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2015中国非常规油气论坛

2015中国非常规油气论坛

  • 召开年：2015
  • 召开地：新疆克拉玛依
  • 出版时间： 2015-08-31

主办单位：中国石油学会

会议文集：2015中国非常规油气论坛论文集

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  • 摘要：本文简要介绍了新安边油田安83区致密油水平井开发简况及现状,从开发现状及储层特征分析水平井吞吐采油的必要性及可行性,同时结合注水吞吐采油的原理及步骤对前期试验效果进行分析评价,根据效果对后期井位优选提出可行性建议.研究表明，隔井距实施吞吐后，本井累增油419t，阶段递减17.9%↓10.8%；邻井累增油2358t，阶段递减16.6%↓-31.0%，表明形成了水驱，且水驱效果好于吞吐效果。注水吞吐效果与缝网形态相关性较大缝网形态改造越好，吞吐采油效果越好。安平19、安平21与邻井采用交叉状布缝，吞吐效果好，建议后期优选吞吐井时，结合水平井缝网形态。连片同步吞吐由于同步性导致井间干扰严重胡平241-2、胡平241-5在同步注水期间，井口压力变化具有明显的同步性，井间干扰严重，建议后期扩大试验时，隔井距优选吞吐采油井。
  • 摘要：苏里格气田是典型致密砂岩气田,具有“低渗透率、低压力、低丰度、强非均质性”的特征.苏东南区目前产建规模快,建井数量多,但单井产量低、压力下降快、稳产难度大,为了进一步提高单井产量,改善气田开发效果,提升气田开发效益,综合运用地震、地质、气藏等多学科专业知识,开展低渗透致密砂岩气藏水平井整体开发技术攻关.从层位优选、砂体解剖、天然气富集规律以及水平井参数设计等多个方面进行研究,优选盒8、山1主力开发层系进行水平井整体开发.根据主力储层发育特征的区块差异性,按照“单层丛式水平井整体部署、单层三维水平井整体部署和多层系立体开发水平井整体部署”的思路,进行水平井整体部署,确保水平井有效储层钻遇率,提高储量动用程度,最终形成了一套低渗透致密砂岩气藏水平井整体部署技术.生产实践表明,水平井整体部署技术能够有效提高低渗透致密砂岩气藏的开发效果.
  • 摘要：苏里格气田属于典型的低产、低效、低渗气田,随着苏里格气田的不断开发,气井逐渐出现积液现象.由于气井携液能力不足,无法有效排出积液,导致气井不能稳定生产、影响产能发挥.针对苏里格气田低产低效井不断增加、排水采气工作量日益突出的实际情况,开发了数字化投棒、数字化注剂、数字化间开三种类型的数字化排水采气装置,通过在井口安装数字化装置,利用远程控制系统实现参数修改和控制功能.现场应用表明,数字化排水采气装置能够提升气井日产气量,延长气井稳产时间,且装置成本回收期短.数字化排水采气装置的“就地控制+远程管理”模式,可以降低人工操作强度、作业成本及作业风险,提高排水采气实施规模及效率,提升气井管理水平.
  • 摘要：应用岩心描述、薄片观察、地球化学测试、岩性测井定量计算等方法,研究鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组细粒沉积岩类型、分布规律及主控因素.长7油层组细粒沉积岩主要发育于湖泊沉积环境,主要的细粒沉积岩类型有粉砂岩、暗色泥岩、黑色页岩、凝灰岩等.湖盆底形和水体深度是影响细粒沉积岩分布差异的主要控制因素,细粒沉积中的砂质沉积岩主要分布在盆地斜坡区以及进入湖盆中部的砂质碎屑流和浊流沉积环境,暗色泥岩主要分布在靠湖盆中心的盆地斜坡区和盆地中心等水体相对较深的弱还原—缺氧环境中,黑色页岩主要分布在盆地中心区域相对封闭的强还原—无氧环境中,湖盆底形控制了不同细粒沉积岩平面分布的差异性,水体深度控制了细粒沉积岩在不同沉积环境中的富集程度及泥岩中有机质富集程度.
  • 摘要：密闭缓冲罐不仅具有计量功能,同时对从分离器出来的原油能够起到缓冲的作用,使之以最佳的流速和压力平稳的传输到运输设备或燃烧器上.由于轻质油的高挥发性,且短期试采施工周期较长,原有的计量池已经不能满足施工的要求,缓冲罐能对原有进行二次分离,将残留在原油中的游离气分离开并燃烧,避免了可燃气体安全隐患的发生,而且防止当使用计量池时易造成原油飞溅从而污染环境.在方402井和方4井成功应用缓冲罐完成了2口井的高挥发油气井短期试采施工,填补了分公司轻质油试采施工的空白,为今后开展轻质油油气藏和凝析油油气藏施工积累了宝贵经验.
  • 摘要：随着大庆油田勘探步伐的不断加快,扶余、高台子等储层逐渐成为勘探重点领域,针对此类致密储层需要进行水平井试油测试技术研究,水平井试油测试技术主要是首先分析水平井井身结构对下井工具的影响,通过水平井试油测试管柱力学分析找出管柱中的薄弱环节,进而完善水平井射孔完井技术、优选合适的井下分段测试及排液工具、设计完善水平井丢手封隔器封层工艺,配套相应的试油测试管柱,解决水平井试油测试工艺中存在的分层测试、排液量、油气层保护等方面的问题.该技术能够为水平井钻井方案优化设计、勘探储量提交和后续开发方案编制提供科学依据,满足大庆油田致密储层勘探的需要.
  • 摘要：Expro三相分离器是天然气井试油过程中的重要设备.油、气、水各相由分离器完全分离后,沿单相通道流出,油田现场安装的信息系统自动采集各相流动数据.Expro三相分离器自带巴顿测气系统,其核心部件是巴顿三针记录仪,能够连续记录压差、气体温度和静压数据,计算天然气产量.该测气系统还可用于校验自动采集软件的准确性,并可以通过巴顿记录仪绘制的压差、静压工作曲线,分析井内出液情形和分离器的工作状况,为孔板大小的合理选择提供依据.
  • 摘要：大庆外围扶余、高台子剩余资源是近期勘探的主攻目标,其储层致密、孔渗条件差、产能低,增产改造效果差,储量发现和升级难度大,技术瓶颈亟需突破,常规水平井压裂模式裂缝波及体积小,有效动用程度低,无法获得高产,国外的体积改造技术并不适用于大庆特低渗透致密油藏.为此,针对储层特点,研究了适应大庆致密油的水平井体积压裂技术及改造模式,纵横兼顾,平面上多缝密集“切割”覆盖河道砂体,纵向穿层沟通上下砂体立体控制,现场试验井压后产量是周围同物性条件直井的25.7倍.
  • 摘要：根据大量铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、常规物性、X衍射等岩心分析化验资料,对鄂尔多斯盆地周家湾地区长8致密砂岩储层岩石学、储集空间、孔隙结构、物性及成岩特征进行了详细研究.该套储层具有低石英、高长石、高岩屑含量的岩石学特征,岩石类型以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主,且填隙物含量较高.储层物性及孔隙结构总体较差,属于典型的低孔、超低渗透储层,储集空间以剩余原生粒间孔和次生长石溶孔为主,喉道以小孔+片状、弯片状喉道为特征,造就了长8储层中等排驱压力、高中值压力、小喉道半径、低退汞效率的特点.此外,储层孔隙度和渗透率具有很好的线性关系,说明储集和渗透能力主要依赖于砂岩基质的孔隙与喉道,微裂缝对改善储层孔隙和渗透性的贡献有限.研究发现,沉积-成岩相共同控制了储层平面分布和发育程度,三角洲平原分流河道和前缘水下分流河道砂体是最有利于储层发育的沉积微相,建设性成岩作用有效改造了储层物性,长石溶蚀相、残余粒间孔-长石溶蚀相是该区最为有利的成岩相带.
  • 摘要：兴古7潜山油藏为典型块状裂缝性潜山油藏,主要储集空间类型为构造缝和破碎粒间孔;通过分析表明单井产量递减中等偏快,油藏天然能量不足,注水试验未见成效;传统的衰竭式开采过后,基岩中将残余大量的原油;水驱可以降低部分残余油量,但油井见水快、含水率上升快,易发生水窜或暴性水淹现象;如果储层为油湿或中性润湿,水驱将绕过基质岩块而只采出裂缝中的原油.注气是一种有效的提高原油采收率的方法,将其应用于裂缝性油藏,不仅可以维持地层压力,还可以提高驱油效率.注入地层的气体通过重力排驱、毛管驱动、弥散/扩散、压力驱动等作用,实现裂缝与基岩之间的交叉流和质量传递,达到开采大量残留在基岩中的原油的目的.
  • 摘要：传统的固、液介质高温调剖技术虽在超稠油生产中已得到广泛应用,但其在解决地层压力低,油藏动用剖面调整等方面仍有较大局限性,而采用二氧化碳作为气相调剖介质,相比于传统调剖技术,具有增大蒸汽波及体积、降低原油黏度、提高洗油效率、抑制汽窜条带等综合性优势,本次研究将二氧化碳调剖技术与油层厚度、地层压力等多项开发地质条件相结合,从增产机理分析入手进行研究,并确定现场实施界限,从而更好的应用于超稠油开发.
  • 摘要：曙一区杜84块馆陶油藏自2005年转入SAGD开发以来,一直进行蒸汽辅助重力泄油开发可行性及油藏工程研究.为改善SAGD开发效果、提高项目收益率,展开高产井技术攻关.针对SAGD开发机理进行研究,确定高产井产量主要决定于泄油井点数及蒸汽腔高度,同时单个泄油井点贡献30-40t/d.针对隔夹层制约蒸汽腔纵向扩展问题,对隔夹层进行射孔改造,有效解决低物性段对蒸汽腔抑制作用,实现蒸汽腔纵向扩展;开展注氮气辅助SAGD开发研究,促进蒸汽腔横向扩展,提高热利用率和油汽比.关键技术的应用对高效开发馆陶组油藏具有现实价值和长远意义.
  • 摘要：针对致密油藏具有更低的基质孔隙度和渗透率,同时非均质性严重,微裂缝发育,孔缝关系更为复杂,以长庆L致密油井区取心样品和实际参数为基础,设计了基质渗透率级差为10、基质与裂缝双重发育的三管并联岩心驱替实验,研究裂缝与基质复合渗流空间空气泡沫调驱机理:空气泡沫主要用于封堵裂缝,泡沫消泡后的泡沫液和空气进入基质并驱替原油.建议在水驱含水达到90％前转入空气泡沫驱.主要就泡沫注入过程中渗透率、注入方式、气液比、交替段塞大小等对空气泡沫封堵能力的影响进行研究.其中,空气泡沫体系封堵能力随岩心渗透率增加而增加,但增加到一定程度,泡沫体系封堵能力增长幅度趋缓;泡沫、空气交替注入的封堵效果好;3:1为最佳气液比;选择发泡剂、空气交替注入时,交替段塞越小,交替次数越多越好.
  • 摘要：水平井分段压裂技术是致密油开发的必备技术,也是致密油成功开发的关键.目前,国内针对致密油水平井分段改造技术主要有常规固井滑套技术、泵送式可钻桥塞与射孔联作分段压裂技术等几种.但这些工艺技术的局限性制约着致密油水平井特别是长水平井段的分段改造,亟待研发或引进新型的分段改造技术保障致密油的高效开发.文章通过深入调研国外尤其是北美地区致密油水平井分段改造最新技术,筛选出连续油管坐塞与射孔联作技术、大通径免钻桥塞分段压裂技术、新型滑套技术及连续油管无限级固井滑套分段压裂技术等四项新型水平井分段压裂技术,并分别对这些技术的技术原理、技术特点及应用范围等方面进行了介绍,以期为中国致密油水平井分段改造技术发展提供新的研究思路.
