俄罗斯石油资源丰富,录井市场巨大,但中俄录井方面合作不多,相互认知不足。从仪器研发、地质录井、工程录井、气测录井及信息录井5个方面对俄罗斯录井行业现状进行归纳阐述;从俄罗斯录井技术亮点、俄罗斯录井设备研发、俄罗斯录井设备性能指标、俄罗斯录井新技术4个方面对俄罗斯录井技术特点进行系统分析;从引进或借鉴特色录井设备及服务、推进俄罗斯录井设备升级改造、推介中国高配置综合录井仪及服务、推介中国特制录井仪及服务、推介中国特色录井设备及服务、联合组建研发基地6个方面为中俄合作提出建议。中俄录井行业合作,能够促进双方录井技术水平共同进步,有利于中国录井行业早日进入俄罗斯市场。
随着石油勘探开发的深入,高泥、高钙、低孔低渗、薄互层、强非均质性储集层等非传统储集层成为新的勘探目的层,这些特殊类型储集层,与不具有传统油气层响应特征的复杂组分油气层相融合 ,导致油气层的发现与评价难度不断增大。通过油气层解释技术创新提出的能量系数法、储集层空间烃类含量法、恢复系数法、曲线幅差形态法、校正全烃值法、岩石热解与气测一体化解释图板法,适用于低孔低渗、特殊气测组分、低阻油气层的识别与评价;应用XRD/XRF技术解决了灰质泥岩、灰质(白云质)条纹发育页岩层,富油凹陷泥页岩层等“假储集层”油气显示的识别与评价难题;矿物岩性元素、指相微量元素、风化壳敏感元素、溶孔溶洞相关元素的应用探索则在碳酸盐岩储集层辅助评价方面发挥了独到优势。
产能管理是气田开发的核心内容,直接关系气田产能建设部署、产量安排及气井治理对策制定。鄂尔多斯盆地气区供气任务繁重,面对储集层复杂多样、气井生产特征差异大、井数多的现状,针对常用的产能评价、产能分类、气井管理方法在精准性和时效性上难以满足需求的难点,在气井生产方式、开发阶段、生产特征研究基础上,建立了不同类型气井产能评价方法,追踪评价气井产能及变化特征,进而对气井产能进行矩阵分类,通过定量描述每类气井生产特征及开发矛盾制定相应管理方案。结果表明,建立并实施系统化、流程化气井产能管理标准,使气井精细管理水平及其时效性得到大幅提升,有效支撑了气田产能建设及开发部署,推动了气田绿色可持续发展。
石油快速钻井技术的推广与应用在提高机械钻速的同时,也缩短了钻遇地层岩屑样品捞取时间,同时岩屑样品粒径变小,给岩屑录井带来难以准确识别钻遇地层岩性的不利影响。针对录井工程面临的技术难题,录井技术人员研究出一系列光谱检测识别岩性技术。为进一步对比不同光谱岩性识别技术的优缺点,分别阐释了基于光谱检测技术的X射线元素录井技术、X射线衍射录井技术、激光识别岩性技术的原理及技术特点,对基于激光诱导击穿光谱的谱图识别岩性、元素组合关系识别岩性、砂岩-泥岩-碳酸盐岩三角图板识别岩性、Ca/Mg比值数据识别碳酸盐岩等多项技术进行了重点分析,并给出了录井施工应用实例,描述了现有技术存在的技术缺陷,探讨了成分检测在今后岩性识别中的发展方向。
为最大限度提高油田采出程度,针对哈萨克斯坦让纳若尔油田低渗透率薄层碳酸盐岩油藏,开展了水平井开发部署方案和水平井地质设计等关键技术研究,提出了水平井开发低渗透率薄层碳酸盐岩油藏技术方案,从水平井合理长度的确定、水平井井网部署方式、水平井位置及轨迹三方面进行详细设计论证,并进行了现场录井地质跟踪导向方法研究与实际应用,对水平井开发技术的实施效果进行了验证。最终开发效果显示,水平井产量是直井产量的近5倍,表明水平井开发低渗透率薄层碳酸盐岩油藏取得了显著的地质成效和经济效益,为类似油田水平井开发部署提供了借鉴。
