简介:本文是介绍如何应用智能井系统与完井的结合来控制深海区的油藏流入。在深水海底,远程控制水流入的能力可以免除成本很高的钻井平台维护作业,同时能延长油井的寿命并增加可采储量。在巴西深水海域,具有机械裸眼隔离的裸眼水平井砾石充填完井都已与完全可靠的电子智能井系统结合在一起。本文将详细介绍这些技术的设计、测试和实施。巴西深水海域仍然是迫切需要为提高经济效益而推动新技术应用的地方。1998年在巴西深水海底实施了水平井砾石充填完井。到目前为止,已对生产井和注入井成功实施了52次海底水平井的砾石充填。为了进一步提高深水区的经营效益,于1999年开始在坎普斯(Campos)盆地实施5级多分支井。由于裸眼水平井砾石充填的成功不断显示出经济效益,有必要提供一种与砾石充填相结合的有效层位分隔。2001年在坎普斯盆地成功应用了可获得层位分隔的分流阀技术。水平井的层位分隔和长水平距离使油田经营者能够选择性地开采油藏,并使桶油当量的开发成本降至最低。莫索拉(Mossoro)油田,在陆上部署了由31/2-in和51/2-in流入控制设备构成的完全电子化智能井系统。安装这套系统的目的是为了在将该技术应用于海底油井之前加以验证。这些阀门是在办公室遥控操纵的。经过数月的成功应用和收集数据,拆除了该系统并准备将其安装到深水海底油井。在陆上油井的试验期间,发现有必要修改数据的存储容量。然后对软件进行了修改,以优化数据的存储速率。为了将智能井系统与防砂完井相结合,必须有一个优化过程以满足建井和作业需要。这一优化过程包括:(1)为达到目标井位进行井眼轨迹设计,同时要控制“狗腿”的严重程度以利于智能井系统设备的下入;(2)为获得流入控制和尽量降低安装过程作业�
简介:随着自生自储型油气藏的重要性持续增强,产层岩石性质的评价变得比以往任何时间都更加重要。要尽可能地增加潜在的收益,就需要有综合性的页岩成藏层带描述方法,来识别产油气区域,这一点已经变得越越来越明显。描述超低渗透率页岩储层及其油气资源潜力的参数很多,包括有机质丰度、热成熟度、岩性非均质性和岩石脆性。岩石脆性是描述岩石地质力学性质的参数,在生产井的总体生产动态预测方面能够发挥重要的作用,而且通常是提高井产能的一个重要参数。因此,对于潜力区的优选、井位部署方案的设计以及水力增产处理有效性的提高,认识目标层段的力学性质都是最为根本的。从伊格尔福特组页岩(EagleFordShale)地震资料中提取的地质力学属性捕捉到了这套地层变化的力学性质,而后者又能够指示走向上的岩相变化。利用声波测井资料、岩心分析资料和三维地震资料,评价了伊格尔福特组页岩不同岩相单元之间的力学性质差异及其对井生产动态的影响。在储集岩相的识别对开发钻井是重大挑战的区域,利用3D地震资料对构造和岩相分布进行了成图。在本次研究中我们证实,在有效的增产处理和压降过程中支撑剂嵌入地层等问题是关注重点的区域,由三维地震资料反演得出的杨氏模量和密度是有效的描述参数,它们可用于识别岩相变化并对其成图,确定可以有效开展水力压裂的地层边界。最终所得的结果就是由脆性伊格尔福特组页岩中富含碳酸盐地层段的三维地震资料属性识别出的力学性质变化,以及根据这些变化预测出的可水力压裂储层的边界以及与支撑剂嵌入相关的井生产动态变化。对于在诸如伊格尔福特组页岩这些超低渗透率岩石中优选高产层段而言,力学性质的变化极为重要。我们相信,这种方法�
简介:针对楔状、递变型、不同砂地比及反射系数相差较大等薄互层模型,通过正演模拟,结合复数道,详细分析了瞬时振幅、瞬时频率等属性特征.研究发现,不同模型对应不同的瞬时属性特征.楔状模型,当0〈t〈T/2时,瞬时振幅随时间厚度增大而增大,当T/2〈t〈T时,呈负相关;当0〈t〈3T/4时,瞬时频率与厚度负相关.不同砂地比模型,瞬时振幅值随砂地比增大而增大,但在同一砂地比下,不同内部组合,瞬时属性也会有差异.等厚递变型模型的瞬时属性值偏向反射系数大的一侧,且瞬时频率倾斜程度更大.当反射系数由少变多,且极性变化时,瞬时属性特征也会越来越复杂.通过正演模拟可以定性分析不同薄互层瞬时特征,为薄互层地质解释提供理论依据.
