沈84块沙三下油层组高含水开发阶段影响剩余油分布的主要因素

沈 8 4块是指静安堡复式油气聚集带中段、沈 84-安 12断裂背斜构造北部的沙三油气富集断块。为了研究该油田进入高含水开发阶段影响剩余油分布的主要因素 ,从油田地质、测井及实际生产情况入手 ,通过实例分析得出构造、储层非均质性及增产措施是影响该区块剩余油分布的主要因素 ,并认为构造及微构造高部位、封闭性断层附近、纵向上非均质性强的部位和平面上物性较差的区域是剩余油分布的有利区域 ,而且如果合理使用增产措施 ,会使剩余油富集在易于开采的区域。

沈84-安12块调剖剂与驱油剂配伍性实验研究

针对辽河油区沈84块储层非均质性特征、储层物性和流体性质特点,运用室内实验方法与物理模拟手段,考察了Cr3+对二元复合体系粘度、界面张力和阻力系数等特性的影响,其目的是评价Cr3+聚合物凝胶与二元复合体系配伍性以及Cr3+在改善二元复合体系性能方面作用。结果表明,Cr3+的加入对二元复合体系粘度和界面张力影响不大,但阻力系数和残余阻力系数却明显增加。这不仅显示出Cr3+聚合物凝胶与二元复合体系间良好的配伍性,还表明Cr3+可以使聚合物溶液在沈84块油田地质条件下形成"分子内"交联体系。该体系注入油藏后可达到增大流动阻力、增加注入压力的目的,对改善二元复合体系增油效果具有重要意义。

沈84块高凝油藏水淹层测井评价参数及其应用

针对辽河沈84块沙三段下部高含水期高凝油藏储层水淹状况和特征,依据灰色系统油田开发分析方法及准则,利用测井、钻井取心、试油及有关地质资料,匹配、拟合和提取参数,分别以其特征性参数对高含水期油藏岩性、物性和水淹状况进行统计,采用正态统计特征值建立测井评价参数标准,以其准确率和分辨率自动组合放大,建立测井评价参数标准的权系数。通过该区沙三下的174口井高凝油藏水淹层测井评价参数研究的分析解释,划分出砂砾岩、含砾砂岩、中粗砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩等岩性剖面,评价解释了不同类型的储层以及不同物性的油层、弱水淹层、中水淹层、强水淹层及水层,阐明了沈84块沙三下高凝油藏水淹状况及剩余油纵向分布规律。

沈84断块高凝油油藏开采方式模拟研究

沈阳油田沈８４断块原油的主要特点是高含蜡、高凝固点，低胶质和低沥青质含量。地层条件下原油粘度较低；油藏埋藏深，油层非均质性严重。针对本断块油藏及其流体特征，运用数值模拟技术，在建立非均质地质模型的基础上，进行了开采方式的优化研究。结果表明，采用注８０℃热水段塞是改善这类油藏开发效果，提高采收率的有效途径。

复杂断块油藏模拟研究——以静安堡油田沈84块为例

静安堡油田沈 84块是一个由多断块组成的被断层复杂化的构造油藏 ,投产以来暴露出层间干扰严重 ,水驱程度低的矛盾。通过对沈 84块进行精细模拟 ,不仅对该块剩余油分布进行了定量研究 ,为下步方案实施提供了依据 ,而且对复杂断块油藏的模拟方法进行了有益探索 ,开展了多断块油藏一体化模拟研究。文中提出的断层密封性判识方法。

辽河油田曙一区杜84块兴隆台油层储层非均质性

兴隆台油层储层微观非均质性以上、下层系的成分与结构差异明显为特点 ,上层系岩石相组合以不含砾砂岩为主 ,主要为长石岩屑砂岩 ;下层系岩石相组合以含砾砂岩为主 ,主要为岩屑砂岩 ,较上层系分选性差、颗粒粗。宏观非均质性以储层砂体发育不均及物性变化大为特点。垂向上 ,上层系单砂层厚度小、砂层频率高、砂岩密度小 ;下层系单砂层厚度大、砂层频率低、砂岩密度大。平面上 ,上层系分东、西两个砂体 ,且东砂体相对发育 ,向上逐渐连为一体 ;下层系砂体分布开阔 ,但向上面积逐渐缩小 ,且东厚西薄。上层系的储层物性较下层系好。层间、层内及平面非均质性明显 ,且层间非均质性较层内非均质性强 ,层内非均质性自下而上逐渐增强。引起储层非均质性的主要原因是沉积环境和构造环境。

沈84块沙三下(S_3~4)层段储层特征与评价

以取心井的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、物性、毛管压力曲线等分析资料为基础 ,结合储层物性测井参数解释结果 ,对辽河油田沈 84块沙三下 ( S4 3 )层段储层从岩性组成、成岩作用、物性特征、孔隙类型及孔隙结构、非均质性等方面进行了综合评价 ,认为该储层为一套中 -高孔、中渗储层 ,其物性主要受沉积微相及成岩作用等因素影响 ,具较强的层内、层间和平面非均质性 .综合储层的岩性、物性、成岩后生作用和孔隙结构等特征 ,对沈 84块沙三下层段储层进行了分类 ,将其划分为 I(好 ) ,II(中等 ) ,III(差 ) ,IV(极差 )四大类 ,区内主要发育 II,III类储层 .

