1、致密砂岩油藏开发工作进展 及下步工作安排,致密砂岩油藏开发项目组,二一二年六月,2011年8月，在中石化油田板块“十一五”总结暨“十二五”部署会上，党组把发展非常规油气作为“十二五”的重要工作，全力组织打好“四个进攻战”，“打好低渗致密油藏上产进攻战”就是其中的一个。2011年9月，为落实会议精神，抓住难得的发展机遇，江汉油田成立了非常规油气资源勘探开发工作领导小组，并设立了致密砂岩油藏开发项目组，统筹做好低渗致密油藏的攻关、研究和开发工作。,汇报提纲,一、基本情况 二、近期工作进展 三、下步工作安排,一、基本情况,（源自中国石油勘探开发研究院邹才能院长资料 ）,（一）致密砂岩油藏的特征,三叠
2、,（源自中国石油勘探开发研究院邹才能院长资料）,连续性砂岩油藏,圈闭型砂岩油藏,圈闭型砂岩油藏,致密油,（二）中石化油田事业部对致密砂岩油藏的定义,埋藏较深的特低-超低渗油藏,渗透率低于0.5md的超低渗油藏,主要为陆相砂岩，渗透率0.5-5md，孔隙度一般6-12%，埋深一般3000米。,探明未动用储量2.42亿吨，主要分布在济阳、东北十屋、鄂南等地区。也是今后储量增长的主要类型，其中东部油区“十二五”规划新增致密低渗探明储量4.5亿吨以上，西部准中、顺9等也是深层致密特低-超低渗储量增长的重点区域。,砂岩或灰岩，孔隙度一般低于6%,分布广泛，一般未计入储量计算范围，发展技术、突破产能，具有
3、资源前景。,（三）江汉油田致密砂岩油藏资源潜力,致密砂岩油藏,常规圈闭中岩性地层油藏,非常规储层中连续型致密砂岩油藏,已探明未动用,非标准层,（江汉油区）,（坪北油区、江汉油区）,万城-涴市断裂带,周返-黄场斜坡带,老新-新沟-拖市,沔阳凹陷,潜江组：周返-黄场斜坡带,新沟咀组：拖市、新沟、老新、万城-涴市断裂带、沔阳凹陷,江汉油区,坪北油区,坪北油区致密砂岩油藏潜力主要集中在C4+52、C61、C62空白区和C21、C63、C71、C82、C91砂组。,汇报提纲,一、基本情况 二、近期工作进展 三、下步工作安排,二、近期工作进展,（一）积极开展致密砂岩资源评价会战,1、开展致密砂岩油藏评价攻
4、关,按照江汉油田2012年油气田开发工作会的会议精神，开展致密砂岩油藏资源评价会战。为加快推进此项工作，要求研究院、坪北经理部和测录井工程公司成立会战小组，合理调整机构和人员，集中组织人力开展致密砂岩资源评价工作。,研究院,江汉油区致密砂岩油藏资源评价,坪北经理部,坪北油区致密砂岩油藏资源评价,测录井工程公司,致密砂岩油藏测井解释标准,三个会战小组,各会战单位合理安排地质研究区带或目标的顺序，测录井工程公司测井解释标准研究院与勘探开发研究院、坪北经理部的地质研究对象同步。江汉油区以潜江凹陷南部（拖市）新沟嘴组致密砂岩油藏有利发育区为目标，进行系统、整体研究，建立一套行之有效的储层评价方法；坪北
5、油田首先以资料较丰富、试油显示较好、未大面积动用的长63油组为目标。,江汉油区,老新-拖市,收集整理各类岩心分析资料12108块（次） 取心物性分析：75口井2546块 录井油气显示：420口井6047层 毛管压力资料：13口井78块 常规岩石薄片：25口井679块 铸体薄片：38口井648块 粒度分析：29口井2200块 收集整理试油分析资料548井（次） 试油数据：280口井464层 油分析数据：162口井346层 水分析数据：106口井364层 收集整理测井资料400多口井,收集整理了老新-拖市地区各类岩心分析资料、试油分析资料、测井资料，开展了储层物性下限、沉积微相和细分小层研究。,（
