中原油田水平井地质评价技术

水平井地质评价技术包括:目标区筛选、目标区油藏精细描述及剩余油分布研究、水平井油藏工程优化设计、水平井经济评价等内容。本文以水平井地质评价技术为基础,优选云2块作为中原油田水平井试验区,设计的云2-平1井,完钻深度3200m,水平位移1099.47m,经投产取得了较好的开发效果。     

四川盆地威远地区页岩气优质储层精细刻画与靶窗优选

中国石油化工股份有限公司威远页岩气勘查区块的构造位置位于四川盆地威远古隆起与自流井背斜所夹持的白马镇向斜,该区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段为深水陆棚相暗色富有机质页岩沉积,地球物理测井岩电特征纵向差异明显,储层非均质性较强。为了指导该区页岩气水平井靶窗优选及钻井轨迹跟踪调整,基于测井小层划分、岩心纹层精细刻画、高精度地球物理预测以及沉积微相成因分析等方法,通过细化储层分类评价其参数指标,预测页岩气储层"甜点",在此基础上进行水平井靶窗优选及轨迹设计,进而评价水平井靶窗对页岩气产能的影响。研究结果表明:①该区五峰组—龙一段底部优质页岩段发育3种类型的纹层,纵向上交错叠置,反映了沉积环境和储层品质的微观差异;②可以将该区的页岩气储层划分为优质储层、较好储层、一般储层和差储层;③龙马溪组底部2—31小层为生物成因沉积微相,储层具有高有机碳含量、高孔隙度、高脆性指数、高含气性、低地应力差值等"地质+工程"甜点的特征,确定其为优质储层段;④实钻结果表明,水平井靶窗位置的选择对于单井页岩气产能的影响较大,优质储层钻遇率是获得页岩气高产的关键地质因素。该研究成果支撑了页岩气产能评价工作,为该区块实现页岩气商业开发奠定了基础。     

应用地质成果优化致密气水平井压裂设计

致密气藏储层由于早期的沉积条件制约,储层厚度小、横向展布规律难于把握,砂岩钻遇率低(59%),加上黄土地表对地震信息采集的精度影响,钻井水平井段常规测试不产气或产微气,难以达到工业气井标准。虽然钻井的储层钻遇率低,但通过地质分析认为值得在泥岩水平井段优化水平井压裂分段设计,避免泥岩段压裂带来的超压、砂堵等风险,沟通主力产层的砂体,可以最大限度地提升水平井压后产能。应用野外剖面考察及沉积微相研究成果对工区砂泥岩叠置方式进行精细刻画,准确标定出目标井钻遇储层砂岩的纵向分布位置、横向砂体展布范围,据此预测水平井泥岩段压裂效果及风险,其成果可以有效应用于优化水平井压裂分段设计。根据优化设计的方案进行施工,钻井从没有常规测试价值达到产气量13.15×10~4m~3/d,折合无阻流量22.5×10~4 m~3/d,收到良好的产气效果。研究结果表明:①通过致密砂泥岩沉积微相研究成果,可准确论证低钻遇率水平井泥岩段压裂的可行性;②多级分段压裂技术可突破3 m以下的"泥质薄隔层",沟通邻近含气砂体,获得更高的工业产能,为致密气藏高效开发提供技术保障;③作业后,通过施工压力曲线、井下微地震监测及示踪剂产液剖面测试等技术对压后效果进行评价,验证压前地质认识。     

大庆老区水平井的矿场试验

通过大庆老区水平井矿场试验,可挖掘油层顶部的剩余油,提高油层采收率。笔者根据水平井地质评价技术,优选了水平井矿场试验区并设计轨迹。采用地质导向技术,实时监控钻井轨迹。根据水平井钻井轨迹,选择不同的射孔方式。先后完钻2口水平井,效果差别悬殊,尤其是钻出了大庆第一口日产百吨的高产水平井。从砂体沉积类型、河道砂体规模、韵律及夹层发育状况、注采井距、避水厚度、水平段的长度和射孔层位等方面,分析对比了2口典型水平井产能的影响因素。结果表明,水平井的设计必须与三次采油、区块层位的注采井网和储层沉积类型等相结合。     