从辉绿岩成因及分布特点入手,结合曹妃甸油田C构造及邻区已钻井资料,对井场辉绿岩的录井识别难点及测井响应特征等方面进行了研究。通过对该区域辉绿岩的成因和分布特点以及主要成分进行分析,为钻井过程中地层剖面横纵向对比提供参考。同时,采取改进常规的岩屑采集、清洗、挑样方式,以及引进适用于海上作业的岩性识别技术等手段、应用测井GR与RT交会图板等针对性的技术方法,在曹妃甸油田C 8h井快速、准确识别辉绿岩及区分玄武岩、凝灰岩等相似岩性方面效果显著,对地质、工程作业在安全、顺利实施方面意义重大,可为类似岩性地层的钻井工程作业提供宝贵的借鉴。
港西油田主要含油层系为新近系明化镇组和馆陶组,孔隙度为31%,平均空气渗透率为849 mD,为典型的高孔高渗疏松砂岩油藏。由于油层埋藏浅、地层疏松,加之常年注水开采的影响导致地层胶结性进一步变差,多年没有取心经验,该类井密闭取心保证收获率成为最大难题。以该油田某井为例,第一筒试取心收获率只有57.29%,通过对资料进行分析,与邻井电测井壁取心资料对比,制定合理的操作规程以及对钻井参数实施调整,第二筒取心收获率提高到100%。最终该井密闭取心总收获率为96.54%,总密闭率为88%,总取心进尺66.81 m,总取心长度64.50 m,超过了设计要求,为同类井的施工提供了借鉴经验。
为了研究地震拓频技术在黄骅坳陷周清庄油田及周边地区的适应性,提高砂岩储集层识别精度,应用HFE拓频处理技术对B 48X1井区滨Ⅳ油组及F 35-22井区的板3油组开展研究。HFE方法基于把低频子波压缩a倍而得高频子波,通过试验选择一个合适的a值,在提高地震数据分辨率的同时,保持原有信噪比、相对振幅关系及时频特性,然后在高分辨率地震数据的基础上进行波阻抗反演,对储集层进行追踪和预测。不同井区研究结果表明:受到原数据品质的限制,选择a=1.8能够有效提高地层分辨率,a值过高则信噪比开始降低;在B 48X1井区取得了良好效果并通过验证,拓宽频带25 Hz,平面预测结果与测井解释基本一致,吻合率80%,根据储集层预测成果选取有利评价区4.5 km2。
随着致密油勘探的不断深入,预探水平井勘探开发过程中,地震资料无法准确把握油层层位导致钻遇率低、常规螺杆钻具定向托压难以满足复杂的轨迹调整需求,以及水平段轨迹剖面相对复杂易发生井下风险等问题,逐渐成为制约致密油水平井砂岩钻遇率提高的瓶颈。通过松辽盆地北部大庆齐家凹陷多口预探井的实验,总结出旋转地质导向系统在预探致密油水平井中应用的方法。通过收集区域邻井地震测井相关资料建立地质导向模型、使用旋转导向工具组合、根据随钻测井数据及地质录井信息实时调整井眼轨迹等技术措施,合理解决了上述问题,应用效果明显,油层钻遇率达到99%以上,井眼轨迹控制平滑,减少井下复杂情况的发生,缩短钻井周期,节省了钻井费用。旋转地质导向系统在致密油水平井中的应用发挥了关键性作用。
大港滩海域油田的高效开发,得益于地质研究新区带的不断拓展,得益于地质研究新技术的深化应用,得益于钻井工程与海工技术的系统集成与应用。面对大港滩海域油田地下复杂的地质油藏条件和特殊的地表条件,通过探索地下复杂油藏分布规律,深入研究适合大港滩海域泥质海滩海工建造技术,集成应用人工岛、人工井场及固定平台等高密度丛式井油田开发技术,形成了滩海域油田开发配套技术系列,目前已在大港南部滩海区的埕海、赵东油田开发中应用且效益良好,为今后中北部滩海区的新港、滨海油田建设积累了重要经验,是大港滩海域油田优质高效开发的重要保障。
