渤海稠油油田热化学复合吞吐增效技术研究与应用

针对渤海稠油油田在生产稠油井存在的原油黏度大、胶质沥青质沉积造成储层有机堵塞严重、产量递减快、边底水突进、含水上升快等问题,通过室内实验研究分析、物理模拟与参数优化开展了海上热化学复合吞吐增效技术研究。结果表明:随温度升高,胶质、沥青质扩散系数增大,石英石表面对重质组分的吸附能力减弱,有助于胶质沥青质解离;热气化学复合解堵后,岩心水测渗透率均可恢复到初始岩心水测渗透率的60%~70%;热(80℃)+气(溶解)作用下,与50℃脱气油相比可使原油黏度降低约80%;在热和化学剂作用下,原油形成低黏水包油乳状液,稠油黏度由2000 mPa·s降低至30 mPa·s,降黏率为98.5%;稠油相渗曲线测试实验(100℃)结果显示,化学剂注入后使稠油相渗曲线等渗点右移,两相共渗区域增大,油相渗透率变大,水相渗透率降低,残余油饱和度降低,开发效果改善;在热水驱过程中,注入泡沫堵调后,高渗填砂管和低渗填砂管采收率均有明显提高,低渗管采收率提高约11个百分点,高渗管采收率提高约8个百分点。模拟吞吐实验结果表明:在热+化学+气协同作用下,可至少降低含水20%~30%,采油指数由0.90 mL/(min·MPa)提高至1.95 mL/(min·MPa),可显著改善低产稠油井的开发效果。热化学复合吞吐增效技术已在渤海稠油油田现场取得成功试验,措施井含水最高降低73.4个百分点,有效期150天,平均日产油较措施前提高2.9倍,有效期内累增油4300 m^(3),为渤海稠油冷采井增储上产提供了新的技术思路和方向。

渤海湾盆地石臼坨凸起秦皇岛27-3大型油田发现与地质新认识

渤海湾盆地石臼坨凸起历经50余年勘探,在凸起高部位背斜区发现了3个浅层亿吨级大油田,而低部位斜坡区浅层由于构造圈闭不发育,勘探程度较低,近10年无规模性发现。随着渤海海域勘探程度提高,现已全面进入岩性勘探阶段,针对石臼坨凸起东段顺向断裂斜坡区浅层油气运移、岩性圈闭刻画和油气成藏规律等展开了深入系统研究。研究认为:(1)研究区南北两侧被富生烃凹陷夹持,凸起边界大断层晚期强烈活动和陡坡带近源扇体普遍发育使凸起区成为规模性油气运聚的最终指向区;(2)凸起边界大断层在馆陶组开启系数最小,馆陶组含砾砂岩输导层是石臼坨凸起之上主要的油气横向运移通道;(3)馆陶组输导脊坡度和切脊断层组合控制顺向斜坡区油气的垂向输导,当坡度小于1°且断层长度大于2.50 km、成藏期断距大于40 m时斜坡区可产生规模性的油气垂向运移,突破顺向断裂斜坡区“过路不留”的传统认识;(4)在凸起斜坡区,与构造脊方向斜交的砂体有利于油气保存,同时,提出井约束谱蓝化整形高分辨率处理技术,实现了对斜坡区岩性圈闭有效刻画,优选出保存条件较好的斜向砂体开展钻探部署。基于上述新认识、新技术,2023年在石臼坨凸起东段顺向斜坡区成功评价了秦皇岛27-3亿吨级油田,实现了勘探老区浅层挖潜的重大突破,为渤海湾盆地高成熟探区持续油气发现提供了借鉴。