  • 摘要：苏里格气田是典型的致密砂岩气藏,在新区块开发评价初期进行含气富集区分类评价十分重要.通过对苏里格气田苏54区块完钻井测井解释有效厚度(h)、有效厚度×孔隙度(h·φ)、地层系数(k·h)、储能系数(h·φ·Sg)与无阻流量关系研究,认为储能系数与无阻流量相关性较好,它反应了某一井点含气富集程度,是致密砂岩气藏开发初期优选含气富集区及评价气井产能的良好参数.以储能系数作为富集区分类评价的定量参数,参考地震预测及试气结果建立的苏54区块含气富集区分类评价标准经过开发实践证实行之有效,值得同类型气藏开发评价借鉴.
  • 摘要：国外致密油开发经验表明,适宜的工程技术与“工厂化”作业模式的有机结合是实现其经济高效开发的重要手段.针对昌吉油田致密油特点,开展大井丛“工厂化”水平井钻井试验:一个钻井平台部署12口水平井,水平段延伸方向与最小主应力方向平行,相邻水平段间距300m,水平段长1300m和1800m;采用批量化钻井作业模式,每部钻机实施3口井;采用五段制三维水平井轨迹设计方法,应用螺杆定向工具与旋转导向工具配合的轨迹控制方式,实现轨迹精细控制;优化井口间距,通过液压推动滑轨实现钻机井间快速搬迁;建立集中处理站,实现钻井液统一处理和集中维护,提高钻井液重复利用率.试验表明,“工厂化”钻井平均机械钻速达到9.19m/h,较常规钻井提高了5.87％,平均钻井工期64.88d,较常规钻井缩短了19.65％,钻井液重复利用率达到了28％,降本增效果显著,对进一步探索我国致密油开发具有重要借鉴意义.
  • 摘要：昌吉油田二叠系芦草沟组致密油处于开发初期,目前已进行直井试采16井次,水平井试采14井次.在分析芦草沟组致密油试采生产特征、压力特征、渗流特征、递减特征、产出剖面特征等基础上,对芦草沟组致密油井采用递减法和退液法进行了采收率测算.认为,水平井及多级压裂技术是实现致密油经济有效开发的两大关键主体技术;无论采用何种压裂工艺,压裂开井后初期供液能力均较强,但40天左右液量即快速递减;初期返排速度与见油天数呈反比关系;初期裂缝流动占主导时,油压下降块,基质出油占主导时,油压下降速度变缓;芦草沟组属正常压力系统,压力系数为1.05-1.20;储集层渗流为非达西流,具有一定的启动压力;致密油多段压裂各段产出不均匀,半年累积产油与示踪剂形态好与较好占比呈正相关;采用递减法预测致密油水平井最终采收率在1.8％-9.9％,平均为3.6％.
  • 摘要：鄂尔多斯盆地东缘临兴地区煤层埋藏深,大部分位于1700～2100m左右,Ro,max介于0.8～1.39％,以肥煤、焦煤为主.区内发育4+5、8+9号两套稳定煤层,其中后者厚度大,平均6.4m,煤层裂隙发育,镜质组含量平均高达72.8％.两套煤层含气量平均值分别为14.6m3/t和18m3/t,含气量普遍高于煤层吸附能力.估算游离气含量占总含气量的30％以上,含气构成以吸附气、游离气为主;气体组分以CH4为主,含量平均可达85％,CO2和N2次之,推测主要来源于原生生物气.研究区中部紫金山隆起区不利于煤层气的成藏,其余大部地区构造平缓,存在地层平缓的低幅构造,顶底板封盖性良好,地下水矿化度高、处于滞留区都有利于煤层气的赋存.结合区内深部煤层游离气含量可能较高这一特点,煤层气赋存条件良好的局部“构造高点”或是该区域煤层气勘探的有利方向.
  • 摘要：本文以阿艾矿区现今煤层含气性特征为出发点,从煤层生气条件和保存条件两个方面分析其原因并得出以下认识:研究区煤层气成因为热成因和动力成因的叠加作用;矿区东部变质程度高于中部和西部;浅部氮气主要来自大气,深部氮气来自煤层演化过程;地层倾角陡倾不是影响含气量的因素,煤层自身显微组分的不同和顶底板水动力条件的差异是导致下5煤层含气量高于下10煤的原因;井控深度要深于氮气含量的分界线,同时兼顾考虑避开火烧煤层的深度;下10煤层顶底板的含水性较好,压裂过程中视测井曲线适当控制压裂规模.
  • 摘要：在类比国内外致密砂岩气成藏条件的基础上,从构造、烃源岩以及储层条件等方面探讨了呼南地区致密砂岩气的成藏条件.指出呼南地区洼槽区具有油气同源、源储一体、近源聚集的特点.南二段煤系地层是一套优质烃源岩,是生成天然气的主要贡献者.南二段沉积时期辫状河三角洲前缘砂体发育,砂体连片发育,成为天然气的主要储集场所.洼中低凸起褶皱作用强烈,裂隙、微裂隙发育,提高了致密砂岩的渗透性能和天然气产量,平缓的向斜区后期构造运动弱,是形成大面积原生气藏富集部位.烃源岩在伊敏组末期大量生气,成藏较晚有利于致密砂岩气藏的保存.
  • 摘要：应用铸体薄片、恒速压汞、高压压汞、气水相渗、应力敏感等分析测试技术,对鄂尔多斯盆地盒8致密砂岩微观孔隙结构及渗流特征进行了分析,对钻井、储层改造、气藏开发等工程工艺提出了针对措施.结论认为盒8储层为低渗-特低渗致密砂岩储层,喉道半径大小决定了储层渗透率高低,也控制了储层渗流特征,粗粒、中-粗粒石英砂岩、岩屑石英砂岩储层是盒8勘探开发的主要目标.恒速压汞分析显示盒8储层孔隙半径为10～500um,主峰为70～200μm,喉道半径0.1～14μm,主峰为0.2～2.2μm,具有典型的大孔、中-细喉储层特征.高压压汞分析表明渗透率>1mD、0.5～1.0mD、0.1～0.5mD、0.01～0.1mD4个级别储层中,半径<0.0624μm的喉道控制的孔隙体积分别占总孔隙体积的18.8％、38.4％、57.3％、71.6％,小喉道控制的孔隙体积比例高.密闭取芯资料显示原始含水饱和度>50％的储层占75.4％,气水相渗分析表明束缚水饱和度为18.6～79.6％,平均为52％,表明盒8气藏原始含水饱和度高,束缚水饱和度高.储层渗透率随含水饱和度的升高而降低,含水饱和度对渗流能力影响大,水锁伤害大.储层应力敏感伤害率为40～80％,应力敏感较强.钻井、储层改造过程中应尽量避免使用水基工作液,采用欠平衡作业等措施,减少或避免水基工作液侵入.开发生产过程中应尽量避免大压差生产和频繁开关井,主动性排水采气,以保护储层,提高采收率.
  • 摘要：岩石力学性质对于钻完井设计、压裂设计及施工等均起着极为重要的影响.本文以大庆致密油储层为研究对象,采用高温高压岩石力学实验系统,开展不同地层条件下的岩石力学三轴实验,研究含水饱和度、孔压、围压和温度这四个地层条件对于岩石动静态弹性模量及泊松比的影响.实验结果表明:含水饱和度、围压是影响静态弹性模量的主要因素,静态弹性模量随含水饱和度的增大而减小,随围压的增大而增大;孔压和围压是影响动态弹性模量的主要因素,动态弹性模量随孔压的增大而减小,随围压的增大而增大;围压和温度是影响静态泊松比的主要因素,静态泊松比随围压的增大而减小,随温度的增大而增大;孔压和围压是影响动态泊松比的主要因素,动态泊松比随孔压的增大而减小,随围压的增大而增大.
  • 摘要：鄂尔多斯盆地上古生界煤系地层中砂岩成分主要是岩屑石英砂岩、石英砂岩和岩屑砂岩,砂岩中长石含量极少,且长石以深度绢云母化、高岭石化和假晶为其主要表现特征.大量岩石薄片鉴定表明,砂岩储层在原始沉积时期可能存在大量长石.同时,由煤系地层中高岭石含量显著增加,Ro高值区与低长石含量分布区有较好的对应关系等现象推测,在煤系地层热演化过程中产生的酸性流体导致了长石的溶蚀消失.借助酸溶模拟试验探讨了原始地层中不同岩石矿物成分在不同成岩演化阶段中的溶蚀特征,试验结果表明,低演化阶段凝灰岩屑、碳酸盐岩(方解石)和凝灰岩屑等易溶组分首先溶蚀,而长石在高演化阶段发生溶蚀.结合鄂尔多斯盆地的构造、热演化史综合分析认为,“热异常酸性流体酸洗地层事件”导致上古生界煤系地层中长石大面积溶蚀消失,长石溶蚀消失与致密砂岩气大面成藏具有良好的藕合关系.
  • 摘要：我国致密油的油气资源丰富,致密油已成为中国未来油气勘探开发的重点领域,准噶尔盆地二叠系芦草沟组是我国典型的致密油勘探领域,吉木萨尔凹陷芦草沟组共发育上、下2套甜点体,截止2013年,共钻穿芦草沟组探井10余口,且均获得工业油流.原油密度在0.89～0.92g/cm3,致密油的密度相对较重,导致开发难度增高,在进一步提高致密油产能方面还存在较大挑战.本研究拟借助油气地球化学方法与手段,以吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油地化特征和含油性的研究为代表,探讨致密油含油性的地球化学表征与甜点预测,为致密油的勘探与开发提供地球化学依据.
  • 摘要：准东北部平地泉组储层致密,砂泥互层频繁,本身源岩供烃能力成为该区致密油勘探的主要制约因素.通过对该区平地泉组源岩有机质丰度、有机质类型和成熟度研究,表明该区平二段和平一段烃源岩有机质丰度高,有机质类型较好,目前处于低熟-成熟阶段,具有较强生烃能力,但不同区块主力生烃层段纵向分布特征存在差异.该区平二段和平一段源岩生烃中心具有继承性,主要存在三个生烃中心,分别为火烧山背斜-火东-火南区块,石树沟凹陷和五彩湾凹陷彩2-滴南1井区.源岩演化主要受构造演化的影响,火东向斜和石树沟凹陷源岩成熟度最高,目前已达生烃高峰期;火南斜坡区和五彩湾凹陷次之,目前处于成熟阶段早期;火烧山背斜、火北、沙东地区和帐篷沟地区成熟度较低.该区平地泉组油藏属于自生自储,主要为本身平地泉组油源产物,目前勘探成果主要集中在火烧山背斜-火东-火南区块生烃中心,石树沟凹陷和五彩湾凹陷彩2-滴南1井区具较大勘探潜力.
