神木气田水平井地质导向分析研究

神木气田储层致密,非均质性强,以往部分水平井由于隔夹层较发育、横向变化大、构造起伏不稳定、纵向钻穿多个砂体实施难度大等原因,导致钻遇效果不理想。通过深化储层评价及认识,优化水平井地质设计,针对局部单层突出发育区域实施水平井,同时通过实例阐述地质导向技术对轨迹的合理调整,提出不同层位应具备不同的导向思路,强化地质导向过程控制及穿越复杂地层的井眼轨迹控制技术研究。2015年神木气田水平井有效储层钻遇率均达80%以上,试气无阻流量最高为63.5万m~3/d,提高了单井产能、单井控制储量和区块采收率。     

体控建模技术在水平井设计及地质导向中的应用

目前应用相控建模方法建立沉积岩气藏地质模型已经比较成熟,但对于火山岩气藏,单一相控建模方法还存在一定的局限性。因此,针对长岭气田叠置火山岩单体控藏特征,从"体控"角度入手,综合应用边界点加密投影校正、变方位角、加权平均及分体局部网格加密等方法建立三维地质模型,有效解决了火山岩气藏叠置关系、构造异常散点、连通性及分辨率等建模难题。并将体控建模技术应用于水平井设计及导向,实现了水平井钻井轨迹的三维调控,能够有效提高水平井气层钻遇率。     

致密砂岩气藏储渗单元研究方法与应用:以鄂尔多斯盆地二叠系下石盒子组为例

精细表征储层特征和储层结构是致密砂岩气藏开发中后期的主要技术需求。基于不同类型砂体的相似孔渗特征将辫状河沉积体系中河道充填和心滩砂体聚类为储渗单元,提出了储渗单元研究概念和研究思路,开展了辫状河沉积体系储渗单元发育模式研究。通过露头观测和测井相标志,识别出辫状河沉积体系中储渗单元发育四种叠置模式,即心滩叠置型、河道充填叠置型、心滩和河道充填叠置型、心滩或河道充填孤立型;基于储渗单元发育模式,提出了河流相致密砂岩气藏开发井型的适应性,指出辫状河沉积体系中河道叠置带是叠置型储渗单元发育的有利部位,是水平井开发的有利目标,辫状河沉积体系中的过渡带和洼地主要发育孤立型储渗单元,适合直井或丛式井组开发。鄂尔多斯盆地二叠系下石盒子组野外露头研究和苏里格气田加密井区井间干扰试验表明,辫状河沉积体系中储渗单元发育规模为顺古水流方向长600 m和垂直水流方向宽400 m左右,证实苏里格气田具备进一步加密到400×600 m的条件,预计可提高采收率15%～20%。     

肇源地区薄砂体精细刻画及水平井轨迹设计

松辽盆地扶余油层砂体厚度薄、分布不稳定、横向变化大,精确识别和刻画单层砂体的空间分布,合理有效设计水平井钻进轨迹,是确保水平井有效开发的关键。利用叠前相控反演,采用加密等时格架约束多次反演和滑动门槛值,进行薄砂体精细刻画。针对本区扶余油层砂体特点,本文综合构造断裂特征、精细刻画薄砂体展布特征以及利用参考井确定钻遇砂体及其含油气性设计水平井轨迹,使水平井砂岩钻遇率达到99.5%。     

致密油层沉积富集模式与勘探开发成效分析

以松辽盆地北部扶余油层致密油层为例,论述致密油沉积富集模式及勘探开发成效。针对扶余油层致密砂岩油藏纵向小层多、层间跨度大,平面砂体错叠分布、单层厚度薄、连续性差、非均质性强等特点,应用丰富的钻井、三维地震资料进行开发试验区精细地质解剖,提出了扶余油层小层级叠置型致密河道砂体发育模式及叠置砂体预测技术,以期为致密油地质及工程双“甜点”的规模区提供科学依据。结果表明,松辽盆地北部扶余油层发育3种叠置类型砂体,即:主力层河道、主力层薄层河道和薄层分流河道型,深化了前期河道砂体控制致密油富集的宏观认识。黏滞介质叠前时间偏移技术,能够提高成像效果的垂向分辨率,可实现FI、FII油层组的垂向高分辨率解释。利用高分辨率地震成像及Z反演技术,提高了3~5 m河道砂岩储层预测能力,很好地刻画了叠置砂体平面展布和纵向位置,有效指导了松辽盆地北部扶余油层陆相致密油勘探与开发井位部署。针对不同叠置砂体,选取相应开发技术,最大限度提高致密油动用率。大庆油田通过多年的“甜点”区的地质深化认识和砂体识别及开采技术攻关,在勘探和开发上均取得很好的成效。     

