轮南油田2井区高温高盐油藏整体调驱先导试验油井受效差异

轮南油田2井区TI油组是典型的高温高盐油藏,经过注水实现高效开发,但长期注水导致层间、层内矛盾凸显,注水开发效率不断降低。为改善水驱开发效果,采用高温改性“微米微球+颗粒+凝胶/冻胶”调驱体系,在该油组东部开展了4井组的整体深部调驱矿场先导试验。试验实施后整体增油效果明显,但不同井组和油井增油差异很大。研究认为,油井控制储量、储层物性和注采对应关系是影响调驱油井增油效果的关键因素;注采井组控制剩余可采储量越大越有利于调驱、储层物性越好越利于调驱受效,注水一线受效油井调驱增油好于二线井。     

轮南2油田JⅣ油组多方法流体性质综合划分原理及应用

塔中T油田石炭系均质砂岩段油藏为块状底水油藏, 历经15a开发, 进入特高含水阶段, 油藏水淹严重,为了搞清剩余油分布规律, 开展了夹层分布特征研究。均质砂岩段为前滨亚相, 夹层以物性夹层为主, 常规方法难以识别。基于岩心观察, 通过测井、岩心分析化验及动态资料对比分析, 明确密度曲线与岩心孔隙度、渗透率的线性关系,将该区夹层分为3类, 建立了定量识别东河砂岩均质段油藏夹层的标准, 实现均质段夹层的精细刻画。在此基础上, 应用数值模拟方法, 开展了夹层位置、夹层分布面积及夹层性质对剩余油分布影响的机理研究。研究结果表明, 均质段油藏构造边部及井间构造顶部剩余油富集, 据此完成塔中T 油田开发调整方案的编制, 夯实了该油田稳产基础。     

克拉苏构造带古近系盐下白垩系裂缝性低孔砂岩储层特征及控制因素

克拉苏构造带古近系盐下白垩系巴什基奇克组砂岩储层发育宽缓湖盆三角洲沉积,以中—中细粒岩屑长石砂岩为主,储集空间类型主要为粒间溶孔—溶蚀扩大孔、粒内溶孔、微孔隙和裂缝,物性特征表现为特低孔低渗—特低渗,总体表现为裂缝性低孔砂岩储层。提出克拉苏构造带古近系盐下白垩系发育受应力控制的特殊储层类型,揭示其形成的关键因素:宽缓湖盆沉积、物源充分,三角洲前缘砂体叠置连片的沉积背景;长期浅埋,晚期快速深埋的成岩演化过程;侧向挤压为主的构造应力。明确古近系盐下白垩系储层受断背斜应力中和面控制,具有垂向分层特征。     

塔里木盆地克拉托地区中新统帕卡布拉克组储层物性及影响因素

克拉托地区帕卡布拉克组水下分流河道、河口沙坝沉积微相中砂体较为发育,形成岩性圈闭可能性较大。根据克拉托地区3条野外露头剖面岩性特征及样品实验数据,结合钻井资料,对其帕卡布拉克组砂岩储集物性及影响因素进行全面分析,为该地区寻找岩性圈闭提供储层依据。研究表明,克拉托地区帕卡布拉克组砂岩孔渗组合以中孔中高渗为主。砂岩储层物性主要受沉积环境和成岩作用控制,辫状河三角洲前缘沉积环境中砂体物性较好。胶结作用和自生黏土矿物使砂岩的原生孔隙大大减少,使其储集性能大大降低,而溶蚀作用使砂岩的储集性能得到较大改善。     

哈得油田超深油井套管找漏堵漏技术实践

库车坳陷克深区块白垩系巴什基奇克组为高温、高压裂缝性致密砂岩气藏, 气水分布关系十分复杂, 给勘探开发带来了挑战。通过系统剖析致密砂岩储层特征、气藏源储关系、气水分布特征等, 结合相渗等实验, 研究气藏的气水分布成因机制与模式。研究表明：该致密砂岩储层基质储集空间以残余粒间孔、粒间溶蚀扩大孔为主, 孔喉结构复杂, 断层、裂缝形成不同尺度的裂缝网络系统, 储层非均质性强;“源储显著分离” 是克深区块有别于国内外其他典型致密砂岩气藏的主要特征, “源储分离” 使得天然气需要通过断层、裂缝系统, 经过较长距离的二次运移进入致密储层;天然气充注程度受断层—裂缝系统、裂缝网密度、岩石基质物性与孔隙结构影响, 距离裂缝面越近, 岩石基质中天然气充注强度越大;在膏盐岩直接盖层影响下, 气藏地层水主要通过断层和裂缝网络返排, 排替作用是主要的成藏机制。据此将克深地区深层裂缝性致密砂岩气藏气水分布模式归纳为3类：缝网发育的正常气水分布模式、缝网不发育的气水分布模式和局部缝网发育的气水共存分布模式。     

