济阳坳陷页岩油甜点评价方法研究

根据地质、地化、测井资料,明确了页岩油富集主控因素是泥页岩岩相、页岩油的可动性、泥页岩裂缝和异常压力等要素。根据页岩油富集主控因素建立了页岩油甜点评价方法。不同岩相它的储集性和含油性不同,因此岩相可由它的储集性和含油性来表征。用AC曲线和R4曲线评价页岩岩相的储集性和含油性。页岩油的可动性可由S_1、S_1/TOC和页岩油黏度综合评价;S_12 mg/g,S_1/TOC10%,黏度10 m Pa·s的页岩油可动性好;泥页岩裂缝可由岩心、常规测井和成像测井综合判识;压力系数大于1.2的区域是页岩油发育的有利区。最后,根据页岩油主控因素综合确定了济阳坳陷页岩油甜点分布的有利地区,为济阳坳陷下一步页岩油勘探指明了方向。     

基于层次分析法的致密砂岩双甜点评价方法

致密砂岩储层是未来中国油气资源增储上产的重要支柱之一,有效的甜点预测则是致密油气成功勘探开发的重中之重.针对致密砂岩储层的甜点评价问题,提出了一套基于层次分析法,结合三维地质模型的综合甜点的评价指标体系、预测方法和工作流程.首先,系统分析致密砂岩储层的特性,总结建立了一套致密砂岩储层甜点评价指标体系;随后,通过地质与工程的综合甜点多信息融合,基于多参数三维地质模型,引入层次分析法进行了符合综合甜点评价需求的改造和融合,实现了基于层次分析法的致密砂岩甜点评价方法;最后,通过X区致密砂岩储层,对方法的有效性和准确性进行了测试.结果 表明,研究方法可以实现致密砂岩储层地质甜点、工程甜点和总和甜点的评价.     

中国陆相致密油“甜点”富集高产控制因素及勘探建议

通过分析中国陆相致密油成藏组合特征,研究典型致密油区"甜点"地质参数与单井产量的关系,明确致密油"甜点"富集高产控制因素,为致密油勘探开发提供依据。致密油"甜点"富集受优质烃源岩、储层物性和裂缝控制,优质烃源岩展布控制了"甜点"区的平面分布与纵向富集段,物性相对较好的致密储层控制了"甜点"的资源规模及产能,裂缝能极大地提高储层的渗流能力,致密油产量与储层厚度、黏度、压力系数正相关,但与单一因素相关性不明显。水平井产量与水平段长度、压裂液总量和压裂总加砂量密切相关,压裂液总量影响初期产量,总加砂量对累计产量影响较大。精准选取"甜点"区和"甜点"段,采用长水平段水平井开发,加大压裂液总量和压裂总加砂量是陆相致密油获得高产的前提。根据中国陆相致密油富集高产控制因素,提出如下勘探开发建议:开展地质精细评价,提高"甜点"预测精度;优化钻完井技术,降低勘探成本;通过管理体制创新,提高生产效率。     

中江气田致密砂岩气藏“一体化”甜点评价技术

中江气田沙溪庙组气藏整体呈“三隆夹两凹”的构造格局,构造高部位的“三隆”区已经实现高效开发,但构造低部位“两凹”区河道甜点评价技术尚不完善。针对现有地质甜点着重评价储层品质,而含气性预测依赖地震解释,且多解性强的问题,将成藏与地震研究相结合,形成含气性预测精度更高的地质甜点预测技术。在地质甜点评价基础上,对甜点进行分类评价,明确各类甜点的特点与差异,建立与之相适应的工程改造技术,形成针对性的工程甜点评价技术。深化深源浅聚次生气藏的差异化成藏研究,多学科融合,形成“地质甜点”与“工程甜点”有机融合的“一体化”甜点评价技术。基于一体化甜点评价结果,结合水平井体积压裂新工艺,突破了常规储层下限,大幅提高了单井产能,实现了“两凹”区的有效动用开发。“一体化”甜点评价技术可有效评价压裂新工艺所适宜的低品质河道,推动气藏更低部位、更差储层河道的建产开发。     

