渤海湾盆地大港探区明化镇组多级别层序格架及砂岩型铀成矿条件

渤海湾盆地位于世界两大砂岩型铀矿成矿带之一的欧亚成矿带内,具有砂岩型铀成矿的潜力。大港探区测井结果显示明化镇组发育着大范围的高伽马异常,为探究其铀成矿条件并指明找矿方向,建立了大港探区明化镇组多级别层序格架,并开展了层序内沉积微相研究,对氧化还原带进行了划分。研究表明,依据测井曲线特征和岩石性质,将明化镇组划分为五级层序,铀异常主要见于明化镇组下段上亚段和上段下亚段2个五级层序内。其沉积微相主要发育曲流河河道、边滩、溢岸沉积和泛滥平原4种,其中铀异常主要发育于边滩、河道砂体。2个层序内的氧化还原带可划分出氧化带、过渡带和还原带,其中铀异常主要位于过渡带内。叠合沉积微相、氧化还原带展布、铀异常展布和油气分布等特征,认为油气富集带附近的过渡带中,边滩和河道微相砂体中均具有良好的铀成矿条件。综合分析认为,港东港西地区西7-14-2、西1603、港3-6-20和港8-15-1井区是大港探区砂岩型铀矿的有利找矿位置,研究结果为渤海湾盆地砂岩型铀矿勘探提供了启示意义。

页岩油储层环保型高性能水基钻井液体系研究及应用

为了满足页岩油储层钻井对钻井液环保性能的要求,以环保型页岩抑制剂HBY-S和环保型复合润滑剂HBR-L为主要处理剂,并结合其他环保型处理剂,研制出了一种适合页岩油储层钻井的环保型高性能水基钻井液体系。室内对钻井液体系的耐温性能、抗污染性能和环保性能进行了评价,结果表明:体系具有良好的耐温性能,经过160℃老化后钻井液体系的高温高压滤失量为9.6mL,岩屑滚动回收率可以达到90.6%,润滑系数为0.089;体系具有较强的抗污染能力,钻井液中加入10%NaCl、1.0%CaCl_(2)或者15%岩屑粉时流变性能和滤失性能均比较稳定;体系的环保性能优良,钻井液的EC_(50)值为85000(无毒),BOD_(5)/COD值为26.5%(易降解),重金属含量均低于行业标准值。环保型高性能水基钻井液在某页岩油区块水平井钻井过程中进行了成功应用,其中DG-1井钻井期间未出现井下复杂事故,现场钻井液性能稳定,环保性能达标,实现了安全高效钻井的目标,在页岩油水平井钻井中具有良好的推广应用前景。

渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段页岩高丰度有机质富集模式

渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段(孔二段)页岩有机质丰度高,具有良好的页岩油勘探潜力,但由于缺乏精细的地球化学研究,有机质富集机理尚不清晰。通过开展全岩X射线衍射、全岩光片显微组分、岩石热解、总有机碳含量(TOC)、饱和烃色谱-质谱、单体烃碳同位素、主量元素与微量元素分析测试,研究了沧东凹陷孔二段页岩有机质富集的影响因素与模式。研究结果表明:孔二段页岩有机质富集受陆源碎屑输入、古生产力、古气候、古水深和古盐度多种因素影响,这些影响因素通过控制湖盆中菌藻类生物的生长、发育,在五级层序T-R旋回转换期形成高丰度有机质富集段。陆源碎屑输入为湖盆带来的丰富营养物质提高了湖盆生产力;古气候、古水深与古盐度主导了湖盆中水生/陆源有机质贡献比例的变化;细菌活动对有机质的改造提高了页岩H/C原子量比与“腐泥化”程度。以C3开发层系T-R旋回转换期为主的⑧号小层页岩形成于温湿气候、低盐度和水体较深的沉积古环境,TOC平均为2.7%,游离烃含量(S1)为3.7 mg/g,可动油指数(OSI)为215 mg/g,有机质丰度高、有机质类型较好,是页岩油有利靶窗。