为了解决沁水盆地煤层气水平井钻进过程中,很难判断钻头在煤层中的位置,容易造成出层的问题,结合该地区煤层气水平井的实钻特点,运用随钻伽马、钻时、全烃等参数对沁水盆地煤层气井的标志层及煤层内剖面进行精细划分,并建立与之相对应的电性、综合录井曲线响应特征模型;在水平井施工过程中,通过标志层实钻数据与模型数据的分析对比,采用“地层动态倾角分析法”计算地层倾角,及时调整井眼轨迹,最终达到了快速钻进、提高煤层钻遇率的目的。
随着钻井工艺的进步,水平井已成为油田增储上产的重要井型。在水平井解释评价方面已基本形成了较完整的技术体系,但在水平井产能预测方面尚缺乏有效手段。基于直井的产能预测原理,建立了水平井的产能预测方法,并对产能影响因素进行分析,简化了预测参数,同时结合大庆油田致密油水平井实际试油情况,建立了满足大庆油田多个区块的联合产能预测图板。该方法在实际应用中取得了较好的效果,满足了生产的需要。
为解决港西油田浅层受构造特征、成藏特征等因素影响出现气测全烃低(小于2%),且组分不全的特殊产能层的解释难题,采用岩石热解分析技术和气相色谱分析技术对该油田25口井原油进行了特征分析,依据各项检测技术原理及大量检测数据的分析找出了产能层气测全烃低、组分不全的原因,并依据轻重比、油产率指数及气相色谱特征建立了港西油田特殊产能层评价模型,解决了随钻录井过程中单一气测技术难以准确评价该类储集层的难题。该方法在现场7口井的应用效果显著,大幅提高了录井技术在港西油田浅层的综合解释符合率。
气测录井数据是目前录井综合解释的主要基础资料,然而受井径、钻时、钻井液排量、钻井液密度等因素的影响,在井口检测到的岩层气测值与地层的真实含气量总有一定的差异。针对渤海湾海洋录井技术,在前人研究成果的基础上,总结出一个地层含气量校正公式。通过实际应用表明,该校正方法不仅能消除钻井工艺方面的影响,还能消除不同井眼、不同工程参数对气测值的影响,提高气测值的横向和纵向对比性,增强气测录井解释图板的规律性,因而有利于提高录井解释符合率。
福山油田勘探开发受地面环保的制约多采用大位移定向井,各区块间的油气藏录井显示特征存在较大差异,加之轻质油气藏又是录井解释评价中的一个难题。为使现场能够及时、准确评价油气层,从福山油田油气重要发现手段气测录井入手,在诸多气测检测参数和派生参数中,优选出湿度比、峰基比、烃斜率等参数,建立了适用分区块、分层位的气测解释标准和图板。这种气测录井解释评价方法简便、实用性强,在福山油田勘探开发中持续发挥着重要作用。
为了实现准确识别和评价油气显示、达到指导优选试油层位和制定测试方案的目的,鄂尔多斯盆地环江区块自2013年底引进岩石热解地化录井技术。根据环江区块已经完成试油井资料统计,利用岩石热失重法原理计算地化孔隙度(ϕ)、岩石含水量(W水)等参数,结合热解烃总量(ST)、轻重比(S1/S2)分别从储集层的物性、含水性、含油性、原油性质等方面进行综合评价,初步建立了环江区块含油性与含水性解释评价标准。同时,运用地化孔隙度与热解烃总量的乘积、岩石含水量建立了解释评价图板,并对多口生产井进行了验证,解释结果与试油结果吻合率在80%以上。应用效果表明,岩石热解地化录井对储集层精细评价可以满足现场生产需求,为测试层段优选提供了重要依据。
