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。     

渤海油田低渗透油藏黏性指进特性分析

低渗透油藏一般采用注水开发,在水驱油开发过程中,由于油藏的非均质性和孔隙结构的微观随机性常会导致指进现象的产生,并随着注水开发进一步发展。准确揭示黏性指进的发展规律及其影响因素,对低渗透油藏提供合理的开发决策是十分必要的。针对低渗透油藏开发过程中的黏性指进问题,建立了考虑启动压力梯度的低渗透油藏水驱油黏性指进模型,引入了指进小瘤的概念,通过描述指进小瘤的运移距离来表征指进发展情况,在对该模型进行求解后,分析了渗透率、密度差、地层倾角、驱替速度和油水黏度比对黏性指进的影响。研究结果表明:低渗透油藏在驱油过程中,启动压力的存在使得指进现象严重,而重力能有效减缓指进;渗透率、密度差和地层倾角越大,指进程度越轻;驱替速度和油水黏度比越大,指进程度越严重。为了减缓指进,应采用从油藏底部注水的方式,并且驱替速度应该保持在一定范围之内。     

渤海南部渤中34-9油田发现的勘探开发启示

渤中34-9油田是截至2022年渤海已发现受火成岩影响最大的新生界砂岩油藏,在我国海上油田开发中尚属首次,火成岩精细识别以及火成岩对砂岩储层侧向封堵性研究对于油田高效实施至关重要。文章充分利用岩心、微观薄片、钻测井及正演模拟资料,精细表征不同火成岩相,建立渤海地区不同火成岩相识别模板。从岩石学特征和测井物性表征等方面开展火成岩封堵性评价,明确研究区主要发育岩性—构造油藏,火成岩对含油圈闭以分割和封堵作用为主,并针对性开展火成岩对砂岩储层封堵性研究,总结火成岩侧向封堵砂岩圈闭模式,提出有利挖潜区。研究表明,研究区主要发育火山通道相、侵入相和溢流相火成岩,明确研究区岩墙侧向封堵、层状火成岩岩体侧向封堵和层状火成岩岩体侧向不封堵3种火成岩侧向封堵砂岩圈闭模式,其中前两种火成岩侧向封堵模式可作为良好的潜力评价区。油田78口开发井的成功实施,丰富了渤海地区火成岩发育区砂岩油藏勘探开发的技术手段,对渤海乃至国内外类似油田的勘探开发经验具有重要的指导意义。     

海上多层合采油藏乳状液调剖性能定量表征

针对海上油田多层合采时多孔介质中乳状液调剖性能定量表征的问题,建立了非均质实验模型,设计了不同渗透率组合、粒径匹配程度以及乳状液浓度的实验方案,基于物理模拟实验结果,引入了分流率和分流率改变系数的概念,定量表征了乳状液调剖性能。结果表明：随着渗透率级差增大和乳状液浓度增加,调剖性能增强,粒径匹配因子为1时乳状液调剖性能最好;在渤海X油田实施了乳状液调剖方案,实际结果与预测结果接近,误差小于5%。研究认为,乳状液调剖性能定量表征是一个非常复杂的问题,与乳状液的特征及储层的地质特征紧密相关,同时与工艺也存在一定的相关性,建议开展全面研究,更加真实地反映乳状液的调剖性能,实现油藏的高效开发。海上多层合采油藏乳状液调剖性能定量表征对乳状液调剖方案设计具有一定的参考价值。