北部湾盆地涠西南凹陷WZ油田古近系流沙港组一段沉积相

北部湾盆地涠西南凹陷WZ油田古近系流沙港组一段是主要含油层系,实钻表明储集层成因复杂、厚度变化大、非均质性强,致使砂体分布预测困难。通过精细的岩心观察,结合各类测井、录井及岩心分析化验资料综合研究,认为流一段属陡坡型扇三角洲沉积,主要发育扇三角洲前缘亚相,其中夹杂有丰富的重力流沉积。扇三角洲前缘亚相主要由水下分流河道、河口坝、远砂坝和河道间沉积微相组成;重力流沉积包括重力滑塌沉积、碎屑流沉积、浊流沉积及液化流沉积,规模均较小。在深入的单井沉积微相分析和多井对比基础上,编制了流一段主力Ⅳ油组和Ⅱ油组的沉积微相平面图,展示出研究区总体沉积格局为稳定的扇三角洲前缘环境,物源充分,主要来自北部和西北部,因斜坡带较陡,在扇三角洲前缘至前扇三角洲环境发育丰富的各类重力流沉积。根据各沉积微相的特征与展布,建立了本区较深水陡坡型扇三角洲沉积模式。分析了不同微相砂体的物性与含油性,认为扇三角洲前缘水下分流河道砂体最好,其次是河口坝砂体,远砂坝和远端浊积砂体相对较差。提出了有利的挖潜区域和调整井位,实钻遇油层数十米,为油田增储上产发挥了重要作用。

WZ油田人工举升方式优选研究

针对WZ油田人工举升方式优选问题,基于油井自喷期末储层特征及生产要求,通过分析井下特征、油藏特性等影响因素,建立了工艺适应性评价指标体系,应用系统层次模糊优选模型选取电潜泵为WZ油田最优人工举升方式。结果表明,应用该模型优选人工举升方式,评价结果全面可靠、可操作性强,可为同类油田现场采油方式优选提供参考。

边际油田-WZ11—1N开发的工程策略

讨论了北部湾边际油田-WZ11-1N油田开发的工程策略，通过技术和经济上的综合分析，WZ11-1N油田采用了“三一”模式依托开发的成果，在应用涠洲地区成熟的、较先进的工程技术和开发经验的基础上，对依托平台／管线的处理工艺和寿命进行了详细的优化和校核，同时采用了电力组网新技术，达到了降低工程投资，提高油田收益的目的。另外在总体布置上为未来油田的依托开发预留了空间。

砂岩储层的粒度分形特征及在WZ油田的应用

应用分形理论证实了三角洲前缘、河床亚相砂岩的粒度具有自相似的分形结构。计算表明,不同成因砂岩的粒度分维数不一样。通过讨论粒度组成分维数在岩石的形成环境解释和储集物性评价中的应用,以及对WZ油田砂岩储层的研究证明,砂岩的粒度分维数可以用来研究沉积环境的演化及岩石的分选系数、渗透率等。

涠洲12-1N油田硬脆性泥页岩研究及钻井液技术对策

在涠洲12 1N油田涠二段钻井过程中,硬脆性泥页岩的剥落掉块经常造成钻具阻卡等井下复杂情况。分析了涠二段硬脆性泥页岩的理化特性,研究探讨了硬脆性泥页岩的评价方法和坍塌机理,在此基础上,提出了选用快速强封堵型成膜钻井液是有效抑制硬脆性泥页岩剥落掉块的根本措施。这一研究成果对于在涠洲12 1N油田开发工程中提高钻速、减少井下复杂情况发生具有重要意义。

W6断块储层特征及伤害评价

WZ油田W6断块主要产油层为阜一段和泰一段,由于沉积特征、成岩矿物、孔渗特征以及敏感性矿物不同,造成储集层的潜在伤害类型的差异。速敏和水敏是阜一段储层伤害的主要因素,因此在注水、修井、酸化、压裂等作业过程中应注意采取防膨措施,控制注水压力。泰一段储层具有极强酸敏特性,应以压裂为主,改善注水开发效果,同时在作业过程中注意采取防膨措施。

涠洲11-4油田含CO_2气井油管柱腐蚀分析

海上钻完井安全可靠性要求高,尤其是含CO2气井油管柱的工作环境恶劣,油管柱容易受到腐蚀,仅按照API/ISO、GB/SY标准设计并不能完全保证油管柱在服役过程中的完整性。以涠洲11-4油田某含CO2气井为研究对象,在油管柱腐蚀形貌分析的基础上进行了管柱材料物理化学性能分析,进而借助现代计算流体力学方法,模拟计算了井下安全阀附近油管柱内的流场分布。结果表明,在流动通道变化明显区域,受CO2分压、高温和腐蚀性组分的协同作用,油管柱将会出现严重的流场诱导腐蚀现象,流道结构与腐蚀之间存在协同效应。本文研究有利于识别井下油管严重腐蚀部位,可以为优化设计油管柱结构提供参考。

复合解堵工艺的研究与应用——以涠洲11-4油田为例

针对涠洲11-4油田B井储层存在的聚合物堵塞及微粒运移造成的储层矿物堵塞,通过大量室内研究,形成了HRS复合解堵剂(简称HRS)与改性硅酸复合解堵工艺。HRS在1h内可完全降解抑砂剂中聚合物,在井下生成二氧化氯克服了ClO2气体逸出易造成爆炸使人员受伤害等缺点。改性硅酸体系能够有效溶蚀B井储层岩屑,不破坏岩石骨架,具有较好的防腐、降低表面张力、破乳、抑制二次沉淀的效果。现场应用表明:采用HRS与改性硅酸复合解堵工艺,有效地解除了B井近井地带堵塞,使产液量由90m3/d上升至340m3/d,获得了很好的解堵效果。

自流注气钻完井关键技术及其在涠洲油田的应用

涠洲油田同时存在异常高压、原始地层压力和异常低压储层,该油田生产井AX-3井提前见水、增油量降低,亟需调整开发方案。在分析国内外自流注气理论的基础上,结合天然气人工运移技术,设计了自流注气井AX-S3井。通过复杂压力梯度钻井液技术、复杂压力梯度随钻测压技术、多级屏障单元分层完井技术、油管内注氮气举清喷技术等关键钻完井技术措施的研究与应用,顺利完成了自流注气井AX-S3井钻完井作业,下部高压气层清喷产气量10×10~4 m^3/d,上部低压油层平均产气量0.26×10~4 m^3/d,最终实现了AX-S3井井筒下部高压涠三段气顶气自流至上部低压涠二段主力油层,进而使上部低压油层平均产气0.43×10~4 m^3/d、预测地层压力系数可自由恢复至0.99。本文成果可为类似油气田的自流注气开发提供借鉴。