缝洞型碳酸盐岩储层重复酸压改造技术

哈得逊薄砂层属于超深超薄油藏, 纵横向上储层具有较强的非均质性, 注采井组内油井受效不均衡导致开发效果变差。之前采用稳定同位素监测剩余油分布情况及注入水推进方向、速度等, 存在药剂种类少、易受井间干扰、水样后处理有较强放射性等问题, 近年逐渐改用可选种类多、无放射性污染、在该油藏适应性较好的微量物质示踪剂。以该油藏中部3个相邻注采井组为例, 13口油井中有6口井在297d的取样监测后见到显示, 推进速度为2.87~5.04m/d,其解释结果与前期同位素监测的变化趋势、生产动态基本吻合。经分析认为注入水突破是导致含水率快速上升的主要原因, 采取油井堵水、水井调剖或分层注水工艺可提高注水波及体积及驱油效率。迄今在哈得逊薄砂层油藏应用65 井次,在轮南、塔中、东河塘等老区应用近179井次,取得了较好的效果。     

塔里木油田实用产量预测方法

乌什凹陷神木地区位于天山造山带南部山前复杂地区, 地震资料品质较差, 储层埋藏深, 岩相横向变化快, 叠后反演、地震属性等常规储层预测方法由于具有局限性和多解性而不适用。为准确地预测神木地区储层分布规律, 引进了叠前同时反演技术, 从叠前道集资料品质评价及优化处理、岩石物理建模、地震子波提取、低频模型建立及岩相解释分析等技术环节层层质控, 对研究区储层进行精细研究, 刻画出研究区储层展布规律, 取得了较好的应用效果。研究发现, 神木地区白垩系舒善河组油气藏为一受构造控制的岩性油气藏, 储层为呈北东向展布的河道砂体, 砂岩物性较好。SM2井位于河道砂体构造高部位, 砂体较连续; SM201井构造位置相对较低, 砂体位于油水界面之下；WC1井钻遇河道边缘的一透镜状砂体, 规模较小。SM2井区岩性油气藏河道砂体的构造高部位可作为下一步勘探的有利目标。     

基于溶蚀模拟实验的碳酸盐岩礁滩储层形成及发育规律探讨

由于实验条件、方法和样品类型局限性, 对于礁滩体系与大气水溶蚀作用的控制因素认识尚不够深, 通过 选取不同结构组分的石灰岩样品开展大气水溶蚀模拟实验, 结合地质背景认识, 总结了碳酸盐岩礁滩储层的发育规律和 控制因素。实验表明: 各组构溶蚀程度自大到小依次为核形石颗粒>泥晶颗粒(砂屑和藻砂屑) >鲕粒、棘屑、亮晶方 解石>白云石; 总体上全岩溶解速率与组构溶解序列一致, 并与孔隙度密切相关。根据实验结果得出以下认识: ①碳酸 盐岩岩石组构和初始孔隙度对岩石溶蚀效率控制明显, 以颗粒灰岩的可溶性最好; ②岩相是控制礁滩储层发育分布的重 要因素, 礁滩储层在颗粒岩相中较为发育; ③初始孔隙度是决定礁滩储层发育程度的关键, 同时也决定了后期溶蚀改造 的发生范围; ④塔中台内地区良里塔格组的勘探应注意后期叠加改造因素的分析; 而台缘带勘探开发中应注意岩相、层 序界面和同生断裂等因素造成的储层非均质性刻画。     

应用Fisher判别分析方法提高海相砂岩储层隔夹层识别精度——以东河1CⅢ油藏为例

储层中隔夹层引起的渗流屏障和渗流差异是影响剩余油分布的重要因素,尤其是海相砂岩储层,纵向非均质性较强,常规测井方法识别隔夹层精度不足。利用地质统计学方法,通过采集经典储层与隔夹层的测井数据样本库,应用Fisher判别分析的方法进行隔夹层识别。经验证明该方法在东河地区应用效果好,显著提高了该地区海相砂岩油藏储层隔夹层的识别精度,隔夹层的识别精度可达0.25m,与岩心描述隔夹层符合率达85%。     

大宛齐油田薄互层油藏提高采收率对策研究

大宛齐油田属于复杂断块油藏,纵向多套油层发育,含油砂体面积小且厚度薄,注采井距仅为50~70m,油田开发过程中采用多层合采和合注的方式,层间矛盾突出。基于大量的产液剖面、吸水剖面等资料对井区层间矛盾进行系统分析,同时建立油藏数学模型,采用正交实验设计方法对含油单砂体采收率的主控因素和层间矛盾进行了系统研究,明确砂体规模、水体大小是影响砂体采收率的关键因素,基于研究成果对井区提出了砂体分类、分级动用、对应精细注水等开发调整对策并取得了良好的应用效果,对井区的下步调整和同类油田开发具有一定的指导意义。     

