裂缝暂堵转向重复压裂技术

针对中原油田以往的压裂工艺中单纯采用延伸原有裂缝的常规重复压裂,裂缝所控制的泄油区内的原油采出程度高,但泄油区外的大量剩余油动用程度较低的特点,研制了应用化学暂堵控制剂使流体在地层中发生转向,压裂液进入高应力区或新裂缝层,促使新缝的产生和支撑剂的铺置变化。通过11井次现场应用,累计增油7 162 t。转向压裂技术作为低渗油藏一项重点的配套工艺,更进一步改善了油田的整体开发效果。     

SEC标准容积法评估储量关键参数研究及在东海西湖凹陷中的应用

近年来应用容积法对东海西湖凹陷新增或开发早期的油气田进行上市储量自评估,由于储量级别划分、井控含油气面积、有效厚度等关键参数取值差异,导致与第三方评估结果差异较大。因此,在西湖凹陷勘探开发实践基础上,开展SEC标准容积法评估储量关键参数确定方法研究,结果表明:SEC储量评估中要遵循合理的确定性、可靠性、方案/计划、5年开发等原则,在储量级别划分时可根据单井有效厚度、孔隙度、饱和度、采收率等各项参数的可靠程度分别选用低、中、高值,相应产生1P、2P、3P储量。综合运用试井分析法、最终技术可采储量反算、平均储采比等多种技术方法,初步确定西湖凹陷主力层气井井控半径为420～740 m,油井井控半径为330～660 m。应用等值线面积权衡法确定单元有效厚度时,要充分考虑气(油)水同层、最大油气层厚度以及构造与砂体分布特征等。研究成果在西湖凹陷N-1气田应用效果好,对新增或开发早期油气田进行上市储量评估具有一定的借鉴意义。     

平湖油气田八角亭构造BG1井低产分析及储层改造

BG1井为平湖油气田八角亭构造一口气井,该井于2006年11月完钻并投产P11层。投产初期BG1井的产能较高,天然气产量最高达到10×10^4m^3/d,但产量下滑迅速,后虽补开P12层,但产量并未有起色,不久产量便下降至数千方。结合地质认识、油藏开发特征以及压力测试等资料进行分析研究,明确了BG1井产量下滑是受储层非均质性、凝析油反凝析、地层水不配伍等多重因素影响。根据方案对比,提出了解堵和压裂联做方案。并于2008年9月对BG1井实施了压裂改造措施,基本解决了井筒附近的污染,产量恢复至3.5×10^4m^3/d,对东海低渗透储层的改造具有借鉴意义。     

乌石A砂砾岩油藏储层特征及综合评价

南海西部海域低渗原油地质储量大,有效动用率低,其中乌石A油田主要是砂砾岩储层,目前针对此类油藏的储层特征及综合评价研究较少,需要对乌石A油田的储层微观孔隙结构特征进行研究,明确其开发难易程度和开发潜力。选取乌石A油田具有代表性的岩样,开展了包括恒速压汞、核磁共振、非线性测试、黏土矿物分析、润湿性等多种物理模拟实验,系统地研究了乌石A油田的微观孔喉结构特征,建立了六元参数储层评价方法,对该油藏进行了综合评价。研究表明:乌石A低渗砂砾岩油田渗透率1×10~(-3)μm~2的储层综合分类系数5,属于三类储层,开发难度大;渗透在(1～30)×10~(-3)μm~2的储层综合分类系数8,属于二类储层,开发难度较大;渗透率30×10~(-3)μm~2的储层综合分类系数8,属于一类储层,开发难度小。     

东海蕴藏“可燃冰”资源量可观

“东海蕴藏着储量可观的天然气水合物 (即可燃冰 )”,这是中国工程院院士、国家海洋局海底科学开放实验室主任、海洋二所金翔龙研究员日前宣称的。天然气水合物是天然气 (甲烷类 )被包进水分子中 ,在海底低温与高压下形成的透明结晶。 1 m3的“可燃冰”所释放的能量相当于 1 64m3的天然气。目前在全球公认的“可燃冰”总能量是所有煤、天然气、石油总和的 2～ 3倍。美国和日本最早在各自的海域发现了它 ,我国近年才开始对它进行研究。由金翔龙挂帅的“东海海底天然气水合物资源潜力研究”等有关课题组发现 ,东海有“可燃冰”存在的迹象。这…     