  • 摘要：准噶尔盆地二叠系吉木萨尔凹陷芦草沟组、西北缘风城组、火烧山平地泉组是致密油勘探的重要层位,地层是机械沉积作用、化学沉积作用、生物沉积作用的混合沉积形成,同时伴有不同规模的间歇性的热液喷流作用.盆地二叠系的碳酸盐岩既有机械沉积作用产生的,又有化学沉积作用和生物沉积作用产生的,同时还有热液喷流作用形成的碳酸盐岩.本文主要通过矿物学、岩石学和地球化学手段对热液喷流作用形成的碳酸盐岩特征及其对油气的影响进行初步探索.研究表明，热卤水成因的碳酸盐岩主要形成于受深部热液影响的高盐度的封闭、半封闭湖相沉积环境。热卤水沉积为有机质的形成与保存提供了有利条件，为油气的生成提供了物质来源。
  • 摘要：本文针对准噶尔盆地二叠系芦草沟组致密油储层岩心,实验研究了在不同净上覆压力下,孔隙度、渗透率的变化规律.随着净上覆压力的增加,覆压孔隙度、渗透率均与净上覆压力呈幂函数减小;与常规低孔低渗储层相比,压实作用造成的孔隙度、渗透率损失率较小;恢复压力后,孔隙度、渗透率基本能恢复到初始值,岩样具有较好的弹性.
  • 摘要：黄陵油田延长组长6油层为致密砂岩储层,受东北和南部物源影响,储层填隙物含量高,为压实作用提供了物质基础,在埋藏成岩过程中经历了较大的埋深和较强的压实作用,通过计算长6储层视压实率为75％,处于强压实程度.胶结作用以碳酸盐胶结为主,其中铁方解石为主要的碳酸盐胶结物,胶结物对粒间体积的丧失率为20％～50％,极大的降低了储层的储集性能.黄陵地区裂缝发育,以高角度裂缝为主,采用岩石声发射实验、裂缝充填物稳定碳氧同位素、流体包裹体分析等实验手段,综合分析认为黄陵地区延长组存在三期裂缝,分别对应为燕山期二幕,燕山期三幕和喜山期,现今裂缝分布是在燕山期构造作用的基础上经过喜山期改造而形成.
  • 摘要：页岩气储层具有低孔、低渗特征,在开发上主要表现为常规试气产能低或无产能,正是由于页岩气具有特殊的地质特征,常规气藏的开发技术显然无法适应其高效的开发.本文重点解决水平井钻井的层位优选、水平段方位等地质问题,以评价页岩气储层产能与横向展布为目标,优选了1口水平井井位;提出了两种水平井设计思路,一种将井轨控制在页岩储层中,以最大钻遇页岩为目的,另一种将井轨控制在页岩的围岩砂岩中,以保护水平井井筒为目的.分析了两种井轨设计的优缺点,为页岩气藏水平井整体设计和压裂改造提供研究基础.
  • 摘要：通道压裂技术是一项新型的水力压裂工艺.该工艺采用不连续的支撑剂铺置方式,在裂缝内形成高速通道网络,数倍提高裂缝导流能力.为探索通道压裂技术在苏里格气田的适应性,寻找致密砂岩气藏提高单井产量的新途径,长庆油田率先在国内开展通道压裂技术研究和实践.在对通道压裂技术原理及增产机理进行深入研究的基础上,优化多簇射孔方案,优选入井材料;工艺上引进国外先进设备及施工工艺,应用脉冲式加砂及纤维辅助输砂两项新工艺,在苏里格气田成功应用2井次共7段的作业,现场施工成功率100％.测试无阻流量及长期生产与邻井对比结果显示,试验井无阻流量是同区邻井2.8倍,压裂液返排速率提高34.5％,180天累计产量提高35％.表明通道压裂技术优势明显,增产效果显著,其成功应用为国内致密气藏提高单井产量提供了新方法.
  • 摘要：深层致密砂岩气藏具有埋藏深、物性差、产量低的特点,但勘探潜力大.台北凹陷下侏罗统煤系源岩是本区深盆气藏的主要气源之一.储集层物性以低孔低渗为主,围岩与致密砂层的阻抗差异小,煤层的强烈吸收衰减等现象使得深层致密砂岩储层中发育的“有效储集体”预测的难度大.以地震岩石物理为基础,结合叠前弹性反演、流体检测、多属性融合等技术,可有效解决优质储层预测、裂缝检测、含气性识别等关键问题.该技术在吐哈温吉桑深层致密砂岩气藏勘探实际中取得了显著效果.
  • 摘要：根据测井、地震和岩心等资料,运用印模法(杜二段+杜三段+高升段的地层总厚度)对辽河拗陷雷家地区沙四段沉积前古地貌进行了恢复.研究表明,研究区古地貌形态丰富多样,主要为高地、斜坡、洼地、冲沟、梁地等.在此基础上,分析了沙四段沉积前古地貌对沙四段致密油藏分布的影响,认为高部位可能受古梁地及斜坡的限制、低部位可能受到水深的影响,均未能形成适合白云岩大量生成的有利条件,从而导致本区的致密油藏储层主要呈条带状分布于中部地区.
  • 摘要：吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油是准噶尔盆地近年来的重要勘探领域.该区致密油“七性”关系清楚,储层物性较好时,致密油含油性、可改造性相应也好,且孔隙度和渗透率有很好的相关性,孔隙度可作为“甜点”储层分类的单一敏感参数.根据覆压下驱油可动的最小孔隙度,油迹级岩心对应的最低孔隙度及覆压条件下储层渗流能力的抗压性,将吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层的孔隙度下限分别定为12％、8％和5％.而芦草沟组“甜点体”由多种岩性组合而成,由于单层厚度都比较薄,地震资料无法分辨出每个单层“甜点”,因此,地震预测以“甜点体”为单元.在井震精细标定的基础上,利用模型正演、多井对比分析深入研究“甜点体”地震响应特征,明确薄层好物性储层对地震反射信号的贡献,以此优选出最能表征储层物性的地震属性,叠后波阻抗反演,实现定性预测储层分布,叠后地震属性非线性回归技术实现孔隙度定量预测,为该区致密油精细勘探提供依据.
  • 摘要：沥青是原油发生后生变异的产物.鲁卜哈里盆地古生界两大致密砂岩储层石炭－二叠系Unayzah组沥青和奥陶系Sarah组沥青在光学薄片、饱和烃气相色谱、生物标志化合物等手段鉴定下证实其热演化成因,主要为热裂解成因的焦沥青、微量碳沥青,母源为中低等海相浮游藻类.奥陶系储层沥青未遭受氧化及生物降解,为古油藏原油热裂解产物,高热演化参数表明其成藏模式可能以裂解气藏为主;石炭-二叠系储层沥青荧光及生标化合物则暗示其可能具有多期成藏的特征.
  • 摘要：根据温度和压力测井相关理论以及结合煤层气井压裂特点，开发成功的本测试评价新技术及配套的井下高精度存储式三参数测试仪器，经20多井次的现场测试应用，取得较好效果，实践证明该技术可以较好地解决了山区低产低压采气井的压裂效果评价问题。rn 该技术的应用，受现场压裂液温度（环境温度）与地层温度的差值及压裂后的测试时机影响明显。rn 笔者经验：压裂液温度（环境温度）与地层温度的差值最好≥15℃；压裂后测试时机在1.5h 左右，具体应根据井深及地质情况，通过试验确定。rn 由于本测试系统是在现有常规试井装备的平台上研发的，所以具有受山区环境影响较小（能满足测井下压力的井况条件均可应用），成本较低（电法测井的1/5 左右）和占产时间短（1000m 的井整个测试时间约为1.5h）等特点。
  • 摘要：阜康白杨河矿区煤层气井具有见气快、见气后套压上涨快、套压高等生产特征，是典型的低煤阶煤层气井。低煤阶煤层气井的排采效果受压敏、速敏、煤基质收缩等多种因素的影响，不同生产阶段主控因素不同，根据这些特点和影响因素，中低煤阶煤层气井的排采应以流压控制为核心，以降压速度和产气速度控制为关键。“双控制”排采法应用效果显著，完全适用于阜康白杨河矿区煤层气井的生产需要，可用于指导阜康区块后续生产指导。
  • 摘要：致密砂岩气是非常规天然气勘探的重点领域,徐家围子断陷沙河子组具备形成大面积致密砂岩气藏的地质条件.通过层序研究定勘探前景、源岩研究定资源潜力、储层研究定资源品位、综合研究定区带、甜点研究定井位的断陷盆地致密气地质综合评价方法研究,明确安达地区是首选的有利区带,埋藏相对较浅的层序3、4的扇三角洲前缘水下分流河道、席状砂以及辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝等相带是好储层的发育区.结合精细地震解释及叠前反演,在安达地区预测甜点体7个,有效指导勘探部署,沙河子组致密气勘探取得重大突破.
  • 摘要：煤层气井进入排采中后期,日产水量较低、流速慢,采出液含有较多的悬浮砂粒和其他固体颗粒,长时间沉积在井底,造成泵筒砂埋,是主要修井原因之一.冲砂作业和油田常规捞砂泵不适用煤层气井捞砂作业,为解决此问题,在大量实验的基础上研制出煤层气井专用高效捞砂装置并首次在鄂尔多斯盆地某区块(以下简称某区块)开展现场应用.通过对砂粒的沉降分析计算，优化高效捞砂装置的连续排液器工作参数，实现了上下行过程中的连续排液，提高了捞砂效率，且砂粒在底阀之上的油管中处于悬浮状态, 保证了底阀的畅通。同时在捞煤粉过程中避免了压力波动，最大限度保护了煤层不受污染。现场试验表明，高效捞砂装置运行快捷高效，能够满足煤层气井的捞砂需要，缩短修井周期，达到降本增效目的。
  • 摘要：煤层气井生产的举升方式包括抽油机、螺杆泵、射流泵等,其中游梁式抽油机是煤层气生产的主要设备.抽油机平衡度的优劣直接影响抽油机的使用寿命和耗电量.常用的判断抽油机平衡的方法有扭矩法、电流法和功率法等,本文提出一种基于示功图和电参数的抽油机平衡度实时测量技术,能够准确分析抽油机平衡状态,为平衡调整提供重要依据,对降低生产成本,节能降耗具有重要作用.
  • 摘要：我国煤层气资源丰富,加速煤层气的开发,不仅可以缓解天然气紧缺的矛盾,还可以保证煤矿的安全,减少大气污染.目前,我国在山西沁水盆地已经按照标准化设计的思路建成了中石油的樊庄、郑庄等重点煤层气工程,地面集输工艺技术也取得了一些标准化设计方面的成功经验.本文通过对沁水盆地煤层气田从井场、集气站到中央处理厂整个工艺过程标准化设计成果的说明,较详细的介绍了其在平面布置和工艺流程、模块构成的具体做法,并提出了今后煤层气田标准化设计的3点建议,希望能对国内对煤层气田地面集输标准化设计工作提供有益的参考.总平面布置根据生产性质和功能将集气站内、外分成三个区，即：生产区、生活区、放空区。考虑到生产区内压缩机组噪音对住站人员影响较大，压缩机布置在集气站生活区最远端。各区相对独立，又相互联系，既减少相互影响，又满足生产要求。集气工艺流程：气井来煤层气经采气干管（0.05～0.15）MPa 进站后，经分离器进行气液分离后，进入压缩机组增压，增压后的煤层气压力为（1.2～1.4）MPa，经空冷器冷却至（50～54）℃后二次分离，经计量后外输。集气站标准化模块设计共包括说明书、设备表、进站区、分离区、增压区、二次分离区、计量区和清管器发送/接收区，采出水储罐区等装置区的工艺自控流程图和平面布置图等内容。
  • 摘要：我国有丰富的煤层气资源,加速煤层气的开发,不仅可以缓解天然气紧缺的矛盾,还可以保证煤矿的安全,减少大气污染.中国石油自2006年规模开发煤层气以来,截止2012年底,完成煤层气井7468口;探明储量3148亿方,建成产能8亿方,在建38亿方,实现商品气量8亿方.煤层气地面工程建设是煤层气田开发利用的核心环节之一,也是煤层气深加工提高经济效益的关键步骤,结合煤层气田的特点,利用地层压力,简化地面工艺流程,降低工程造价,提高经济效益.本文依据山西沁水煤层气田“低产、低压、低渗”和地区地形复杂,相对高差较大等特点,坚持地面与地下充分结合的原则,从井场工艺、集输半径、设备选型、管材选择、节能等多方面考虑,优化并简化了煤气田地面建设工程的主要工艺技术,并降低了地面建设投资和运行费用,取得了较好的效果.