水平井在吐哈盆地红南油田底水油藏开发中的应用

根据油田地质特征,应用油藏数值模拟方法对比分析了红南油田白垩系油组应用水平与直井的开采效果,论证了应用水平井开发的可行性。同时根据油田地质特征及油藏数值模拟进行水平井地质设计、产能分析,确定其合理产能。通过与油田生产动态资料相对比,表明了水平井对底水油藏具有良好的开发效果,水平井产能的确定结果是可信的,其方法也是可行的。     

基于流场新劈分的顶底封闭油藏水平井产能公式

在常规的水平井产能预测方法中,由于忽略了水平井水平段跟端与趾端的球面向心流,导致产能计算存在一定的误差;或者由于流场劈分过于精细而导致公式复杂,不利于矿场应用。为获取准确的、便于矿场运用的水平井产能公式,文中进行了新的流场劈分。将流场分为外部径向流、内部径向流及内部球面向心流,运用等值渗流阻力法、渗流坑道理论等,推导了求解简便的水平井产能计算公式。实例计算表明,文中公式的产能计算结果相对误差较小,在计算采油指数较小的水平井产能时精度最高。该精度能够满足矿场应用的需求。     

利用水平井开发云2块边底水油藏

调研国内外油田利用水平井开发的实例，对比云2块地质特征，认为此类型油藏适合水平井开采。通过建立目的层地质模型，利用水平井设计软件进行水平井设计，并完成了储量计算、产能预测、最终采收率计算及经济评价。应用IESX三维地震解释软件及水平井地质设计软件，完成水平井设计任务。钻井中，对钻井轨迹实施实时监控，使井轨迹按设计运行，完成了一口垂深2230m、水平位移1099．47m的水平井，取得了较好的开发效果。     

TH油田凝析气藏水平井试井合理压差的确定

水平井产能试井主要是求取产能方程和绝对无阻流量,优选生产油嘴。水平井试井合理压差的确定实际上是与水平井合理产能相对应,而合理的产能是通过选择合理的油嘴来实现的。产能试井设计中的关键就是设计合适的油嘴,以获得稳定可靠的产量和压力资料。     

三维地质模型在薄层油藏水平井地质设计中的应用——以克拉玛依油田八区530井区克下组油藏水平评价井为例

薄油层水平井地质设计的关键技术是建立精细的三维地质模型,据此可以确定明确的地质目标,设计合理的钻井轨迹。本文优选克拉玛依油田八区530井区克下组油藏油层较薄的区域作为水平井评价区域,以精细构造解释、储层反演、沉积微相研究及测井解释结果为基础,以完钻直井资料为约束,采用相控随机建模方法,建立主力砂层T2k12-4和T2k12-5层构造模型和有效厚度模型,精细刻画了0.38m-3.15m之间薄油层空间展布特征,并在三维地质模型中完成水平评价井HW80466井的地质设计。该井实施取得了较好的效果,达到了该区克下组油藏扩边区探明储量整体申报及薄油层区域采用水平井开发可行性论证目的。     

致密砂岩气藏水平井参数优化

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总体呈现储层横向变化快、纵向多层发育的地质特征,水平井有效规模开发难度较大。为提高其开发效果,基于对已投产水平井单井控制动态储量、递减率、产能等动态指标的精细评价,从沉积位置、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等方面入手,分析了苏里格气田某区块水平井开发指标的影响因素,并应用灰色关联法定量分析了各参数对水平井产气能力的贡献值。研究结果表明:钻遇储层长度对水平井产能的影响最大,其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型,改造方式。结论认为,该区块致密气藏水平井开发设计应遵循以下原则:(1)部署应以心滩和河道中部微相为主;(2)优质砂体厚度大于8 m,横向展布相对稳定;(3)水平段长度在经济效益允许的条件下尽可能长;(4)轨迹类型以平直型为主;(5)改造方式以裸眼封隔器为主。     