渤海C油田馆陶组辫状河沉积模式及控制因素

渤海C油田馆陶组发育辫状河沉积,已钻井揭示开发潜力巨大。为了认识馆陶组砂体叠置规律与沉积演化模式,查明宏观沉积控制因素,本文利用岩芯、测井、钻井、现代调研资料等开展沉积特征、砂体分布规律与沉积控制因素研究。研究表明:馆陶组发育心滩、辫状河道、泛滥平原微相,其中心滩与辫状河道砂体呈单独型、接触型、切叠型和多期叠置型接触;砂体的分布样式受基准面旋回控制,中期基准面上升半旋回的中-下部易形成大面积连片分布砂体,在纵向上呈拼合板状,而中期基准面旋回的下降半旋常形成独立式分布的砂体;单一期次心滩宽度为62~467 m,长度为269~1896 m,单河道宽度为20~151 m,古物源、古构造背景、古气候演变共同控制了辫状河的演化,并建立了在不同古环境背景下的两种辫状河沉积模式。本文研究成果对储层地质建模和提高开发井砂体钻遇率具有重要意义。

渤海海域渤中19-2大型岩性油田发现与成藏新认识

随着渤海海域勘探程度的增加,寻找浅层规模岩性油气田难度日益加剧。2021年,在渤中凹陷西南部洼中隆,发现了渤中19-2大型河流相岩性油气田。利用地震、薄片、地化等资料,对渤中19-2油田关键成藏条件进行分析。结果表明:①明下段大型曲流河频繁迁移,不同期次河道交切叠置,控制了规模性岩性圈闭的形成;②深浅汇油背景垂向叠置,为浅层油气富集提供有利构造背景;③渤中19-2构造明下段北西向河道砂体与关键断裂具有良好的“断-脊”配置关系,形成烃柱高度大的“一级充注”;④渤中19-4构造紧邻油源断裂形成“双脊继承-强活动断层-局部砂体”成藏模式,渤中19-2构造远离油源断裂形成“双脊接力-强活动断层-连片砂体”成藏模式。渤中19-2油田的发现,证实了渤海海域洼中隆起区浅层岩性油气藏勘探潜力,有助于类似地区大面积岩性勘探取得新突破。

渤海蓬莱19-3油田新近系明下段曲流河储层构型表征

开展复合砂体内部不同级次储层构型单元的精细表征对渤海蓬莱19-3油田明下段开发方案的优化至关重要。综合应用岩心、测井和三维地震资料,并进行多地震属性的智能融合,实现了对蓬莱19-3油田三区明下段Ⅳ油组2小层曲流河储层五—三级构型单元的精细刻画。研究结果表明:(1)蓬莱19-3油田目的层段可划分为单一曲流带、单一点坝砂体和单一侧积体不同级次储层构型单元。(2)地震属性中的最大振幅、反射强度和相对波阻抗对储层响应较为敏感,基于物性参数监督的神经网络多属性融合进一步提高了储层预测的精度和可信度。(3)研究区发育南北向展布、中间窄两端宽的单一曲流带五级构型单元;单一点坝四级构型单元呈串珠状分布且互相切割改造;单一点坝内部侧积体呈正韵律,侧积层倾角为2°~5°。(4)采用多属性智能融合技术对研究区曲流河多级次构型单元进行刻画的结果显示,不同成因类型构型单元的几何形态、规模及其结构存在相关性,对调整井位、完善注采井网、提高油田开发效率具有重要意义。

渤海油田A油田原油集输系统稳定性的提升

A油田作为渤海油田某油田群枢纽平台,肩负区域油田群稳定外输的重任,在保证原油安全平稳外输的过程中起着至关重要的作用。随着增储上产摁下快捷键,A油田的外输压力与日俱增。通过对现有流程进行优化调整改造等一系列措施的顺利实施,有效提升了A油田的原油系统集输和应急能力,切实提高了外输的稳定性和可靠性,具有极高的推广意义。

