“油气人工运移”技术探索与实践

南海西部存在较多的规模小、分布分散、储层复杂的低品位边际油气藏,受海上投资成本制约,采用常规开发模式难以经济有效开发。"油气人工运移开发技术"应用压差原理将低品位边际储量通过人工运移通道运移至已开发储层,利用现有生产设施可实现间接经济有效的开发。在W-1油田成功投产前,解决了独立油藏合并、井筒油藏耦合、运移量预测与测量三大技术问题,预测人工运移井累积运移气量0.51×10~8m~3,累增油3.63×10~4m~3,提高采收率7.5%,有效盘活了低品位边际油气藏储量。     

近临界态油气藏开发特征及油气产出预测——以渤海BZ油田为例

由于近临界态油气藏油气变化规律较常规油气藏更加复杂,常规油藏工程方法预测的油气采出程度和生产气油比与实际偏差大,动态预测难度大。本文通过分析影响近临界态油气藏流体特征、开发规律等因素,基于广义物质平衡方程和低界面张力下的油气两相渗透率曲线,建立近临界态油气藏动态预测的新方法。研究结果表明,改进的新方法由于同时考虑了溶解气油比和挥发油气比的双重作用,以及低界面张力下的油气相渗变化特征,所计算的油相采出程度和瞬时气油比更符合实际生产动态,预测油气采出规律和采收率更加准确,研究成果对类似油气藏的开发具有一定的指导意义。     

镇北地区延长组长3油层组原油运移规律的物源指示意义

物源方向的准确判断对成功预测岩性油气藏分布,提高油气藏勘探程度具有重要意义.采用地球化学油气二次运移方法对鄂尔多斯盆地西南部的镇北地区长3油层组物源方向进行了研究,并与传统研究结果进行了对比.结果表明,地球化学油气二次运移方法和传统研究方法的研究结果具有一致性,研究区物源为盆地的西南部.该方法丰富了传统物源判断方法,在...     

“人工油气藏”理论、技术及实践

低渗透、致密油气及页岩油气在全球能源格局中占据愈发重要的地位,面临动用难度大、产量递减快、采收率低、开采成本高等亟需解决难题。为此提出"人工油气藏"开发新概念、新理念及技术方法新体系。提出以"甜点区"为基本单元,对渗透性差的油气区采取压裂、注入与采出一体化方式,形成一个"人工油气藏",以提高采收率并进行规模经济开发。通过井群开发、压裂造缝和针对性流体介质注入,改变地下流体渗流环境和补充地层能量,在"甜点区"单元内形成"人造高渗透区"与"重构渗流场",建立了"人工油气藏"地质、开发、生产、管理和决策综合信息管理系统,实现低渗透、致密油气与页岩油气大规模、有效益、可持续开发。创建了基于大数据的三维地震地质"甜点区"评价技术、井群大平台开发技术、体积改造人工智能造缝技术、渗吸置换与能量补充开采技术、基于云计算的"人工油气藏"智能管理技术,构建智慧油气田。在国内5大致密油气、页岩气区开展235井次先导性试验,致密油压采效果比以往常规技术提高2倍,页岩气实现商业开发,展示出良好应用前景。     

埕北古7 潜山太古界油气藏流体类型识别

油气藏的流体类型是计算油气储量、选择开发方式、制定技术政策的关键,因此查清流体类型对油气藏开发具有重要的意义。以埕北古7潜山太古界为研究目标,依据埕北古7井流体组分分析结果和流体相态实验为基础,利用方框图法、C2+含量判别法、油气藏流体三元组成三角图法等经验统计方法和流体相态分析方法对埕北古7潜山的油气藏流体类型进行识别。结果表明,原始地层条件下,埕北古7潜山太古界油气藏流体呈油气两相状态,油气藏顶部为凝析气顶,底部为油环。结合地质研究成果可知,油环面积远大于凝析气顶面积,因此确定埕北古7潜山太古界油气藏类型为以油为主的凝析气顶油藏。     