苏里格大型致密砂岩气田储层结构与水平井提高采收率对策

在分析苏里格气田辫状河体系及储层结构特征的基础上,提出了剖面储量集中度的概念,建立了厚层块状型、垂向叠置泛连通型、分散局部连通型、分散孤立型4种砂体分布模式,探讨了不同储层结构下的水平井采出程度,提出了水平井提高采收率技术对策。研究结果表明,辫状河沉积体系复合有效砂体由于“阻流带”的存在,直井动用不完善,水平井能克服“阻流带”的影响,提高层内储量动用程度;但由于砂体多层状分散分布,水平井开发会导致纵向含气层系储量动用不充分,影响层间采出程度。对于剖面储量集中度高的厚层块状型、垂向叠置泛连通型储层,采用水平井整体开发,Ⅰ+Ⅱ类井比例达70%以上,可显著提高储量动用程度和采收率。对于剖面储量集中度低的分散局部连通型储层,采用直井井网开发后进行甜点式优选水平井井位加密部署,可提高采收率10%以上。     

鄂尔多斯盆地东部盒8段致密砂岩储层特征——以子洲气田清涧地区为例

清涧地区位于鄂尔多斯盆地东部,是子洲气田稳产的主力接替区块。研究区面积大,钻井数目少,地质认识程度低,尚处于开发评价阶段。以盒8段为研究对象,开展了沉积、储层等精细地质研究工作,并与苏里格致密砂岩气田进行综合对比,落实了有效砂体的厚度、规模、发育频率,总结了有效砂体在空间的分布规律,认识到区内有效砂体分布零星,连续性差,与心滩等优势相带对应关系较好,平面上主要集中在研究区的西砂带,垂向上在盒8上2、盒8下2小层相对发育。结合地质与试气资料,以“连续性有效厚度”为主要依据,将储层分成好、中、差、干层等4种类型,优选了富集区,按照开发级次将研究区划分为3类区,建议在一类区、二类区优选直井开发,不建议部署水平井开发。本研究为气田开发方案编制提供了地质依据,同时也可对类似气田的地质工作起到借鉴作用。     

苏3X-1区块侧钻水平井优选方法研究

近年来技术日趋成熟的老井侧钻水平井技术,具有提高气藏开发水平、节约钻井成本等方面的优势,已经在苏里格气田得到了试点应用并取得了良好效果。在研究借鉴前人成果基础上,通过对已侧钻水平井产量、地质条件、井况条件及开发预测指标进行详细分析,结合净现值计算公式,进一步建立完善了侧钻水平井的产量、储量及经济评价标准,并根据标准优选了苏3X-1区块并设计了苏3X-X-XCH侧钻水平井。     

苏3X-1区块侧钻水平井优选方法研究

近年来技术日趋成熟的老井侧钻水平井技术,具有提高气藏开发水平、节约钻井成本等方面的优势,已经在苏里格气田得到了试点应用并取得了良好效果。在研究借鉴前人成果基础上,通过对已侧钻水平井产量、地质条件、井况条件及开发预测指标进行详细分析,结合净现值计算公式,进一步建立完善了侧钻水平井的产量、储量及经济评价标准,并根据标准优选了苏3X-1区块并设计了苏3X-X-XCH侧钻水平井。     

DX14井区火山岩气藏水平井适应性分析

KL气田DX14井区为一火山岩气藏,现有4口水平井。通过对该区火山岩气藏水平井地质条件适应性和设计适应性进行分析,结合已投产2口水平井的生产情况,预测即将投产2口水平井生产效果。提出了该区水平井适应性的评价指标：1、应从气藏类型、气藏深度、气层有效厚度、气层各向异性指数等8个方面,来分析气藏水平井开发的地质适应性;2、认为该区水平井段应沿气层上部部署,水平段长度应根据火山岩体范围控制在600--800m左右,效果较好。     

