低渗油藏穿层压裂水平井非线性渗流产能模型

由于低渗油藏特殊的储层特征,当流体在储层中流动时,流体和多孔介质间的相互作用力使其在渗流过程中表现出明显的非线性渗流特征。为了进一步研究低渗油藏的非线性渗流特征,基于椭圆渗流理论和叠加原理,建立了穿层压裂水平井非线性渗流产能模型;以冀东某低渗油藏区块为例,分析地质参数和工艺参数等主要因素对压裂水平井产能的影响。研究结果表明：1)油井产能随启动压力梯度的增加而降低,启动压力梯度为0.00～0.05 MPa/m时对产量影响较大;2)基质应力敏感系数为0.0～0.2时产量变化较大,裂缝应力敏感系数为0.0～0.1时产量下降较大,裂缝应力敏感系数对产能的影响强于基质应力敏感系数;3)在裂缝有限导流能力的影响下,随裂缝半长的增大,油井产量由快速上升到趋于平缓,且存在着最优裂缝半长,最优裂缝半长为100～150 m。该研究成果对提高穿层压裂水平井产能具有指导意义。     

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。     

鄂尔多斯盆地西南部Z区低阻油水层识别方法

随着近年来鄂尔多斯盆地西南部侏罗系油藏的规模开发,侏罗系油藏优质储量得到不断动用,而侏罗系低阻油藏成藏隐蔽,勘探开发经验少,油水层识别难度大等问题日趋突出。鄂尔多斯盆地西南部Z区延9油藏为典型的低阻油藏,分析表明,孔隙结构复杂、微孔率高、微孔隙中存在束缚水是导致油层低阻的主要原因,地层水矿化度高也降低了油层电阻率;对比分析了测井曲线形态法、砂层顶构造对比法、侵入因子与声波时差交会图版法、快速色谱录井识别等识别低阻油层方法,并提出了该区有利建产目标。     

沧东凹陷小集地堑区孔一下亚段油气成藏规律

通过对沧东凹陷小集地堑区构造断裂特征及其砂体、成藏的控制作用研究,指出小集地堑区受断裂成因演化控制,形成断鼻、断裂斜坡与背斜3种构造类型。提出孔一下亚段受古地貌控制发育浅水三角洲及终端扇两类沉积砂体及沉积微相控制砂岩储集性能的观点,并详细阐述了这两类砂体与构造、断裂匹配关系及其对成藏的控制作用,构建了孔一下亚段早期有效烃源岩控制下的"底部砂组近源大面积充注形成岩性油藏、中上部继承性断裂网状沟通形成构造岩性、构造油藏"的复合成藏模式。根据研究成果,在该区部署实施预探井10口,其中8口井见良好油气显示并获工业油流,实现了孔一下亚段岩性油藏勘探的突破,并形成规模整装效益储量区,成为大港油田增储上产的重点领域。     

乍得潜山钻井配套技术研究与应用

潜山油藏是乍得项目主力油藏之一,具有较高的商业开采价值,但是由于潜山地层硬脆性花岗岩的地质特点,且裂缝发育,钻速慢、钻井周期长以及井控风险高成为潜山油藏高效开发的主要技术瓶颈。鉴于此,在国际安全环保标准日益严苛的大形势下,通过室内研究、软件模拟和现场应用形成了一系列潜山钻井配套技术,包括优化钻具组合、优选钻头、RCD控压装备配套以及潜山裸眼电缆测井等工艺技术。2016年8月系列技术在Baobab A井的现场应用中,平均机械钻速4.44 m/h,与邻井使用的3只PDC钻头相比,钻头指标大幅度提高;与相邻37口井中使用的43只牙轮钻头相比,平均机械钻速提高97.33%,平均单只钻头进尺提高54.19%。该系列钻井配套技术为乍得潜山地层安全、环保、高效地完成钻井任务提供了有力保障。     