  • 摘要：煤层气作为一种新型清洁能源,有利于我国能源结构的改善和生态环境保护.而煤层气开发项目是一项复杂的系统工程,投资大、风险大、技术性强,所以必须对其进行风险评价,避免因为风险因素导致的经济损失或其他影响.本文选择了山西某煤层气开发项目为例,对影响煤层气风险的各类因素进行了分析,并以逻辑性、科学性、合理性为前提,建立了煤层气开发风险评价体系.在评价方法上,选择层次分析法与专家打分法结合计算指标权重,根据相关资料进行指标赋值,最后通过计算得出各评价指标的指标值,并得到该煤层气开发项目的总体风险指标值.通过煤层气开发风险实例分析,希望为煤层气开发风险评价提供借鉴,帮助煤层气开发风险评价的进一步发展.
  • 摘要：针对煤体结构对开发的影响大且预测难度大的特点,通过总结高煤阶煤体结构的控制因素及不同煤体结构的测井曲线响应特征,建立适合勘探阶段的控制因素法和适合开发阶段的地球物理法划分技术.控制因素法是以煤体结构的控制因素为着手点,分为构造复杂(断层附近、微构造复杂)、构造相对复杂(构造斜率K大于0.2的单斜构造)、构造简单(构造斜率K小于0.2的单斜构造),构造复杂部位煤体结构相对破碎,构造简单部位煤体结构完整,构造相对复杂部位利用控制煤体结构的内在因素,利用联系熵法综合划分煤体结构.地球物理法是基于大量的测井资料与取芯资料,总结不同煤体结构的测井响应特征,建立煤体结构指数区间,即n>92.7为碎裂至碎粒级别以上;n>67为碎裂结构,若自然伽马相对值(Igr)大于0.15和深测向(Rt)大于6200可判别为原生结构;n为55到67之间为原生结构,若深测向(Rt)小于2500可判别为碎裂结构;n<55为原生结构.此方法对樊庄、郑庄区块煤体结构进行预测,其结果与评价井的取芯资料吻合率达到了80％以上.
  • 摘要：世界上绝大部分的致密油藏属于自生自储油藏,但松辽盆地扶余油层致密油属于上生下储的致密油藏,虽然致密油藏分布连续,储量规模大,但储层物性差,自然产能低.由于生储盖组合方式的不同,其油气富集规律具有一定的独特性,表现为含油饱和度低,以油水同层为主,靠近烃源岩扶余油层的Ⅰ、Ⅱ砂层组普遍含油,扶余油层Ⅲ、Ⅳ砂组的含油性与构造背景、断裂带有关.近年来,通过开展“七性”关系研究,深化富集规律研究,明确富集区带,同时开展工程技术攻关实验,形成了水平井勘探开发配套技术,实现了致密油藏效益开发.勘探实践证实致密油是支撑油田发展的重要资源,是松南“十三五”石油勘探开发的主要领域.
  • 摘要：西部凹陷雷家地区广泛发育湖相碳酸盐岩与陆相碎屑混合沉积,整体上粒度较细,岩石类型多样,成分变化快,沉积相分析对比困难.通过元素分析,X衍射,显微镜下分析及岩心观察手段,对西部凹陷沙四晚期的沉积环境进行了分析,研究沙四上亚段细粒沉积岩的沉积相特征.采用“成分三端元+岩石结构”的方法将该区细粒沉积岩分为5大类,成分上具有相邻区成分相似或过渡的特征,构造整体呈纹层状;岩石主体属于封闭式欠补偿半咸水湖底沉积,在传统模式基础上根据湖底性质对细粒沉积相类型进行了划分,其中高升油层共分为滨湖浪成粒屑阶地、云泥质湖底、泥质湖底3种相类型,杜家台油层划分为泥云质湖底、云泥质湖底2种相类型,平面上具有条带状,沿盆地长轴方向分布的特征;高升油层和杜家台油层均表现为早期水体迅速变浅,后期持续加深的过程,盆地构造活动决定了“细粒沉积岩”分布范围,气候变化引起的生物作用与水体的高频旋回形成了黏土或黏土级碎屑颗粒与碳酸盐的纹层结构及方沸石与碳酸盐的纹层结构;水体能量决定了沉积物的粒度.
  • 摘要：长岭气田登娄库组为深层致密气藏,埋藏深、非均质性强、井网密度不均、地震资料品质差.无法依靠常规渗透性砂体刻画技术优选含气富集区.因此本文尝试采用多条件约束的建模方法,通过属性空间约束、转换约束及校正约束建立渗透性砂体三维模型,同时应用灰色理论储层综合评价的方法建立富集区筛选分类标准,并结合完钻井揭示结果及生产动态资料优选气藏富集甜点.
  • 摘要：普光地区须家河组储层非均质性极强,物性致密,整体上为低孔-低渗、特低孔-特低渗储层,但裂缝较为发育,目前钻井60余口普遍有天然气显示,已有5口井试气获工业气流,揭示其具有较大的勘探潜力和良好的勘探前景,是普光气田重要接替层系之一.为进一步落实须家河组致密砂岩气藏储量与产能,寻找有利储层“甜点”进行部署,本文针对致密砂岩气成藏特征及储层自身的特点,研究“纵横波速度比”刻画主河道展布;采用叠前多属性同时反演及叠前地质统计学反演方法,定量预测有效储层分布,提高储层纵向上的识别精度;采用叠前地震全方位各项异性分析技术,预测裂缝分布规律,最后采用建模技术综合构造、沉积相、裂缝、储层厚度等各种储层有利因素,对有利储层区域进行分类综合评价,形成普光东洼须家河组天然气有利富集区评价技术,有力指导普光地区须家河组致密砂岩气藏勘探开发部署.
  • 摘要：页岩油气产量递减预测是页岩油气开方案设计的重要工作之一.由于页岩储层及改造措施的特殊性,确定性方法得到产量递减预测具有一定风险.为此,提出了一种基于生产动态数据的不确定性页岩油气产量递减预测方法.以美国某一区块的54口页岩气井为研究对象,获取每口井的初始产量、递减率、递减指数等典型曲线关键参数后,对各参数的概率分布形式进行分析,采用蒙特卡洛随机抽样方法对各参数进行抽样,从而获得最终可采储量(EUR)的概率分布.不确定性产量递减预测方法可为项目产能评价提供更为科学可靠的依据.
  • 摘要：通过对芦草沟组细分岩性精细烃源岩评价表明,芦草沟组泥岩类母质类型好、处于成熟演化阶段的好-最好生油岩,具有很强生烃能力,是该区的主力烃源岩,其次为白云岩类具有一定生烃能力,粉砂岩类则主要为差的生油岩,生烃能力不大.通过多口井岩心观察、室内热模拟实验及地球化学分析表明,芦草沟组致密油存在微观运移.芦草沟组致密油主要来源于自身烃源岩,生烃作用产生的巨大膨胀力作为致密油初次运移的重要动力,生烃膨胀力可使烃源岩顺着纹层和水平层理产生大量微裂缝,生成的油气沿着微层理面或微裂缝及缝合线作为运移的主要通道,在邻近泥岩的砂岩中聚集成藏,形成芦草沟组源储共生型的致密油藏.
  • 摘要：在岩心观察和薄片鉴定基础上,结合物性、扫描电镜、地球化学分析等资料,分析吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组岩石类型及储集特征,结果表明,芦草沟组发育一套湖相暗色泥、粉细砂及碳酸盐的细粒混杂沉积,岩性主要为由粉细砂、泥及碳酸盐组成的混积岩,且粉细砂、泥及碳酸盐具呈薄层状富集分布的特征.碳酸盐中以准同生云化作用形成的微泥晶白云石为主;岩石致密,具有典型的致密油储集层.芦草沟组致密油储集层非均质性较强,发育孔渗条件相对较好的甜点,纵向上发育上、下两套甜点体,甜点体横向展布较为稳定;影响致密油储集层发育的主要控制因素是咸化湖泊环境、沉积微相类型、成岩作用及天然裂缝的发育程度.
  • 摘要：新疆准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储层具有岩性复杂、层薄纵向变化快、含油不均匀等特点.针对常规测井纵向分辨率不能有效识别岩性和储层的难题,本文在对储层进行综合研究的基础上,建立了储层岩电关系,确定了致密油储层和有效厚度下限标准,针对上甜点中段高角度裂缝型储层,采用电阻率比值(RD/RS)确定有效厚度下限标准.应用全岩矿物、X衍射分析数据约束建立的多矿物测井(骨架、粘土、流体)解释模型和根据R35方法建立的致密油储层孔渗关系,有效地解决了致密油储层孔隙度、饱和度、渗透率等关键参数计算和有效厚度划分.
  • 摘要：玛湖凹陷西斜坡二叠系风城组大规模勘探始于20世纪80年代初期,主要围绕断褶带常规油藏展开,未认识到广大斜坡区致密油勘探潜力.按照致密油形成五大要素分析,玛湖凹陷西斜坡二叠系风城具有典型的致密特征,潜在资源量大:乌尔禾鼻隆和夏子街鼻隆翼部及斜坡区构造相对平缓,断裂不发育,是致密油勘探主要区域;陆相碱湖沉积造就了大面积优质烃源岩;不同岩性的储层横向大面积分布;源储互层发育或源储紧密接触.玛湖凹陷二叠系风城组是玛湖凹陷主力烃源层,厚度300～1500m,在整个玛湖凹陷均有分布,夹于烃源岩之间发育云质岩、砂砾岩和火山岩三种不同岩性的储层.受沉积环境影响,三种类型的储层平面上呈此消彼长、互补发育特征,其中砂砾岩储层主要分布在山前断裂带风城组三段及风城组二段的中、上部,叠合面积1677km2;火山岩主要分布在乌夏地区风城组一段,面积1677km2,主要岩性为凝灰岩和熔结凝灰岩;云质岩储层分布最广泛,主要岩性为云质粉砂岩、泥质云岩,叠合面积6698km2,其中5500m以浅2265km2.粗略估算,三种类型储层的致密油潜在资源量26.2×108t.该区风城组老井试油井井见油,小型压裂后产量显著提升.由于岩石脆性较好、裂缝相对发育,储层纵向跨度大,这些为改造提产提供有利条件.针对纵向大跨度的致密油油层特点,可以采用直井分层压裂工艺开采.综合各项地质条件,玛湖凹陷西斜坡二叠系风城组致密油勘探潜力大,是准噶尔盆地致密油勘探的重要领域.
