏失、井深、井下温度高、钻井液密度高、地层存在多套压力层系等特点，从小井眼钻进阶段，通过使用双心ＢＤＣ钻头、调整钻井液性能、水泥浆设计、先期堵漏等各种工艺措施，为小井眼固井提供了良好的先期条件。同时，在注水泥施工中，采取优选注替排量、选择合适的隔离液、加旋流扶正器使套管串居中等手段，以提高水泥浆顶替效率，并进一步推广应用压稳高压油气层的四大技术及Ｇ１０１高强度低密度水泥浆体系，小井眼固井技术满足了固井质量要求，并取得良好的效果。     

核磁共振测井在深层砂砾岩孔隙结构及有效性评价中的应用

采用孔隙度和渗透率乘积的开方作为输入参数求取转换系数,再利用最大汞饱和度可以确定核磁共振测井T2谱与压汞曲线之间的纵向转换系数(核磁共振测井T2谱积分曲线乘以最大汞饱和度),实现拟合毛细管压力曲线.连续定量求取反映储层孔喉大小、储层孔喉分选性、储层孔喉连通性的中值压力、排驱压力、最大汞饱和度、半径均值、变异系数、孔喉歪...     

济阳坳陷石油控制储量升级特点

控制储量升级已成为济阳坳陷探明储量最重要的来源。勘探增加、老井复查与测试技术进步是济阳坳陷石油控制储量升级的主要原因,储量规模、储量丰度、产能、油藏埋深是影响控制储量区块升级的重要因素。一般情况下,储量规模大于500×10⁴ t、储量丰度大于50×10⁴ t/km²、油藏埋深小于3 500 m、千米井深稳定产量大于2.8 t/km·d(陆地)或20 t/km·d(浅海)的石油控制储量区块基本可升级为石油探明储量。     

海上底水稠油油藏氮气泡沫压锥技术研究与应用

基于QHD32-6油田西区底水稠油油藏底水锥进控制水淹的需要,分析了氮气泡沫压锥堵水敏感性因素,研制了氮气泡沫压锥液。模拟分析表明,注氮20 d、表活剂溶液质量浓度10 g/L、气液比2∶1、焖井2～5 d时压锥堵水效果最好;室内评价实验表明,起泡剂YS-FA150与生产污水、地层水及水源井水之间的配伍性较好;起泡剂的泡沫半衰期为3 871 s,排液半衰期215 s,气液比为2∶1的泡沫体系的阻力因子高达90,饱和起泡剂的岩心渗透率恢复率可达99.8%。现场应用结果表明,新研制的氮气泡沫压锥液能有效地抑制底水沿高渗透部位的锥进,试验井含水率由92.8%下降到62.5%,日产液量降低60 m3,日产油量增加22 m3,累积增油3 500 m3,综合效益显著。氮气泡沫压锥技术适合底水油藏锥进后进一步提高产量,具有较好的应用前景。