低成本作业模式下构造录井法在潜山界面识别中的应用——以锦州25油田为例

潜山界面识别是录井工作的重点和难点,常规方法主要是根据工程参数异常确定地质循环深度,通过肉眼观察或者借助元素录井、薄片鉴定等技术确定井底岩性,从而准确识别潜山界面。由于潜山上覆岩性存在多样性,不同上覆岩性的进山工程参数特征不同,利用常规方法时一般需要进行多次地质循环才能卡准潜山界面,从而影响作业时效,同时利用元素录井、薄片鉴定等技术时又增加了作业成本。本文在前人研究的基础上,通过分析锦州25油田潜山的构造特征,提出了利用构造录井法识别潜山界面,即在作业井实施前,根据同一构造或者相似构造中岩性组合、遭受的构造运动是相同的宏观地质特征,优选参考井,并分析其工程参数变化特征,在作业井实施时参考该特征进行地质循环,从而提高潜山界面识别效率。利用该方法在锦州25油田的成功应用,不但确保了潜山界面识别的成功率,而且将潜山界面识别效率提高65%,具有较强的推广应用前景。

锦州25-1南油田井壁稳定技术研究与应用

为解决锦州25-1南油田ф311.15 mm井段因井壁失稳而引起的起下钻阻卡、倒划眼困难等问题,提出并采用了"适度抑制+活度平衡"的技术思路:应用KCl和CPI两种抑制剂达到适度抑制的效果,再利用活度平衡理论引入NaCl降低钻井液活度,提高膜效应,阻止滤液进入地层,降低泥岩的活性,合理控制钻井液体系的抑制性能,达到稳定井壁的效果。该项井壁稳定技术的成功应用,既解决了锦州25-1南油田馆陶组、东营组上段因K+过多造成井壁硬化而引起的阻卡问题,又解决了东营组下段、沙河街组因钻井液抑制性不够而导致的井壁坍塌问题,对渤海其他油田保障钻井安全、优快钻井、降低钻井工期具有重要指导意义。

锦州25-1南油田生产井起钻难的原因分析

锦州25-1南油田位于渤海辽东湾辽西凸起中北段,12in井眼钻穿明化镇组、馆陶组、东营组和沙河街组上部,裸眼井段长达2000m以上,多套压力体系共存。目前钻井过程中主要存在振动筛返砂少、钻屑起泥球、钻进憋卡、短起阻卡以及频繁蹩扭矩、蹩泵压等问题。针对常用的2套钻井液(PEM、PEC)体系,从钻井液的流变性、土般土质量浓度的变化以及测井井径曲线的统计入手进行了分析,为今后钻井液的开发和钻井工艺方案的制定提供了理论依据。

锦州25-1油田优质储层地震响应特征与定量预测

渤海湾北部锦州25-1油田及外围区主力含油层系沙二段油气勘探的关键是寻找优质储层。通过地震响应特征分析、井震正演模拟及敏感属性提取,定性刻画出优质储层的地震响应特征及其分布范围;创新应用"叠前同时反演+岩相流体概率分析"组合技术,得到研究区沙二段砂岩储层的概率体;结合25-1油田21口探井资料进行储层厚度及孔隙度与砂岩概率的相关性分析,通过设置阈值,定量预测出了厚度大于50 m、孔隙度大于20%的优质储层发育区。研究成果为锦州25-1油田及其围区的滚动勘探与井位设计提供了理论依据,研究思路为预测辽西北洼其他区域沙二段优质储层提供了方法借鉴。

渤海海域辽东湾地区古近系钙质砂岩成因及分布——以锦州25-1油田3井区沙三段为例

钙质砂岩基本为致密层或干层,是海上开发井设计尽可能规避的"伪储层",预测钙质砂岩分布成为规避低效井的首要任务。以锦州25-1油田3井区沙三段为例,从钙质砂岩成因入手,分析了钙质砂岩形成具备的物质条件和环境条件。研究区沙三段深湖泥岩提供了丰富的碳酸盐流体来源,为形成钙质砂岩提供了物质条件;水下分流河道微相优质储层中的砂岩体直接嵌入下伏的富含钙质的泥岩中,砂岩透镜体与泥岩的接触面积较大,并且由于烃源岩排烃作用使砂岩和周围泥岩存在压差,在这种压差作用下碳酸盐流体排出并在砂岩原生孔隙中沉淀,又为钙质砂岩的形成提供了有利的环境,2种条件相互作用、互相影响,最终形成钙质砂岩。钙质砂岩分布主要受沉积微相、与周围泥岩接触方式和古地貌等因素的影响。结合地震相砂体描述成果,预测沙三段中亚段钙质砂岩平面上主要分布于靠近沉积中心一侧、大砂体的西侧边缘,以及构造中东侧次洼中,据此调整了原开发方案中5口设计井的井位,实施后,这5口井均未钻遇钙质砂岩,规避了开发风险。