川西采气厂首口地质导向水平井钻井技术

广金6-2 HF井是川西采气厂在蓬莱镇组气藏首次应用随钻地质导向钻井技术完成的一口长水平段水平井。该井利用随钻地质导向技术及综合录井技术,优选钻具组合,精确控制井眼轨迹,准确卡住目的层砂顶以及A靶垂深,实现A靶精确着陆。单弯双扶钻具组合在蓬莱镇气藏具有良好的稳斜效果,该井水平段进尺为980.84 m,其中滑动钻进进尺为21.5 m,复合钻进进尺为959.34 m,复合钻进比例为97.8％,大大提高了钻井效率。岩屑录井显示,水平段钻遇泥岩4 m,泥质粉砂岩8 m,细粒岩屑砂岩968.84 m,储层钻遇率为98.8％。该井完钻后没有测井,利用地质导向资料及录井资料确定射孔位置,从而缩短了钻井周期,降低钻井成本。     

高分辨频谱处理技术在致密砂岩气藏开发中的应用效果分析

中江气田JS气藏河道具有宽度窄、厚度薄、相互叠置复杂隐弊致密的特征.针对薄互层砂体地震分辨难、钻井跟踪难背景下,开展了高分辨谱反演拓频和波形特征指示反演技术,能显著地拓宽地震频带提高分辨率,从而识别薄储层和理清多期次叠置河道砂体,为钻井跟踪提供可靠的依据.将该技术应用于中江气田JS气藏的开发评价工作中,有力地助推高效评...     

苏里格气田东区二叠系盒8段致密砂岩储层特征及成岩演化

苏里格气田东区(以下简称苏东区)属于典型的低渗致密气藏,综合铸体薄片、阴极发光和扫描电镜等镜下观察法以及包裹体测温等实验测试法,深入分析盒8段砂岩储层物性控制因素、成岩演化、致密成因以及成藏耦合关系。研究结果认为：盒8段致密砂岩经历了3期硅质胶结作用、2期溶蚀增孔作用、3期自生黏土矿物充填胶结的特点,形成了以溶蚀孔、原生粒间孔以及晶间孔为主要储集空间样式的致密型储层。储层致密化时间约在150 Ma,结合天然气主成藏期(140～100 Ma),苏东井区盒8段致密砂岩表现为“先致密后成藏”。     

开发地震技术在苏里格气田的应用

苏里格气田盒8气藏属低孔低渗气藏,已有的地震预测方法与技术已难以满足当前水平井开发的需求。针对这一现状,形成了以地震属性分析与岩石物理分析技术为基础、以高分辨率叠前反演技术与高精度时深转换技术为核心的开发地震预测技术系列。首先,通过地震属性分析宏观预测主砂带的展布,进行横波速度曲线预测与岩石物理分析;在此基础上,开展高分辨率叠前反演、高精度时深转换,准确落实有效砂层的空间分布及其深度。应用结果表明,均方根振幅属性能宏观反映盒8主砂带的空间展布;Xu-White模型法是预测横波速度曲线的有效方法,泊松比是准确识别砂岩、含气砂岩与泥岩的敏感参数;高分辨率叠前反演技术极大地提高了预测结果的纵向分辨率,有效解决了盒8段砂泥岩薄互层的单砂体地震识别难题;高精度时深转换技术与三维可视化技术相结合,为水平井位的部署、井轨迹的设计提供了直观、可靠的依据。这一技术系列是陆相致密碎屑岩性油气藏进行储层精细描述与高效开发的有效技术系列。     

基于MATLAB“分级约束”致密砂岩气藏含气面积圈定方法研究——以延安气田YQ井区二叠系山西组山2段为例

针对传统储量研究含气面积边界确定过程操作复杂、效率低、周期长且工作量大的难题,提出一种基于MATLAB平台"分级约束"的致密砂岩气藏含气面积边界快递自动圈定方法。基于井距之半、单井控制范围、储层物性以及砂体展布的多重约束条件,建立从空间到属性、从宏观到微观的多维度、多尺度、多因素耦合和参数可变的致密砂岩气藏含气面积边界圈定方法体系。在该设计思想指导下,编制了一套由计算机自动完成的"分级约束"致密砂岩气藏含气面积确定程序。利用该方法对延安气田YQ井区山2段2018年已提交探明地质储量含气面积进行对比研究表明:该方法确定的含气面积边界形态与实际提交储量含气面积边界吻合程度高,误差小。该方法具有操作简单方便、计算速度快、精度高且实用的优点,可以作为储量精细研究的一种有效辅助手段。     