高压气藏不动管柱分层压裂工艺研究与应用

川西低渗高压气藏具有多层系的特点,层间距离一般在十至百米左右。为了提高气井产量与开采经济效益,鉴于气井加砂压裂后压井会严重伤害储层,影响压裂效果,采用压裂管柱直接作为生产管柱,研究形成了以FCY211及Y241封隔器不同组合的两层不动管柱分层压裂工艺。同时,在成熟的两层分压工艺基础上,结合投球选压工艺,研究形成了以“工具分层＋投球选压”不动管柱三层分层的压裂工艺。现场应用实践表明,分层压裂极大地增加了单井的产能,取得了明显经济效益,对类似气藏的多层压裂与开采提供了有益参考。     

东海边际油气田高效开发策略

东海边际油气田类型主要有低渗透气田、复杂断块气田、微构造气田和高凝原油油气田等.在分析东海边际油气田开发特点和难点的基础上,按照区域整合、统筹兼顾的原则,提出了坚持勘探开发一体化,建立低渗开发先导试验区,打造区域设施中心、组建区域管网、电网,简化平台功能实现标准化设计,依托已建/拟建平台滚动扩边,论证FPSO方案作为原油外输第二出路的边际油气田开发策略,力求突破边际油气田开发壁垒,实现边际油气田低成本高效开发.其开发经验和策略对其它海域类似边际油气田高效开发具有一定的借鉴意义.     

上海沿海风能资源评估

利用上海沿海5个站点风要素资料,通过统计分析,估算上海海域可开发的风能储量。东海大桥附近海域、崇明岛以东海域、南汇和横沙东滩以东海域、远海风电场为丰富区,风能资源储量约为3 373.1×104 kW;杭州湾北岸奉贤海域为较丰富区,风能储量约为38.3×104 kW;长江口水域为可利用区。     

一种采用直井井组细分层压裂注热水开采天然气水合物的工艺方案

在海底的沉积物或冻土中,赋存有大量的天然气水合物,这是一种适于未来开发利用的能源,具有优质、洁净、资源量大等优势。由于开采对象的复杂性,在世界范围内,开采技术整体上尚无成熟配套,面临着单井产量低、连续时间短、经济效益差等缺陷,因此需要针对天然气水合物储层研究高效开采的工艺方法。本研究针对有一定渗流能力的水合物储层,提出了一种采用直井井组细分层压裂注热水开采的工艺技术:(1)依据地质资料,对目标储层布置直井井组,直井分为注水井与生产井,通过井组注入热水开采提高采收率;(2)采用套管射孔完井,套管内下入筛管防砂;(3)对注水井进行不加砂细分层压裂,采出井不压裂;(4)至生产效果变差时,开始通过注水井注入热水激发,从生产井生产天然气;(5)采用海水源热泵技术提供热水,就地取材,经济高效;(6)对采出井进行注入固结剂作业,采用系统防砂技术;(7)建立数学模型进行模拟,结果表明,细分层压裂注热水开发方案能大幅提高产量。该工艺能够提高储层的加热效率与受热体积,减少出砂的可能性,大幅提高储层生产天然气的产量与持续时间,进而提高经济效益。     

大港油田中103-1井区压裂改造工艺技术

针对北大港复杂断块油田地质条件复杂,渗透率低,断层发育,断块小,层间差异大,储层低孔、低渗,地层能量不足,层多且薄,压裂过程中易形成窄裂缝,断层性质不清楚,试油具有一定的产能,产量递减快等特点,提出一套具有国内领先水平的复杂断块压裂改造工艺技术。在压裂液方面,研制了新型无残渣压裂液;工艺方面,通过压裂工艺设计优化,采用低起步、大排量、线性加砂压裂工艺,应用测试压裂技术,提高工艺设计适应性,达到改善压裂效果的目的,实际应用效果明显。     

