松辽盆地大老爷府油田泉四段三角洲前缘的沉积微相组合及特征

松辽盆地南部大老爷府地区早白垩世泉头组泉四段,三角洲前缘沉积体系中以水下分流河道和河口坝两种储油微相为主导的多种微相组合,提出将其划分为"水下分流河道区"、"水下分流河道与河口坝混合区"和"河口坝区"三段微相组合区。将水下分流河道进一步划分为废弃型、完整型和多期叠加型3种;识别出坝上河混合微相组合;将河口坝组合再划分为完整型河口坝和叠加型河口坝。讨论了在坳陷湖盆条件下三角洲前缘厚层储集砂体各微相组合的形成机制以及分布模式。

三角洲前缘储集砂体的成因组合与分布规律——以松辽盆地大老爷府地区白垩系泉头组四段为例

以松辽盆地大老爷府油田白垩系泉头组四段为例,运用高分辨率层序地层学短期基准面旋回原理,详细刻画了以水下分流河道和河口坝沉积为主导的三角洲前缘储集砂体的成因组合特征,提出将其划分为水下分流河道成因组合、水下分流河道与河口坝成因组合和河口坝成因组合三种类型,并对这些储集砂体成因组合进行了详细解剖,例如,将水下分流河道成因组合划分为完整型、废弃型和多期叠加型水下分流河道组合三种亚类型;河口坝成因组合划分为完整型和叠加型河口坝成因组合两种亚类型;将复合成因砂体描述为坝上河成因组合。研究表明各种成因组合的发育受沉积基准面升降,可容纳空间增加与沉积物补给通量比值变化的控制。在此基础上,文章讨论了各种成因组合砂体在高分辨率层序地层学格架内的时空分布规律。

大老爷府油田泉四段短期基准面旋回层序

为进一步提高地层对比的精度和储层预测的准确性，以钻井、测井资料为基础，将松辽盆地大老爷府油田泉四段短期基准面旋回划分为向上变深的非对称型、向上变浅的非对称型、向上变浅复变深的对称型和向上变深复变浅的对称型等4种类型。依据可容纳空间的大小，将向上变深的非对称型短期基准面旋回进一步划分为高可容纳空间型和低可容纳空间型；将向上变浅的非对称型短期基准面旋回划分为高可容纳空间型和低可容纳空间型。在此基础上，探讨了每个基本类型及亚类型的沉积背景、叠加样式、岩性特征和沉积动力学过程，总结了短期基准面旋回层序的分布规律，提高了储层预测的准确性。

大老爷府油田低阻油气藏储层及流体分布特征

对吉林油田分公司低阻、低渗、高饱和油藏的储层油气水分布特征 ,进行了深入研究。本区构造平缓 ,属保康水系所形成的三角洲前缘相和前三角洲相。砂体类型以三角洲前缘席状砂体和远砂坝砂体为主 ,砂岩以粉砂岩、泥质粉砂岩为主 ,泥质含量较高。砂体横向上连通性好 ,纵向上砂层较多 ,属层状构造油气藏。该区青一段储层层内非均质性较强 ,属低—特低渗孔隙性储层 ,而且具有亲水性。以上诸特点使得各储层内均表现油气水混相存在特征 ,油气水平面展布特征表现了受构造控制的明显因素 ,高部位高产气 ,低含水 ,产油中等 ;低部位高含水 ,低产气 ,产油低 ;腰部位产油高。

大老爷府气田登娄库组沉积微相及储集物性特征

松辽盆地大老爷府气田当前处于评价阶段,下白垩统登娄库组(K1d)为主力含气层段。针对研究区井网稀疏的特点,整合岩石相、测井相、地震相等多尺度信息开展沉积微相研究,明确了该区主要发育辫状河沉积,识别出心滩、河道滞留和泛滥平原等沉积微相,并刻画沉积微相平面展布特征,为预测砂体空间分布和有利储集相提供了重要依据。结合物性资料统计分析认为,储层的储集物性受沉积微相展布控制,心滩砂体是研究区最有利的储层,其次为河道滞留相带储层,泛滥平原相带的薄层砂体最差。

大老爷府油田措施挖潜对策研究及应用

大老爷府油田受资源潜力限制,新井产能规模小,不能弥补老井递减,油田降产较大,需要通过一定的措施增产规模来提高油田稳产能力。但是受资源品质及效益制约,新技术引进受限,措施结构单一,措施增产过度依赖油井压裂和解堵,措施接替技术方向不明确,措施规模逐年下降,如何在措施吨油费用控制在2000元以下实现3000吨的增产规模是2014年维持油田稳产亟需解决的问题。

相控建模技术在大老爷府油田中的应用

针对大老爷府油田砂体展布复杂,储层非均质性强的特点,运用Petrel建模软件,采用确定性建模与随机建模结合的方法,建立了大老爷府油田研究区块的构造模型、沉积微相模型、属性模型,并利用该模型对地质储量进行复算。仿真结果表明,大老爷府油田储油微相以水下分流河道与河口坝为主,主要含油层位孔隙度、渗透率空间分布相关性较差。以三维地质模型为基础计算所得的储量值客观合理,为油田的后续开发调整奠定了基础,研究成果对类似地区的相控建模研究具有很好的借鉴意义。

