油水两相非达西试井分析新进展及其展望

简述了低渗透油藏、油水两相低渗透油藏非达西试井分析研究的新进展。提出对低渗透油藏应建立公认的非达西渗流数学模型,准则数、数值试井模型及分析方法,指出低渗透油藏是否存在非达西渗流,除加强渗流特征的影响因素、渗流形成机理的研究之外,还要从实验上能够模拟代表真实的现场条件的体现度。     

单砂体建模技术及应用——以华北油田某区块为例

单砂体形态及分布特征预测是精细油藏描述的主要内容。然而,利用常规随机建模技术所建立的模型与油藏实际往往差别较大,难以精确预测含油单砂体展布。如何运用开发中后期丰富的资料和三维地质建模技术刻画单砂体在三维空间的展布规律,建立准确实用的三维地质模型是目前油气田开发中后期要解决的关键问题之一。以华北油田某区块为研究对象,对单砂体建模技术的实现方法和实际应用进行论述,通过与常规随机建模结果进行对比表明:单砂体模型既能清晰地表征储层内多期砂体的叠置关系,也能揭示三维空间中单砂体的分布和尖灭;同时又充分表达了地质研究的认识,为油气田开发提供了更加方便可靠的资料,尤其适合开发中后期井网较密、储层研究达到单砂体级别的情况。     

深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏勘探开发关键技术——以塔里木盆地塔中Ⅰ号气田为例

为了实现深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的规模、高效开发,以塔里木盆地塔中Ⅰ号气田为例,结合该气田的勘探开发实践,针对该类气藏开发面临的难点问题,总结梳理了以缝洞型储层精细描述、井位优化部署为核心的勘探开发专项技术。研究结果表明:(1)缝洞型储集体的空间展布不规则,储层非均质性强且埋藏深导致对储层的精细描述难度大,并且随着凝析气藏开发的持续进行,储层中流体会发生反凝析现象,由于缝洞型储层储集空间类型的复杂性导致凝析油的赋存状态描述难,上述两方面原因的叠加影响使得该类气藏井位优化部署难度大;(2)所形成的以“两宽一高”为核心的三维地震采集技术,使获得的地震资料信噪比、分辨率及成像精度皆得到了大幅度的提高,可以识别出常规地震采集技术无法识别的小规模储层;(3)以地震数据为核心的缝洞体雕刻技术可以展示出缝洞在空间上的分布特征及发育情况,实现了单个缝洞体—缝洞单元—缝洞带的系统性研究,为缝洞型气藏的储量计算和井位部署打下了基础;(4)以成像测井为核心的缝洞体、流体识别技术,可以精准识别深层碳酸盐岩井旁缝洞体与流体,解释结果符合率达到87%;(5)以水平井型为核心的井位优化部署技术可以提高储层钻遇率和钻井成功率,同时,将水平井轨迹部署在缝洞储集体的中下部,可以大幅度提升油气的一次采收率;(6)以地质力学为核心的井轨迹优化设计技术,可以实现水平井的顺利钻进和入靶。结论认为,所取得的研究成果为塔中Ⅰ号气田的高效开发提供了有力的支撑,可以为深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的开发提供借鉴。     

我国气藏水平井技术应用综述

随着我国天然气勘探开发的不断深入,复杂难开采的低品味储量比重不断上升,经济有效开发难度逐步加大.水平井技术是降低单位产能建设投资、提高开发效益的最有效手段之一,为此统计并分析了水平井在我国5种主要类型气藏开发应用中的经验教训,指出:水平井是经济开发低渗透砂岩气藏的有效方法,地质条件适应性是成功开发的关键;火山岩气藏Ⅰ类储层中的水平井开发是成功的,Ⅱ、Ⅲ类储层表现出一定的不适应性;疏松砂岩气藏水平井开发效果呈现出Ⅰ类好于Ⅱ类、Ⅱ类好于Ⅲ类的特征;准确钻遇有效储集层是水平井开发碳酸盐岩气藏的关键;水平井开发凝析气藏效果较好.同时结合水平井技术的特点和实践经验,总结了该技术在气藏开发中的使用条件,并建议今后应持续开展水平井储层适应性、配套技术研发及经济效益分析工作.     