早始新世极热气候时期湖盆水体性质及生烃环境——以东营凹陷古近系孔店组为例

早始新世极热气候（IETM）事件严重影响了海洋和湖泊的水体性质和生物活动。依据钻井岩心、元素分析、有机碳同位素与有机碳含量等实验结果,研究了东营断陷湖盆早始新世时期的湖泊水体氧化还原变化和古生产力条件,发现湖盆早期出现了较强的还原性,之后逐步恢复其氧化性。极热气候事件引起的湖水氧化还原界面的波动变化改变了其氧化还原格局,造成氧化还原环境与湖水深度变化的“不协调性”。湖盆早期具有较高的生产力,随后迅速降低之后逐渐增高,生产力的最低时期与极热气候（IETM）事件发生时期比较一致。由此证实了湖泊的时空波动演化经历了古新世-始新世时期的极热气候（IETM）事件,该事件具有明显的沉积记录和生物地球化学响应,决定了原始湖盆的水体氧化还原性质和生命活动过程,改变了整个湖盆的氧化还原结构。极热气候引起的湖水缺氧咸化造成了湖泊生产力的短暂降低,而随着恢复期的增氧作用的加强,生产力得到了极大的恢复,尤其是沙河街组四段有机碳含量较高,具有较高的生产力,成为主要的生油层和致密油气产层。     

六段制三维水平井轨道优化设计与应用

三维水平井技术有利于解决油气藏地面条件限制,提高井网部署质量,提高油气藏综合开发效率,具有明显的优势。通过对4种常见三维轨道计算模型进行分析,优选出斜面圆弧法作为三维水平井计算模型,并对三维水平井轨道形式进行优化,提出六段制水平井设计方法,以克服油藏垂深和造斜率2个不确定因素。该设计方法在JH17P25井进行了应用,完钻井深2 235 m,偏移距425 m,扭方位井段347 m,扭方位49.30°,现场施工顺利,轨迹符合率高,克服了油藏垂深的不确定性,取得了较好的应用效果,为后续三维水平井设计和施工提供了经验。     

吴起油田X255C6油藏滚动扩边提高单井产量技术研究

本文主要以吴起油田五谷城X255C6油藏为研究对象,针对C6低渗透油藏低产井的储层特性和不同开发阶段,以油藏为单元,结合沉积微相研究,在实践的基础上,逐步形成了以注水开发为主,细分建产单元、强化随钻分析、精细测井解释、优化储层改造等与之相适应的提高单井产量的方法及技术,并根据油田开发实际,不断调整完善,使低品位油藏单井产能得以充分发挥,最终提高了采收率和效益,也为长庆油田同类油藏及0.3 m D储层有效开发奠定了技术储备。     

深层低渗透油藏开发技术对策研究—以鸭儿峡油田白垩系油藏为例

鸭儿峡油田白垩系油藏产量递减快,基于对研究区地质概况分析,结合油藏生产实际,提出适用于研究区的开发技术对策。鸭儿峡白垩系油藏可采用两套开发层系,一套井网进行开发,井底流压介于7.91 MPa~10.1 MPa;平均单井日注量为45 m3~75 m3。目前平均单井理论最大日产液量为11.6 m3,平均单井理论最大日产油量为5.25 m3。建议原有油水井继续生产,Y554、Y542低产井转注,加密一口水井和油井,注采比为1:1。     

胡154区长4+5油藏堵水调驱效果分析

胡尖山油田胡154油藏自2007年开发以来,严格贯彻公司"精细注水"的相关要求,突出水驱支撑的作用,通过完善注采关系,推广精细分层注水、调驱调剖等技术,递减明显下降,稳产基础牢靠,油藏连续5年实现"I"类开发水平。但随着开发年限增加,见水井逐年增加,局部开发矛盾突出,近年来通过实施注水井深部调驱、聚合物微球驱,部分见水井含水下降,为见水井治理提供了一定的思路。本文简要介绍了该区开发现状及堵水调驱适应性,对近年来实施的堵水调驱及聚合物微球驱效果进行对比分析,根据效果提出下步实施建议。