轮古油田缝洞型油藏注气吞吐数值模拟研究

轮古油田奥陶系油藏非均质性强, 储集体类型及油水关系复杂, 开发难度大。前期主要依靠弹性驱动和注 水补充能量提高油藏采收率, 但注水难以动用溢出口以上顶部阁楼油。针对井周高部位大量剩余油无法采出的难题, 论 述注气开发机理和适用性, 并在注N2 吞吐现场试验基础上, 运用数值模拟方法系统研究原油黏度、水体能量等因素对 单井注气吞吐开发效果的影响, 优化轮次注气量、注气速度、焖井时间等注气参数, 进一步优化轮古油田碳酸盐岩缝洞 型油藏的单井注气开发技术政策。     

轮南油田注天然气三次采油潜力评价研究

轮南油田属于超深碎屑岩油藏,目前主要采用稀井网,以天然能量和水驱开发为主,尚未形成三次采油,其地质油藏特征(埋藏深、地层温度高、地层压力高、地层水矿化度高、原油黏度低)决定了注天然气是其三次采油的现实方向。通过细管实验、长岩心驱油实验和在现有组分模型基础上提取局部地质模型,数值模拟计算连续注天然气波及系数为48.75%,提高采收率10.72%,明确了轮南油田在目前水驱剩余潜力较小的情况下,注天然气开发具有较大潜力。     

构造油气藏与特低—超低渗岩性油藏测井评价饱和度多学科结合方法与应用(Ⅱ)

20世纪90年代以来中国石油在构造油藏砂岩含油气层的测井饱和度综合评价及分布研究取得重要成果,它是多学科结合评价油气层的关键技术之一。文章介绍了测井评价饱和度在油气勘探中的成功实践,包括气藏储量参数研究实例,油藏中测井饱和度分布与油水过渡带长度变化规律及规模分布的低阻油层等,以及近年来特低—超低渗岩性油藏油层饱和度综合评价方法研究与分布的应用实例,特别是在长庆、吉林与青海等油田及海外,在测井评价饱和度与油气层分布研究的指导下,测井岩石物理研究与解释皆取得显著成效。     

塔里木油田迪北区块致密砂岩气藏氮气钻井技术

塔里木油田迪北区块气藏低孔低渗,属典型致密砂岩气藏,水锁损害严重,采用常规钻井加储层改造技术难以获得工业油气流,为此,油田在迪北区块开展了储层氮气钻井的前期研究与现场试验,形成了氮气钻井工艺、井控装备研制与配套、安全监测、控制系统四大技术系列。该技术在该区块致密砂岩气藏的成功应用,创造了中石油氮气钻井产量、井口压力等最高纪录,为塔里木油田致密砂岩油气藏规模性增储上产提供了重要的技术支持。     

油基钻井液对油气层保护效果室内研究

对塔里木油田同区块、同层位、同井次的现场不同油基钻井液和水基钻井液油层保护效果进行了研究, 分 别对室内配制的加入相同加重剂、相同的表面活性剂、相同的油层保护材料的油基钻井液和水基钻井液的储层保护效果 进行了对比, 并对油基钻井液伤害储层原因进行了分析。研究表明, 油基钻井液在储层保护效果上没有绝对的优势, 与 水基钻井液相比对储层伤害要小一些。     

塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油气藏油气储量计算方法研究

碳酸盐岩储层的非均质性强,利用现有井控计算的储量呈现出含油(气)面积大、地质储量大、可采储量低、动用程度低的特点。基于高精度三维地震的缝洞量化雕刻技术更准确地刻画了非均质油(气)藏储层的特点。以塔里木盆地哈拉哈塘油田某区块为例,提出了缝洞型碳酸盐岩油气藏缝洞雕刻及储量计算方法——缝洞雕刻容积法。该方法在地质建模的地震缝洞体储层雕刻基础上,按照探明储量以缝洞系统、控制储量以缝洞带、预测储量以区块为计算单元开展三级储量研究。该方法创新性地将储层量化雕刻技术应用到缝洞型碳酸盐岩油藏的储量计算中,实现了分储层类型的储量计算,该方法在科学、合理开展储量评估的同时可有效指导井位部署,实现有效动用。     

基于声波重构CSSI多参数反演的火成岩识别及速度建模研究

塔里木盆地奥陶系深层碳酸盐岩储层中蕴藏着丰富的油气资源, 针对赋存于该深层次生孔洞缝储层中的油气, 通过多年攻关研究, 形成针对深层高温强烈非均质碳酸盐岩油气藏测井评价技术体系, 包含高温、高压超深复杂井筒测井采集工艺及相关配套技术, 缝洞型碳酸盐岩储集空间及储层类型描述技术, 以电成像测井资料为核心的电成像测井相优势储层分析技术、电成像孔隙度频谱储层有效性分析技术、电成像视地层水电阻率谱储层流体判别技术, 以及结合深横波成像井旁储层评价方法, 使碳酸盐岩储层有效性评价符合率由最初的79%上升至94%以上, 流体性质评价符合率由最初的69%上升至86%以上。