渤海湾盆地沧东深凹区沧探1井古近系孔二段重大突破与勘探意义

近期中国石油风险探井沧探1井在古近系孔店组孔二段试油获高产油气流,实现了渤海湾盆地沧东凹陷深层岩性油气藏勘探的重大突破。为评价沧东深凹区勘探前景,基于沧探1井钻探认识,系统梳理沧东深凹区有利成藏条件,指明下一步勘探方向。研究表明,孔二段沉积期深凹区为沧东断层控制的沉降中心,为半深湖—深湖相烃源岩发育提供可容纳空间,湖扩期烃源岩分布广泛,有机质类型以Ⅱ型为主,有机质丰度高,Ro平均为1.3%,处于成熟—高成熟演化阶段;深凹区位于湖盆边缘,盆山间发育完整的源—渠—汇系统,湖盆内形成多个扇三角洲规模储集体,具备形成大型岩性油气藏的条件;油气早生早排、持续充注,伴生的酸性流体与生烃增压作用促使粒间溶孔、粒内溶孔等次生孔隙发育,烃源岩成熟与储层发育时空匹配,深凹区内常规砂岩油藏与页岩油藏连续成藏。综合分析认为,沧东深凹区孔二段具有良好的勘探前景,盆缘发育的多个扇三角洲砂体具备近源成藏优势,可成为规模增储的重要接替领域。

渤海湾盆地沧东凹陷页岩油效益开发探索与突破

渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷孔二段页岩油规模效益开发面临中低成熟页岩油主力产层评价优选、纵向多甜点层立体开发动用、复杂断块2000m长水平段优快钻完井、纹层型页岩储层高效体积压裂改造和高凝—高含蜡页岩油高效举升等难题。沧东凹陷孔二段页岩油勘探开发经历研究探索、水平井突破、产能评价和先导试验4个阶段,仍有60%的已投产水平井单井EUR小于2.0×10^(4)t,单井产量偏低成为制约湖相页岩油效益开发的瓶颈问题。通过综合分析沧东凹陷孔二段47口已投产井测井、录井、压裂参数和生产数据资料,针对复杂断块湖相页岩油效益甜点评价和箱体优选、井网部署、随钻导向、压裂改造和排采制度等方面进行了系统攻关,落实官东地区C1、C3和C5共3个效益开发甜点层,有利面积为42~53.3km^(2),估算Ⅰ类资源量1.54×10^(8)t。优选沧东凹陷5号平台孔二段C1③和C3⑧2个10m级甜点层开展页岩油效益开发先导试验,攻克复杂断块水基钻井液长水平段钻探难题,创新形成纹层型页岩油高效压裂技术,实现纹层型页岩储层渗透率提高、溶胀增能、混相降黏,5口试验井测试单井峰值产量39.6~122.3t,截至2023年6月22日已投产174~201天,累计产油3.34×10^(4)t,预测首年累计产油6.5×10^(4)t,平均单井EUR为4.11×10^(4)t,建立了复杂断块湖相页岩油规模效益开发模式。

陆相页岩油规模效益建产探索与实践

陆相页岩油构造复杂,甜点分布不均,水平段打长难度大,单井产量低,开发效益较差等现实情况,已对企业效益、国家能源安全构成挑战。因此,如何实现陆相页岩油效益建产,促进油田企业降本增效,保障国家能源安全成为本研究的重点。研究以大港沧东凹陷孔二段效益开发为例,总结陆相页岩油规模效益建产探索与实践中的问题,形成了资源评价、甜点分布、水平段钻井压裂以及组织模式优化等现实做法。该成果使沧东凹陷孔二段陆相页岩油为有效实现规模效益开发,有力推进规模建产目标完成提供支撑,为同类油藏开发提供借鉴。

