绥中36-1油田东二下段沉积演化及对油气的控制作用

根据岩心相、测井相、地震相,结合对背景资料的分析,认为渤海绥中36-1油田由三角洲、浊积扇、浅湖-半深湖3种沉积体系构成,合理的生、储、盖组合关系为油气聚集创造了条件。由于差异压实作用,造成潜山斜坡部位坡降加大,在洪水、地震等条件的诱发作用下,三角洲前缘沉积物垮塌形成了多期次的滑塌浊积岩。不同沉积微相沉积砂体由于砂体厚度、分布面积、储集物性、分布位置等不同,其储量丰度不同。其中,水下分流河道砂体储量丰度最高,其他依次为河口坝、浊积扇、前缘席状砂和远砂坝。

The Test Area of Suizhong 36-1 Oil Field Fully Under Commission

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绥中36-1油田注聚井JD-01解堵体系性能评价及应用

对JD-01解堵体系进行性能评价,结果表明,JD-01解堵体系质量分数为9%~11%时,聚合物溶液的降解率较高,现场垢样溶蚀率大于50%。物理模拟岩心流动实验表明,JD-01解堵体系对岩心处理24 h后,渗透率增加倍数为4.8~6.7,能有效地解决聚驱造成的地层渗透率降低、注聚压力升高等问题。2015年1月,JD-01解堵体系在SZ36-1-A21注聚井现场应用,目的层注入量大幅提高,实现了注聚井解堵的目的。

渤海绥中36-1油田生产套管修复技术

在绥中 36 1油田 Ⅱ 期开发工程丛式井组钻井、完井作业中 ,E9井和E15井的 2 4 4 5mm生产套管被钻头磨破 ,经分析研究选用在 2 4 4 5mm套管内下入 177 8mm套管进行补贴固井的方法 ,使 2口井得以修复。采用的套管修复技术具有 6个特点 :工艺简单 ,可操作性强 ;作业全部采用现有的套管系列 ;部分采用自制井下固井工具 ;补贴修复过程中对已完井的储层实施了充分的保护 ;套管修复后不影响今后起下生产管柱及电泵作业 ;用修井机即可完成这类套管的修复作业 ,节省了钻机作业费用。此次套管修复技术的成功使用 ,为在丛式井组生产平台上处理套管磨损、磨破问题积累了经验 ,并为处理类似问题提供了范例。

绥中36-1油田稠油聚合物降粘剂的研究

通过对绥中 3 6 1油田原油物性的分析 ,有针对性地对聚合物降粘剂单体进行了初选 ,继而合成了一系列聚合物降粘剂。通过对所合成的聚合物降粘剂降粘效果的筛选和研究 ,确定了对绥中 3 6 1油田具有较好降粘效果的聚合物降粘剂BST RP及其配方 ;并对该聚合物降粘剂存在情况下 ,体系其他因素对降粘效果的影响以及采用聚合物降粘剂对原油后处理的影响进行了研究。结果显示BST RP降粘剂具有较好的综合效果 。

FLO-PRO无固相钻开液对绥中36-1油田水平井的储层保护

为提高单井采油率和延长油井生产寿命,绥中36-1油田Ⅱ期水平井在储层钻进中应用了FLO-PRO无固相钻开液,该钻井液能最大程度的保护储层。本文从影响钻井液伤害油层的主要因素进行分析,探讨了现场应用过程中FLO-PRO钻井液体系优异的性能如何将对储层的伤害降到最低,从而实现产量最大化。在绥中36-1油田12口水平井的应用表明:FLO-PRO钻开液井眼清洁能力强,钻井效率高,润滑性和稳定性好,渗透率恢复值高,无毒环保,尤其适用于大位移水平井,实现优、快、好、省的作业目标。

辽东湾绥中36-1油田硫化氢成因研究

通过研究水中硫酸盐的变化及水中硫酸盐硫同位素和硫化氢硫同位素的同源性,最终确定绥中36-1油田生产中发现的硫化氢为生物成因。

精细相控储层地质建模技术在老油田调整挖潜中的应用——以绥中36-1油田为例

以绥中36-1油田I期为例,首先,利用以精细地质建模为目的的地震、测井和地质一体化综合研究与建模方法,合理划分模拟单元;依据单井微相的解释成果,结合三角洲前缘亚相各沉积微相平面的组合关系,编制各沉积单元的沉积微相平面图,作为三维沉积微相模拟的趋势约束条件;建立沉积微相三维模型。其次,依据相控建模思路及各微相物性参数的分布特征,采用相控方法建立三维孔隙度模型。最后,采用相控加孔隙度协模拟的方法建立渗透率三维模型。老井及新钻调整井的生产动态资料表明,以地质模型为基础的数值模拟结果与生产动态吻合较好。

海上绥中36-1稠油油田剩余油研究

绥中36-1油田为稠油油田,1993年投入开采,油田动态监测资料少,平均单井测试0.6次,如何利用仅有资料对油田剩余油分布研究是面临的主要问题。文章利用油藏综合分析与油藏数值模拟相结合技术,描述了油田剩余油分布状况,目前调整井钻遇油层情况80%以上符合油田剩余油分布描述。该研究成果为油田综合调整的顺利进行奠定了基础。