6、1）初步建立了拖市地区致密砂岩有效储层识别方法,综合含油产状法、试油试采法、最小孔喉半径法确定了拖市地区物性下限标准： =6.6%，K=0.32md。,（2）建立了一套单砂层精细对比技术方法,总301-总3斜-4-7-总3X-总3斜-9-5-总4斜-1单砂层对比图,应用标志层、旋回对比技术，开展单砂层精细对比，新沟嘴组3个油组共划分15个小层，最多发育41个单砂层，其中下13、下14、下31、下32砂层最为发育。,下13,下14,下31,下32,（3）建立了一套储层平面展布预测技术方法,古地形图,应用古构造、古地形、相控储层预测等技术，结合岩心相、测井相分析技术，利用综合手段开展储层展布预测，
7、精细描述砂体展布。,古构造图,构造演化剖面,T8-1波阻抗平面图(+-5ms),砂体展布图,T8-1平均振幅属性(+-5ms),应用上述技术，初步计算在老新-拖市地区致密砂岩油藏地质储量为6023万吨，其中目前已经探明储量1484万吨（已动用847万吨，未动用637万吨），新增储量4539万吨。,致密砂岩发育区（已动用储量）,致密砂岩发育区（未动用储量）,致密砂岩发育区（新增）,坪北油区,研究边界,研究边界以现有地面点外推2000m，满足钻探水平井的需要。,根据潜力大小，将研究层系分为三类，从统层开始，逐步开展各层系的评价工作。, 有储量规模未大面积动用层长63、长91 主要生产油层未动用区域
8、长4+52、长61、长62 含油但未获工业油流层和有望形成规模储量层长21、长7、长8、长10,长4+52长62层骨干剖面连线示意图,顺物源14条 垂直（交叉）物源9条,调研获得12口周边井电测资料 统层对比908口 建立了70条骨干剖面长4+52、长61、长62合用一套剖面共23条长63单独一套剖面18条长7单独一套剖面10条长8、长9合用一套剖面共11条长10单独一套剖面8条 将7个油组细分为15个砂组，并将其中的长4+52、61、62、63、71、72、91等7个砂组细分为17个小层。 收集整理试油分析资料71口 观察岩心11口,目前已完成所有井长63、长7、长8、长9、长10的统层工作
9、，开展了长63 、长7和长9沉积相研究和长63测井解释标准研究。,（1）建立了长63测井解释图版,根据31口井试油成果和试采资料，结合油气显示等资料研究测井解释图版。与之前的图版相比：油层解释声波时差下限由220下降至215；差油层由215下降至210。,利用新图版已重新解释了90口井。,长63测井解释成果表（90口井）,C63,（2）绘制了长63、长7和长9的沉积微相图,初步测算地质储量2058万吨，其中河道砂储量1670万吨。,C71,C911,C912,试油见油层,试油未出油,SP199区 注采配套,与长623合试,试油40口井（长631） 36口井见油并投产长631 其中32口井单采长
10、631，累产油22000t，平均单井产油700t 天然能量开采： 初期产量1.0-1.5t/d 投产3个月后稳定产量0.5t/d 超前注水开采（SP199区）： 初期产量2.0-3.0t/d 投产3个月后稳定产量1.0-2.0t/d,长631小层沉积微相图,（3）长631开发潜力较大,目前已经试油投产40口井，主要分布在长631小层水下分流河道砂体，直井具有一定产能，目前已部署1口水平（P136-1HF）评价产能。,P136-1HF,河道砂：516万吨 席状砂：336万吨,2、实施一体化井位论证模式，加强现场全过程跟踪管理,井位论证,实施地质、工程和工艺一体化井位论证模式，相互结合，协调优化，
11、确保井位设计的科学性和可操作性；地质监督、工程监督、泥浆监测及试油试采实行全过程跟踪管理。,地质方案论证,工程方案论证,工艺方案论证,现场实施,地质监督,工程监督,泥浆监测,试油试采跟踪,（1）2011年试验井跟踪（PH9-1),储层岩性 ：延长组致密砂岩 层 位：长912 完钻井深 ：2134.23m 裸 眼 段：1649.48-2134.23m 裸眼段长：484.75m 垂 深：1499m,PH9-1,坪北长912沉积相平面图,坪北深层长9属致密砂岩层，储量规模762万吨。曾钻直井27口，仅2口井能连续生产（分别生产139天、83天），常规手段难以实现有效开发。,压裂施工后抽汲求产，最高日