针对目前人工钻井时效统计方法存在耗时费力,不够精确,缺乏自动性、实时性和结果量化性不强等问题,基于综合录井高频数据自动分析钻机状态,结合人工观察记录低频数据,研究开发了钻井时效随钻统计分析软件系统。通过现场挂接综合录井仪和地质数据采集仪,随钻提取各项录井实时数据,实现了钻井时效自动统计和精确计算、时效分析结果实时量化展示。现场应用表明,依靠钻井时效随钻统计分析系统可以实现现场钻井时效实时自动统计分析,有助于钻井技术人员更科学合理地分析当前钻井时效是否处于最佳状态,提升施工方改进和优化钻井施工方案的能力。
为减少因3H04 CO2分析仪光源烧毁造成仪器无法正常工作,进而影响资料录取和勘探成本的增加的问题,对3H04 CO2分析仪进行改进。在不改变原有仪器的分析测量范围和精度的情况下,进行了光源供电电路的改进。通过分压方式对供电电路的改进设计进行了优化,去掉分压电阻R 30、R 34、R 12,只保留R 10作为分压电阻。改进的3H04 CO2分析仪投入使用后,消除了因光源损坏而造成的仪器故障问题。
复杂断块油藏较常规油藏建模的工作量及难度要大,由于缺乏对建模难点对策的系统剖析与引导,导致地质模型精度较多难以达到开发需求,严重影响了对油藏开发调整的决策。针对复杂断块油藏的地质特点和建模难点,从油藏建模的边界确定、速度模型转换、断层模型、层面模型、相和属性模型算法及约束方法等方面对建模的技术难点进行了剖析,对模拟方法选择、变差函数设置、砂体连通关系有效控制及干层或特低渗层的处理等难题提出了相应的解决对策,并根据不同开发阶段提出了合理的网格精度划分要求,系统提出并总结了各成果模型的验证方法,全面较好地解决了建模过程中的一系列难题,从而有效提高模型精度,为从事油藏地质建模的技术人员提供较好的指导。
针对舍女寺油田复杂多样的地质构造类型和油藏分布样式,结合构造成因、构造发育及沉积作用影响,对其开展地质构造参数与油气藏类型分析,认为孔二段早期受沧东断裂的影响,断裂系统以北东方向为主,是沟通油源的通道,后期受孔店构造带活动、孔西断层影响发育北东东向和近东西向断裂系统,两期构造应力呈一定夹角,对油藏起到封堵的作用,同时根据断层封闭性论证油藏的含油性,开展已开发区块断裂特征对油藏的主要控制作用分析,认为油藏主要聚集在以反向断块为主、断距大于40 m以上的断块中。该研究为舍女寺油田下一步勘探和开发井位部署提供了理论依据。
羊二庄油田目前处于特高含水开发阶段,原有储集层评价方法已不能满足现阶段油藏精细化开发和剩余油挖潜的需求。为此,通过对羊二庄油田曲流河、辫状河储集层构型特征、注水渗流特征、剩余油分布特征的对比研究,提出不同级别河流储集层构型特征对剩余油分布的控制模式。七级构型控制的河道叠置、河道边缘砂体尖灭都会形成局部的剩余油富集;八级构型单元内的砂体韵律特征、废弃河道遮挡注水等也会控制剩余油的分布;九级构型单元对剩余油分布的影响主要是点坝内部侧积界面和心滩内部落淤层的影响,形成三级构型控制下剩余油分布模式。不同类型砂体剩余油分布规律不同,应采取针对性措施进行剩余油挖潜。
通过探讨富油区带复杂断块油藏评价的技术思路和方法,提出4个拓展研究,即:由以往侧重单一层系研究向多层系精细立体评价研究拓展;由单一滚动评价向滚动、未动和升级评价整体研究拓展;立足于断裂带整体研究,由断裂带主体向翼部研究拓展;由以往的侧重于增储向增储建产一体化研究拓展。为此,确定油藏评价的研究思路是:针对大港复杂断块油藏特点,全面开展评价建产一体化拓展研究,以富油区带为单元,油藏归位为基础,重建构造、储集层和油藏模型为手段,重新认识地下,重新寻找潜力,实现规模效益增储建产。分层系评价技术对策的实施,取得了多项研究成果和显著的推广应用成效。
