渤海油田水平井出水特征及控水效果评价方法

针对渤海油田水平井出水特征认识不清和控水效果难以有效评价的问题，基于单井含水率曲线法，运用统计学、灰色关联度分析理论等，对渤海油田水平井出水规律及特征进行了研究，提出了相应的开发对策，建立了以等效增油量和平均增油速率为指标的控水效果量化评价方法。结果表明：渤海油田水平井出水规律主要归纳为S型、凹型、凸型、直线型等4种类型，以凸型为主，S型和凹型具有相对较长的无水采油期；影响水平井出水的主要因素包括避水高度、渗透率级差、采液强度、油水黏度比和水平段长度，其中，避水高度和水平段长度是影响凸型、S型水平井的主要因素，采液强度是影响凹型、直线型水平井的主要因素。实例应用表明，水平井出水规律主控因素分析可为控水方案优化提供方向，控水效果量化评价方法可有效评价水平井控水效果，对解决渤海油田高含水问题具有重要意义。     

黄河口凹陷BZ油田古近系层状火成岩发育模式及精细刻画

渤海BZ油田各井在古近系含油层段内钻遇3.2～42.8m的火成岩，呈单层层状镶嵌在碎屑岩储层中。针对该油田火成岩发育机理认识不清及预测困难问题，应用钻井、测井及三维地震资料总结层状火成岩发育模式及控制因素，利用基于振幅分级及火成岩构型的等效厚度描述技术，开展单层厚层和薄层火成岩发育段的定量刻画。研究结果表明：在渤海BZ油田古近系各层段共发育26个层状火成岩发育区，面积为0.07～2.47km²，平面上叠置连片，纵向上火山活动逐渐增强，火成岩分布规模逐渐变大。该研究可为BZ油田储量计算和井位部署奠定基础。     

气顶边水窄油环水平井生产压差调控实验研究

为了解生产压差调控策略对气顶边水窄油环开发效果的影响规律，提高该类油藏的采出程度，以海上某气顶边水窄油环为原型，根据相似准则设计了大型三维物理模型，进行了水平井生产压差不同调整时机和调整方式的生产实验，分析了生产压差调整时机和调整方式对气顶边水窄油环开发效果的影响。结果表明:水平井气窜后增大生产压差，采出程度从28.32%提高至约40.00%；气窜持续一段时间后增大生产压差要优于刚发生气窜时就增大生产压差，采出程度可提高2.09%；单阶梯增大生产压差方式的开发效果要优于多阶梯增大生产压差方式，采出程度可提高2.47%。研究表明，气顶边水窄油环气窜后生产一段时间再单阶梯增大生产压差，是提高该类油藏采出程度的最优策略。海上某大气顶边水窄油环采用该生产压差调整策略调整生产压差，增油效果显著。      

阶梯水平井双储层合采适用性研究

针对曹妃甸油田阶梯水平井（简称阶梯井）适用储层条件不明确的问题，从储层平面距离、纵向深度差2方面，开展阶梯井储层适用性分析。以地下渗流理论为基础，结合节点分析法，开展不同储层条件下阶梯井产出剖面分析。研究表明，当储层平面距离不大于200m、纵向深度差不大于30m时，阶梯井90%的水平段能够有效产出，适合联合储层开采。将研究成果应用于曹妃甸油田明化镇组，部署实施阶梯井1口，双储层联合开发增油效果明显。该研究为边际储量的动用开发提供了新思路。     

渤海油田人工井壁防砂工艺的研究及应用

渤海油田储层多为疏松砂岩,时常出现油水井筛管破损失效出砂的现象。针对上述问题,开展了筛管破损修复方面的研究,开发出了人工井壁防砂二次修复工艺。该工艺采用挤注的方式将覆膜砂通过筛管破损口挤注到出砂亏空地层,通过热流体循环加热,塑造一层具有防砂功能的人工井壁。现场试验证明,无需测试筛管破损点就可完成人工井壁防砂,对筛管完成二次修复,且防砂效果良好。人工井壁防砂工艺避免了筛管破损大修或者侧钻作业,提高了作业效率,节省作业成本。     