  • 摘要：致密油是指夹在或紧邻优质生油层系的致密储层中,未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集.中国陆相致密油资源丰富,但勘探开发尚处于早期,与常规储层和低孔渗油藏相比,其成藏机理更复杂,储层品质更差.主要表现在矿物组分复杂,孔隙种类多,孔隙结构非均质性强,岩石力学参数和地应力的各向异性特征明显.目前,国内外值得借鉴的陆相致密油勘探成功经验较少,测井及评价技术未形成统一的解释模式和评价标准.本文在借鉴北美海相致密油测井及评价技术思路和流程的基础上,详细介绍针对中国陆相致密油地质特征所形成和发展的测井方法和评价流程,主要展示“无源三组合”测井技术在陆相致密油岩性、物性、烃源岩特性和岩石力学特性等储层参数方面定性分析、定量评价的技术创新,并对目前存在的问题与挑战提出了相应技术发展的思路和展望.
  • 摘要：松辽盆地南部长岭凹陷,有利面积约4800km3,储量规模XX亿吨以上,研究层位是下白垩系泉头组四段扶余油层,目标区储量规模大,为吉林油田公司当前的重点勘探开发领域.研究区内连片含油,储层物性差,孔隙度小于10％,渗透率小于1mD;自然产能低.致密油测井响应规律复杂,在储层类型评价、岩石力学工程品质评价方法研究基础薄弱,另外,针对致密油领域储层参数如何确定没有成形的技术可以借鉴,通过对上述难点问题分析并开展相应研究工作,重点解决松辽盆地南部扶余致密油层储层品质评价、流体识别、致密油储层参数定量评价及下限标准确定、油层分布规律及“甜点”分布优选、岩石力学参数和地应力评价等勘探和储量提交中的测井解释评价技术难点;此外,形成一套以“七性”关系研究和“三品质”评价为核心的扶余致密油层的测井解释评价方法,为油藏认识和勘探部署提供技术支持,从而推动吉林油田公司致密油资源的有效开发动用.
  • 摘要：准噶尔盆地准东北部平地泉组致密油储层具有岩性复杂,低孔隙度、低渗透率、非均质性极强、孔隙结构复杂的特点.如何综合评价此类储层已成为迫切需要解决的任务.从节省取心成本的角度考虑,首先采用分段非线性刻度转换方法由核磁共振测井T2谱构建伪毛管压力曲线及相关关系法连续计算孔隙结构参数.在此基础上,优选孔隙结构敏感参数构建储层质量综合指数,结合产能建立适合致密油储层评价标准.
  • 摘要：陡坡带砂砾岩体是多期叠置、快速堆积的沉积体,具有非均质性强、物性变化快的特点;其储层颗粒粗、分选差、胶结重,物性差,孔隙度大多在10％以下、渗透率一般小于6mD,属于特低孔-特低渗致密储层,其中孔隙度5％以上储层通过压裂改造具有较好的工业产能,为有效储层.目前制约勘探及开发效果的主要问题是如何准确预测有效储层.通过多年的勘探实践,建立了砂砾岩体有效储层的识别标志和井震关系.在此基础上,通过地质统计学的手段,利用多元回归法对有效储层进行地震属性预测;利用叠前、叠后多属性融合法来进行有效储层的定量描述,形成了地震、地质、测井和动态资料联合识别与描述有效储层的技术系列.从实钻结果来看,有效储层的预测精度得到了有效提高,在勘探中降低了风险,提高了钻探成功率.
  • 摘要：新疆阜康市白杨河矿区煤层气开发利用先导性示范工程是新疆维吾尔自治区的第一个煤层气示范工程项目.白杨河矿区总体构造为向南倾斜的单斜构造,地层倾角大,煤层多且间距大.该示范工程开发方案主要井型为丛式井.经过多年钻井实践,丛式井钻井技术在鄂尔多斯盆地东缘煤层气区块已经非常成熟,初步形成了一套适合该地区煤层气开发的丛式井钻井技术.由于白杨河矿区地质条件与鄂尔多斯盆地东缘各区块相比差异大,特别是存在地层倾角大、煤层多且间距大等地质特点,因此不能完全照搬原有的丛式井钻井技术.本文将依据白杨河矿区地质资料,分析白杨河矿区煤层气丛式井钻井难点,对解决该区块钻井难点的技术对策和攻关思路进行了总结与阐述,初步形成了一套适合白杨河矿区大倾角厚煤层的丛式井钻井技术.提出阜康白杨河矿区钻井工程的重点和难点在于井身质量控制和钻井液体系优化。五段制的井眼轨迹能很好地解决大倾角煤层气开发井网分布问题。螺杆马达+PDC钻头的复合钻进工艺是适合该区块的，可以保证井身质量，缩短钻井周期。由于该区块构造应力发育，应提高钻井液密度，以保护井壁稳定，但要严格控制钻井液滤失，防止有害物质进入煤层。
  • 摘要：连续油管分段压裂是一种新的、安全、经济、高效的压裂施工工艺,从上世纪九十年代后期开始,在多层油气井的分段压裂、水平井的分段压裂中开展应用,发展至目前已经是成熟的油气井压裂工艺.新疆是我国的资源大省,煤层气资源十分丰富,2014年新疆煤田地质局一五六煤田地质勘探队在阜康市白杨河矿区建立了新疆首个煤层气开发利用先导性示范工程,在其中的1口井中采用连续油管分段压裂工艺开展了6层的分段连续压裂实验,取得成功.现场实验结果表明,连续油管分段压裂技术有效的解决了煤层气井多层压裂储层利用不充分、储层改造不充分、施工周期长、工序繁琐等问题.该技术适用于水平井分段及多段目的煤层的分层快速压裂.
  • 摘要：压裂井的产能影响因素研究工作是压裂优化设计工作的基础,研究该问题可为压裂设计指明参数优化方向,解释产能高低的原因.文章介绍了环玛湖主要区块的地质条件和产能模拟分析的主要工具,并在此基础上分析了影响产能的主要因素,包括地层压力系数、压力敏感、完井方式、水平段长度、裂缝长度、裂缝导流能力、裂缝条数、支撑剂沉降、钻遇率、支撑剂嵌入等.经过研究,得到下列结论:(1)压力系数对产量的影响非常大,应优选压力系数高的区域开展钻井压裂工作;(2)环玛湖砂砾岩储层都有不同程度的压敏现象,在生产过程中,渗透率降低为原来的1/2-1/5,大大影响了产量;(3)在目前的储层条件以及分级压裂级数要求下,完井方式对产量的影响不大;如果水平段长度增加到2000m以上,就要考虑采用套管完井或者裸眼段内多缝技术.(4)随着裂缝长度的增加,产能相应增大,但到达一定的长度之后,长度增加对产能增加的贡献量减小;(5)当储层渗透率为0.1mD,长期导流能力在130-160mD.m为优;20-40目陶粒、覆膜砂满足有效应力30MPa下导流能力为130-160mD.m的要求,而石英砂是不满足要求的.(6)水平段越长,产量越高;水平段长度的选取受其他诸多因素的限制.(7)当储层渗透率为0.1mD,则700m水平段长优选的裂缝条数在14-16条之间;(8)在支撑剂容易沉降的储层,裂缝容易向上延伸则有利于产层的整体导流能力提高,裂缝容易向下延伸则不利于整体导流能力的提高.一口水平井的产量往往受到上述诸因素的影响.
  • 摘要：针对吉木萨尔凹陷致密油储层物性差、岩性致密、特低渗、层厚、砂泥岩薄互层等地质特征,常规压裂改造工艺难以达到增产效果.本文分析借鉴国外致密油成功开发经验,针对储集层物性极差、无自然产能等特点,提出“大型压裂”+“体积压裂”复合改造理念,形成近井地带复杂裂缝网络与远井地带高导流主力长裂缝,扩大改造体积,提高单井产量.探索了水平井分段压裂和直井分层压裂两种改造模式,配套了工具设备,优化了工艺参数,现场直井速钻桥塞分层改造6井23层,水平井裸眼封隔器分段改造4井60段,压后均获工业油流,全区估算资源量16.07亿吨.其中吉172_H井压后最高日产油量达79m3,标志了准噶尔盆地致密油勘探的重大突破,同时也为致密油藏的开发积累了重要经验.
  • 摘要：依据准噶尔盆地现有的油气探井资料、地震资料、煤田地质勘查资料、煤岩分析化验,研究了中下侏罗统西山窑组(J2x)和八道湾组(J1b)煤层分布特征、煤岩特征、储层物性及吸附性,分析了准噶尔盆地煤层气成藏条件,优选了有利勘探区.研究认为准噶尔盆地侏罗系煤层分布广泛、厚度大,煤岩具有低灰、低中水分、中挥发分,且镜质组含量高－中等,演化程度较低,煤储层物性较好、吸附性能为中等-差,煤层气资源丰富、成藏条件较好,具有较大的勘探潜力,乌鲁木齐-大黄山、南安集海-硫磺沟地区为有利的勘探区.
  • 摘要：煤层气储层微观特征研究是煤层气勘探研究最基础的工作,是煤层气勘探部署的依据.通过对准噶尔盆地东部现有的油气探井资料、煤层气勘探井资料、煤田地质勘查资料、煤岩分析化验资料的利用,研究了中下侏罗统西山窑组(J2x)煤岩煤质、储层物性及等温吸附特性、含气性等,分析了准噶尔盆地东部煤层气储层微观特征.研究认为准噶尔盆地东部侏罗系西山窑组煤岩煤质较好(灰分、水分含量低,相对富含镜质组),生气能力好,煤储层物性一般、吸附性能为中等-差,煤层气富集局部甜点的物质基础是完全存在的.
  • 摘要：本文对乌鲁木齐河东矿区水文地质特征进行了详细的论述,结合煤层实测含气性特征,探讨了水文地质条件对该区煤层气成藏的控制作用.研究表明:矿区构造中等,多发育逆断层,具阻水作用,对煤层气的逸散起到一定的封堵作用.各含水层之间不具明显水力联系,有利于煤层气的保存,但当煤系含水层上覆为烧变岩含水带、松散岩类孔隙含水岩系时,其与各含水层接触界面无相对隔水层,故产生水力联系.由于煤层多出露于地表,使得迳流带以浅区域直接或间接接受补给,煤层气随水的流动向外逸散,迳流带以深—向斜轴部区域及北单斜迳流带以深的滞留区,也是水势低洼带煤层气汇集区,有利于煤层气的富集成藏.
  • 摘要：按一定比例混合长7Ⅰ型干酪根与陆源有机质(煤屑),通过分析干酪根、煤屑和混合物的元素组成与碳同位素比值进行干酪根类型判识.对照干酪根类型划分X图解,H/C原子比与δ13C碳同位素比值得出相反的原始母质类型结果.此结果的形成是由烃源岩中有机质高成熟度造成的,有机质在热演化的过程中,排出大量的烃,导致原始母质的H/C比值降低,而碳同位素比值变化不大.说明在此过程中,长7烃源岩排出了数量巨大的烃,由于鄂尔多斯盆地特殊的地质构造,未能运移出去的烃分散在烃源岩附近的低渗透致密储层中,形成了大面积的致密油藏分布.
  • 摘要：鄂尔多斯盆地延长组长7致密砂岩储层具有强压实、强胶结致密化特征,其中伊利石、绿泥石等粘土矿物的大量存在对储层致密具有显著影响.本文通过铸体薄片、扫描电镜、XRD等测试资料结合沉积、成岩环境分析,定量研究了长7致密砂岩储层主要粘土矿物赋存状态及分布特征,在此基础上探讨了其形成机理及对储层的影响.结果显示,长7致密砂岩储层粘土矿物中伊利石含量最高,占粘土矿物总量的近60％,其次为绿泥石,占总量的30％以上,高岭石含量较低;受物源区母岩特征、砂岩成因类型、沉积环境、成岩流体性质等因素影响,各种粘土矿物平面分布具有差异性,陇东地区伊利石含量特别高,陕北地区绿泥石和高岭石含量相对较高;自生粘土矿物形成过程中物质、流体复杂作用造成现今长7致密储层溶蚀微孔隙发育的特征.
