渤海LD油田厚层块状特稠油油藏开发研究

LD油田位于渤海海域,具有埋藏深、油层厚度大、原油黏度大等特点,属厚层块状特超稠油油藏,开发难度大。利用数值模拟等方法,结合海上油田高效开发的要求,对热采开发方式、井网井型、注采参数和隔夹层影响等方面进行了研究。研究认为,双水平井蒸汽辅助重力泄油技术是开发此类油藏的最有效技术,提出了"双水平井先蒸汽吞吐降压、后转蒸汽辅助重力泄油"的开发模式,优化出开发注采参数和先导试验方案,并对开发结果进行了预测。     

渤海海域L油田砂质辫状河储层构型特征

随着油田开发进入中后期,油水关系更加复杂,剩余油挖潜难度随之增大,基于储层构型的精细地质研究成为油田剩余油挖潜的关键。综合利用露头、岩心、现代沉积和密井网等资料,应用层次界面分析法,深入解剖渤海海域L油田4区砂质辫状河储层构型特征。以构型倒序分级方案为基础,参考构型正序分级方案,将研究区辫状河储层构型界面分为6—12个级次。依据砂质辫状河储层经验公式、现代沉积和密井网井间对比,分级次对砂质辫状河单一辫流带、心滩坝和辫状河道及心滩坝内部夹层进行定量表征,形成一套适用于砂质辫状河储层不同级次构型单元的定量表征方法;明确单一辫流带级次、心滩坝和辫状河道级次及心滩坝内部夹层级次3个层次的构型特征。提出辫状河道具有砂质充填、半泥质充填、泥质充填和残存泥质充填4种充填模式,并分析不同充填模式的成因。     

孤岛油田河流相厚油层储层构型研究及应用

针对孤岛油田河流相厚油层油藏非均质特征，采用油藏综合分析、测井响应分析和数值模拟等方法，开展了密井网条件下以成因单元为边界的微型构造及辫状河心滩坝、曲流河点坝内部构型研究，建立了厚油层层内10m×1cm级精细三维模型，进一步深化了特高含水期厚油层剩余油研究。针对孤岛油田正韵律厚油层剩余油富集规律，提出了采用水平井挖潜。在井区综合含水率已达93．7％，采出程度高达45．3％的情况下，矿场实施23口水平井。水平井初期产油量达31．9t／d，是同期投产直井产量的3—4倍，综合含水率比同期投产直井降低了30％-50％。     

渤海A油田复杂岩性油藏延长测试方案设计研究

渤海A油田地质油藏条件复杂,为进一步降低油田开发风险,设计油田延长测试方案,为油田整体开发方案研究提供依据。针对油田开发风险,结合已钻井资料,确定延长测试方案开发评价井井数、井位、井型及测试层位。通过数值模拟研究,合理设计开发评价井测试流程及测试方案,逐条落实油田面临的开发风险。延长测试方案设计思路对渤海同类复杂油藏的开发具有一定借鉴意义。     

渤海油田某区块深部衰竭油藏储层保护配套技术

随着老油田的深入开采,储层段压力亏空严重,如何做好大压差储层段的油气层保护已经成为老油田后期调整开发成功的关键。渤海油田某区块衰竭开采产量递减快,存在油井层间干扰严重,注水井纵向吸水不均,地层层间压力系数差异大等问题。在调整井作业中,通过生产井测试认识以及新钻井随钻测压等技术,通过储层保护技术研究,针对性的给出钻井液、固井、完井等一系列关键配套技术,并在8口井应用后获得巨大效果。     

渤海A油田潜山油藏开发总结及思考

对渤海A油田潜山油藏延长测试和试生产阶段的动态数据进行了细致研究,分析了A油田潜山油藏试生产投产即无水采油期的原因,并利用机理模型研究了A油田合理采油速度,对潜山油藏合理科学开发具有较好的参考价值。     

渤海A油田明化镇组下段河-坝砂体储层构型及剩余油分布

渤海A油田新近系明化镇组下段为鸟足状浅水三角洲沉积,平面上不同期次河-坝砂体频繁切叠,形成复杂的空间结构样式,极大地制约了油田的开发效果。以沉积学理论为指导,综合利用岩心、测井、生产动态等资料,运用储层构型要素分析方法,进行了精细储层构型解剖,明确了储层构型单元空间结构样式,探讨了不同单砂体构型对剩余油分布的控制,并建立了4种剩余油分布模式。结果表明：渤海A油田明化镇组下段河-坝砂体主要发育分离型、叠合型、切叠型等3种垂向接触样式和分离型、拼接型、侧切型等3种侧向拼接样式;剩余油分布研究表明,单砂体内部韵律性、河-坝砂体接触方式及平面非均质性均是剩余油分布的主要控制因素,研究区主要发育“顶部型”、“垂向渗流遮挡型”、“段塞式”和“欠注型”剩余油分布模式,可以分别采用侧钻水平井、厚注薄采、井间加密、井网优化等措施进行剩余油挖潜。该研究成果对海上老油田中高含水阶段的剩余油挖潜具有指导意义。     