海上特稠油超临界蒸汽驱物模数模一体化研究

针对超临界蒸汽驱开发技术的增产机理和效果预测缺乏定量研究的问题，运用物模数模一体化的方法，在增产机理实验数据的基础上，开展了超临界蒸汽驱增产机理的数值模拟等效表征研究，并分析了驱替过程中原油热裂解和岩石溶蚀作用分别引起的原油组分和储层渗透率变化规律。结果表明：特稠油在超临界蒸汽热裂解作用下黏度下降，约为原始值的26%，沥青质与胶质在一维驱替初期开始热裂解为轻、中质组分，并伴随焦炭沉积于产出端附近；岩石在超临界蒸汽溶蚀作用下渗透率最大增幅为22%，一维驱替过程中注入端附近温度在亚临界区与超临界点范围内，是溶蚀效应发生的主要区域；特稠油油藏超临界蒸汽驱开发较常规蒸汽驱开发可提高驱油效率达15.9个百分点。该研究为海上特稠油油藏超临界蒸汽开发可行性论证及方案设计提供了技术支持。     

歧南断阶带沙一段湖底扇沉积及砂体展布特征

针对歧南断阶带沙一段合采层间矛盾突出、储层展布认识不清的问题，运用岩心、地震等资料，对研究区沙一段沉积相类型及沉积模式进行研究。结果表明：研究区沉积相类型为湖底扇相，砂体主要分布于断层活动较弱的横向背斜位置处。结合古地貌及砂体展布特征建立了研究区沙一段湖底扇相沉积模式。砂体平面呈朵状，向凹陷中心方向依次发育内扇、中扇、外扇3种亚相，中扇亚相成藏潜力最高，其次为内扇亚相，外扇亚相潜力较差。该研究为区域内后期勘探部署及开发调整提供了地质依据。     

海上高含蜡油田井筒清蜡周期预测图版建立及应用

渤海部分高含蜡油井投产后面临比较严重的井筒结蜡问题，现场作业人员一般根据生产经验确定清蜡周期，导致准确度低、清蜡作业成功率有限。根据海上油井生产管柱特征，以Ramey温度场计算数学模型为基础，结合井筒结蜡速率模型计算得到了井筒结蜡剖面，推导建立了电潜泵井清蜡周期预测方法，并进一步绘制了某油田A区块清蜡周期和清蜡深度预测图版。结果表明，清蜡周期随产液量的下降呈幂函数形式变短，随含水率增加呈指数函数形式增加。根据清蜡周期预测图版，预测3口井的清蜡周期分别为11 d、15 d、46 d，实际清蜡周期分别为8 d、12 d、39 d，预测结果与实际基本吻合。该方法同样适用于陆地油田自喷井确定清蜡周期和清蜡深度，对高含蜡电潜泵井、自喷井及时制定清防蜡措施具有借鉴意义。     

大倾角油藏重力作用对注水时机影响研究

针对重力作用对大倾角油藏注水时机存在影响的问题，运用物质平衡，得到重力作用影响下不同地层倾角油藏合理注水时机的定量计算方法，建立不同地层倾角的油藏数值模型。研究表明：重力作用影响下，油藏地层倾角越大，注水时机应越提前。将研究成果应用于渤海JZ油田6井区Ⅱ/Ⅲ油组，提前32d实施注水，与未实施提前注水的区块相比，平均单井日产油量提高10%以上，综合递减率仅为8.2%，采收率提高0.9个百分点。研究成果对大倾角油藏注水方案优化具有指导意义。     

窄条带状稠油油藏均衡驱替产液量调整方法

针对窄条带状油藏平面水驱不均衡问题，运用油藏工程和数值模拟方法，建立基于平面均衡驱替的产液量调整方法，提出利用注采连通值表征注水井各注采方向驱替效果，利用不均衡系数表征水驱不均衡程度；综合考虑窄条带状油藏河道宽度、储层厚度、注采井距、注水量等多种因素，推导得到平面产液量调整公式。研究结果表明，该方法能够使各注采方向的采出程度趋于一致，实现平面均衡驱替；对于不均衡系数大于0.6，驱替较不均衡的井组，利用该方法对生产井产液量进行优化，井组采收率可以提高1.5%以上。研究成果可有效指导水驱开发油藏实现均衡驱替，改善开发效果。