大老爷府油田稳定单井产能技术对策研究

大老爷府油田1994年投入开发,目前已经进入高含水开发后期,综合含水已达到96%。经过长期注水开发,储层内部油水分布复杂,水油比逐年升高,注水利用率低,无效水循环问题日趋严重,油田单井自然递减逐年加大。从目前状况看,微观上沉积韵律引起的层内矛盾、宏观上纵向及平面矛盾,依靠现有分层注水调整技术以及常规水驱调整技术已不能从根本上解决注采矛盾。该论文主要以油藏监测、动态分析为手段,研究大老爷府油田剩余油分布规律,通过引进先进的工艺技术,开展以调剖、堵水相结合的综合治理措施,由以往单一的油层拓展到全井多层,综合调整注采结构,挖掘剩余油潜力。

大老爷府油田综合稳产技术对策

大老爷府油田处于特高含水开发阶段,为解决制约油田稳产的瓶颈问题,开展了精细油藏研究、有效注水等工作,2014年原油产量在无新井上产、仅少量增产措施的条件下,实现综合稳产,油田地层压力稳定,自然递减率对比减缓3%,各项开发指标向好,探索出了大老爷府油田科学有效的发展之路。

大老爷府油田地面冷输技术研究

随着油井进入高含水开发阶段,产量递减但能耗上升矛盾突显,原有集输方式已不适应实际生产需要。2017年大老爷府油田3#中转站地面集输工艺开始采用单管冷输工艺流程,取代了三管热水伴随流程,试验运行中利用物联网远程监控计量间回压数据,查找影响冷输因素,并采取相应措施,保障了冷输过程中油井、计量间、中转站的正常运行,实现高寒地区连续三年“热不出站”。

大老爷府油田老16-2井组氮气泡沫驱先导试验

为提高大老爷府油田注水开发效果,针对目前区块开发中存在的主要问题,结合区块储层特征,开辟了老16-2井组先导试验井组,对该井组进行前期地质静态、动态分析及氮气泡沫驱适应性研究,结合储层特征,优化注入参数及工艺。通过水井注入氮气的模式,封堵高渗透出水层和补充地层能量,从而改善注采剖面,保持地层压力,扩大波及体积,提高动用程度,最终提高采收率。先导试验取得了较好开发效果,项技术的成功实施,为大老爷府油田提高注水开发效果提供了技术支持。

大老爷府油田水驱规律研究方法

吉林油田大老爷府油藏是已经进入高含水采油期但是采出程度很低的大老爷府层状构造油气藏,通过开展分层产出状况研究、注采关系研究、地应力场分布状况研究、储层非均质性研究、数值模拟等工作,明晰了平面、层间、层内水驱规律,形成了一种适合大老爷府油藏的相对系统的水驱规律研究方法,实现了理论认识与实践的有机结合,有效指导大老爷府油藏的高效开发,具有广泛的社会价值。

大老爷府油田产能建设中关键技术及应用

2003年至今,大老爷府油田产能建设主要采取三方面的措施。一是开展产能部署研究,主要包括高效聪明井、扩边井、加密调整井的部署研究。二是开展施工方式研究,针对扶余、高台子储层物性较差的特点,参照邻井动用好压裂井的压裂参数,对压裂工艺参数进行了优化设计,并对大段多层进行改造,实施暂堵压裂技术。三是开展投产后管理研究,主要通过调整注水方案及配套转注补充地层能量,同时对新井投产后进行跟踪评价,合理优化工作参数,提高单井产能。

老井压裂方案优选

针对大老爷府油田储层特征及压裂技术需求,井下作业工程公司不断完善老井压裂技术,优化压裂设计方案,在转向压裂、尾追纤维等压裂新技术上取得重要进展,重点解决了各迭加小层的有效动用、水力裂缝与井网最佳匹配的难题,优化了压裂规模并提高了裂缝导流能力,单井增油水平逐年提高。本文通过对压裂优化方案的详细论述和现场施工效果的分析总结,为吉林油田复杂非均质油藏压裂提供了科学的压裂技术模式。

高强度加砂老井补压配套技术

针对大老爷府油田储层特征及压裂技术需求,井下作业工程公司采用高强度加砂压裂配套技术,优化压裂设计方案,在老井补压技术上取得重要进展,重点解决了改造不彻底、单井产量低的难题,优化了压裂规模并提高了裂缝导流能力,保证了水力裂缝与井网最佳匹配,单井增油水平得到大幅度提高。本文通过对高强度加砂压裂优化方案的详细论述和现场施工效果的分析总结,为创新应用多元化压裂增产技术增强老井储层改造效果提供了依据。

物联网技术在油田管理中的深化研究与应用

物联网作为信息化与工业化融合的重要途径和载体,是建设数字油田智能油田的关键。但由于物联网的高成本、高维护费让老油田望而却步。吉林油田打破传统,自主研发低成本物联网设备,并以松原采气厂大老爷府油田项目部为试点,经过不断试验与磨合,摸索出油井、计量间、场站的监控方法,形成了一套有效的物联网运行模式,大大降低员工劳动强度,有力支撑提质增效。自主施工、自主运维进一步降低了建设运行成本,是具有“建得起、用得住、有实效、易维护”特色的油田物联网。