渤海L油田厚层疏松砂岩储层纵向水淹规律地质影响因素实验分析

基于渤海L油田典型厚层疏松砂岩油藏开展了储层韵律性和渗透率级差两大地质因素对厚储层油藏纵向水淹规律影响的实验研究。通过提取典型井组地质参数,建立了均质、正韵律、反韵律、复合韵律等9种韵律性平板可视化实验模型和反韵律模型的4种渗透率级差平板可视化模型。韵律性实验结果表明:在不同韵律性条件下,厚储层油水运动规律特征不同,在初期见水时刻和含水98%时刻,剩余油分布特征各异,最终采收率差异明显。不同级差实验结果表明:厚储层油藏见水时刻临界动用级差大于水淹级差;含水98%时刻,临界动用级差和水淹级差较接近,揭示初始见水时未动用的储层,水淹后的高含水期更难动用。实验结果可以有效指导后续调整井挖潜研究。     

渤海辽东湾L油田潜山披覆油藏储层特征及沉积模式研究

L油田目的层披覆于潜山之上,受潜山古地貌影响,不同部位的储层结构往往具有较大差异,弄清油田沉积模式及储层展布对油田高含水期高效开发意义重大.综合利用岩心、测井、地震及生产动态等资料,对渤海L油田东二下亚段II油组的储层沉积模式进行系统研究.在沉积特征分析的基础上,以古地貌为切入点,井震结合,弄清了东二下亚段II油组储层...     

渤海Z油田开发阶段储层预测研究

渤海油田某区块以新近系明化镇组河流相储层为主要目的层的构造-岩性油气藏占了很大比例,针对其储层厚度薄、连续性差及横向变化快,从而造成储层预测困难大的情况,以该区Z油田为例,在总结储层地球物理响应特征的基础上,对储层预测地球物理方法进行了总结分析,形成了适合该油田乃至该区河流相开发阶段储层预测研究的技术组合.这些技术的应...     

渤海A油田水淹层射孔方案研究与实践

在油田综合调整阶段,针对调整井大多会钻遇不同水淹程度油层,而开发初期制定的避边、底水的射孔方案已不能适用于水淹油层的射孔这一问题,建立了水淹层定量识别图板,根据油藏工程及数值模拟方法设计了机理模型,在结合实际数值模拟模型的基础上,进行水淹油层射孔优化研究,最终得到适用于水淹油层的射孔方案。研究结果表明:对于油层存在弱、中水淹的情况,不需要避射;对于强水淹油层,根据不同的油层厚度应该避射剩余油层的1/3,此时油井的累产油最高。在渤海A油田综合调整过程中应用该方法进行射孔方案的制定,投产的20余口调整井平均产能为93 m~3/d,平均含水率小于10%,取得了较好的调整效果,显示该方法对相似油田综合调整期间射孔方案的制定具有一定的参考价值。     

渤海S油田厚稠窄边底水油藏水平井合理生产压差研究

针对渤海S油田5井区油藏具有储层厚度大、地层原油粘度稠、平面上呈窄条状分布等特点,在精细地质模型的基础上,利用油藏数值模拟方法,研究了水平井开发"厚稠窄"边底水油藏的合理采油速度,分析了在不同生产压差时的含水率、日产油量、含水率和采出程度的变化规律,确定了"厚稠窄"边底水稠油油藏水平井开发的合理生产压差,并提出了"厚稠窄"边底水油藏水平井高速高效开发的新思路。     

渤海BZ油田储层定量预测研究

渤海BZ油田位于石臼坨凸起南部的断阶带,成藏条件优越,在中深层的古近系东营组地层发育了大套优质储层。由于对目的层段的岩性组合特征认识不清及地震资料分辨率低,储层预测存在一定困难。通过联合地震属性和谱分解技术对BZ油田东营组储层进行了定量预测研究,从分析储层物性与地震属性的关联程度出发,通过属性优选、聚类、融合方式预测储层的平面展布。采用谱分解技术计算目标储层的第一峰值频率,引入构造约束下的速度场建模方法构建速度模型,利用地层厚度与调谐频率及地层速度之间的关系对储层厚度进行定量预测,最后利用实钻资料进行校正。该方法对BZ油田的储层预测取得了良好的效果。     

渤海A油田厚油层剩余油地质主控因素研究及应用

油田开发中后期,查明剩余油分布的主控因素对制定油田后续调整方案及挖潜策略有着非常重要的意义,一般包括地质因素和开发因素两大类,而地质因素从根本上导致了剩余油的形成和富集.结合渤海A油田厚油层水淹规律,提出影响A油田剩余油的3类8种地质主控因素,分别为垂向沉积(隔夹层、韵律性、砂体厚度)、横向沉积(岩性尖灭、物性差异、微...     

