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  • 从孔隙尺度到模拟尺度的多尺度储层描述:概念及流程
  • 文中介绍了为从孔隙尺度到油藏模拟尺度的储层描述所建立的一致性框架,解释了与储层描述相关的概念,并定义了对储层描述最为重要的尺度;展示了工作流程,说明了如何把静态和动态岩石物理性质从一种尺度向另一种尺度变换,以及如何考虑每一次尺度变换时程序的相似性和差异性;解释了为什么多尺度方法涉及的步骤不单单是粗化(upscaling)(传统上往往假设仅涉及粗化一个步骤),并通过实例说明了综合性多尺度法所涉及的各种尺度;最后讲述了如何运用模型一原型(modeel—prototype)相似性的概念来克服描述流程的缺陷,并介绍了其在把取决于饱和度的岩石物理性质向更大尺度变换中应用的细节。
  • 多尺度岩石分析改善复杂碳酸盐岩储层描述
  • 碳酸盐岩储层由于在各种尺度上都存在固有的非均质性而使其评价工作艰巨复杂。不同尺度的岩石性质描述结果也不尽相同,使得单个岩石体积内非均质性的描述亦成为挑战。为更好地预测油藏生产动态,小尺度的非均质性描述必须放大粗化。本研究的目的是在多种尺度下确定碳酸盐岩的类型。然后将所划分的岩石类型及其相应的物性粗化到全岩心层次。根据岩心的岩性型(1itho—types)的统计分布,我们从某一非均质储层层段选取了典型的岩心塞。采用先进的双能XCT成像技术观察岩心长度方向上的孔隙度和矿物变化,从而对储层岩性型进行描述。岩心塞尺度的岩石类型则基于岩石物理数据和地质相进行了界定。微米至纳米尺度的高分辨率XCT图像也被用于确定岩石类型。通过建立岩心岩性型与岩心塞资料的关系,把这些岩石类型粗化至全岩心层次。岩心岩性型(孔隙度和矿物组成)可很好地反映全岩心的非均质性,也是选择典型样本的可靠依据,有利于在岩心塞和全岩心之间建立联系,实现岩心岩石类型信息向全岩心尺度的粗化。高分辨率数字成像突显了样本中的不同孔隙形态,提高了岩石类型的分辨精度。在岩心长度方向上获取了准确的孔隙度和渗透率曲线,它们与岩心塞数据具有很好的匹配关系。研究了多尺度下的孔一渗关系,发现它们对全岩心层次粗化后渗透率的确定有直接影响。本文提供了一种先进快捷的工具,用于在非均质储层中选取具有代表性的样本和开展统计学岩心描述。多尺度下确定的岩石类型为碳酸盐岩的非均质性研究提供了新思路,也为岩石类型和物性数据粗化提供了更多选择。粗化至全岩心层次的岩石类型有利于提高储层纵向动态吸入参数的预测精度,从而改善油藏生产动态的预测。
  • 基于同位素地球化学和遗迹相开展的科威特北部迈拉特复杂碳酸盐蒸发岩储层描述
  • 对于地质家而言,利用基于简单沉积学研究成果建立的地质模型开展复杂碳酸盐蒸发岩油藏的开发研究是一个巨大的挑战。从概念性3D沉积模型到确定性的可预测模型,建立了高分辨率层序地层格架。在这个过程中,利用碳和氧同位素信号以及遗迹相组合对层序地层格架的界面进行了微调,确定了迈拉特组(Marrat)层序内各地层段的横向连续性。由于白云岩和多孔颗粒灰岩是迈拉特组内主要的储集岩类型,确定母岩岩相(precursorlithofacies)在层序地层格架内的位置非常关键。分析了白云岩样本的δ13C和δ180。迈拉特组上段和下段主要为薄层状微晶暴露白云岩(exposuredolomite),其δ180比较高,与低位域沉积组合(packages)有关,而迈拉特组中段白云岩的δ180较低,而δ13C较高,与高位域母岩岩相有关。此外,多孔白云岩的典型遗迹相组合决定了迈拉特组中段油藏中流动带(flowzone)的纵向非均质性和横向连续性。最近的测试结果证实了这个模型的可靠性,生产测井资料与地层压力测试资料的综合分析证实,流动带的连通性是可以预测的。