成藏模式在岩性圈闭预测与评价中的应用——以GS地区为例

成藏模式理论研究是目前研究的热点,但是用其指导油气勘探的研究较少,以GS地区岩性圈闭预测与评价为例,探讨成藏模式在油气勘探中的应用方法。从GS地区油气成藏模式上看,该油藏受构造、岩性双重控制,油层分布表现为构造高部位油层发育较好,低部位较差,层间和层内存在非均质性,背斜构造东南斜坡是油气运移的必经之路,配合有利砂岩储集体,就能形成构造和构造-岩性油气藏,在该思路指导下,对利用地震识别的岩性圈闭进行评价,研究结果表明,地震异常体位于油气运移路径上,并布置了一口探井,预测的岩性油气藏与钻井结果吻合,该方法取得了良好的应用效果。     

页岩油气藏储量和产量预测方法综述

水平井分段压裂技术取得的突破性进步,极大地推动了全球尤其是北美页岩油气资源的快速发展。页岩油气藏通常可归为裂缝性油气藏,基质、天然裂缝及人工裂缝形成的复杂储集体使其油气储集空间和渗流通道更为多样化,渗流机理更为复杂,因而储量和产量预测方法也有别于常规油藏。调研了美国目前主要的页岩油气藏产量递减方法和采收率预测方法,并就相关问题开展初步探讨,对于我国页岩油气藏储产量的预测评价工作具有借鉴意义。     

苏丹富油气凹陷岩性油气藏区带评价探讨——以Muglad盆地Fula凹陷为例

苏丹Muglad盆地Fula凹陷是一个陆相被动裂谷盆地内发育的富油气凹陷,经过多期次勘探后,目前已进入新的以岩性圈闭为目标的勘探阶段。以"满凹含油理论"、"构造—层序区带聚集理论"为指导,以岩性油气藏"四图叠合"区带评价方法为手段,对Fula凹陷三级层序内构造、沉积、有效烃源岩、运移条件的配置关系进行了综合分析,并结合现今油气发现,预测了Fula凹陷内岩性油气藏有利勘探区带。分析结果认为:Abu Gabra组AG2段是岩性油气藏发育最有利层段,Jake区扇三角洲前缘相带是目前最有利的岩性油气藏勘探区带,Baleela区曲流河三角洲前缘相带次之,Moga区曲流河三角洲前缘相带再次之,Fula区断裂坡折带上盘岩性油气藏勘探潜力有限。     

基于分形理论的低渗透油藏油水相对渗透率模型

油水相对渗透率是研究低渗透油藏注水开发特征的重要参数之一,明确油水相对渗透率的影响因素对认识低渗透油藏的渗流规律有重要意义。在多孔介质分形理论的基础上,建立低渗透油藏油水相对渗透率模型和归一化的油水相对渗透率模型。新建立的油水相对渗透率模型是含水饱和度、驱替压力、毛细管力的函数,可以综合反映储层孔隙结构、非线性渗流和渗流干扰对油水相对渗透率的影响。理论分析结果表明:岩心孔隙结构越复杂,油水相对渗透率越低;驱替压力对油相相对渗透率有影响,表明在注水开发过程中相对渗透率存在动态变化特征;非线性渗流对油相相对渗透率的影响较大,而对水相的影响可忽略不计,随着油相非线性系数的增大油相相对渗透率减小;渗流干扰对油水相对渗透率均存在影响,油水相对渗透率随着干扰系数的增大而降低。为了验证模型的可靠性,将模型预测的油水相对渗透率与实验测试结果进行了对比,其结果表明吻合程度高。与经典相对渗透率理论模型预测结果的对比表明,新建模型对水相相对渗透率的预测结果优于经典理论模型的预测结果。     

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气顶油气田因气顶及油气界面的存在，同时因气顶和油环的大小、储层物性、几何形态不同和边底水活跃程度不同，致使气顶油气藏在开采过程中具有多种驱油机理，采收率变化较大，这关键是气顶油气藏在开发过程中存在油气界面的移动问题，而调整和控制油气界面是相当困难。文章以唐家河油田东三段油气藏为例，应用动态分析法和数值模拟法，讨论了不同类型气顶油藏中油气水的分布特征以及气顶气投产时机等对油气采收率的影响，提出了高效开发气顶油气藏的具体措施。在精细地质描述的基础上正确选择开发方式，加强动态监测，适时完善注采系统，保持油环和气顶开发相协调。当气顶气储量相对较大时，采取气顶、油区同时开发；而对于气顶体积相对较小并且边、底水能量充足时，采取先依靠天然能量开采油区，然后人工注水，最后开采气顶。     