致密砾岩油藏压裂甜点预测研究—以玛18井区为例

致密油藏压裂甜点的准确预测是合理部署井位和压裂改造成功的关键。玛湖致密砾岩油藏复杂的地质特征和强非均质性,导致其压裂甜点的预测较为困难。针对目前缺乏有效预测玛湖砾岩油藏压裂甜点方法的问题和提高水平井压裂改造效果的迫切需求,本文在压裂改造效果主控因素分析基础上,以储层改造体积（Stimulated Reservoir Volume, SRV）为预测指标,首先优选已有基于可压性指数的压裂甜点评价模型,同时建立了基于机器学习的致密砾岩油藏压裂甜点预测模型,最终形成了适用于玛湖致密油藏压裂甜点的预测方法。研究结果表明：在基于可压性指数的压裂甜点预测模型中,Cui、Di、Lai等人建立的模型与实际监测结果有具有较高吻合度;在基于机器学习算法的压裂甜点预测模型中,随机森林、GRBT、Bagging模型表现出较好的性能;虽然当前数据下基于可压性计算的压裂甜点模型的性能更佳,但是随着现场数据的更新与准确度的提高,基于机器学习的压裂甜点模型预测精度将不断改善。研究成果对于玛湖致密砾岩油藏压裂甜点和综合甜点评价、井位部署、压裂改造设计具有重要的指导意义。     

基于改进残差的神经网络方法预测页岩气甜点

北美页岩气革命取得的巨大成功对全球能源格局产生了深远的影响,并引起了工业及学术界的广泛关注。甜点预测是提高页岩气钻井成功率、保障压后产能的一项关键技术。目前传统方法预测页岩气甜点区存在误差较大的问题。以加拿大商业开发成功的页岩气产区Fox Creek地区为例,对控制该区页岩气甜点的地质及工程因素进行详细剖析,在此基础上,提出一种改进残差的神经网络方法来分析页岩气甜点主控因素,并建立甜点区预测模型。结果表明,影响研究区页岩气甜点区的主控因素为孔隙度、渗透率、泥质含量、埋深、地层压力、脆性指数和压裂施工参数（水平段长度、压裂段数、支撑剂注入质量和压裂液注入体积）。改进残差神经网络算法在测试及训练的产气量数据预测方面吻合度分别达到0.94和0.85,展现出很好的预测效果。基于改进残差神经网络的预测模型表明,西部和南部Duvernay边界处发育页岩甜点区,向东北部逐渐变差。该页岩气甜点预测模型为该地区页岩气的后续高效开发提供了可靠的基础。     

张家湾地区长7页岩生烃潜力及孔隙结构特征

为了摸清直罗油田张家湾地区延长组长₇页岩生烃潜力及孔隙特征，通过岩石学、有机地球化学分析以及利用扫描电镜、氩离子抛光等技术手段，对研究区长₇页岩进行了展布特征、地球化学特征和孔隙特征分析。结果表明，研究区延长组长₇段黑色湖相页岩在平面上和纵向上均存在差异，具有"北西厚、南东薄"的特征；长₇油页岩有机质类型以I型和Ⅱ₁型为主，有机质成熟度高，为好的烃源岩，页岩储层属于I类富集型储层；孔隙类型以粒间孔、晶间孔、溶蚀孔和有机质孔为主；孔径以<0.5 μm为主，储层喉道半径主要在100~750 nm，孔隙度变化范围较大，主要在0.5%~1.9%，平均约1.0%。研究认为，研究区"新发现"的长₇页岩生烃潜力较大，可动油含量较高。     

长宁地区优质页岩储层非均质性及主控因素

通过大量实验测试数据的统计分析,明确了川南地区长宁区块优质页岩各小层间存在较强的非均质性,分析了优质页岩储层发育的控制因素。五峰组-龙马溪组下部储层的脆性矿物含量高,黏土矿物含量相对较低（平均为24.5%）;储层的储集空间类型多样,以有机质孔隙为主,储层物性在纵向上具较强的非均质性,孔隙度主要在0.73%~10.25%,平均约为4.19%;五峰组和龙一₁亚段5个小层的总含气量在1.27~4.19 m³/t,平均达到2.74 m³/t,龙一₁亚段1小层含气量最高,其次为2小层和3小层,4小层含气量最低。沉积条件是优质页岩发育的物质基础,石英含量高和有机质发育有利于优质页岩储层的形成;压实作用与胶结作用是页岩储层发生致密化的主要机制,而溶蚀作用和有机质热成熟在一定程度上可改善页岩储层质量。     