基于微流控模型的渤海典型高渗砂岩储层油水赋存规律

为进一步明确高渗砂岩储层水驱过程中微观油水赋存规律,通过扫描储层岩心,建立了渤海高渗砂岩微流控模型;基于形状因子和欧拉数等微观参数,编制计算程序,精细识别并提取膜状、滴状和柱状等5类剩余油的微观表征;针对不同流体物性及开发方式设计实验方案,明确了渤海典型高渗砂岩在不同原油性质及开发制度下微观油水赋存规律及演化特征。结果显示:随着剩余油非连续相增加,水淹范围内的绕流区、滞留区难以再动用,多孔和簇状剩余油成为主要的剩余油赋存形态;高速驱替水驱波及范围更大,但注入水绕流易导致采出端提前见水,波及范围不再显著增加;低黏储层中,高速驱替相较低速驱替波及系数提升0.154;高黏储层中,液流改向调整后水驱末期波及系数提高0.137。对于渤海油田典型储层物性及高含水开发阶段条件下,低黏储层更适合提高驱替速度进行挖潜,高黏储层适合液流改向进一步动用剩余油。研究结果为渤海油田水驱高效开发提供了借鉴。

瘦身井技术在油田钻井中的应用

某油田主要含油目的层段内部和上部均有火成岩发育,地质条件复杂。火成岩地层机械钻速低,钻井期间漏失、坍塌、卡钻等问题频发,严重影响了作业时效,增加了钻井成本。针对以上问题,分析了井壁稳定性、井眼清洁和井漏规律,对井身结构进行“瘦身”优化,形成一套完整的瘦身井技术,达到了提高机械钻速、降低井漏和卡钻风险、增加井壁稳定性及降本增效的目的。该技术不仅为该区块后续作业提供了有力的技术支持,也为同类型油田的开发提供了参考。

渤海PL19-3油田设计地震动参数研究

渤海PL19-3油田按美国有关规范进行抗震设计,其抗震设防标准和地震动参数与我国有关技术规范相比均存在一定的差别。本文根据渤海及邻区的地震构造、地震活动环境的研究结果,以及工程场地的钻探资料、土动力参数测试结果,参照美国有关技术规范的方法,确定了PL19-3油田的设计地震动参数。研究成果不但能满足该工程的抗震设计需要,也可供渤海海域其他工程参考,尤其是所得到的场地土动力学参数具有其特殊性和代表性。本工作将促进海洋工程的抗震技术规范和设防标准的研究,同时,也为未来开展海域地震区划工作积累了基础资料和工作方法。

NB35-2油田应用膨胀坐挂定位分支井新技术实践

膨胀坐挂定位分支井技术是国家863“可控(闭环)三维轨迹钻井技术”研究课题分支井钻完井技术研究内容及关键技术。膨胀坐挂定位分支井技术具有以下特点:①采用膨胀管作为坐挂工具,操作简便;②可对老井套管起到保护作用,无需采用传统的卡瓦式坐挂工具;③膨胀管坐挂膨胀后留在井筒内的内径大,便于下入修井工具及井下作业。该项技术首次用于渤海NB35-2油田244.5mm套管井获得成功,为渤海复杂河流相沉积油藏后期调整积累了经验,对于有效降低我国海上油田开发成本具有重要意义。

渤海海域胜顺油田油气成藏规律及勘探潜力

胜顺油田位于渤海海域渤东凹陷东部斜坡带,近10年勘探处于停滞不前状态,勘探潜力及勘探方向不明,如何打开勘探局面成为当前面临的关键问题。研究区主要发育元古界、沙四段—孔店组、东营组及馆下段4套良好的储盖组合。利用地震、钻井等资料,对研究区断裂、圈闭、成藏条件进行了综合分析,落实了不同层系的勘探潜力。其中,元古界构造圈闭面积大,但储层非均质性强,内部构造复杂,可作为兼探层系;沙四段—孔店组具典型残留地层特征,岩性以火成岩为主,储层物性较差,勘探难度大;东营组和馆下段是本区主力勘探层系,受走滑断裂发育程度和规模的影响,构造圈闭表现为面积小、含油高度低的特点,地层超覆圈闭和断裂岩性圈闭具有较大勘探潜力。东营组底部不整合对油气大范围横向运移有重要作用;不同走向断层控制了油气富集差异。NNE向主油源断层+东营组底部不整合+NWW向次级油源断层构成了本区油气自西向东阶梯式运移的立体输导网络。依据油气运聚规律认识,近期突破应优先考虑近源勘探。