简介:根据Oriente盆地几个三维数据体的解释提出了断层确定一个已知油田的范围。此外,用油田内低孔隙层段油藏的充填粘土层表征细微的层序边界。这些层段的认定是很严格的。根据我们的经验,证明了基于波形分类的神经网络是一种确定这些层段的有效方法。来源于分类的地震相定性分析是一种常规的手段。但在本文中我们则用实例说明地震相的定量解释是可行的,这就加深了对地震特征波形的地质认识。本文讨论扩展的一维模拟,以对归因于砂/泥岩层(序)等厚线变化的地震道波形进行了解,这在选定每一神地震的实际地质模型过程中是一种基本原则。在文中所叙述的内容中对还包括研制从地震相求出储层砂岩的“有效厚度/总厚度”流程和主要方法。根据厄瓜多尔Oriente盆地几个三维数据体这项技术的慎密研究的结果已经获得了几项成果.它为了解沉积环境和储层模型以及下一步的有效钻探奠定了基础。
简介:本文介绍了一种新的改善油气采收率(IHR)技术的筛选方法,该方法可用于(1)根据不同的改善采收率(IHR)技术的特点对候选油藏进行筛选和排序,(2)通过通用分区建模(genericsectormodeling)和情景模拟(proxysimulation)获取初步的液流模拟结果(flowstream)。这种方法能够根据储层的岩石/流体性质和技术/经济筛选标准快速的对多种EoR技术进行筛选,并对候选的EoR技术进行定量排序。此外,该方法还提供了一种手段,运用具体案例的动态曲线进行设施层面的模拟,以此对油藏动态进行首过(first—pass)评价。这种筛选方法已经在开展过或正在开展EoR的很多油田进行了全面的测试,所得结果与公开的资料非常吻合。这种方法有助于识别潜在的IHR机遇,使决策者能够快速确定某一油田或油藏开展IHR的可行性及能够带来的好处。
简介:凝析气藏相平衡过程发生于地下多孔介质中,其相平衡过程和常规PVT筒有很大的差别,因此对多孔介质中凝析油气相平衡的研究具有重要的意义.对国内外在多孔介质中,凝析油气相平衡的物理模拟技术和理论模型的研究现状进行分析认为,目前还没有能准确地测试凝析油气混合物,在真实岩心中的相态变化的物理模拟技术.在相平衡计算模型方面,考虑气固吸附、毛细凝聚、毛管力影响的相平衡模型已较成熟,凝析油与多孔介质吸附的相平衡计算模型还有待发展.目前国外尽管在多孔介质对凝析油气相平衡的影响上仍有争议,但由于该研究直接关系到凝析油气相平衡测试方法和理论、渗流理论及试井解释方法的发展,仍有必要对该课题进行深入而严密的研究.