裂缝性潜山油藏渗流特征及不稳定注水策略——以渤海锦州25-1南油田潜山油藏为例

裂缝性潜山油藏渗流特征复杂,实际开发过程中油井水窜严重,并且有效控水难度大。以渤海锦州25-1南油田潜山油藏为对象,开展了不同裂缝倾角岩心的应力敏感实验和基质岩心渗吸实验,准确获取了影响该类油藏渗流特征的2个关键参数,即裂缝的应力敏感程度和基质的渗吸程度;在此基础上利用Eclipse软件建立了双重介质油藏数值模型,通过示踪剂追踪技术定量刻画出裂缝性油藏的渗流特征。结果表明基质和裂缝渗流特征差异大,裂缝以初期供油为主,基质则是后期产量接替的关键;根据基质渗吸特征将其渗流进一步划分为蛰伏、发轫、旺汲渗和平息等4个阶段。在此基础上,结合相似油田开发经验,构建了裂缝性潜山油藏不稳定注水策略,即初期降压开采、低含水阶段脉冲注水、中含水阶段周期注水和高含水阶段异步注采等,并在锦州25-1南油田潜山油藏开展了矿场试验,控水稳油效果显著,可为类似油藏注水开发提供借鉴。

辽东湾地区锦州25-1油田油气成藏特点和运聚模拟研究

在对构造演化、成藏要素、油源对比、成藏期次分析的基础上,结合Trinity油气运移成藏模拟分析软件对锦州25-1油田的油气运聚模拟研究,分析了形成锦州25-1油田的成藏主控因素,建立了其成藏模式,指出了该地区有利勘探方向。模拟分析结果表明,锦州25-1构造是辽西凹陷沙三段烃源岩生成油气运聚的有利指向区,而优良成藏要素的优势时空配置则是形成锦州25-1油田的关键因素。其成藏模式为:辽西凹陷沙三段烃源岩在东下段时期进入了大量生排烃期,生成的油气为一期充注,充注时间发生在东营组末期,沿东下段时期强烈构造运动伴生的断裂系统、沙二段广泛发育的砂体、沙二段与沙三段之间大型不整合面以及古构造脊所构成的疏导体系运移至沙二段圈闭成藏,而沙三段砂体则可以近源优势成藏。辽西凹陷西斜坡、凹中隆以及古构造脊是今后较为有利的勘探区域。

渤海古近系辫状河三角洲储层描述配套技术——以锦州25-1南油田沙河街组为例

因沙河街组储层埋藏较深,沉积相类型较复杂,储层横向变化较快,且地震资料品质较差,沙河街组储层的描述难度很大。针对以上技术难点,建立辫状河三角洲储层描述的"四步法"技术体系,即背景岩性分析砂层组技术、目标层地质模式分析技术、模式约束地震相分析技术、恢复古地貌储层描述技术。以锦州25-1南油田为例用此方法预测沙二段储层的展布规律。从开发井结果看,锦州25-1南油田沙二段新井全部钻遇设计油层,且基本上为自喷生产,平均单井产油能力为225m3/d,产气量为3×104m3/d,油藏开发效果好。

锦州25-1南油田储层裂缝测井识别及有效性评价

锦州25-1南油田是目前渤海湾盆地已探明的最大潜山裂缝性油藏,其储层裂缝的识别和分析是储层有效性评价的难点和重点。以岩心裂缝观测为基础,利用成像测井和常规测井相互结合对储层裂缝进行识别,并对储层裂缝的发育特征进行了分析。依据裂缝产状、密度、孔隙度、渗透率等参数,将锦州25-1南油田储层有效性划分为好(Ⅰ)、中(Ⅱ)和差(Ⅲ)3个级别,其中Ⅰ、Ⅱ类储层占主导地位,Ⅲ类次之,总体上表现为物性好的裂缝储层。