12、产油13.9吨，已连续生产168天，平均日产油2.6吨，目前日产油1.5吨，累计产油470吨。,坪北油田C91生产井日产油归一化曲线,致密砂岩油藏开发上总体按照“单井试验、井区试验、推广应用”的工作思路，2012年继续开展单井试验，加快运行节奏，为2013年扩大试验规模做准备。,完 钻：PX11-1HF、黄18平1 正 钻：P136-1HF、拖25-1HF,（2）2012年试验井进展情况, PX11-1HF,利用长水平段水平井进一步控制边部资源为目的，评价该层长水平段分段压裂后产能和开发效益，部署PX11-1HF井。,目的层位：长61 设计垂深：1179.4米 完钻井位：长61 A靶点垂深：1
13、153.4米 B靶点垂深：1179.4米 水平段长度：933米,延长油矿,方向优化 ：根据应力情况，结合地面条件和钻井工艺技术，确定该井水平段方位与最大主应力方向斜交52。 长度优化：考虑储层分布，确定水平段长度为1050-1100m。 产量预测：采用数值模拟预测6.7t/d 完井优化：考虑老区注水“水线”，采用套管完井。,产能预测,压裂段数与间距优化：水平段穿越三条“水线”，根据钻井过程中实际出水点与溢流量的情况，压裂点与出水点保持60-120m的安全距离；另外两个压裂点之间最小间距为60m，以确保互不干扰。综合考虑以上因素，确定水平段分6段压裂。,油藏工程优化,油斑细砂岩1055米/11层
14、，其中水平段975米/9层。,录井显示,水平段：实钻水平段长度1081米，钻遇砂层792.4米/90层，其中油层394.6米/28层；差油层173.4米/25层；干层（含油）224.4米/37层。,电测解释结果,水力喷砂射孔压裂,第一段抽汲求产情况,日产液,日产油,第一段 已压裂,第二段 6月5日压裂, 黄18平1,已探明储量,预计新增储量,通过储层渗透率重新认识及含油性评价，结合非常规分段压裂技术，以提高单井产能为目的，在原含油面积边界部署水平井黄18平1。,目的层：潜43 A靶垂深：2440m B靶垂深：2442m 水平段长：300m,水平段方位优化：根据周围邻井地层倾角资料，确定主应力方
15、向，水平段方位垂直主应力方向部署。 水平段长度优化：根据储层厚度分布确定水平段长度300米。 完井方式优化：考虑注水开发，采用套管完井方式。 压裂工艺优化：分三段进行限流压裂，该压裂措施针对薄储层水平井进行工艺优化，有效的规避了普通压裂的风险。,油藏工程优化,限流压裂,黄18平1生产曲线,放喷,2011年12月9日开钻，2012年1月5日完钻，实钻水平段长度387米。钻遇潜43油组油层3层197.6米，对潜43油组2668.0-2991.4米分三段进行限流压裂，投产后该井日产一直稳定在10吨，累计采油592吨。,转抽, P136-1HF（正钻）,目的层：C63 A靶1350m、B靶1349m
16、水平段长：860m,评价长63小层长水平段水平井生产能力,5月12日开钻，5月29日钻至A靶点，与设计较吻合；已下技套完，目前裸眼水平段钻进。,P136-1HF裸眼分段压裂概念设计,裸眼分段压裂施工参数表,P136-1HF井水平段设计长度为860m，设计裂缝间距80-100m，拟分10段进行分段改造，以达到对储层均匀改造的目的,部署思路：利用长水平段增加泄油面积，采用分段压裂工艺增加渗流通道，提高渗流能力，提高单井产能。,最大水平主应力方向为NE60-SW240,部署原则（整体部署6口水平井）： 1、方向优化：根据最大主应力方向，结合断层发育情况，考虑长度优化等问题，确定该井水平段方向与最大水