  • 基于NMR的碳酸盐岩储层岩石物理快速准确描述新方法
  • 文中探讨了碳酸盐岩储层岩石物理描述新方法的应用。这个方法利用核磁共振(NMR)测井和岩心资料,可以快速而直接地估算井下孔隙度、孔隙大小、束缚水饱和度和渗透率并确定岩石物理岩石类型。这种方法的新颖性在于所建立的渗透率模型和有效表面弛豫率(effectivesurfacerelaxivity)发挥的关键作用。业已证实,如果这个参数能够得到正确的确定,那么NMR测井曲线就无需额外进行任何的标定。这个方法在中东地区一个白垩系碳酸盐岩储层中得到了验证。运用的数据集由一口关键井的NMR测井资料和7口井的专门岩心分析结果构成。在这个模型的标定完成后,利用其他15口井的资料进行了盲测。然后讨论了这个方法在其他碳酸盐岩储层中的推广应用。具体而言,首先定义孔隙大小分布预测器(predictor),这个预测器利用基于压汞测量资料而建立的孔隙系统,实现井下微孔隙、中孔隙和宏孔隙的识别和分类。这种分类为储层建模、流体流动特征评价和润湿性确定奠定了基础。微孔隙与束缚流体具有相关性,因而根据上述孔隙度划分(porositypartition)结果还可以估算束缚水饱和度。根据NMR横向弛豫时间分布与孔隙大小分布之间的关联关系,不管是在实验室条件下还是在储层条件下,都可以直接估算NMR有效表面弛豫率。这个参数是根本性的,它是后续利用先进的新建模方法计算渗透率的主要推动因素(driver)。基于NMR的所有解释与岩心资料之间的匹配程度总体上很高,说明这个方法比较可靠。虽然有多种方法有助于在利用NMR资料对岩石结构进行定量分析的基础上开展碳酸盐岩储层评价,但有效表面弛豫率的定量利用是比较新的,因而能够为这个研究领域带来新的启示。
  • 基于沉积和成岩趋势的碳酸盐岩油藏综合描述与建模
  • 碳酸盐岩储层描述通常很复杂,主要原因是一次过程(例如沉积环境、岩相变化)和二次过程(例如埋藏、成岩作用、断层作用和破裂作用、胶结作用)的相互作用非常复杂。为了正确地对这类储层进行描述和建模,最为重要的是理清这些过程作用于岩石的顺序,确定它们对目前岩石物理性质的贡献。在本文所介绍的案例研究中(中亚地区陆上白云石化碳酸盐岩油藏),运用多步骤法开展了储层描述与建模。储层描述的重点是认识关键的过程及其对孔隙度和渗透率形成的控制作用。利用岩心和测井资料,开展了详细而深入的沉积学和成岩作用研究,认识沉积环境和岩相以及孔隙系统的几何形状及其对流体流动的影响。此外,还识别出了影响储层品质(reservoirquality)的多种趋势,分析了它们与断层及沉积旋回的关系。基于上述研究建立了油藏模型,为油田开发方案编制提供依据并帮助降低相关的不确定性。利用地震、岩心、薄片、测井和压汞毛细管压力(MICP)等资料建立了构造和地层格架,确定了流动单元类型(FUT)。通过物性建模研究了孔隙度和渗透率(基于流动单元类型)以及沉积和成岩趋势。具体地讲,对两种趋势进行了模拟:其一是与断层有关的趋势,引入了与断层(基于岩心资料的观测结果)有关的成岩淋滤作用的影响;其二是与沉积旋回性有关的趋势,引入了旋回顶部或其附近优势流体流动孔道的影响。基于沉积和成岩作用概念,利用不同的流动单元类型评价了储层物性模型的不确定性。结果表明,利用综合性的研究和模拟工作流程,通过重点研究影响孔隙系统和渗透率分布的关键因素,可以明显提高对油藏的认识程度。这样就可以了解其空间变化趋势,认识岩石物理性质、孔隙结构和波及效率之间的关系。
  • 巴里克组的油气藏描述-一种发展的概念