东海平湖油气田中高渗凝析气藏开发效果分析

东海平湖油气田放鹤亭始新统平湖组气藏,属中高渗砂岩中低凝析油含量凝析气藏,1999年3月投入生产,采用衰竭式开采,至今已有8个年头,目前仍处于开发稳产阶段,日生产天然气量在140×10^4m^3左右。通过对平湖油气田凝析气藏开发生产状况跟踪研究发现,其采气速度高、主力气藏气井无水采气期普遍较长、气油比随着压力下降而上升、凝析油含量随着压力下降而下降、天然气采收率将优于开发方案设计值,同时也发现,防止气井出水、出砂是中高渗凝析气藏开发中应予以高度重视的问题。平湖油气田凝析气藏开发,在技术上和经济上都取得了较好的效果,可以借鉴于类似凝析气田的开发实践中。     

反褶积试井解释方法在东海油气田中的应用

海上油气井由于测试时间短,利用常规试井解释方法往往难以较准确反映地层边界特征,而应用反褶积算法进行试井解释,基于叠加原理截取更长的压力生产史参与计算,能够得到更长时间的压力响应,从而获取更多的储层信息,为储层边界的识别提供可靠的依据,对不稳定试井解释技术是一个很好的补充和完善.尝试利用东海有限的油气井测试资料利用反褶积方法进行解释和分析,并对其应用进行归纳和总结.这对东海的勘探开发、对反褶积方法本身发展均有较重要的参考价值.     

用于研究东海天然气水合物的地震资料处理方法

通过对东海海域二维地震、单道地震、浅层剖面等资料进行的综合研究表明 :用于研究天然气水合物的地震资料处理应提高速度分析精度和分辨能力 ,进行子波估算 ,压制多次波 ,相对保持振幅 ,DMO,AVO及波阻抗特殊处理等。在地震剖面上天然气水合物主要特征有 :BSR、振幅异常、速度异常、AVO异常等标志特征。据此 ,可对天然气水合物进行识别和预测。东海海域是天然气水合物可能赋存的有利部位 ,其中冲绳海槽是天然气水合物成藏的目标区域。     

致密砂岩气藏大型压裂工艺技术研究与应用——以新场沙溪庙组气藏为例

新场沙溪庙组气藏是国内典型的低渗致密砂岩气藏,储层具有＂纵向厚度大、平面展布广、盖层遮蔽性能好、盖层与产层应力差值明显＂等适合于大型加砂压裂改造的地质基础和条件。气藏前期采用中小规模压裂时,单井压后表现出了＂产量递减快、稳产效果差＂等不利于气藏提高采气速度和整体采收率的状况。大型压裂是增加人工裂缝半长,延长气井采气寿命,提高开采效益的重要手段。通过对制约和影响大型加砂压裂改造效果的系列关键工艺技术的攻关研究,研发出了低伤害压裂液体系,提出了压裂液强化破胶和高效返排工艺,并对大型压裂施工参数进行优化设计,最终形成了以＂大砂量、大排量、中—高砂浓度、强化破胶＂为特色,以造长缝为核心的大型压裂关键工艺技术方法,并成功完成了最大加砂规模200.5 m^3的超大型水力加砂压裂现场试验。现场应用实践表明,大型压裂具有＂稳产效果好、勘探评价效益优＂的特点。     