东西伯利亚地台文德系海陆过渡相沉积特征及开发潜力

东西伯利亚地台文德系碎屑岩储层是俄罗斯未来油气开发重要增长点,但该区储层年代久远且地质特征复杂,开发难度较大。通过沉积特征分析,结合生产动态特征可以确定开发优势储层。针对研究区储层地质特征,结合岩心和薄片资料综合分析,识别出目标油田下文德统涅帕组的8类典型岩相,划分出沉积期内受周期性海侵作用而形成的3套海侵地层单元和2套海退地层单元,建立平面上由冲积扇过渡至障壁海岸的海陆过渡相沉积模式,确定了冲积扇、潮坪、障壁岛、潟湖等主要沉积相类型的平面分布特征和不同时期的沉积变化规律。结合油田试采情况和物理模拟实验,明确冲积扇和障壁岛这2类开发优势沉积相,论证通过低矿化度水驱改善储层渗透性的可行性。该研究可为此类海陆过渡相碎屑岩储层的勘探与开发提供地质依据。     

预测井间储集层参数的相控模型法

在后期成岩作用影响不大的情况下，砂岩储集层物性与沉积微相之间关系密切。据此，针对砂岩储集层进行井间参数预测，研究砂岩厚度、孔隙度、渗透率的平面分布，提出建立井间储集层参数模型的相控模型法，勘察质是进行带地质约束的井间参数预估，即由井间沉积相地质信息提取储集层参数软信息，增补井间约束条件，与井点数据共同预测井间储集层参数。该方法适用于井控不足情况下的储集层描述。     

二维趋势面约束法在富县地区长8 油层组地质建模中的应用

由于调整建模的变差函数分析比较复杂,在有些地质情况复杂的地区单纯使用随机建模方法往 往难以得到理想的效果,此时可以考虑导入二维趋势面的方法来控制随机模拟。该文以鄂尔多斯盆地富 县地区长8 油层组为例,采用矢量化沉积相平面图并赋值所生成的二维趋势面进行沉积相建模,同时,使 用等容线内插法生成的二维趋势面来约束孔隙度的随机模拟。结果表明,采用该方法建立的沉积相模型 和孔隙度模型分别与研究区沉积相和孔隙度平面分布特征匹配良好。同时,二维趋势面约束法也可结合 其他的建模约束法来共同约束地质模型。     

渤海油田古近系地震储层预测研究难点及对策

古近系沙河街组是渤海油田一个重要的含油层系,目前储量占到整个渤海油田探明储量的11%左右,但是一直以来,沙河街组储层预测是中深层储层预测中的难点,主要原因为地震资料信噪比低、储层横向变化大、分辨率低。针对上述难点,结合渤海油田的地质、地震资料特点,有针对性地提出了沙河街组地震目标处理技术、相控模式约束下储层预测技术和地震目标采集技术等三个攻关技术序列及相应的攻关方向,通过在靶区油田开发研究中实际应用,初步形成沙河街组地震储层预测技术思路,研究成果有效地指导油田的开发井位部署和优化。     

低电阻率油层研究的3个尺度及其意义

在拉张的地质背景下，高束缚水成因的低电阻率油层形成于弱水动力变化带，水动力的强弱变化形成特殊的储集层岩性叠置结构(即不同的岩性按一定比例关系形成薄互层)，形成由微孔隙与大孔隙构成双组孔隙系统的油层微观组构，油层高含束缚水因而电阻率低，但其中较大孔隙储集可动油气，具备产能。以沉积相研究为指导，从沉积相、储集层岩性结构及储集层微观组构这3个尺度进行研究，有助于在弱水动力变化带寻找高束缚水成因的低电阻率油层。运用这一方法研究了大港油田港东开发区某断块，数口井见到增油效果。图2参16     