中国致密油储层储集性能主控因素分析

致密储层储集性是形成致密油"地质甜点"的关键控制因素之一,是致密油勘探寻找"甜点"的重要参考依据。中国致密油储层岩性复杂、类型多样、分布广、总体致密。储层岩性主要为陆相湖盆砂岩和碳酸盐岩,按沉积成因与岩性,可划分为深水重力流砂岩、三角洲水下分支河道砂岩、湖相滩坝与浅滩云质岩,以及湖相泥灰岩4种储层类型,不同类型致密储层在中国晚古生代至新生代陆相盆地广泛分布。受沉积环境与成岩作用影响,储层储集性差,一般孔隙度<10%、渗透率<1×10-3μm2。中国致密油储层的物性好坏与裂缝发育程度决定了储层的储集性能,主要受沉积相、成岩相与裂缝3种因素控制。不同成因储层储集性能主控因素不同,其中,深水重力流砂岩型储层受成岩相与构造缝控制,三角洲水下分支河道砂岩型储层受沉积-成岩相与构造缝控制,湖相滩坝、浅滩云质岩型储层受岩性与溶蚀作用控制,湖相泥灰岩型储层主要受构造缝控制。上述不同致密油储层储集性能主控因素及其差异性是勘探中寻找不同类型致密油"甜点"与目标优选的重要依据。     

陆相页岩储层地质力学特性及对压裂效果的影响

根据储层测井资料以及压后试油资料,分析了准噶尔盆地玛瑚凹陷风城组陆相页岩储层的地质力学特性,研究了地质力学参数对陆相页岩储层压裂效果的影响,并对陆相页岩储层可压裂性进行了评价。研究结果表明,风城组页岩油储层岩石力学参数与声波、体积密度间存在良好相关性,以此为基础,建立了储层岩石力学参数的测井计算模型;基于已钻井压裂、测井资料,建立了研究区陆相页岩储层地层压力、地应力计算模型;利用灰色关联法明确了储层影响压裂效果的地质力学主控因素(弹性模量、水平应力差、最小水平主应力、抗张强度以及单轴抗压强度);利用层次分析法构建了研究区陆相页岩储层可压裂性评价指标,地质力学主控因素的权重系数依次为0.369 6、0.244 0、0.209 0、0.109 3及0.068 1。     

吉木萨尔页岩油水平井开采实践

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油矿场开发试验表明，纵向上不同地质甜点，平面上同一甜点层的不同区域水平井生产特征差异很大，水平井单井产能及EUR主控因素不清，给油藏开发方案编制、储层改造方式选择和效益评价带来了诸多困难。为此，通过地震、录井、分析化验一体化综合研究，明确了源储高频互层的地质特征，源储配置和保存条件是影响芦草沟组含油性的先天因素；利用特殊测井、微地震监测明确了水平段长度、复杂缝网是影响产能的重要因素；利用室内物模实验，结合油藏生产动态综合分析，初步确定了压裂后水平井合理的排采制度。研究认为，页岩油甜点体具有较强的非均质性，高优质甜点钻遇率和改造缝网复杂程度最大化是提高水平井产能必须追求的目标，合理的排采制度有利于充分发挥水平井的生产能力。     

页岩气藏开发的关键因素

 页岩气藏是一种非常规气藏,属连续型气藏,其储层结构复杂,为低孔、低渗型,对开发技术要求很高。本文简述国内外页岩气开发现状,对北美页岩气藏开展研究并总结其勘探开发成功经验,认为其有效开发的关键是甜点区优选及储层压裂改造,综合地质评价是页岩气资源投入开发的基础,储层改造技术是动用页岩气储量的核心。介绍了开发目标区优选的主要地质参数及钻完井优化的主要内容,同时结合中国页岩气井地质及工程参数实际对比,提出了页岩气成功开发的工作思路,即在水平段储层评价基础上,进行有针对性压裂射孔设计,采用适合工程参数以增大缝网改造体积和效率,进而提高单井产量。     