  • 位于阿曼北部61号区块的哈赞(Khazzan)油气田在多个很深的层位含有油气,包括巴里克(Barik)组、米克拉特(Miqrat)组、阿民(Amin)组和布阿(Buah)组。在这个区块南部正在开发巴里克组和阿民(Amin)组气藏,到2017年底天然气产量可达到10亿立方英尺/日。由阿曼石油公司(持股40%)和BP公司(持股60%,作业者)共同拥有的这个开发项目将投资160亿美元以上,同时将为约300口井建设一套中央处理设施和地面设施。这些并大多数都是长达1000米的水平井,完井采用了多层段压裂技术。另外两个组(即米克拉特组和布阿组)的气藏有很高的H2S含量,由于地下不确定性很大,加上处理这种酸性气开发所需要的成本,所以这一期开发将不涉及这两个组。本文是对巴里克组大型致密气藏进行发展的气藏描述的一项实例研究。如果静态数据有限而动态数据几乎没有,很少能对一个致密气藏进行重大的“全新”开发。在气田开发的这一阶段,这种气藏描述对于地下固有不确定性的成功评估和管理都是必不可少的。为了使开发成功,需要制定一个相关的计划并对新的认识有灵活反应。这种气藏描述正在指导不断进行的试图降低风险和提高项目整体价值的评价活动。本文介绍了在阿曼苏丹国61号区块过去16年来BP作业活动所涉及的气藏描述发展变化。它评述了气藏描述的三个阶段,即前评价阶段、中评价阶段和开发阶段。前评价阶段的描述是利用对获取商业价值的决策有支撑作用的招标前数据包和公开文献来构建的。中评价阶段的描述可为准备就绪的开发和修正评价计划提供一次健康检查。最后,开发阶段的描述是以基于对评价活动和支持气田开发的认识进行总结的三维地质单元模型开展的。本文讨论了这些描述和修改描述的益处、对早期?
  • 厄瓜多尔国油借助综合描述方法提高超薄砂岩油藏产量
  • 本文将介绍一种综合利用静态和动态油井表征资料优化超薄砂岩油藏完井和提高石油产量的方法。厄瓜多尔国家石油公司公司在Limoncocha油田3英尺厚的砂岩油藏生产潜力评价和优化中使用了如下流程:通过精确的测井解释来识别薄砂层(纵向分辨率,静态数据)。通过裸眼井小型中途测试(MiniDST)评价渗透率、表皮效应以及地层压力与采油指数(动态数据)。采用800psi静态欠平衡压力的锚定射孔枪来避免泥浆侵入。利用钻机进行完井作业;这样就无需进行试井。在已下套管的井中进行PVT取样,用于进一步开展油藏描述和不断提高描述质量。在厄瓜多尔奥连特盆地(Oriente)经营的石油公司已经建立了一些常规的工作流程,这些流程在厚度超过20英尺的油藏中应用的效果通常比较好,而应用于薄油藏时会使部分层段的生产潜力被低估,从而被忽视。为了避免出现这种情况,负责Limoncocha油田项目的G&G团队建立了适用于这种薄砂岩油藏的综合性研究流程,用于在井筒仍处于裸眼状态的早期阶段对这种类型的层段开展正确的动态和静态表征,进而确定井的产能和最佳完井方案。在本文所讲的特定案例中,基于正确的分析,G&G团队成功地对埋深11200英尺厚度只有3英尺的薄层砂岩油藏进行了表征和产量预测。在整个过程中,小型中途测试(MiniDST)发挥了关键作用,成为衔接静态和动态数据的绝佳桥梁,确保了整个工作流程的一体化。利用早期综合性的油井表征资料可以确定最佳的完井设计,包括在不进行试井的情况下确定最优射孔方法和优化ESP设计,使厚度仅为3英尺的薄油藏的石油产量提高至850桶/日,目前其累计产量已达到12.6万桶(126MMSTB),这也突破了之前认为其产量过低或不具产能的认识。该方法可以很好的预测生产潜力,?
  • 《石油地质科技动态》封面

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