克拉玛依油田七中—东区克下组储层孔隙结构特征及分类

通过铸体薄片、扫描电镜、常规压汞等技术对克拉玛依油田七中—东区克下组储层孔隙结构特征进行综合研究,认识到该区孔隙类型复杂多样,以溶蚀粒间孔、剩余粒间孔、溶蚀粒内孔为主要储集空间,孔喉分布差异较大。结合常规压汞参数与孔隙结构参数进行分析,明确了储层微观孔隙结构特征及其分类,有利于进一步开展储层评价,对油田后期挖潜具有重要的指导意义。     

PNN测井监测气液界面在马北一号注气油藏中的应用

马北一号油田为底水油藏,注水开发效果较差。为提高采收率,采用顶部注烃气重力驱技术理念,在油田首次开展了2个井组注气实验。及时掌握注气后气液界面移动情况,对于优化射孔生产方案具有较强的指导意义。PNN测井在套管井中监测地层气液界面具有较强的优势,主要通过长短源距探头计数率叠合,在气层出现较明显的离差进行判断和分析。在马北一号油田开展时间推移PNN测井26井次,及时掌握了试验井组气液界面运移情况和受效方向,为进一步优化生产方案提供了科学依据。     

高压高产气井的完井测试工艺

针对塔里木油田高压高产气井克拉 2井的实际情况 ,设计了 4种比较典型的测试管柱 ,对各测试管柱的适用性及优缺点作了简要的说明。同时为保证高压高产气井地面计量的准确、可靠 ,采用了较为先进的地面流程及计算机数据采集系统。经该井 15层次测试施工 ,成功率达 10 0 %     

密井网地质统计学反演在河道砂体预测中的应用

由于河道储层相变快,且砂体横向稳定性差,利用密井网预测河道砂体空间展布的方法已不能满足剩余油挖潜的需要。文中针对朝阳沟油田河道储层的地质特征,对适用于河道砂体的井控地质统计学反演方法的关键环节开展研究。研究表明,测井曲线标准化及高精度地层格架是保证反演精度的前提,曲线重构是提高波阻抗体对岩性识别能力的有效手段,合理的变差函数及井控数目是充分发挥地震资料预测能力、提高储层预测可靠性的关键。井控地质统计学反演对厚度大于2.0 m的河道砂体识别精度较高,吻合率高达85%。反演结果在刻画井间窄小河道砂体、认清河道砂体的连通性等方面具有明显优势,研究成果有效指导了该区河道储层的剩余油挖潜。     

延长油田坪北区长8储层孔隙结构特征及其对水驱油微观特征的影响

储层孔隙结构对水驱油特征有重大影响。以延长油田坪北区长8储层为例,综合利用岩心、铸体薄片、扫描电镜、压汞实验等资料对储层孔隙结构进行分析,通过真实砂岩微观模型实验,探讨了不同孔隙结构对水驱油效率的影响。研究表明:长8储层主要岩性为细粒长石砂岩和细粒岩屑长石砂岩,主要孔隙类型为残余粒间孔隙(原生孔隙)、溶蚀粒间和粒内孔隙(次生孔隙);储层类型可分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类和Ⅳ类,Ⅰ、Ⅱ类为主要储层;水驱油驱替类型以均匀驱替、网状均匀驱替、指状网状驱替以及指状驱替为主,储层物性、孔喉特征对驱油效率有重要影响,Ⅰ、Ⅱ类储层驱油效率高达50%。明确孔隙结构与驱油效率关系可更好地指导油气合理开发。     

吐哈油田深层致密气藏压裂技术研究与应用

吐哈油田致密气藏一般埋深3100-3900m,砂岩孔隙度3.1～8.4%,平均5.9%;渗透率一般小于0.05～3.61×10-3μm2,为低孔特低渗储层,常规试油求产天然气产量很低,仅为1000m3/d左右,达不到工业生产要求,必须进行压裂改造。由于气藏地层温度87℃～105℃,压力系数1.1,属高温高压地层,进行水力压裂很容易发生砂堵,极大限制了气藏的有效开发。针对吐哈油田深层致密气藏储层增产改造的技术难点,工程技术人员开展了相应的技术对策研究并进行了现场试验,成功实施6井次,取得了较好的应用效果,为深层高压致密气藏的压裂改造提供了技术思路。