锦州25-1南油田沙河街组二段辫状河三角洲的识别与新认识

针对前人提出锦州25-1南油田沙河街组二段为来自渤海辽东湾海域的辽西低凸起的扇三角洲沉积的观点,结合区域沉积背景、构造演化以及古地貌特征,充分运用岩心、测井、地震和重矿物等资料,综合分析认为锦州25-1南油田沙河街组二段属于双物源沉积,其北方的物源主要来自西北的古东沙河,西南方向的物源主要来自辽西低凸起的西南部。油田范围内仅发育辫状河三角洲前缘亚相沉积,共识别出辫状河三角洲前缘水下分流河道、支流间湾、河口坝、水下溢岸、远砂坝和席状砂共6种微相,其中水下分流河道和河口坝两种微相的储集性能最好,是后期开发井井位部署的最为有利的储集相带。

辽西低凸起锦州25-1南油田沙二段沉积体系特征及演化

渤海油田古近系沙河街组普遍发育辫状河三角洲沉积,其沉积背景复杂,储层横向变化快。以锦州25-1南油田沙二段为例,综合运用岩心、测井、地震、古生物及重矿物等资料,以层序地层学理论为指导,建立精细层序地层格架,并以此为基础开展了沙二段沉积特征精细研究。研究表明:1锦州25-1南油田受控于双物源,沙二段可划分出3个四级层序,9个五级层序;2分析各级层序的沉积特征及演化规律,建立了等时层序地层格架下的锦州25-1南油田沉积模式;3应用研究成果有效指导油田各四级层序开发策略。

裂缝性油藏地质建模与数模一体化技术的研究与应用——以锦州25-1南油田太古界潜山油藏为例

针对锦州25-1南太古界潜山油藏裂缝发育和非均质性强的特点,采用裂缝性油藏地质建模与数模一体化技术,对裂缝性油藏描述及开发方案影响因素进行了研究。在建立构造模型网格的基础上,对基质和裂缝系统分开建模,并首次引入离散裂缝网格建模技术,建立起反映裂缝性油藏地质特征的双重孔隙介质模型,并对地质建模中的不确定性因素影响开发效果开展了数值模拟研究,在此基础上,提出了水平井潜山优化开发方案。该方案现场实施效果表明,裂缝性油藏地质建模与数模一体化技术在锦州25-南潜山油田取得了较好的开发效果。

渤海锦州25-1南区域油田开发工程项目管理探索与实践

本文以渤海锦州25-1南油田群（锦州25—1南油气田、锦州25—1油田及金县1-l油田）的开发建设为背景，系统地分析了在海洋石油工程建设中区域开发项目的特点与难点，阐述了将区域滚动开发理论运用到工程项目中的大量管理创新和实践经验，进而充实和拓展了项目区域化管理的新内涵，探索出了海洋石油开发工程项目集约管理的新模式，并有效印证了区域油田开发思路的科学适用性。

潜山水平井时-深域轨迹匹配技术及在锦州25-1南地区地质建模中的应用

针对复杂潜山油藏,由于该类油藏纵向上潜山地层与上覆地层层速度差异大,横向上潜山顶面构造起伏大,导致潜山水平井时间域轨迹形态复杂,与深度域轨迹匹配难度大。首先开展了基于不同潜山顶面形态的水平井时-深域轨迹理论形态研究,研究结果表明,潜山水平井时间域轨迹形态与潜山顶面形态关系密切,其整体趋势与潜山顶面趋势一致;在理论研究的基础上,结合渤海锦州25-1南太古宇变质岩潜山油藏实际情况,利用一体化研究PETREL平台创新提出了构建基于若干虚拟直井的水平井拟时深关系(MD&TWT),实现了潜山水平井时间域轨迹与深度域匹配,为基于地震属性约束的油藏精细地质建模提供借鉴。锦州25-1南油田生产实际证明,基于时-深域匹配的轨迹建立的油藏三维地质模型更加接近地下油藏实际。