渤海曹妃甸油田消防演习系统

将英国北海油田的消防演习系统引入渤海曹妃甸油田,并根据实际做了适用性改造,对其4年来的应用实践进行了分析,并比较了与中海油自营油气田消防演习系统的差异,为国内石油石化行业安全管理提供参考。

近期陆上勘探进展对近海油气勘探的启示

普光气田的发现,冀东油田勘探的新突破,福山凹陷勘探的进展,令油气勘探家震动、振奋。它再一次告诉我们:含油气盆地内勘探没有禁区,油气发现也是没有尽头的,随着勘探工作量的增加和先进技术的应用,勘探领域会不断拓宽。找到了富生烃凹陷,就应有油气田存在;浅层没有,深层有;凹陷边部没有,中间有;构造圈闭中没有,断裂、岩性、地层圈闭中有;遵循物质不灭规律去研究,总能找到油气田。一个地区的油气勘探,总要经过反复实践与认识,才能逐步认识其客观规律。一时没有相应油气田发现的良好生烃凹陷区及其周围,在坚持不懈的勘探中,一定能找到相应的油气田。用这样的观点审视我国近海油气勘探,东海的西湖凹陷,渤海海域,北部湾的涠西南凹陷,都还有巨大的油气勘探潜力。

适用于渤海绥中油田含聚污水的高效清水剂

渤海绥中油田三次采油污水中含有阴离子聚合物,存在空间位阻效应,传统聚醚嵌段型清水剂具有清水速度慢、药剂用量大、大量黏稠絮凝物黏附于管道壁面及转弯处造成装置堵塞等缺点。以环氧氯丙烷、有机胺为起始剂,乙二胺为交联剂,制得一种高效的季铵盐型小分子阳离子清水剂H1,优化了合成条件,对比了H1与现场应用的清水剂(BHQ-04和BN-5)的清水效果。结果表明,环氧氯丙烷、有机胺、乙二胺投料摩尔比为1.2∶1∶0.3时,在75℃下反应5数6 h制得的清水剂清水效果最佳;与现场用清水剂相比,H1油水分离速度快、油水分离后的上层絮状体松散且可自由流动,有效清水浓度为175 mg/L,远低于BHQ-04的400 mg/L和BN-5的300 mg/L。H1清水剂有效解决了渤海绥中油田区块含聚污水处理过程中的黏性油泥问题。

海上油田增产技术及效果分析——以渤海某油田为例

对于海上油田而言,其增产过程较为复杂,所运用的增产技术和陆上油田相比也存在较大差距。针对海上油田的增产问题,以渤海某油田为例,首先对渤海的海底地质状况作简要介绍和分析,介绍该油田所采用的多种增产技术,并对增产效果进行详细介绍和分析,为海上油田增产技术的运用提供建议。研究表明:渤海某油田主要采用声波导流出砂技术、微生物调驱技术、改善后的压裂驱油技术和水力振荡驱油技术四种增产措施,相比而言,水力振荡驱油技术在渤海区域应用效果最佳。

渤海海域蓬莱9-1花岗岩潜山大型油气田储层发育特征与主控因素

蓬莱9-1油田是近年来中国近海首次发现的一个以中生代花岗岩潜山风化壳为储层的大型油气田。在花岗岩潜山这个新的勘探领域,储层特征及储层形成机理条件是制约高效勘探的关键。通过镜下薄片鉴定、扫描电镜分析、矿物X-衍射分析、岩心与岩屑录井、测井曲线等资料综合分析,认为由表及里随着风化淋滤作用的逐渐减弱,蓬莱9-1花岗岩潜山可以划分为土壤带、砂-砾质风化带、裂缝带和基岩带,储集空间由孔隙型—裂缝-孔隙型—孔隙-裂缝型—裂缝型呈现有规律的变化。花岗岩潜山储层发育主要受表生岩溶作用、有机酸溶蚀作用、构造变形作用及微古地貌作用共同控制。这个认识对中国燕山期侵入的花岗岩潜山风化壳油气勘探开发具有借鉴意义。