特高含水期相渗关系表征研究

特高含水开发阶段油水相对渗透率比与含水饱和度指数式不再呈线性关系,基于该线性规律得到的分流量曲线无法准确描述特高含水期油水两相渗流特征。以高注入水驱油试验为基础,利用数学分析理论推导,建立新的相渗关系表征方程;结合水驱油试验数据进行回归分析,确定适用于某油田中14-检10井所在区块的相渗方程,并改进分流量曲线方程,进而指导特高含水期矿场开发实践。     

数据驱动与物理驱动融合的双驱动渗流代理模型构建

渗流代理模型的构建是油气藏模拟技术研究的前沿方向，而目前广泛使用的纯数据驱动渗流代理模型无理论支撑，对数据数量和质量的要求较高，很大程度上限制了渗流代理模型的发展。为此提出了数据驱动与物理驱动相融合的双驱动渗流代理模型，其在纯数据驱动渗流代理模型的基础上，融合油气渗流理论，模拟预测油气渗流过程。结果表明：相较于纯数据驱动渗流代理模型，即使训练数据极度稀疏，双驱动渗流代理模型仍具有较高的预测精度；通过在训练数据中加入不同等级的干扰噪声，验证了双驱动渗流代理模型的鲁棒性优于纯数据驱动渗流代理模型；通过迁移学习，将训练好的双驱动渗流代理模型应用到新的渗流场，实现了快速收敛并节省了计算资源。     

多级压裂水平井周期性注气吞吐提高页岩油气藏采收率——以北美Eagle Ford非常规油气藏为例

在溶解气驱开发方式下，采用多级水力压裂水平井衰竭式开发页岩油气藏一次采油的采收率预测仅为5%～10%，因而如何提高采收率是一个不得不面对的棘手问题。近年来，对多级压裂水平井通过周期性注气吞吐来提高页岩油气藏采收率在北美Eagle Ford非常规油气藏的先导试验和大规模现场应用均取得了显著成效。为了加快中国非常规油气资源的高效开发利用，在调研相关文献的基础上，结合北美已有的成功经验，从作用机理、数值模拟和现场试验等多个方面对注气吞吐提高页岩油气藏采收率技术进行了论述，进而提出了有针对性的建议。研究结果表明：(1)大规模周期性注气吞吐作业能有效延长油井生命周期，提高页岩油气藏的采收程度，提高幅度是衰竭式的30%～70%；(2)对于溶解气油比低的油藏，注气吞吐提高采收率的机理是注入的气体扩散到压裂油藏中与剩余原油接触且溶解，使其体积膨胀，降低了原油黏度和表面张力，提高了原油的流动性，对于初始溶解气油比高的挥发油藏和凝析气藏，油相组分蒸发到注入的气体中是更重要的增油机理，而对于凝析气藏，在井筒附近的凝析油气化提高产量则是主要的增油机理；(3)上述增油机理决定了只有注入大量气体才能取得明显的效果...     

油气藏阶段性多因素综合分类法及其应用——以三塘湖盆地油气藏为例

油气藏类型分析是勘探开发阶段的基础工作与重要环节,油气藏类型划分的科学性与实用性原则要求能有效地指导油气的勘探和开发工作。由于油气勘探和开发之间具有阶段性和紧密联系性,因此,油气藏类型的划分也体现阶段性和联系性。油气藏不同的勘探开发阶段具有不同的研究重点,如勘探阶段的沉积特征、储集特征、圈闭成因和成藏特征等,开发阶段的储层参数、流体物性、渗流特征和温压特征等,这些研究与描述的重要因素就是不同阶段油气藏类型划分的主要依据之一。因而提出阶段性多因素综合分类法,即需要结合特定的油气藏勘探开发阶段,采取相应的依据进行油气藏分类,才能科学有效地指导勘探开发实践。以三塘湖盆地为例,对油气藏进行了阶段性多因素综合分类,并讨论分类结果在油气勘探开发实际阶段中的意义,说明阶段性多因素综合分类法的有效性。     

