页岩油优质储层综合研究主要是对页岩储层储集油气的能力进行客观评价,目的在于通过"甜点"的确定为页岩油勘探开发提供准确的优质储层发育区,从而利用获得的评价结果为页岩油开发提供科学可行的指导.采用录井方面的技术,围绕页岩油"甜点段/区"评价思路对储层进行综合分析,利用页岩油烃源岩岩相与岩性、烃源岩特性、含油性、可动性、储集性、脆性这"六性"之间匹配关系,建立了鄂尔多斯盆地页岩油优质储层解释评价体系及标准.为页岩油的勘探、开发提供理论和实际相结合的参考与指导,最终达到页岩油开采增产增效的目的.
在川南地区威远构造页岩气录井作业过程中,受钻井工艺改进和提升的影响,非常规储层岩屑细碎,常规录井技术在岩性识别、地层对比、储层评价等方面存在困难.为此,现场录井过程中引入了自然伽马能谱录井技术,利用该技术中铀(U)、钍(Th)、钾(K)参数来指示沉积环境和储层有机质变化,通过研究铀(U)、钍(Th)、钾(K)、伽马、无U伽马等参数的变化趋势,建立了数值法、趋势法、Th与K交会图板法,可有效识别沉积环境和储层有机质、准确鉴别岩性、及时对比地层并实时评价储层.通过在川南地区威远构造页岩气层岩性识别、小层划分、储层评价中的应用表明,该技术能够有效克服常规录井技术的不足,满足非常规油气勘探现场快速实时解释评价的需求.
为揭示黔西北威宁地区下石炭统祥摆组煤系地层受热-生烃演化过程和气体成因类型,综合利用镜质体反射率、流体包裹体测温、甲烷碳氢同位素测试、测井井温等测试数据,对该地区龙街向斜祥摆组进行了埋藏史、受热演化史、成熟生烃史和气体成因类型分析的研究.结果表明:龙街向斜祥摆组自早石炭世沉积以来,经历了多期构造运动,最大剥蚀厚度达3300 m;埋藏史演化过程整体为先沉降再抬升,埋深最深可达4058 m,地层最高受热温度为中二叠世末期的227℃;烃源岩成熟生烃过程经历了5个阶段,依次为原生生物成因气、早期热成因气、高成熟生湿气、过成熟生干气和生烃枯竭;煤系气发生散失时间为早二叠世末期,中二叠世至晚二叠世煤系气大量富集,煤系气气体成因类型为热成因气.研究成果对揭示区内构造演化、煤系气成藏富集过程及勘查开发具有重要现实意义.
针对国内一些老油田已处于开发中后期,受单井控制储量、底水、原油粘度等因素影响,常规井出现初期产量低、递减快、采收率低等问题,开展了水平井地质导向的适用性研究,其核心技术是运用"蛙泳法"计算地层动态倾角,以确保水平段"甜点"长度能够达到设计预期,进而提高储层钻遇率及底水稠油油藏动用程度.在优质储量区部署2口水平井,初期产量均在30 t/d以上,含水率低于10%,投产效果好,很大程度上提高了采收率,取得了良好的经济效益.
随着渤海辽东湾海域J油田逐步进入高-特高含水阶段,剩余油分布日趋复杂,调整挖潜的难度也越来越大,为进一步厘清剩余油的控制因素及分布特征,以J油田主体区东侧东营组东二下亚段为例,在小层划分与对比的基础上,依据三角洲相储层构型理论对单成因砂体垂向及平面的接触关系进行了详细解剖,并分析了构型单元对油水运动的控制作用.结果表明,层间不同单砂体相带干扰、层内单砂体隔夹层和韵律性以及平面单砂体接触关系是控制剩余油分布的主要因素,各小层内部及单砂体间由于存在渗流屏障导致在砂体边部易形成剩余油富集.据此结合生产动态分析及数模剩余油分布研究结果,设计两口调整井方案,钻后初期合计日产油140 t,截至目前累产油超5.0×104 t,取得了较好的开发效果,为高含水开发后期老油田剩余油挖潜提供了有益参考.