特高含水期油田开发评价体系研究

在我国经济实现较大发展的形势下,社会对石油能源资源的需求也日益迫切,目前,相比于前一阶段,处于特高含水期的油田的具体实际情况有了很大的不同,特别是在开发规律、状况和程度方面存在的差异性尤其明显。本文将会从特高含水期油田开发指标变化规律、评价指标以及指标标准这几个方面着手,对特高含水期油田开发评价体系进行一定深度和层次的研究,希望为油田的进一步开发奠定坚实的基础,有效地促进油田开发水平以及经济效益的提高,满足生产社会的巨大需要,也为相关研究者提供一定意义上的理论参考。

低渗透油藏注水开发井网适应性分析

我国油区中分布着较为广泛的低渗透油藏,开采过程呈非线性趋势,且在启动压力梯度和感应力上的敏感性都比较强。本文中,作者分析了低渗透油藏在不同井网参数以及裂缝参数下的开发效果,并对如何选取恰当的网井和网井参数提供了一些建议。

聚合物驱数值模拟技术在庄一断块的应用

充分了解庄一断块油藏地质特征,研究油气水分布规律,在前期水驱数值模拟研究计算出末阶段压力场和含水饱和度场的基础上,全面研究工区水淹特征及剩余油分布状况,对油藏动用情况及平面、纵向上的剩余油分布进行了定量分析。结合实验室数据和油田生产数据对影响聚合物驱开发效果的参数进行了优化研究,应用聚合物驱数值模拟技术对注聚合物层位、井网,以及注入孔隙体积、聚合物浓度、注入方式、注入速度等注入参数分别进行了模拟计算,并对开发指标进行预测,优选出效果最佳、经济效益最好的参数组合,以进一步改善断块的开发效果,提高最终采收率。模拟结果显示,聚合物驱10年末预计可提高采收率6.89%,含水最低可降低20个百分点,增油降水效果显著。模拟结果为矿场试验方案的编制提供了理论依据。

注水开发油藏动态分析方法探析

在我国,在开发油井的时候,就要对油藏进行动态分析,注水开发油藏动态分析在我国已经非常的广泛,最主要的试井分析的方法是单井系统分析法,但是,要是油藏和周围的丼有瓜葛,那么,单井分析的方法就不准确了,所以,对应的多丼分析的方法就应运而生,而且多丼分析法在油藏动态的分析过程中起着非常重要的作用,接下来就主要分析注水开发油藏动态分析的主要方法。

高饱和压力油藏开发方式的探究

高饱和压力油藏,顾名思义,其特点便是高油气比以及高饱和压力,因此,在一级开采开发过程中,会出现地层压力低于饱和压力的情况,导致油气发生严重的脱层断层现象,使原油的采出率低,所以开发饱和压力油藏的技术核心所在就是如何保持油藏开采过程中压力水平正常合理。本文将对如何更好地进行注水开发提出建议,并简要介绍天然气驱模式这一新兴模式。

数值模拟技术在周期注水研究中的应用

本文在对一般周期注水工作进行研究的基础上,着重探讨一些对周期注水效果产生重要影响的因素,具体到数值模拟技术在周期注水研究中的应用这一问题,通过对多功能数值模拟系统在大港油田官80断块周期注水工作的具体应用进行分析,从而力求能够详细地了解在周期注水研究中运用数值模拟技术的优势。从而为实际的周期注水研究工作提供一些参考。

改进底水锥进油藏开发效果方法

底水油藏普遍存在于我国,且我国的砂岩底水油藏储量比较丰富,我国的很多油田包括辽河油田、塔里木油田、华北油田等已探明有丰富的底水油藏。底水油藏开发技术比较困难,主要在于怎样防止底水锥进造成的水淹现象。为了提高和改进底水锥进油藏的开发效果,本文以华北油田为例,对其底水油藏的地质状况进行分析总结,并采用一定分析方法分析底水油藏锥进的影响因素,以及锥进的类型,在此基础上,给出改进底水锥进油藏开发效果的常规方法,并具体说明人工隔层堵水采油技术对底水锥进油藏开发效果的影响。