简介:北海中部Fulmar油田Fulmar组(上侏罗统)的岩心样品,进行了沉积岩相学和石油地球化学方面的研究。石油饱和带中石英次生加大和钾长石颗粒的钠长石化程度均低于水饱和带。然而,石英次生加大中流体包裹体的显微测温研究表明,油、水饱和带中包裹体的温度相近(85~125℃),且最大记录温度与现今储层温度(大约130℃)接近。这说明石油饱和带中石英次生加大继石油侵入之后一直持续发育,但与水饱和带相比,这种作用受到抑制。因此,石英胶结物必定局部来自压溶。油饱和带与水饱和带相比,钾长石的钠长石化明显降低(大约50%)。由于钾长石的钠长石化依赖钠的供给和钾的迁移,所以石油侵入之后该过程很有可能中止。钠长石化作用所见到的差异,说明Fulmar储层在晚第三纪时被充填,该估算的年代与用邻近生油盆地中石油生成模拟确定的时间大致吻合。Fulmar砂岩含极少量或不含高岭石,长石和碳酸盐亦无地下淋滤痕迹。这可能是由于Fulmar砂岩为滨海砂岩,局部为浊积岩,尚未暴露于大气雨水之故。与Fulmar砂岩紧密相连的未成熟至成熟的Kimmeridge泥岩对次生孔隙发育影响甚微,暗示该套生油岩生成的有机酸或二氧化碳对次生孔隙的发育并不重要。
简介:煤层气的商业性开采在阿巴拉契亚(Appalachian)盆地北部开始于上世纪30年代,而在圣胡安(SanJuan)盆地开始于50年代初。然而,直到70年代和80年代初经美国矿务局、美国能源部、天然气研究所和油气作业者共同努力,证明可用垂直井对煤层气进行商业性开采时才认识到煤层气资源的重要性和经济意义。勘探和开发工作在80年代末和90年代初得以扩展,部分是由于非常规燃料的税收减免法。到2000年,煤层气已占美国干气储量(15.7万亿立方英尺[4400亿m^3])的8.8%和年产量(1.38万亿立方英尺[400亿m^3)的9.2%。从1989到2000年,美国煤层气的累积产量为9.63万亿立方英尺(2720亿m^3)。目前,煤层气的开发已扩展到美国12个盆地左右,而勘探工作则发展到全世界。煤层是自生自储的气藏,它们可含有热成因气、运移来的热成因气、生物成因气或混合气。煤层气主要呈吸附状态储集在煤基质的微孔隙中,其次呈游离气储集在微孔隙和裂缝中,或者呈水中的溶解气。控制气资源量和生产能力的主要参数是热成熟度、显微组分组成、气含量、煤层厚度、裂缝密度、地层应力、渗透率、埋藏史和水文环境。这些参数在美国和世界的生产气田中有很大差异。在2000年,圣胡安盆地占美国煤层气产量的80%以上。这个盆地有个巨大的煤层气成藏层发育区,即弗鲁特兰富集区带(FruitIandfairway),它已采出7万亿立方英尺(2000亿m^3)以上的气。弗鲁特兰煤层含气系统及其基本要素和保德河(PowderRiver)盆地的尤宁堡(FortUnion)煤层气成藏层形成显明对比。尤宁堡煤层气成藏层是美国开发最快的天然气成藏层之一,其产量由1997年的140亿立方英尺(4亿m^3)迅速增加到2000年的1473亿立方英尺(41亿m^3),占当时美国煤层气产量的10.7%。到2001年,年产量为2447亿立方英尺(69亿m^3)。
简介:中国东部油区多为陆相复杂油气藏,大多经历了近50年的开发,平均采收率仅为30%,剩余油潜力依然很大。如何最大限度地开采剩余油气资源,大幅提高地球物理资料的分辨能力,准确建立油藏地质模型、搞清剩余油分布是关键。由于井问信息少、多解性大,常规技术建立的油藏模型精度低、确定性差,不能满足油田精细开发的需求。国内外的单项研究实践表明,破解制约油田高效开发的这一技术瓶颈,必须充分挖掘和利用地球物理信息,发展能够在三维空间有效识别剩余油富集区的油藏地球物理技术。该技术是一项综合运用多种地球物理方法对油藏进行精细研究的集成配套技术。其主要技术思路是,以岩石物理、高精度三维地震、多波地震、井中地震等关键技术为基础,突破井孔地震高分辨率处理与解释技术,实现井地地球物理资料联合拓频与反演,完成综合地球物理资料约束的确定性构造、储层和流体的精准建模,大幅提高油气采收率,实现油田高效开发。