渤海JZS潜山油藏储层发育特征研究

渤海JZS潜山基岩为一套太古界变质岩地层,具有构造复杂,裂缝发育、横向变化大的特点。渤海油田类似基岩潜山油田较少,缺少一定的预测研究方法和经验。以岩石薄片研究、岩心描述统计、常规测井及FMI成像测井信息分析为基础,总结了该区基岩储层的"四性"特征;同时,利用地震多属性技术综合分析和预测潜山储层发育展布特征,避免了单项技术预测的多解性,提高了预测的精度,并形成了一套有效预测潜山裂缝性储层分布规律的方法,预测结果得到了钻井的证实,为油田评价及开发方案的设计提供了重要的依据。     

渤海A油田边底水稠油油藏隔夹层研究及应用

应用基于测井响应分析的井点隔夹层识别和基于地震属性分析的平面井间隔夹层描述技术,对渤海A油田明化镇组边底水稠油油藏含油层段开展沉积特征及隔夹层研究,结果表明,该区隔夹层有4种类型,可划分为强遮挡、中遮挡、弱遮挡三种级别;结合数值模拟方法,提出了油井间次生底水油藏储层顶部区、夹层下部未动用区、过渡带夹层局部纯油区三种剩余油分布样式;同时结合实际井动态资料进一步验证了隔夹层认识的可靠性,为深入挖潜研究区剩余油提供了依据。     

渤海油田裂缝性潜山油藏储层分类及剩余油分布规律

针对裂缝性潜山油藏非均质性强、含水上升快、产量递减快、开发中后期高效开发难度大等问题,文中以渤海JZ油田为例,采用数值实验、大型三维物模实验及数值模拟方法,开展了裂缝性油藏不同储层条件下裂缝参数敏感性分析、剩余油分布规律、剩余油挖潜策略等方面的研究。结果表明：不同的裂缝发育特征对油藏生产规律影响不同,根据生产井产能特征将JZ油田储层划分为3类,不同储层条件下剩余油分布规律不同;整体上,裂缝系统采出程度较高,基质系统是主要的剩余油富集区。平面上,剩余油主要分布在物性差区、大裂缝周边的小裂缝及井网控制不完善区;纵向上,剩余油以“零星镶边状分布型”、“局部块状分散型”、“大裂缝窜流块状连续型”赋存为主。在剩余油认识的基础上,采用数值模拟技术并结合矿场实践,提出了一套适合3类储层的剩余油挖潜策略。JZ油田现场实践表明,采用该系列技术,油田近3 a含水上升率持续降低,实现3 a连续稳产80×104t,相比常规稳定注水方案,预计提高采收率近5百分点。该研究对同类裂缝性潜山油藏的开发具有一定的指导意义。     

厚层碳酸盐岩油藏宏观物理模拟实验研究

以中东Missan油田的厚层碳酸盐岩油藏BU为原型,根据相似理论,利用人造碳酸盐岩岩心模拟目标油藏储层,设计与目标油藏典型单元相似、尺寸为80 cm×80 cm×10.7 cm的宏观物理模型,用于研究厚层碳酸盐岩油藏的水驱规律和水淹模式,对比不同井网井型的开发效果。水驱实验结果表明:厚层碳酸盐岩油藏水驱规律主要受纵向非均质性和重力的影响,呈现双峰状和单峰状特征。水淹模式为:注入水在近注水井区域沿纵向运移到高渗透层并沿高渗透层向前突进;远离注水井区域后上部突进的注入水在重力作用下向下运移,然后沿下部高渗透层突进并率先突破到生产井井底,形成次生底水;最后次生底水向上托进,导致油井水淹。遵循上述水淹模式,剩余油主要分布在远离注水井的上部层位;水平井加密井网较其他井网对上部层位储量控制程度更高,因此拥有更高的采收率和开发效率。     

厚层砂岩油藏深度开发技术研究

欢喜岭油田锦16块经过30余年注水开发,已进入"高含水、高采出程度"阶段,水驱挖潜难度越来越大。针对锦16块河口坝储层特点,应用等时对比及相控原则,建立了厚层内韵律段对比模式,利用多种手段开展剩余油分布规律研究,总结韵律层剩余油分布特征。在此基础上,综合利用韵律层井网重组技术、水平井优化技术和优化射孔研究,实现该块深度有效开发,为此类油藏进一步提高水驱采收率提供指导和依据。