17、平主应方向夹角为63 2、长度优化 ：根据断层发育情况及渗砂厚度预测，考虑使产量最大化，确定水平段长度为740 m 3、排距优化 ：338- 398m 泄油半径+压裂缝长度（泄油半径：拖市地区 49m ；压裂缝长120-150m）, 拖25-1HF（正钻）,目的层：新下13 A靶垂深：3160m B靶垂深：3170m 水平段长：740m,4月20日开钻，目前导眼井已完钻，正在电测，取芯见3.29m油斑粉砂岩。,新下13,拖25-1HF裸眼分段压裂概念设计,裸眼分段压裂施工参数表,拖25-1HF井水平段设计长度为740m左右，结合国外经验及低渗透油藏油井极限控油半径的研究成果，设计裂缝间距约80
18、-100m，拟分8段进行分段改造，以达到对储层均匀改造的目的。,3、开展已探明未动用储量综合分类评价,2012年油田召开江汉油区未动用储量状况分析会，明确了工作重点，围绕未动用储量，充分发挥地质工艺一体化的优势，地质工艺共同研究，重新再认识。,明确7个重点井区,主导开发地质、工艺技术及对策研究,钟西潜21、22 研究院、江汉采油厂 钟61井区潜4下 研究院 潭7-潭42井区潜4下 研究院、江汉采油厂 王四12-2井区 研究院、采油院 马13井 研究院、江汉采油厂 复断块沙市组 研究院 沙26、沙24、沙304井区 研究院,长水平段水平井地质方案论证 工艺增产对策研究,4、实施了新沟油田下2油组
19、2口老井复查,新一、新二区,新79-3,新135,新46,新83,新76,新55,老井新135井压裂试油复查新下25 “干层” ，获稳定日产2.0吨的工业油流；新79斜-3井压裂试油复查新下25 “干层”，获稳定日产油1.6吨。新沟油田类似储层分布广泛，在整个新沟油田的新下2油组都有分布，有较大的潜力。,破裂压力25MPa，施工压力20-24MPa，排量6.0m3/min，砂量60m3，总液量318m3。,R4,Gr,新135,下25,井段824-854m，动液面799m,动液面1243m,破裂压力44MPa，施工压力35-40MPa，排量6.1m3/min，砂量50m3，总液量311m3。,
20、一、基本情况 二、近期工作进展 三、下步工作安排,汇报提纲,三、下步工作安排,（一）基础研究方面,进一步完善圈闭聚集型致密砂岩有效储层识别图版。结合压汞、启动压力、核磁共振、岩电试验等测试资料，完善老新-拖市地区含油饱和度和油层测井解释图版。并在黄场斜坡带、周返断裂带、万城断裂带推广应用。 开展致密砂岩储层分类评价研究。结合构造、厚度、孔渗、试油等资料，研究致密砂岩储层分类评价方法，评价有利于长水平井分段压裂的开发区。 开展致密砂岩油藏工程优化设计研究。主要研究渗流特征、井网井距、水平段长度、单井经济合理初产、累积产油量等经济技术政策，指导致密砂岩油藏的经济合理有效开发。 开展生油中心连续型致
21、密砂岩油藏研究。以总口-潘场、白庙、蚌湖、梅槐桥等生油向斜为重点，开展滩坝砂、浊积砂研究，寻找大规模连续油藏。,1、开展长水平井分段压裂开发试验。 跟踪坪北P136-1HF、拖市拖25-1HF两口正钻井的钻井情况，优化分段压裂方案，力争高产高效； 加快新沟新1-1HF、坪北P109-1HF两口待钻井的井位优化和分段压裂概念设计的准备，力争尽快开钻； 论证复断块沙市组SH8-20HF的可行性，做好钻前准备工作。 2、开展老井试油复查。 根据老新-拖市地区非标准储层致密砂岩的地质认识，优选不同物性差异的井层进行老井试油复查； 加快新沟地区新76、新55、新83、新46四口老井新下2油组的复查，深化对该区新下2油组的储层认识。,（二）现场试验方面,1、开展低成本长水平井钻井技术攻关；井身结构简化、泥浆体系优化、快速钻井等。 2、优化不同区域、不同储层条件下，完井方式和压裂工艺。,（三）工程工艺方面,中国石化上游科技工作会议,汇报结束 谢 谢,