南八仙油气田中浅层（N_1—N_2~2）油气藏类型研究

南八仙油气田属于复杂断块型油气田,N1—N22油气藏受构造、断层和岩性等多重因素影响,储层流体性质复杂,存在多套油气水系统,无统一的油气水界面。利用电测资料准确识别油气层的难度大,油气田的开发定位、开发方式难以确定,严重影响了油气田的开发效益。通过综合应用油气藏流体性质、化验分析、高压物性、天然气组分分析、生产井产出物等资料,综合分析判断南八仙N1—N22油气藏类型,以气藏、凝析气藏为主,少量为带油环凝析气藏,并针对不同的油气藏类型,分析了依靠自然能量衰竭开发、注气保压开发和注水开发的可行性,为指导油气藏提高开发效益提供依据。     

阿里斯库姆大气顶薄油环边底水油田开发方式

阿里斯库姆油田是一个具大气顶、薄油环、边底水的复杂油气藏。通过调研国内外同类油气藏的开发方式,确定该油藏合理开发方式,采用气顶注气及屏障注水,避免气窜和水侵;采用水平井开发薄油环,北部和南部采用完善井网滚动扩边开发。实施后,气顶气窜得到了有效控制,油藏地层压力保持程度稳步回升,油田产量逐年增加。因此,所采用开发方式合理有效。     

濮城油田南区微构造特征研究

濮城油田经过近三十年的开发 ,大部分进入注水开采阶段。主力构造油气藏开发得较完全 ,但由于油气自身运移机理和局部的微小起伏 ,可以在局部形成小的剩余油分布 ,其作为三次油气运移的结果 ,机理与油气二次运移类似。局部的微小起伏带具有很大的挖掘潜力。     

致密油直井多层缝网压裂产能预测方法

大庆油田垂向多层发育、主力层不突出的致密油储层,采用直井细分层大规模缝网压裂的开发方式取得了较好的生产效果。针对直井缝网压裂产能预测方法不成熟、常规计算方法误差较大的问题,结合致密油储层地质特征和渗流特征,通过裂缝基质流动耦合求解,建立一种考虑储层垂向非均质性的致密油直井多层缝网压裂产能预测方法。与实际产量对比,该方法预测符合率可达90%以上。该方法对于指导致密油开发方案编制以及理论研究具有重要意义。     

冀中地区供油条件与滚动勘探目标选择

通过已知油气藏的分析,冀中地区第三系碎屑岩油气藏的供油方式有两种:一是断面供油;二是层状渗透层供油。导油断层不仅控制圈闭的形成和储集体的分布,还直接控制油气运移路径。层状渗透层供油受构造高点控制,运移路径一般为垂直构造等高线沿鼻状构造的鼻梁向构造高点运移。按“顺瓜找藤,再顺藤摸瓜”的思路,沿油气运移途径的圈闭是最有利的油气成藏场所。因此,紧靠导油断层的构造中低部位和鼻状构造的鼻梁带是下步滚动开发的最有利部位。     

带底油凝析气藏动态诊断及均衡开采技术

M油田为东海首次投入开发的带底油凝析气藏,该类油气藏具有复杂的驱动能量,其渗流机理、开发技术政策与常规油气藏存在本质区别。针对该类油气藏因气窜、油侵及水侵三元一体交互作用矛盾凸现,导致难以有效开发的难题,进行了增产技术研究,同时形成了三项创新技术:基于生产时变性的变气油比分相产量劈分方法;带底油水驱凝析气藏水驱油效率计算新方法;净驱动能量下动态驱油贡献指数预测技术。这些技术成果可为带气顶油藏或带底油的凝析气藏等同类复杂油气藏的开发提供重要的借鉴及技术支撑。