川东南五峰组-龙马溪组页岩气目标评价及水平井设计技术

川东南地区五峰组-龙马溪组具有良好的页岩气勘探开发潜力,利用实验、地震、测井、钻井及压裂等资料,以页岩气甜点目标评价为主线,开展地质-物探、地质-工程一体化研究,结合勘探开发实践,明确了地质综合评价、甜点目标评价体系及水平井地质-工程一体化设计等目标评价技术系列。甜点目标评价体系是以“三因素控气”地质认识为指导,建立甜点目标评价体系和标准,优选有利目标。水平井地质-工程一体化设计技术是通过优化水平井部署和压裂设计,穿好层、压好缝,提高单井产量。通过目标评价技术集成及应用,形成固定做法、固化成熟技术,高效指导川东南地区五峰组-龙马溪组页岩气勘探开发。     

鄂尔多斯盆地西部新安边地区延长组成藏模式

鄂尔多斯盆地西部新安边地区勘探程度低,石油勘探潜力大,为此有必要进行系统的地质研究。研究认为,烃源岩发育良好,有机质类型为腐殖-腐泥型,有机质丰度高、生油潜力大;储层以三角洲前缘水下分流河道砂体为主;油源分析表明延长组原油主要来自长7烃源岩;区域上分布四套盖层,盖层分布广,发育较为稳定;连通砂体和裂缝发育带是油气运移的主要通道;生储盖配置良好,形成了长8油藏为＂新生古储＂,长4＋5-长6油藏为＂古生新储＂的生储盖配置组合,而总体上延长组可认为属于＂自生自储＂组合类型。本区油藏类型主要为岩性油藏和构造-岩性油藏,油气勘探以寻找近油源处三角洲前缘砂体为主,低幅构造在控制成藏方面也起到了一定的作用。     

蟠龙油田三叠系长2油组油气富集规律

鄂尔多斯盆地陕北斜坡为一平缓的西倾单斜,通常认为长2油藏的形成和分布主要受沉积相和优质储层控制,构造、裂缝等其他地质因素作用较弱。对陕北斜坡东部蟠龙油田长2油层组油气富集主控因素的研究表明,蟠龙油田长2油藏的形成和富集受沉积相带和优质储层、鼻状隆起背景、区域盖层与局部盖层、运移通道等多种因素控制,其中,鼻状隆起与局部盖层对长2油藏意义更为突出,鼻状隆起的围斜部位油藏最为富集,而局部盖层拓展了油层纵向分布范围。长2油藏类型复杂多样,除岩性油藏以外,以构造-岩性为主的复合油藏是该区长2油藏的主要类型。     

优质烃源岩对鄂尔多斯盆地延长组石油聚集的控制作用

三叠系延长组是鄂尔多斯盆地最主要的含油层系,主力烃源岩为长7段中下部的"张家滩页岩",累计厚度大,分布面积约5×104km2.烃源岩地化指标分析结果表明,张家滩页岩残余有机碳质量分数一般为6%～14%,有机质类型主要为腐殖-腐泥型,分布范围内烃源岩均已达到成熟,为一套优质烃源岩.勘探实践证实,烃源岩的分布和质量对石油富集具有重要的控制作用,这主要与延长组构造背景、储层致密性及后期保存条件有关.延长组长6段及其以上油藏与分布在陕北斜坡西部已发现的长8油藏平面上大面积准连续分布,且均分布在长7优质烃源岩展布范围内,因此,张家滩页岩分布范围控制了延长组长6及其以上地层油藏和西北、西南部长8油藏分布.     

泾河油田裂缝型致密油藏地质特征及开发对策

在阐述裂缝致密油藏地质及开发动态特征的基础上,明确了开发难点,并提出开发对策,可为同类型油田开发提供借鉴。泾河油田储层致密、孔喉细小、连通性差、可动流体百分数低,发育构造和水平层理裂缝,裂缝是高产主控因素。储层可划分为4类,I、Ⅱ类为"甜点",非均质性强、厚度薄、孔隙度低、含油饱和度低、储量丰度低;油井产量低、产能差异大、产量递减快、累产低、采收率低,开发难度大。开发难点主要有"甜点"精细描述难度大、提高井控储量难度大、提高采收率难度大、能量补充难度大等。针对开发难点,提出了"非连续"性井位部署、水平井分段压裂、滚动建产、优化油藏工程参数、能量补充先导试验、实施低成本战略等6项开发对策。