用增长曲线预测油气田开发指标并评价调整效果探讨

文章应用了Weibull(威布尔)增长曲线以及另外一种新型增长曲线NP=NR(bt-1)(bt+a)评价的方式对油气田开发指标进行了预测并对其调整效果进行了调整。评价的指标是调整前后油田最终使用的NR变化值。并提出了实际油田中有重大调整措施的时候Qt-Np的变化情况,然后使用其评价最终的调整,事实上,增长曲线比较适用的条件,经过实践的计算结果可以证明,提出的评价方式是合理的,并且能够实现。

低渗透油藏水平井开发渗流规律分析

随着我国经济的快速发展,国家对能源的需求也越来越大。为了应对这样的情况,国家一方面加大了对原油的进口,另一方面也加大了对国内油田的开采。在当前我国探明的油田储量上,低渗透油储量占了一半以上。但是低渗透油由于自身的一些特性和水平井内部流动的复杂性,因此对开采有一定的困难,需要对低渗透油藏水平井开发渗流规律进行分析和研究。本文正是针对这个问题进行了一些分析,并提出了一些看法,希望可以对油田的开发起到一定的作用。

动态监测技术在油藏开发中的应用研究

随着我国经济的高速发展,我国对能源的需求越来越大,石油是世界发展的重要能源,油藏开发工作已然成为我国发展的决定性工作。在油藏开发工作中,动态监测技术起到了重要的作用,对此,本文将从目前我国动态监测技术的不足与发展必要性,探究动态监测技术在油藏开发中的应用。

G105薄互层稠油油藏地质特征及开发规律分析

随着我国油田开发的不断深入,导致很多油田出现了后备资源不足的现象,因此,开采的稠油或者超稠油开始进行高轮次的吞吐。这种情况导致油田的开发效率较低,且收益不高,稀油逐渐进入双高期,导致各种矛盾变得更为突出和明显。近年来,我国为了能够提高油田的开采效率,大力发展新型的油藏开发技术,从而保证油田能够持续稳定的提供充足的石油资源,保证我国的经济发展。

分层注水技术在油藏开发中的应用分析

在油藏开发中应用分层注水技术,能够提高注水井的调试效率,实现油田的高产、稳产及可持续发展。首先介绍了分层注水技术的概况,其次对分层注水技术在油藏开发中的应用做出了进一步分析。

复合曲流河道内的单河道识别

随着油气田开发程度的深入,复合河道砂体尺度的研究难以满足生产需求,需要开展单河道砂体边界的识别。埕海一区明化镇组曲流河河道频繁地决口、改道和侧向迁移,复合河道砂体较为发育。依据单河道砂体接触部位地震波形及振幅发生变化的特点,首先利用边缘检测属性突出岩性变化引起的振幅响应,识别出单河道的边界;再利用倾角方位属性能够反映地震波形的细微变化,预测单河道的侧向迁移方向;借助上述方法识别研究区单河道的边界,并且精确预测了单河道点坝砂体的具体位置。预测结果与钻井吻合程度较高,有效地指导了井网关系调整及剩余油挖潜,也为类似地区的单河道识别与划分提供了一种新的方法。

缝洞型火成岩油藏注水提高采收率研究

缝洞型火成岩油藏受裂缝发育影响,注水提高采收率效果不佳。针对该问题,通过建立火成岩岩相模型,基于岩心、测井及地震多尺度裂缝描述的裂缝模型,采用“岩相展布+裂缝模型”双重约束,建立高精度缝洞双重介质地质模型,准确描述储层与裂缝分布。以此为基础,结合渗流规律,利用机理模型流线模拟指导注采井网设计,再利用三维数值仿真模拟进一步优化注水开发方案,形成一套缝洞型火成岩油藏注水开发方案优化设计方法。研究成果应用于大港枣园油田枣1508区块,现场初步实施后,稳产期超过1.5 a,综合含水维持在5%,采收率预计提高10个百分点以上。研究成果对类似火成岩油藏效益开发具有重要借鉴意义。