天然气水合物的重要特征与评价及其在中国海域的勘探前景

从勘探技术和资源评价的角度综述了甲烷水合物生成和聚集的重要特征, 如地震反射剖面、测井曲线资料、地球化学特点等以及对未知区的地质勘探和选区评价 .甲烷水合物在地震剖面上主要表现为BSR(似海底反射)、振幅变形(空白反射)、速度倒置、速度-振幅结构(VAMPS)等,大规模的甲烷水合物聚集可以通过高电阻率(＞100欧姆.米)声波速度、低体积密度等号数进行直接判读.此项研究实例表明,沉积物中典型甲烷水合物具有低渗透性和高毛细管孔隙压力特点,地层孔隙水矿化度也呈异常值,并具有各自独特的地质特征.现场计算巨型甲烷水合物储层中甲烷资源量的方法可分为:测井资料计算法公式为:SW＝(abRw/φm.Rt)1/n;地震资料计算法公式为:ρp＝(1-φ)ρm+(1-s)φρw+sφρh、VH＝λ.φ.S.对全球甲烷水合物总资源量预测的统计达20×1015m3以上.甲烷水合物形成需满足高压、低温条件,要求海水深度＞300 m.因此,甲烷水合物的分布严格地局限于两极地区和陆坡以下的深水地区,并具有3种聚集类型:1.永久性冻土带;2.浅水环境;3.深水环境.深海钻探计划(DSDP)和大洋钻探计划(ODP)已在下述10个地区发现大规模的甲烷水合物聚集,他们是:秘鲁、哥斯达黎加、危地马拉、墨西哥、美国东南大西洋海域、美国西部太平洋海域、日本海域的两个地区、阿拉斯加和墨西哥湾地区.在较浅水沉积物岩心样中发现甲烷水合物的地区,包括黑海、里海、加拿大北部、美国加里福尼亚岸外、墨西哥湾北部、鄂霍茨克海的两个地区.在垂向上,甲烷水合物主要分布于海底以下2 000 m以浅的沉积层中.最新统计表明又主要分布于二个深度区间:200～450 m和700～920 m,前者是由ODP995～997站位发现的;后者在加拿大麦肯齐河三角洲马立克2L-38号井中897～922 m处发现.中国海域已发现多处甲烷水合物可能赋存地区,包括东沙群岛南部、西沙海槽北部、西沙群岛南部以及东海海域地区.姚伯初报道了南海地区9处地震剖面速度异常值的发现,海水深度为420～3 920 m,海洋地质研究所则在东海海域解释了典型BSR反射的剖面,具有速度异常、弱振幅、空白反射、与下伏反射波组具不整合接触关系(VAMPS)等,大致圈定了它们的分布范围,表明在中国海域寻找甲烷水合物具有光明的前景.     

海浪混合参数化的渤海、黄海、东海水动力环境数值模拟

在浪-流耦合的概念下,对Princeton Ocean Model(POM)模式进行改进,增加特征波参数下的海浪混合作用,并把潮流和环流同时模拟,得到了渤海、黄海、东海典型的环流和水文特征,特别是夏季黄海的温跃层现象,夏季长江冲淡水扩展路径以及我国东部海域冬季和夏季典型环流等.研究表明,海浪的作用使海洋上层混合得更均匀,潮流的作用使海洋底层混合得更均匀,二者是温跃层形成的重要原因;考虑潮效应模拟流场,由于潮扩散和潮余流的作用,长江冲淡水路径与实际观测更为符合.     

强化开发保护洋底矿产资源

陆上资源逐渐匮乏,海洋中蕴含丰富的资源,而且储量巨大,开发海洋资源已是大势所趋。我国虽然海底资源丰富,但海底资源开发和海洋权益工作还未到位,海底资源开发进展相对缓慢,邻国在争议海域开采油气资源,而日、韩等国均已提出自己的划分大陆架的方案,我国的大陆架资源安全受到威胁。因此,必须清醒地认识到海底资源的巨大经济和战略价值潜力,在积极研究海底资源的探测和开发利用的基础上,保护我国的海底资源,加强海洋权益的维护。     

东海地区地热场综述

综述了东海地区地热场的特征及研究进展,根据收集的各航次热流值资料,绘制了东海地区的热流值分布图,并根据热流值的分布特点将东海地区分为陆架区、冲绳海槽区、琉球岛弧和海沟区、菲律宾海盆区等4个区块,详细分析了它们的热流分布成因,在已有的东海南北热结构模型基础上对东海南北热结构差异进行了分析。南冲绳海槽区的地壳热流值和地壳减薄程度都明显高于北冲绳海槽及其它各区,说明高热流值起源于地幔抬升和地壳的减薄,东海的扩张已经从冲绳海槽北部转移到南部。