海上砂岩油田高含水期开发调整实践

海上油田开发初期采用稀井网、大井距、多段合采的开采方式，且测试资料较少，油田开发进入高含水阶段后面临注采矛盾突出、含水上升快、产量递减快等问题，亟需进行开发调整，而陆上油田已有开发调整经验无法直接应用。以渤海砂岩油田为例，回顾了海上油田开发调整历程，总结了开发调整过程中采取的关键技术及策略。渤海典型的三角洲相和河流相稠油油田开发调整实践表明，开发调整技术体系的成功应用使得渤海主力油田采油速度提高了2．0～2．5倍，采收率提高了8％～12％，为渤海油田完成“十二五＂产量目标提供了技术保障，也为渤海油田中长期发展提供了有力的技术支撑。

渤海海域CF油田古生界碳酸盐岩潜山储层特征

根据钻井、测井、测试及分析化验等资料,对渤海海域CF油田古生界碳酸盐岩潜山储层特征进行了分析.研究认为：碳酸盐岩潜山储层主要发育在潜山顶部之下,岩性主要为粉—泥晶云岩夹少量粉—泥晶灰岩,包括孔隙、溶洞和裂缝3种储集空间,形成了裂缝—孔隙型、孔隙—裂缝型和裂缝型3种储层类型,岩心分析孔隙度多分布在2％ ～5％,渗透率为（0.01～49.3） ×10^-3μm2,为低孔低渗型储层;碳酸盐岩储层展布受构造断裂和岩溶作用的控制,纵向上自上而下可分为低渗层、储层及致密层,平面上构造高部位和断裂系统发育区是碳酸盐岩有利储层发育位置.

渤海海域蓬莱9-1大型复合油田潜山发育演化及其控藏作用

蓬莱9-1大型复合油田是国内目前已发现的规模最大的中生界花岗岩潜山油田。本文立足渤海海域宏观构造演化，结合油气钻探实践结果，应用地质、地球物理和地球化学相结合的分析方法，阐述了蓬莱9-1花岗岩潜山形成的地质背景，探讨了该潜山构造成因演化及其对油藏形成的控制作用。结果表明，蓬莱9-1潜山花岗岩为受深大断裂诱导作用下主动构造侵位形成，其侵入时期为侏罗纪（160～170 Ma）中燕山构造幕，之后又经历了晚燕山运动和渤海湾升降运动两期构造抬升。蓬莱9-1花岗岩潜山构造演化可划分为四个阶段：岩浆侵入形成期、风化剥蚀夷平期、差异风化定型期和整体埋藏期。中生代以来，受到持续的走滑活动和构造应力叠加改造作用，蓬莱9-1潜山三面发育3条NW向及NE向深大断裂，同时使花岗岩潜山内幕形成大量不同规模的断裂和裂缝，极大改善了花岗岩储层的储集性能。另一方面两期适度的构造抬升进一步强化了花岗岩差异风化作用，形成南、北山头、中间鞍部的宏观古地貌，使得潜山花岗岩风化壳储层物性条件得以良好保存。综合蓬莱9-1花岗岩构造成因、演化阶段及成藏响应，蓬莱9-1潜山规模大、埋深浅，构造稳定，储集条件好、油源充足，是蓬莱9-1亿吨级潜山油田形成的关键因素。

随钻水力扩眼工具在渤海自营油田的成功应用

渤海自营油田QHD32-6-D29H2井Ф152.4 mm井眼下完井防砂管柱遇阻,扩眼钻进面临地层松软易产生新井眼、井壁稳定性差易发生井下复杂情况、井身结构复杂对扩眼工具强度要求高等难题。优选了可动翼液压式扩眼器进行扩眼作业,总结了一套随钻水力扩眼器使用流程和关键技术点,同时提出了钻井液性能控制技术、预防新井眼技术等关键配套技术措施,并在QHD32-6-D29H2井成功实施扩眼钻进作业,为类似随钻扩眼工具处理井下复杂情况提供了新思路,具有推广应用价值。