  • 摘要：准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组储层夹于互层分布的优质烃源岩层系中,岩性多样,非均质性强,物性总体较差,以微米—纳米级孔隙为主,但孔隙中普遍含油.该组上段和下段存在2套非常规“甜点体”,具有典型的致密油特征,而针对常规油气藏建立的实验分析技术难以适应和满足致密油进一步勘探开发的需求.运用多参数配套联测、致密油岩心洗油方法探索、致密油岩心孔渗和润湿特性测试以及碳酸盐类矿物染色技术等针对性的实验分析技术,来研究烃源岩特性以及储层岩性、物性和含油性等致密油的典型特征及其内在相关性.
  • 摘要：目前致密岩和一些老区块现场压裂施工后工作液的返排率较低,返排率低对岩石造成的伤害比较大.目前行业标准中岩心伤害性能评价方法也不能完全适用低渗、超低渗储层工作液伤害评价,一些特低渗储层岩心采用常规流动实验装置根本无法完成实验.在实验室开展致密岩心人工造缝的目的,旨在获取工作液伤害实验得以实现的岩心.为了能够评价出工作液对致密岩石的伤害,需要在室内开展人工造缝、岩心伤害模拟实验.
  • 摘要：针对吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油原油性质偏稠,本文从烃源岩母质类型、油源、烃源岩热演化程度、原油生物降解四个方面进行阐述分析,揭示了原油性质偏稠的原因以及原油性质差异性分布的原因.研究表明，吉木萨尔凹陷芦草沟组为一套典型的咸化湖相致密油，原油性质总体表现为偏重的中质油；芦草沟组致密油原油性质偏重的原因并非生物降解作用所致，主要是由低-中等的热演化程度、藻类和无定行体为主的源岩母质类型及源储一体近距运移的成藏模式造成的；随着埋深的增加下甜点体的原油黏度密度反而较上甜点体偏高主要是由于下甜点体的源岩母质类型藻类等有机质更加丰富。
  • 摘要：文章从鄂尔多斯煤层气田地质条件入手,总结出该区钻井过程中所遇到的裂缝性漏失、井涌、井壁坍塌、机械钻速低等实际困难,分析出钻井困难所产生的特点与原因,并据此提出行之有效的处理措施.为提高机械钻速,对复杂地层地质特征展开研究,在钻井设备优化、钻具组合、泥浆性能优化等方面提出合理见解;针对裂缝性漏失,提出“以防为主、堵防相结合”的堵漏思想.经过近年来的钻井实践,形成了较为成熟的直井加定向井的丛式井井组开发模式.上述技术的探索与发展不仅完善了已有煤层气钻井技术,更拓宽了勘探开发思路,为煤层气钻井行业的发展打下坚实基础.
  • 摘要：煤层气井的压裂液主要为活性水、清洁压裂液、胍胶压裂液,种类较多,应用效果差异较大.通过开展室内实验的研究及评价,自主研发了低伤害、携砂性好的新型清洁压裂液.结合活性水和新型清洁压裂液优点形成了低伤害、携砂性能好且经济有效的“活性水+新型清洁压裂液”的复合压裂液体系.在鄂尔多斯盆地东缘、河南焦作、新疆等地区开展现场试验应用,并取得较好效果.该液体体系可推广到煤层气井压裂中,为煤层气井增产、稳产提供技术保障.
  • 摘要：为了找出郑庄区块适应直井水力压裂的高阶煤储层特点,从区域地质背景出发,通过对生产资料、测井、录井及测试报告等资料分析,研究了郑庄区块直井产能差异的影响因素.结果表明区域性的直井产能差异,主要是由于水力压裂技术与区域性煤储层地质特点不匹配引起的,直井水力压裂效果主要受煤体结构、解吸压力、地应力及储层流体可疏导性等因素的控制,他们三者共同影响着高阶煤层气的开发效果;其中Ⅰ和Ⅱ类储层特点是适应目前水力压裂的改造方式,最低要求原生煤比例大于0.3,解吸压力大于2.0,地应力指数大于0.9,流体可疏导指数大于20以上;Ⅲ和Ⅳ类储层在当前的特点下,不适应目前直接水力压裂的增产改造方式,应考虑其他增产措施.
  • 摘要：煤层气主要以吸附形式储藏于煤岩中,少部分以溶解、游离状态储存于煤层水和煤层空隙和裂隙.煤层的产气过程可概述为:排水→降压→解吸→扩散→渗流→流向井底→产出.煤层气井能否实现长期、有效开采,排采过程有效地控制压裂支撑剂返吐和煤粉的产出是十分重要的,其关键是控制排采过程的井底流压,适合的排采工艺技术是基础.我国目前主要的排采工艺技术,为与油田采油相同的游梁式抽油机与管式泵组合,即常规抽油机井系统.该系统对于煤层气井排采一般存在如下问题:①功能单一,系统效率低,能耗高,易出现机、泵不配套的问题;②因泵漏、泵卡及机杆管磨损等问题需停机作业,难以满足煤层气井长时间连续排采要求;③调整抽吸参数困难(调整泵径和泵挂深度需修井作业;调整冲程、冲次需专业队伍和设备),难以控制合理排采强度.所以无法完全满足煤层气排采工艺技术的要求.针对上述问题,本文介绍了一种适用于煤层气开采的、能够自动调控排采强度,同时也为低能耗、低排采成本和比较环保的智能化柔性排采工艺系统.本系统以柔性钢丝绳代替原刚性抽油杆，能量传递从绞车，穿过井口密封装置，直作用在井下活塞体上，使地面部分和井下活塞的动力传递为一体。活塞把整个油管柱作为工作筒，其运行受地面控制器控制。活塞下行时，绞车制动器在控制器的作用下自动松开，活塞体在自重、钢缆重量和加重杆的作用下自动下行（电机不工作），同时安装在活塞体上的压力传感器将所检测到的井下压力信号反馈给地面控制器，判断出活塞体是否入液面，当活塞体到达液面时，控制器则记录液面深度，活塞继续下行（两凡尔球在液体浮力作用下开启，液体通过活塞进入油管），下行的停止时刻和上抽的开始时刻，由地面控制器根据设定的抽吸参数智能判断。分两种情况，一是当活塞下行还未到达设置抽 吸深度，而活塞以上的液柱高度已经到达设置抽吸高度时，下行停止，转为上行抽油；二是当下行至所设置的抽吸深度时，活塞上方的液柱高度还未到达设置的抽吸高度，则抽油机停止下行，等待液面恢复达到设置抽吸高度时，开始上行抽吸，即举升活塞上部液体同时吸入套管液体。至设计（或限位传感器）位置时停止上行（绞车制动器制动）。至此，完成一个抽吸周期。下一个抽吸周期开始时刻，也由控制器根据液面恢复速度自行确定（即抽吸的间歇时间），待液面恢复到设定的液柱高度后，绞车制动器自动松开，活塞体下行，开始下一个工作循环。由于本系统的抽吸的间歇时间和下行深度都是根据每次测得的液面动态变化情况而确定的，避免干抽，所以抽吸效率较高。
  • 摘要：煤层气是煤在生成过程中的一种伴生产物,是利用价值很高的优质洁净新能源,随着煤层气资源的不断开发,气井产水已成为阻碍采气率提高的主要因素.本文针对沁水盆地南部一口煤层气井为例,通过计算分析该井排采参数的特征并总结变化规律,为建立合理的排采制度提供了依据,对气井排采生产、高产井保持稳产以及低产井提高产量具有重要的指导意义.本文给出了排水采气井筒压力场计算、气井连续排液的最小携液流速计算、气井连续排液的临界流量计算模型。通过实例井的分析计算，在其他参数均已确定的情况下，油管尺寸对临界携液流量的影响最大，井底流压对临界携液流量有一定的影响，举升高度对临界携液流量的影响较小；油管尺寸、举升高度、井底流压对最小携液流速的影响都很小，其中井底流压对最小携液流速有一定的影响。在此基础上，可以很好地指导排采生产，实现高产井保持稳产、低产井提高产量的目的。
  • 摘要：新疆阜康矿区大倾角煤层气藏已实现了规模开发;阜康矿区煤储层条件与沁水、保德、阜新盆地煤储层条件最大不同在于地层产状,沁水、保德、阜新盆地煤系产状平缓,而阜康矿区煤储层属于大倾角煤层;还有就是于沁水、保德、阜新盆地煤系没有古火区,而阜康矿区浅部煤储层古火区发育;煤层大倾角使煤层在倾向方向埋深变化极大,而煤层埋深对煤层气的富集会产生影响,随着深度的增加,地层应力、地层温度、渗透性、水文地质条件都将有明显地变化,在深度上形成明显分区;新疆煤层气富集矿区普遍古火区发育,古火区形成的烧变岩较为破碎,裂隙相对发育,原煤层层位一带形成巨大裂隙带,成为良好的储水空间,渗透通道,古火区导致煤层气风化带埋深加大,对煤层气的赋存产生重要影响;这些特点在新疆煤层气富集矿区普遍存在,具有共性,对煤层气的赋存和富集有重大影响,本文建议大倾角煤层煤层气勘探方法与平缓倾角煤层煤层气勘探方法应有不同,平缓倾角煤层煤层气勘探时采用网格状布孔,大倾角煤层煤层气勘探不能采用网格状布孔,要根据含气性、渗透性、地质条件、水文地质条件,有针对性的布设孔位,不能强求网格状布孔,才能以最小的投入实现最大的回报,最终实现煤层气勘探开发的可持续发展.