鄂尔多斯盆地南缘红河油田长8致密油藏非均质性表征方法

鄂尔多斯盆地南缘红河油田长8致密油成藏条件异常复杂,地质“甜点”小而分散,油藏非均质性极强。以红河36井区为例,从影响油藏富集高产的主控因素出发,重点开展“储层质量、裂缝、含油性”三大强非均质性表征,再结合产能评价建立油藏非均质性综合表征模型,更客观地呈现油藏地质特征。从微观和宏观角度建立基质储层分类标准,探索沉积成岩共控储层发育机理,形成“沉积要素控制成岩相,成岩相控制储层质量”的储层非均质性表征方法,从而明确分类储层平面分布;基于不同级别断缝带对油气富集的控制作用,建立多尺度裂缝带分级方案,井震结合开展分级预测,定量表征米级到千米级裂缝带分布;以井点含油性分析为基础,结合油水分布模式,建立含油饱和度场,定量表征含油非均质性;在此基础上,叠加三大强非均质性表征结果,建立致密油藏非均质性综合评价模型,明确分类储量及开发目标分布。      

三维地质建模在大庆T4油田水平井开发中的应用

水平井技术是目前世界上最先进的采油技术。水平井开发的技术关键之一是建立油气藏的精细三维地质模型,据此可以确定明确的地质目标,设计合理的钻井轨迹。在精细三维地质模型的建立过程中,首先以构造解释成果为基础建立地层格架,然后结合沉积微相、储层非均质性的研究成果和相控建模的思路,利用序贯指示模拟等随机建模方法进行油气藏的属性建模。在大庆T4油田应用三维地质建模技术,建立了T48-L121井区的精细地质模型,精细刻画了5m厚度砂体的空间展布,并以此为依据,完成了水平井轨迹的设计,在高含水油区获得了较高的产能。     

动静结合储层定量化表征技术在“双高”油田动态研究中的应用——以渤海J油田为例

根据渤海J油田开发中后期剩余油挖潜的研究目标,对J油田进行了储层精细表征。为了降低沉积相研究中的不确定性,综合井资料、地震资料和动态认识进行动静结合的沉积微相分析,确定各单砂层沉积微相分布特征;采用基于目标的沉积相模拟方法表征各微相砂体间的接触关系,并基于此建立油田的三维地质模型;提出了基于沉积微相研究的砂体定量化表征方法,并通过油藏数值模拟验证了该方法的可行性。     

应用数值模拟技术研究剩余油分布规律

沈95区块储层具有砂体结构复杂,非均质性强,注水开发效果差及剩余油分布规律认识不清等特点。采用地质建模和油藏数值模拟一体化技术研究思路,在构造特征研究、精细地层对比、沉积相研究的基础上,建立精细的三维地质模型。利用油藏数值模拟软件建立了该区块油藏数值模型,并对区块地质储量、压力、含水率及单井生产历史进行了拟合,地质储量拟合误差为4.2%,87%的单井历史拟合误差小于6%。研究结果表明,沈95区块剩余油主要受沉积微相、储层非均质性、断层的封闭性、井网不完善等因素的综合影响,从纵向上来看,剩余油主要集中在主力油层的Ⅱ4—Ⅲ2小层;平面上主要分布在现井网未波及区、断层封闭性较强地区及微构造高部位,多呈孤立状和条带状。     

古龙南地区薄层低丰度油藏水平井沉积相描述方法

沉积相研究是油气田勘探开发中一项重要工作,基于直井信息的沉积相研究技术较为成熟,但对于水平井沉积相的描述方法尚无成型经验。从水平井和直井的测井、录井资料及测井响应机理等方面进行了分析,建立了水平井和直井的电阻率关系,以储层"四性关系"为基础,构建水平井沉积微相判别图版,可以准确识别沉积微相类型。在水平井储层分段精细描述的基础上,依据水平井分段判相结果,可有效地解决平面相带组合过程中存在的盲目性和多解性的问题。与单纯应用直井信息刻画相带进行对比,水平井参与相带组合,变相增加了井网密度,能够合理、准确地反映地下地质体情况,使砂体接触关系和储层平面非均质性描述更加清晰。在实践中探索形成的这套水平井沉积相描述方法,对今后水平井高效开发具有重要指导意义,向实现精准地质研究目标迈进一步。