莺歌海盆地东方13气田气水分布模式

气水分布复杂是莺歌海盆地东方13气田天然气勘探的难题。基于7口井岩性、测井解释的资料分析和2条连井剖面的对比,结合过井地震剖面解释、气田地质特征研究,揭示了东方13气田的气水空间分布规律和模式。研究表明:气藏主要分布在海底扇的水道发育部位,平面上呈低部位是水、高部位是气的边水气藏结构,从东方13-2构造至东方13-1构造的东部,气藏规模逐渐变小,且变得分散。地层水可分为统一边水、局部深切水道底水、致密砂岩引起的层内水等3种类型。局部深切水道底水和致密砂岩引起的层内水常见于东方13-2构造和东方13-1构造统一边水气藏的中部,这使得气藏的气水分布关系复杂化。基于气水关系和气藏规模推断,东方13气田是由东方13-2边水整装大型气藏、东方13-1边水中型气藏和东方13-1边部分散小型气藏构成,气水按该3种气藏模式有规律地分布。     

苏里格气田盒8气藏的砂体展布特征

受到地震分辨率的限制,河流相薄而窄的砂体展布很难预测。根据苏里格气田的实际情况,在地震保幅处理、水平井地质录井、修正等时试井等资料的基础上,运用单砂体模式识别技术确定砂体展布,并建立了苏里格气田盒8气藏砂体分布的地质模型。通过研究对比运用多种技术方法综合确定河流相薄而窄小的砂体是切实可行的,所建立的砂体分布地质模型为开发井位优选提供了依据。     

新场气田上消溪庙组致密砂岩气藏中高产带分布规律

根据新场气田上沙溪庙组致密砂岩气藏的特点,采用多学科联合攻关手段及致密化背景上寻找储渗差异性的技术思路,以动态特征为线索,追溯了储渗静态标志,确认了储渗差异现象的成岩环境,指出了形成高产富集带的地质模式。进而筛析并形成了以测井相及地震波形识别法为主的储渗体差异性识别技术,总结了操作性强的四类储渗体综合判别模型,探索运用地震多参数组合定量评价方法,完成了对Ⅰ,Ⅱ类含气砂体储集层分布及气藏中高度富集带     

叠前弹性参数反演及FFP分析技术在东海A气田开发中的应用

东海盆地西湖凹陷A气田主力储层为浅水三角洲分流河道沉积砂体,储层横向变化快,非均质性强,实施开发井存在较大风险,且目的层段砂岩与泥岩纵波阻抗值叠置,基于叠后地震的属性分析及纵波阻抗反演技术无法区分岩性和进行烃类检测。在岩石物理分析确定岩性和流体敏感弹性参数的基础上,基于叠前弹性参数反演技术对岩性进行预测,进而通过基于多个弹性参数的FFP(Facies Fluids Probabilities)分析技术对含油气砂岩概率进行定量预测。2项技术在A气田开发中取得了良好应用效果: 通过纵横波速比(v_p/v_s)参数反演,清晰刻画了主力层河道砂体形态,据此指导水平井优化并获得高达95%的高砂岩钻遇率; 通过v_p/v_s和纵波阻抗双参数联合的FFP分析技术预测了含气砂岩空间概率分布,据此预测了潜力气层并指导调整井成功挖潜。这2项技术对于东海油气田砂泥波阻抗叠置区的储层精细描述、油气潜力预测具有良好的推广应用价值。     

复合辫状河道期次划分方法与沉积演化过程分析--以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区苏X区块为例

多期截切叠置的河道砂体中各单期河道的解剖向来是砂体建筑结构分析中的重点也是难点.如何从多期叠置的大块砂体中识别出单期河道并进行平面组合,进而完成辫状河的沉积演化过程分析是一个值得探索的课题.研究过程中,笔者充分利用岩芯、测录井、野外露头和现代卫星图片等资料,在标志层拉平基础上,通过“去压实效应邻井单期河道标定法”和“连续取芯验证法”,完成复合河道分期.在河道去压实效应过程中,采用了“松弛回弹技术”对河道进行了复位,为单期划分建立了基础.在垂向单期解剖基础上,结合现代沉积和经典地质概念模式,采用“单期砂厚中心连线法”,完成单期河道平面延伸轨迹的追踪和对比,然后按单期沉积发育顺序,完成复合辫状河道沉积演化过程与历史重建.研究结果表明,该方法将有助于揭示砂体空间叠置与局部砂体富集规律,提高砂体的钻遇率,便于后期水平井的大规模部署与地质导向等工程作业的实施,为油田生产实践提供理论依据.