  • 摘要：本文介绍了国内煤层气田地面集输建设现状、主要集气工艺技术及工程面临的难点,通过几年来煤层气的设计、建设和运行经验的总结,提出了下一步研究的方向,以期对我国煤层气工业的发展起到借鉴和推动作用.由于煤层气单井产量低、井口压力低、亿方产能建井多，决定了必须走低成本开发战略。正确认识煤层气的特点，优化直井、水平井、分支井布井方式，提高煤层改造效果，提高单井产量。煤层气开发的主要矛盾是单井产量低、建井多，单靠地面工程的优化，难以实现总体效益的提高。尤其是郑庄区块林地覆盖面积60%以上，周围有三个国有林场，地面建设难度非常大，是影响煤层气开发进度的最大障碍。因此，应坚持“地上地下一体化优化”。通过优化地面工程总体布局、简化集输工艺、选用经济适用的管材和设备等，在建设规模、输送管线材质、采气管网布置方式、主要设备、占地面积、系统工程、下游用户确定等做出总体优化，提高煤层气开发的整体经济效益。目前，集气站没有设置备用压缩机租，仅在区块设置了少量的移动式压缩机橇作为投产初期之用或备用。在实际运行中，压缩机故障停机比较频繁。樊九站2011年下半年3台压缩机累计故障停机44次，116小时，而一旦故障停机则造成采气管网憋压，憋压对单井产气量影响较大。由于煤层气开发处于初期阶段，各集气站没有设置互通管网，一旦出现问题，或放空或憋压。按照相关规范，煤层气井场和五级集气站均为三级负荷，四级集气站均为二级负荷。整个井区的负荷等级过低将有可能导致大面积停电，造成较大损失，系统的可靠性差。水保技术是煤层气工程安全可靠运行的保证。煤层气田大多属于山地丘陵地带，沟谷切割，基岩出露，地形条件异常复杂，海拔相对高差大（450m～1300 m）。因此，如何加强水保技术的研究和资金投入是应该研究的一个不可或缺的课题。粉煤灰对压缩机活塞、缸套等造成严重磨损。因此，应加强对集气站备用压缩机组设置、集气管网可靠性、整个井区电力负荷标准、水保技术、粉煤灰对站场设备的影响等问题的研究以保证集输系统安全可靠性。煤层气水处理中的污水包括井口采出水和输送过程中的冷凝水。我国煤层气田刚刚开发，水处理部分投入较少。随着煤层气的大规模开发和各地污水水质成分的不同，如何解决好水处理问题是应该着力研究的问题。
  • 摘要：对鄂尔多斯盆地东缘某区块低孔低渗气藏埋藏浅、矿化度高等特殊地质特征和现有油管泵下深受抽汲设备制约的实际情况,结合气井举升工艺面临的突出问题.对井下管杆和配套工艺进行了系统优化,通过分析泵径、煤粉堵塞、管杆偏磨与腐蚀、井筒液体流速等情况,确定了影响举升系统效率垂向和平面的因素,推广应用加重杆与滑套扶正器搭配工艺技术、内衬油管与滑套扶正器搭配工艺技术、内衬油管和防腐抽油杆与油管阴极保护器搭配工艺技术,完善防煤粉举升优化模型,形成了一套适合该地区煤层气田的举升配套技术。提出弯曲偏磨是由底端轴向阻力引起的，是区块井下管杆偏磨的主要原因。区块水质属于高矿化度水质，部分井含有少量二氧化碳和硫化氢气体，井下油管在生产过程中易发生腐蚀、结垢，且结垢后会加重腐蚀。三套防腐耐磨举升管柱优化模型通过现场试验及数据动态跟踪，明确滑套扶正器、加重杆、内衬油管搭配防腐抽油杆，结合阴极保护技术可大大延长井下管杆使用周期，减少修井次数，节约成本。防煤粉举升优化模型对于小于0.5Mpa和0.5Mpa以上两种生产情况进行现场试验，前期试验达到预期的防煤粉效果，并开始范围性推广。
  • 摘要：腐蚀是导致煤层气井检泵周期缩短的因素之一,高频繁的修井作业不仅破坏排采连续性,损害煤层气井产量,而且修井作业时过高或过低的压力波动对储层伤害较大.为解决此问题,2013年在大量实验的基础上研制出MCZ缓蚀剂体系、FBY型阴极保护器并首次应用于鄂尔多斯盆地东缘某区块(以下简称某区块)煤层气井管杆防腐,已有效延长单井检泵周期2.6倍以上,为保障煤层气井连续、稳定排采发挥了重要作用.
  • 摘要：煤层气含气量测定仪主要由三部分组成,包括气体体积检测系统、数据采集系统、数据处理系统,有磁致伸缩液位传感器检测液位变化,具有检测精度高、检测线性范围宽、检测数据自动记录、计算和存储等功能,提高了煤层气含气量检测工作的效率和质量.
  • 摘要：大庆徐深气田中的徐深A区块是我国较早系统开发的火山岩气藏.本文从供气区域结构特点、动态储量变化、生产动态以及地层压力分布等方面,论述了火山岩储层产能特征.徐深A区块火山岩储层总体以低孔渗体连续分布为主,但低渗中零散分布有高孔渗体,同时发育有天然裂缝.压裂裂缝勾通了周围的孔、洞和天然裂缝,形成主流区,主流区周围未改造部分形成补给区.开发中补给区内气体向主流区中逐步补给,这一过程中气井的井控动态储量持续增加.开采中,由于补给气量与采出气量的不平衡,气井油压呈现阶段变化特点.各个井区受到物性、连通性差异的影响,在控制储量、产量水平上差异大,采出程度各不相同,导致开采中形成不同的地层压力分布区域.
  • 摘要：国内很多气层埋深大于1000米,静压大于10.0MPa,静温大于50℃.气田自身能量绝大部分不但没有得到利用,反而还要用其他能量加以抵消(电能和热能等).为了防止天然气水合物堵塞井筒和输气设施,有些气井在现有天然气井采气管柱内安装了节流器,这样气井自身压力能就被白白消耗掉;有些气井采用高压进站,节流降压至低压状态下进行处理,为了防止处理设施冻堵,需对含油含水的天然气进行加热(电或热水),用外加热能将天然气压力能抵消.“气田自身和所处环境条件”不但可以用来处理不正常产气井和提供输气动力,还可以用来发电,提供冷量.如何利用“气田自身和所处环境条件”是一项系统工程,应纳入气田开发方案统一考虑,符合节能减排政策,应尽快组织有关部门加以认真研究,制定确实可行方案加以实施.使气田自身能量得到合理利用,最终实现气田合理高效开发.吉林油田在利用气田压力能为制冷装置提供冷量方面已取得明显效果,尤其2012年在利用“气井自身和所处环境条件”来处理不能正常产气的气井方面取得了突破性进展,已成功复活11口气井,累计增气壹亿多标准立方米(截止2014.12.31),并取得了六项成果和形成四项专有技术.
  • 摘要：以岩心观察和油气钻探实践为基础,充分利用铸体薄片、普通薄片、扫描电镜、物性分析、粘土矿物X衍射等多种测试手段,并结合地质、地球物理等方法,以松辽盆地南部长岭断陷伏龙泉地区深层致密砂砾岩气为例,探讨了致密砂砾优质储层形成的主控因素.研究结果表明:沉积作用是深层致密储层原始物性形成的基本因素,三角洲前缘水下分流河道、天然堤及河口坝砂体储层物性最好,其次为三角洲前缘席状砂体和三角洲平原砂体;成岩作用对致密砂砾岩优质储层分布起了决定作用,其中低孔渗强溶蚀相和特低孔渗压实-溶蚀相是优质储层发育主要区域;后期构造活动是影响致密砂砾岩优质储层发育的关键因素,在构造应力和风化淋滤长期作用下,穹窿、断鼻等构造有利于深部致密储层微裂缝和溶蚀作用的发生,对储层物性具有明显改善作用,找寻构造裂缝性储层是该区下一步油气勘探的方向和突破点.
  • 摘要：针对曙一区杜84、杜229两个超稠油区块,薄互层状油藏未得到有效动用问题展开研究,通过储层特征再认识,分析井壁取心资料,并结合动态分析,对研究区域低产油层进行重新评价,修改并完善互层状油层开发部署界限,进行整体规划部署,，该区重新规划一套新井网进行开采。研究区薄互层状油层平均厚度16.5m。根据研究结果，按100～140m井距，整体规划部署94口直井。其中，在有效厚度在8.8m以上的区域部署直井68口，在有效厚度5.9～8.8m的区域部署直井27口。另外，按照“先厚后薄、先易后难、先试验后推广”原则进行实施，首先，在有效厚度在8.8m以上的区域先试采，取得较好生产效果后，进行推广实施。有效厚度8.8m以上区域实施完，然后在有效厚度5.9～8.8m的区域进行试采，取得较好效果后，进行推广实施。确保油层钻遇率及产能到位率。
  • 摘要：辽河油田致密油主要分布在辽河坳陷西部凹陷中段雷家地区沙四段和大民屯凹陷沙四段,是辽河油田产量稳定的重要接替资源之一,也是目前辽河勘探的重点目标之一.在以往的压裂改造试验中,由于对储层认识不清、压裂工艺不优化等原因,导致压裂效果并不理想.笔者通过对辽河油田致密油储层物性特征、地层流体流动性特征和储层压力特征等方面的阐述,结合以往压裂试验中出现的低产低效、施工难度大等问题,分析出辽河油田致密油储层改造技术的主要影响因素,为辽河油田致密油储层改造工艺思路调整,技术改进发展提供依据.研究表明，辽河油田致密油储层岩石裂缝较发育、岩石力学脆性偏塑性、粘土矿物以伊蒙混层为主，具有较强的水敏性，与国内其他油田致密油和页岩气区块储层条件相比较差，存在支撑剂嵌入、粘土膨胀、微粒运移、压裂人工裂缝导流能力差等问题。压裂思路上在考虑尽量打碎储层、尽量提高压裂改造体积的体积压裂模式的同时，还需要考虑优化支撑剖面、提高压裂人工裂缝导流能力，减小压裂液对储层的伤害。辽河油田致密油以普通稠油和高凝油为主，原油物性较差，流动性较差。压裂工艺上需要尽量减少基质中流体在基质中的流动距离，提高原油流动效率。辽河油田致密油储层压力系数与国内其他油田致密油相比较高，具有一定的开采优势。但与常规储层相比，仍具有一定的开采难度。在压后生产控制上需要尽可能的保证长期稳定的、较高的生产压差，以保证致密油井连续稳定生产。
  • 摘要：致密油资源评价方法不同于常规油气资源评价方法.针对吉木萨尔凹陷致密油选用了3种方法,即资源丰度类比法、EUR类比法和小面元容积法.资源丰度类比法主要用于勘探中晚期的资源评价;小面元容积法,其实就是容积法的衍生,是资源量评估最常用的方法,它不依赖油井的生产动态趋势,是勘探早中期资源量评估的最好方法之一;EUR类比法以生产数据为基础,适用于致密油藏开发阶段.吉木萨尔致密油资源的勘探开发刚刚起步,通过研究分析确定,综合使用多种资源计算方法,对其结果进行分析,更利于对该区致密油资源量进行估算.结果显示小面元容积法适合于吉木萨尔目前勘探阶段的资源评价.
  • 摘要：通过体积压裂改造后的致密油井生产曲线不同于常规油井,呈现明显的两段式特征,初期阶段产量高、递减快,为裂缝系统内部流动,是经济有效开发的关键;后期阶段产量低、稳产时间长,反映基质供液能力,对最终采收率贡献较大,产能评价针对两个生产阶段分开进行.文章研究了准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油8口直井、14口水平井的阶段生产特征,应用实际井生产成果开展产能相关性分析,结果表明地质参数中油层厚度(水平井钻遇油层段长度)为产能主控因素,孔隙度、含油饱和度为产能影响因素,天然裂缝密度及原油粘度主要影响初期产能,其结果可为产能预测及开发部署提供决策依据.
  • 摘要：吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组从沉积至今经历了晚海西、印支、燕山、喜马拉雅等多期次构造运动,初始沉积地层在地史演化过程中的展布形态遭到多期次改变,关键成藏期的地层展布形态同样受到后期构造运动的改造,使已形成的油气藏存在相应期次的破坏—再运移聚集的调整,因此有必要进行构造与沉积演化方面的工作,分析不同期次构造运动对芦草沟组的沉积建造与改造作用,有助于进一步研究芦草沟组源储一体的油气聚集规律.本文采用断层落差法,分析了不同时期边界断裂的活动性;应用旋转法编制了吉木萨尔凹陷垂直主要构造线的构造演化剖面,分析了凹陷的构造演化特征;以此为基础,结合区域构造背景,将吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组的构造沉积演化划分为4个阶段:二叠纪前陆盆地发育—芦草沟组初始地层沉积阶段,三叠纪陆内坳陷发育—芦草沟组持续沉降、向东向北掀斜改造阶段,侏罗纪—白垩纪陆内坳陷发育—芦草沟组差异升降、振荡改造成型阶段,古近纪—第四纪类前陆盆地发育—芦草沟组楔状埋深加大阶段.
