湖相混积岩有利储层岩性测井识别方法——以大王庄油田沙三上亚段为例

利用岩石成分和物性分析、测井、录井以及试油试采等资料,对大王庄油田沙三上亚段湖相混积岩岩性及有利储层识别进行探讨。研究表明,大王庄油田沙三上亚段湖相混积岩可划分为陆源碎屑岩、碳酸盐岩滩坝、碳酸盐质碎屑岩三大类;根据岩心物性分析可知碳酸盐岩滩坝物性好,为有利储层;陆源碎屑岩和碳酸盐质碎屑岩物性差,为不利储层。选取自然电位、自然伽马建立二元图版,结合两种敏感因素的定量岩性判断参数模型,实现了混积岩岩石类型的识别,当岩性综合判断参数大于60时可判断为高孔高渗的碳酸盐岩滩坝,准确率达95%以上。该方法对湖相混积岩岩性识别、寻找有利储层和提高剩余油挖潜效果具有一定指导意义。

大王庄油田大101块滩坝砂体底面等高程法小层对比及效果分析

大王庄油田大101块沙河街组二段为一套滨浅湖亚相的滩坝沉积,容易形成同期不同体沉积现象,由于井距大、地震资料分辨率低等原因,在小层对比过程中易造成对比结果与油水关系或注采关系的矛盾。利用同一期滩坝沉积过程中底面应为近水平的特点,提出了底面等高程法,以大101块的具体井组为例进行小层对比,其结果与其他研究方法相比更具合理性。

大王庄油田留62断块二次调驱技术

针对大王庄油田留 62断块埋藏深、地层温度高、三大矛盾突出及多次小剂量调剖和一次大剂量复合调驱后 ,含水上升速度加快、油藏开发效果变差等问题 ,优选SDC、TC -93 8天然混合羧酸盐三元复合调驱剂进行整体二次调驱 ,取得较好增油降水效果 。

大王庄油田掺水管道腐蚀结垢的研究

针对大王庄油田回掺污水管道产生腐蚀、结垢等问题,对回掺污水状况进行了分析,通过在室内合成、复配以及现场试验测试,筛选出HZ12缓蚀阻垢剂用于回掺污水管道,现场试验表明,HZ12缓蚀阻垢剂对大王庄油田掺污水管道具有良好的缓蚀、阻垢效果。

投球调剖技术在大王庄油田特殊注水区块的应用

大王庄油田注水井井筒条件复杂、储层结构特殊,常规的机械分注工艺效果较差,注入水单层突进问题严重,水驱效果差。针对该区块套管变形、损坏、地层出砂、夹层薄等问题,开展了投球调剖技术研究。研究结果表明:调剖球密度与措施井注入水的密度差可控制在0.002g/cm^3内,有效封堵率可达80.0%以上;调剖球抗压强度为80MPa,满足封堵射孔炮眼的需要;措施后注水量不变,平均注水压力上升了2.2MPa,吸水剖面改善率为92.8%,主力吸水层吸水强度平均降低了0.7 m^3/(d·m)。现场试验证明:新型调剖球解决了封堵率低、措施有效期短的问题,特别适用于开采效果差、常规分注工艺无法奏效的注水井,尤其适合于解决井段长、井斜大、层数多、夹层小、套管变形或损坏、出砂结垢等存在大修风险的注水井调剖分注。该技术现场操作简单快速,成本低、精度高,具有广泛的应用前景。

大王庄油田大31-1块沙二段沉积相研究

大王庄油田大31-1块呈断鼻状,构造上位于车镇凹陷大王庄鼻状构造带,区块主力含油层系为沙二段,沙二段具有储层薄、平面分布特征不清的特点,且本区新资料不全,未开展过精细的沉积微相研究。结合已有研究成果,极大化应用测井曲线,辅以地质相标志,展开该区块的沉积微相研究,细分大31-1块沙二段的沉积微相,落实井间薄层砂岩沉积,明确滩坝砂沉积的测井特点。

大王庄油田D8块沙二段储层物性影响因素分析

大王庄油田D8块构造上处于大王北洼陷和义和庄凸起之间斜坡带,为近东西向断层切割所形成的断鼻、断块构造。D8块储层具有埋藏深,压实作用强烈,单层厚度小的特点,储层平均孔隙度9.1%,渗透率7.32md,为低孔低渗油藏。该油田储层特征复杂,储层物性影响因素较多,主要受沉积环境、成岩作用等因素的影响。进行储层物性印象因素分析,可更好的表征储层特征,为落实油田各区块勘探潜力奠定基础。

留107断块注采井组平均地层压力计算方法

针对注水开发油田无法采用Honor法和MDH法求取注采井组平均地层压力的问题,以试井资料为依托,采用MDH+Y函数法求取注采井的地层压力,再依据势叠加原理计算注采井之间的地层压力,进而结合压力降落速率及阻力加权平均方法求取注采井组的平均地层压力,绘制注采井组地层压力等值线图。应用此方法,求取大王庄油田留107断块L107-18X井组的平均地层压力为29.23 MPa,该井组压力分布等值线图表明,注入水推进速度沿L107-13井方向最快,沿L107-17X井方向最慢,与示踪剂监测结果相符。该方法可以获取可靠的注采井组平均地层压力,评价水驱开发效果,为水驱开发油田开发方案调整和措施设计提供科学依据。