辽河西部凹陷曙一区杜84块兴Ⅰ组高分辨率层序地层

为阐明辽河西部凹陷曙一区杜84块兴Ⅰ组高分辨率层序地层特征,应用岩心和测井资料,通过层序界面的识别、取心井单井和两条连井(垂直物源和平行物源)剖面层序分析、不同级次基准面旋回类型及特征剖析,建立了全区高分辨率层序等时地层格架。按照从大到小的原则,兴Ⅰ组通过不整合面、冲刷面和洪泛面识别出1个长期旋回(LSC1)、2个中期旋回(MSC1—MSC2),通过沉积环境转换面和韵律转换面细分为4个短期旋回(SSC1—SSC4)。按照不同级次旋回的叠加样式、沉积相平面及空间展布特征,短期基准面旋回细分为向上变深非对称型(A型)、向上变浅非对称型(B型)和对称型(C型)3个基本类型及7个亚类型,中期旋回发育以A型为主,C型在SSC2处发育,长期旋回为A型。全区地层发育体现湖盆扩张期退积型沉积序列的特点,具有多期旋回性、大多数仅发育上升半旋回、短期基准面旋回在平面上分布具有分带性的特征。在上升半旋回的下部(SSC1—SSC2)储集砂体最为发育,由不同期次水下分流河道砂体叠置而成,储层物性较好,为今后剩余油挖潜的主要目的层段。

海拉尔油田贝14区块兴Ⅰ组储层的沉积特征

为解决海拉尔油田中特低渗透储量比例大、注水开发矛盾突出的问题,利用岩芯、测井、录井等资料,探讨海拉尔油田贝14区块兴Ⅰ组储层的颜色及岩石类型、构造特征,分析储层的岩相特征,明确储层的沉积环境。利用测井资料建立沉积微相测井相模式,利用地震反演进行井间砂体预测,实现了井震结合沉积微相精细刻画,探究砂体的分布规律。结果表明:贝14区块兴Ⅰ组储层为扇三角洲前缘亚相沉积;微相类型分为水下分流河道、河口坝、席状砂等五种类型;兴Ⅰ组储层的砂体以水下分流河道砂体为主,砂体分布具有明显规律性和方向性,水下分流河道砂体宽度较大,由南东向至北西方向呈枝状展布。该研究可为海拉尔油田进一步的勘探评价提供一定的理论指导。

优化注采参数改善兴Ⅰ组水平井生产效果

曙一区杜84块兴Ⅰ组2004年整体实施水平井开发,随着开发的不断深入,井间汽窜问题日趋严重,随着吞吐轮次的增加油井中汽窜通道不断形成,导致井间汽窜的进一步加剧,逐步暴露出一些开发矛盾:吞吐周期油汽比下降,井间干扰严重,地下存水增多,水平段动用不均,措施效果变差等问题,严重制约油井的吞吐效果。为改善兴Ⅰ组水平井开发效果,实施组合注汽,统一吞吐生产,逐步探索出了超稠油油藏的有效注汽方式。

扇三角洲高分辨率层序地层分析——辽河油田D区块兴Ⅰ油层组

辽河油田D区块兴Ⅰ油层组稠油油藏储层为扇三角洲沉积,采用蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术,获得了良好的经济效益。但该油田仍面临剩余油分布分散等问题,亟待对其扇三角洲储层内部结构作进一步分析。为此,以高分辨率层序地层学理论为指导,以中期基准面旋回为格架,分析辽河油田D区块兴Ⅰ油层组扇三角洲基准面旋回变化与扇三角洲沉积复合体储层内部结构的关系。研究表明,兴Ⅰ油层组中期旋回层序界面以河道冲刷面为主,可据此将该油层组划分为4期中期基准面旋回,即MSC1、MSC2、MSC3和MSC4中期旋回。自MSC1至MSC4中期旋回,兴Ⅰ油层组扇三角洲沉积复合体呈退积结构,中期旋回的有效可容纳空间逐渐缩小,大量的沉积物转移堆积至向陆一侧。在SAGD开发区中,MSC1中期旋回下部物性较差,而MSC1中期旋回中部物性较好。而在MSC2至MSC4中期旋回时,纵向上高物性段与低物性段或泥岩段交互出现。进行SAGD方式开发时,位于最顶部的MSC4中期旋回砂体内的稠油较难采出,易形成剩余油富集,而MSC1和MSC2中期旋回内的稠油可得到有效动用。

扇三角洲前缘单一河道砂体识别与定量表征

为定量刻画具有复杂叠置关系的扇三角洲储层单一河道砂体的时空分布特点,利用密井网区10口取心井岩心资料和588口井测井资料,以沉积学理论为指导,对辽河油田曙一区Du84块兴Ⅰ组扇三角洲前缘水下分流河道内单一河道砂体进行定量识别。结果表明:单一河道砂体边界识别标志包括高程差异、坝上孤立河道、厚薄厚特征、砂体侧向叠置和河道间沉积等5种类型;垂向叠置样式包括垂向叠置、错位叠置和孤立型叠置等3种类型;扇三角洲前缘水下分流河道呈NE-WS方向展布,从近源到远源位置河道分叉程度变高,宽度变窄,弯曲度增加,单砂体由垂向叠置型的连片分布变为孤立型的条带状分布。

非凝析气体改善双水平井SAGD开发效果研究

曙一区杜84块兴Ⅰ组厚层块状油藏采用双水平井SAGD进行开发,生产过程中存在蒸汽外溢、水平段动用不均及注采连通差等问题,开发效果未达到设计指标。研究认为,非凝析气体可有效解决以上问题。