锦州25-1油田井壁稳定问题

锦州25-1油田沙河街组地层井壁失稳严重,为解决该油田的井壁失稳问题,对该油田的泥页岩矿物组分进行了分析,开展了泥页岩的力学及水化特性实验,分析了锦州25-1油田沙河街组泥页岩的岩石力学特性和井壁失稳机制。研究发现,沙河街组地层层理性泥页岩和水敏性泥页岩共同发育;层理性泥页岩具有显著的各向异性,易发生沿层理面的剪切滑移,造成井壁失稳;水敏性泥页岩在钻井液作用下会发生水化膨胀,导致井周地层的力学性质和应力状态发生变化,表现为坍塌压力随井眼钻开时间的改变而改变;两种地层相互影响造成油田复杂事故频发。结合室内实验结果,建立了合理钻井液密度的确定方法,研究了锦州25-1油田层理性泥页岩坍塌压力随井眼轨迹的分布规律和水敏性泥页岩的水化坍塌周期,给出了保证安全钻进的工程对策,该油田的井壁失稳问题必须在优化井眼轨迹和选择合理钻井液密度基础上,并增强钻井液的封堵性和抑制性才能解决。

大气顶窄油环油藏屏障注水开发技术适应性研究——以渤海锦州25-1南油田Es3-I油藏为例

气顶油藏作为一类较为复杂的油气藏类型,在开发中遇到的最主要问题就是气顶气锥进,造成油井气窜,严重影响油井产能。以渤海锦州25-1南油田Es3-I油藏为研究对象,应用数值模拟方法对屏障注水技术开发大气顶窄油环油藏的对策机理进行了系统论证,并分析了对该类油藏实施屏障注水的技术可行性以及合理屏障注水比例、注水时机等开发参数。结果表明:与衰竭开发脑及常规注水开发方式相比,屏障注水开发能显著提高此类油藏的采收率。

锦州25-1油田钻井卡钻事故分析及处理

渤海海域的锦州25-1油田在开发过程中钻遇地层比较复杂,施工过程中必须依据井下情况及时调整技术措施,严格执行技术操作规程和施工程序,否则会造成恶性钻井事故。该油田钻井过程中某井发生的卡钻事故给我们在该油田的钻井施工提供了案例。

泥岩掉块层位还原技术研究与应用

泥岩掉块是井壁稳定性的一项重要评价指标,但常规录测技术难以识别泥岩差异,无法确定泥岩掉块深度。为实现井壁失稳井段的稳定性程度评价,提出了利用元素录井和数学算法相结合实现泥岩掉块定量化、智能化层位还原方法。基于元素录井定量分析泥岩矿物成分,建立单井元素地层剖面,通过获取泥岩掉块的矿物成分,利用由欧氏距离法、曼哈顿距离法和调整余弦相似度法组成的相似度评价法建立井壁失稳掉块精准分析模型,根据掉块分布的集中度评价井壁稳定性情况,为钻井施工方案优化提供指导。该方法在锦州25油田4口井中成功应用,钻井工期较前期实施井缩减了1.2 d,表明具有较好的推广应用价值。

利用水平井开发大气顶窄油环油藏研究与实践

针对直井开发气顶油藏初期产能低、易气窜水锥的状况,提出利用水平井开发大气顶窄油环油藏,并开展了数值模拟研究,对水平段长度、延伸方向及纵向位置,水平井采油速度及开发方式等关键问题进行了研究。锦州25-1南油田Es3-I油藏水平井开采实践表明,油环带部署的4口水平井的开发效果较好,单井日产油量在150～450 m3,说明水平井在大气顶窄油环油藏开发中具有很大的潜力,能够显著增加海上油田的经济效益,可为其他类似油藏的开发提供借鉴。

变质岩潜山裂缝油藏高效开发技术研究与实践

以渤海潜山锦州25-1南油田为研究区,通过多专业结合建立了一套潜山裂缝储层预测技术及油藏高效开发技术体系,主要包括基于海上窄方位角地震资料,利用叠前横波阻抗和不同方位角各向异性差异等属性对潜山裂缝储层进行定量预测;在此基础上整合多尺度信息建立油田的三维地质模型;运用数值模拟技术开展潜山油藏开发井型、井位及注采参数优化,形成海上变质岩潜山水平井顶底交错注采开发模式;在油田的实际生产中总结见水规律,形成潜山油藏基于见水诊断的稳油控水技术。通过一系列技术的应用,锦州25-1南油田潜山油藏累增油量达到179.4万m^3,预计采收率可达到25.9%。