渤海埕北油田、绥中36—1油田注水井堵塞机理研究

介绍了埕北油田和绥中36—1油田的油藏物性和完井方式，通过测定岩心阳离子交换容量、体积流过量试验、动态结垢试验与理论预测、温度变化对水相渗透率的影响试验和敏感性试验结果及现场注水资料对两油田注水井水敏性堵塞、酸敏性堵塞、固体颗粒侵入堵塞、微粒运移堵塞、地层结垢堵塞、污油堵塞和地层出砂堵塞的机理进行了研究，得出造成埕北油田注水井堵塞的主要原因是水敏性堵塞、污油堵塞、固体颗粒侵入堵塞和地层出砂堵塞；绥中36－1油田造成注水井堵塞的主要原因是污油堵塞、固体颗粒侵入堵塞、地层出砂堵塞和地层结垢堵塞。为解堵方法的选择、解堵剂的研制、防垢剂的选择和解堵施工打下了基础，对两油田的注水工作具有指导意义。

绥中36-1油田成藏条件及勘探开发关键技术

绥中36-1油田是渤海湾陆相断陷湖盆中最大的古近系东营组油田,具有埋藏浅、规模大、层系单一、油品较稠等油藏特征。自1987年钻探发现以来,历经油藏评价阶段、产能建设阶段、综合调整阶段,截至2020年底,累计探明石油地质储量3.05×10^(8)t,累计生产原油9 000×10^(4)t,目前稳产350×10^(4)t/a以上。充足油源供给、优质储-盖组合、优势运移通道和良好保存条件是绥中36-1油田形成的关键地质条件,其中,邻近的极富烃辽中凹陷为绥中36-1油田提供充足的油源,东营组二段最大湖泛期沉积的泥岩与三角洲砂岩形成优质储-盖组合,NE向继承性发育的伸展-走滑大断裂控圈、封闭能力强,继承性鼻状构造与烃源岩大面积接触构成了油气向圈闭运聚的高速公路。针对海上首个大型整装稠油油藏形成的海上大型三角洲稠油试验区开发技术、海上稠油油田综合调整技术组合等系列实用性关键技术为绥中36-1油田的开发和产能建设提供了技术保障。

超临界CO_2对疏松砂岩储层物性影响的实验研究

为了评价超临界CO2注入对绥中36-1油田疏松砂岩储层物性的影响,利用改进的实验装置在地层条件下测试了岩心在注气前后的孔隙度和渗透率。结果表明:在接触反应后,储层的孔隙度、气测渗透率和液测渗透率均降低。含气饱和度为30%、50%岩心的孔隙度分别由平均值55.36%、54.84%降至55.15%、54.59%,变化率分别为-0.4%、-0.5%;其气测渗透率分别由平均值5.019、5.060μm2降至4.925、4.952μm2,变化率分别为-1.9%、-2.1%;其液测渗透率分别由平均值2.417、2.426μm2降至2.289、2.291μm2,变化率分别为-5.3%、-5.6%。在地层条件下,溶蚀产物由于CO2分压的降低生成了碳酸盐沉淀。初始孔隙度和渗透率越大,储层物性降幅越小;含气饱和度对储层物性的影响不明显。

聚合物作为稠油降粘剂的实验研究

绥中36-1油田稠油蜡含量低，而胶质和沥青质含量高，40℃下脱气原油粘度高达56200mPa·s。为解决绥中36-1油田稠油开采中的问题，室内用苯乙烯、（甲基）丙烯酸高碳醇酯、丙烯酰胺／马来酸酐合成了三元共聚物降粘剂，并在稠油中进行了降粘性能评价。实验结果表明，合成的HOT-RP聚合物降粘剂对绥中36-1稠油具有良好的降粘效果，在加量为500～800mg／L时，其降粘率大于85％。

海上稠油油田聚驱后二元复合驱注入时机与注入方式优选

模拟海上绥中36-1油田油层条件,进行了聚合物驱后二元复合驱注入时机、注入方式的优化实验研究。聚合物驱后在不同注入时机(直接转注、含水最低点、含水70%和含水95%时)转注二元复合体系,最终采收率分别为75.36%、73.32%、71.22%和68.61%,直接转注二元驱的采收率最高(42.61%)。在相同水驱条件下,以不同注入方式注入二元复合体系后发现,注入0.3 PV二元复合体系的驱油效果优于注入0.05 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系+0.05 PV聚合物和0.1 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系。但注入方式的改变对最终采收率的影响较小,以聚合物做保护段塞更有利于控制工业化成本。在相同段塞聚合物用量条件下,用前后保护段塞的效果好于单一前置段塞。在等经济的条件下,聚合物驱后进行0.3 PV二元复合驱可提高原油采收率19.05%,比等价的0.7 PV聚合物驱采收率高1.61%,使油田开发的整体效益最大化。

利用水平井挖潜底部强水淹的厚油层剩余油

绥中36-1油田为东营组下段湖相三角洲沉积的大型披覆背斜稠油油田,已进入高含水开发阶段。如何利用水平井挖潜厚油层顶部剩余油、提高油田采油速度,是目前开发过程中面临的主要问题。文中通过建立精细井组油藏模型,在剩余油分布研究的基础上,利用多段井技术与多相垂直管流(VFP)技术相结合的方法研究水平井部署的可行性。现场实施结果表明,采用上述方法部署水平井,不仅可以大幅提高产能,还能控制单井含水上升速度,达到了改善油田开发效果和提高采油速度的目的。