  • 摘要：通过总结现代碱湖和主要碱矿的特征并与风城组进行了对比研究,认为风城组沉积时玛湖凹陷为一个大型碱湖盆地,与世界上典型碱湖特征基本相近,自生矿物、沉积组合与演化过程大致相同,为形成于半干旱气候环境的闭流盆地.含碱层段一般为浅水沉积,是碳酸型湖水蒸发浓缩的产物,与碱层互层的暗色细粒岩石可能并不都是深水沉积,根据白云岩在含碱建造、沉积组合及沉积旋回的位置,可大致推测其分布;对玛湖凹陷风城组细粒沉积演化阶段或沉积层序划分时,与化学沉积相关的盐类(碱类)及碳酸盐岩类矿物类型、含量及产状可做为划分标志.风城组碳酸盐碳氧同位素的特征表明是其形成受气候环境的控制,与火山相关的深部流体的贡献不大.
  • 摘要：鄂尔多斯盆地延长组长7油层组中与烃源岩互层或紧邻的致密砂岩储层地面空气渗透率小于0.3×10-3?m2,赋存于长7油层组致密砂岩储层中的石油资源是典型的致密油.2011以来,通过持续攻关,鄂尔多斯盆地致密油勘探开发已取得初步成效,发现了我国第一个亿吨级大型致密油田—新安边油田,提交致密油三级储量7.39亿吨,建成了3个致密油水平井技术示范区和规模开发试验区,建成产能100×104t,年生产能力达70×104t.研究认为,优质烃源岩广覆式分布、细粒级砂体大面积展布、储层中2～8μm的小孔隙极发育、充注成藏动力强等有利的成藏条件及四者间的有效组合是形成鄂尔多斯盆地致密油规模富集的关键;盆地致密油勘探潜力巨大,初步评价长7致密油资源量达20.0亿吨,是油田可持续稳产的重要资源保障.研究成果对国内同类型盆地致密油的勘探与开发具有重要的借鉴意义.
  • 摘要：运用岩心、薄片、扫描电镜、粒度分析、物性资料及压汞数据等资料,对中拐—新光地区佳木河组储层岩石学特征、成岩作用特征和储集特征进行分析.研究表明中拐—新光地区佳木河组储层主要发育砾岩、砂砾岩和含砾粗砂岩等粗碎屑岩,碎屑成分以凝灰岩和安山岩为主.储层成岩阶段处于中成岩A2亚期—中成岩B期.储层受成岩作用改造强烈,机械压实作用和胶结作用导致储层大量减孔,使储层变得致密,但以浊沸石溶蚀为主的溶解作用,使储层物性得到改善.二叠系佳木河组储层物性差,属于致密储层,储集空间以次生孔隙为主,主要为浊沸石溶蚀孔.储层孔喉结构分为三大类、六小类,其中Ⅰ类孔隙结构最好,Ⅲ类孔隙结构最差.
  • 摘要：大庆油田FY致密油层取芯资料显示岩性主要以细砂岩、粉砂岩、含钙粉砂岩、泥质粉砂岩为主.储层有效性评价难;流体识别难.本文建立了适应致密油储层的测井综合评价技术,利用压汞资料建立了压汞指数(YGZS)与有效孔隙度交汇图版,指导了致密油储层的分类,结合核磁测井数据建立了基于测井的储层分类方法;采用最优化方法计算出三孔隙水导电模型中的各项参数,解决了储层压后是否产水的问题.该方法在G储层参数计算、油水识别中取得了很好的应用效果,对油气田地质勘探、开发具有重要的实际指导意义.
  • 摘要：通过井下微地震监测技术,实时监测、跟踪压裂过程中的裂缝形态及裂缝发育情况,准确定位改造位置并计算改造体积.昌吉油田致密油先导试验水平井压裂施工过程中,利用井下微地震监测结果,对压裂设计参数、泵注程序进行调整,与地层天然裂缝发育情况进行验证,从而更好地指导压裂施工.
  • 摘要：针对西部凹陷曙光-雷家地区沙四段湖相碳酸盐岩,建立了混杂沉积的细粒级岩类的岩石分类方法及标准,划分四大类岩性.在此基础上通过对组成岩石矿物成分开展岩石物理特征研究,优选对岩性敏感的补偿声波和自然伽马测井曲线计算出一条岩性指示曲线,利用岩性指示参数与深侧向电阻率等建立了相应的交会图版进行岩性识别.此外建立湖相碳酸盐岩岩石体积物理模型,利用多矿物最优化处理技术,计算岩石矿物成分.从而校正单井岩性剖面,实现复杂岩性的测井识别,落实高升油层岩性分布范围,有效指导致密油勘探实践.
  • 摘要：川中须家河组气藏为典型的大面积、低丰度、致密岩性气藏类型,资源潜力巨大,是四川盆地增储上产的重要层系,但该类气藏储层薄、非均质性强、气水关系非常复杂,如何提高含气富集区(甜点)预测精度和建立气水识别方法是须家河组气藏勘探开发最关键的问题.笔者从储层岩石物理分析和模型正演等基础研究入手,深入分析不同岩性组合下气层和水层的AVO响应特征,建立了一套以AVO叠前道集、近远道叠加剖面对比分析为基础,AVO主振幅主频率技术为核心的须家河组致密气藏检测及气水层识别新思路和新方法,生产应用效果显著.
  • 摘要：鄂尔多斯盆地东部主要发育源内、近源、远源三种成藏组合,受生烃强度、运移动力和通道、异常压力等条件控制,源内组合属于近源多方向充注,成藏要素匹配好,天然气聚集效率高,多形成大型气田;近源组合紧邻烃源岩,天然气充注强度由下往上相对降低,在相近的储层物性条件下,下部砂体充注丰度比上部砂体充注丰度高,多形成大-中型气田;远源组合处于区域盖层之上,烃类的充注受气源供给条件(气源、通道)控制,成藏要素匹配差,天然气聚集效率低,多形成小型气田.
  • 摘要：准噶尔盆地东部隆起北部探区近年来在二叠系湖相云质岩致密油勘探中成效显著.初始湖泛面和最大湖泛面的确定可以指明区域性优质烃源岩的发育位置,进而可以锁定初始湖泛面泥岩与滨浅湖砂坪微相构成的“互层甜点”发育段及最大湖泛面之上的“厚层甜点”发育段.从已钻井信息出发,在等时层序格架的基础上,开展致密油有利区的预测.首次以与优质烃源岩波阻抗差异明显的“厚层甜点”与“互层甜点”为预测单元,依托波阻抗反演技术,避免了常规岩性反演波阻抗值叠合、预测效果差的问题.较好地预测了甜点区的分布,勘探成效显著,发现石树沟凹陷的首个油藏,提交HB2井区控制石油地质储量.
  • 摘要：吉木萨尔凹陷芦草沟组发育咸化湖相复杂细粒沉积,是典型的源储一体的致密油储层.岩性复杂,纵向上呈厘米级薄互层状,孔隙度平均10％、覆压渗透率平均0.1mD,孔喉结构主要呈微米孔纳米喉组合特征,中石油现有的碎屑岩、碳酸盐储层分类行业标准已不能满足非常规致密油藏储层的分类和评价,使得致密油开发目标区域筛选缺乏依据.本文结合研究区致密油储层特点,综合考虑测井特征、储层物性、含油性等参数,并结合压裂试采动态资料,最终选用常规测井密度、电阻率、岩性、含油性、岩心分析物性、核磁解释孔隙度、储渗结构、排驱压力Pd、中值压力Pc、初期产能等指标参数对致密油储层进行分类评价,依据该分类评价体系将吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层划分为好(Ⅰ类)、中等(Ⅱ类)和差(Ⅲ类)三类,并应用该分类方案对研究区完钻直井进行了单井分类评价,结果显示目标区储层以Ⅱ类为主(占37.6％),Ⅲ类次之(占37.2％),Ⅰ类最少(占25.2％).
  • 摘要：针对煤层气相渗透率对煤层气开采的重要作用,对3块采自沁水盆地煤矿的煤样品,结合不同进口气体压力条件下气相渗透率变化实验,进一步分析了有效应力和气体滑脱效应对渗透率变化的控制作用.实验结果表明,随有效应力的不断增加,气相渗透率与有效应力之间呈指数形式不断下降;当有效应力增大到10MPa时,产生气体滑脱现象,导致气相渗透率升高,总体上渗透率呈先降低后升高的变化趋势.同时,通过非稳态法实验测得煤样气、水两相相对渗透率曲线,结合相对渗透率模型探讨煤岩孔隙结构迂曲度参数对气相相对渗透率的控制作用.结果表明,随着迂曲度的增加,煤割理开始变的弯曲,渗透率降低,相对应的气相和水相相对渗透率开始减小.
  • 摘要：吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储集层岩性复杂,组成岩石的矿物类型多样,对其形成机理、孔隙发育特征、控制因素认识有待于深入.本文对吉木萨尔地区芦草沟组储层的岩石学特征、孔隙特征及成岩作用进行了显微分析.研究表明芦草沟组储集层岩性主要为泥岩、灰岩、粉细砂岩和白云岩,具低孔、特低渗的特征.储集空间主要包括原生孔隙、次生溶孔、裂缝、页理及晶间孔,其中以次生溶孔为主.分析出芦草沟组成岩作用类型多样,包括凝灰质脱玻化作用、压实作用、交代作用、破裂及页理化作用、溶蚀作用及自生矿物的充填作用等类型.初步展示了扫描电镜在致密油储层分析研究中的意义及其应用前景,为储层研究提供更直观依据,以期对致密油的研究与勘探开发有一定帮助.
  • 摘要：分析致密油储层的微观孔隙结构是储层评价工作的重要内容,用聚类分析来处理这一类问题,可得到综合,客观,准确的结论.本文以吉木萨尔地区致密油储层的孔隙结构为研究对象,根据200个压汞样品16个孔隙结构变量的聚类分析结果,对研究区致密油储层进行了分类评价.结果表明:系统聚类法和二阶聚类法将储层样品的孔隙结构分为两类,K-均值聚类法将其分为三类,其中二阶聚类法的分类结果最佳;采取Xoaotb十进制孔隙分类标准,二阶聚类法的分类结果中,Ⅰ类孔隙结构属于低排驱压力中孔型,Ⅱ类孔隙结构属于中排驱压力中孔型,Ⅲ类孔隙结构属于高排驱压力过渡孔型;三种聚类方法的分类结果大致相同,该地区的有效储层约占储层总体的70％.
  • 摘要：针对昌吉油田二叠系芦草沟组致密油岩心,根据渗流力学和边界层理论,探索了致密油岩心单相渗流的实验方法,对不同孔隙体系的致密油岩心进行了单相渗流实验研究.根据实验结果分析了致密油岩心的单相渗流特征,建立基于启动压力梯度的单相渗流非线性数学模型以及与孔隙结构特征参数相关的渗透率经验公式,深入认识了致密油储层的单相渗流机理.实验结果表明:致密油岩心单相渗流曲线具有典型的非达西渗流特征,在低渗流速度下渗流曲线呈现明显的非线性关系,建立的流速与压力梯度三次函数非线性数学模型能够描述致密油岩心的非线性渗流特征;致密油岩心启动压力梯度随渗透率的减小而增大,经过从缓慢增加到迅速增加两个阶段,有3个数量级的变化范围.

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