辽河油田沈84块沙三四段沉积微相研究

以岩心和测井分析为基础，通过对沈８４块沙三四段的岩石类型及其组合、沉积韵律、原生沉积构造、砂岩的粒度分布特征、古生物化石及砂体形态等沉积相标志的研究，确定其为一套扇三角洲相沉积，可进一步分为扇三角洲平原、扇三角洲前缘及前扇三角洲三个亚相．区内以扇三角洲前缘亚相沉积为主体，主要包括水下分流河道、分流河道边部、河间薄层砂、前缘席状砂、水下分流河道间等微相类型．此外，以单井微相分析为基础，结合大量的地球物理测井及录井资料，研究了区块内沙三四段四个油层组、３０个小层、６３个单层的沉积微相平面分布规律．

沈84块E2s3^4Ⅲ油组高凝油油藏剩余油分布研究

方法 通过沈 84块 174口井的测井地质资料的分析和处理 ,利用灰色系统与神经网络技术评价水淹层的测井解释方法 ,对沈 84块E2 s3 4Ⅲ油组各小层剩余油分布进行了研究。目的 提高沈 84块E2 s3 4Ⅲ油组开发效果。结果 该油组各小层油层发育、物性好、剩余油分布广。结论 通过分析各小层不规则连片的块状、条带状及环状剩余油分布富集范围 。

沈84块S_3~4Ⅱ油组小层油藏及剩余油参数分布

利用灰色系统理论水淹层测井解释软件系统，通过沈８４ 块 Ｓ４３Ⅱ油组小层油藏实际应用，处理区块不同开发期 １２０ 多口井相应水淹层测井地质资料，分别利用水淹层测井解释的研究成果，提取和集总油藏及剩余油参数，编制研究区块 Ｓ４３ Ⅱ 油组各小层油藏孔隙度、渗透率、原始油饱和度、剩余油饱和度及油层有效厚度的平面分布图件．依照 Ｓ４３Ⅱ 期水系发育、油藏及剩余油参数的分布和大小，对主要调整挖潜的 Ⅱ８ 小层参数做作了具体的描述，并按 Ⅱ８、Ⅱ７、Ⅱ５ 、Ⅱ６、Ⅱ３、Ⅱ４、Ⅱ１、Ⅱ２ 小层顺序，分别阐明了各小层油藏及剩余油参数的分布和富集范围，为区块油藏综合治理和进一步开发提供了依据．

辽河西部凹陷杜84块兴隆台Ⅰ油层隔夹层识别、成因及分布特征

隔夹层是储层非均质性的主要控制因素之一,探讨隔夹层为油藏精细描述和剩余油研究奠定基础。以岩心、生产动态数据为基础,综合辽河西部凹陷曙一区1735口测井资料,利用电性及物性测试分析,按照岩心标定测井曲线,编制5种参数(声波时差、深侧向电阻率、感应电导率、孔隙度和渗透率)交会图。将研究区的隔夹层分为泥质隔夹层和物性隔夹层两类,并建立两类隔夹层定量划分标准和识别模板。研究区隔夹层发育主要受控于洪泛期沉积、局部区域水动力减弱、多期河道切割侵蚀、前积(侧积)和河床滞留沉积的综合作用。泥质隔夹层主要集中分布在滨浅湖和分流间湾处,物性隔夹层主要分布在水下分流河道分支处及分流间湾的局部;在靠近物源区,隔夹层分布较少且较孤立,仅在两期河道叠置间发育,而在远离物源区分布明显增多且厚度增大;隔夹层在垂向上的分布与所处的基准面旋回关系密切,在中期旋回上升半旋回的3个阶段,隔夹层自下而上数量增多、厚度增大。最后提出隔夹层的岩性、物性、厚度及展布特征影响蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术对辽河油田稠油的生产。

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。

曙一区杜84块兴组块状超稠油油藏水平井蒸汽吞吐试验

方法 应用油藏工程技术 ,结合矿场试验 ,进行超稠油水平井蒸汽吞吐研究。目的 优选该块油藏开发方式 ,为经济高效地开发超稠油油藏创造条件。结果 块状超稠油油藏水平井按照目前注采参数实施蒸汽吞吐开采 ,除遵循一般的蒸汽吞吐开采规律以外 ,还表现出单周期产油量高、周期长、回采水率低的特点 ;注汽强度、注汽速度均较低 ,注汽压力随周期增加而降低。结论 水平井蒸汽吞吐开采在技术和经济上均是可行的 ;选择合理的注汽参数是提高蒸汽吞吐效果的关键 ;采取配套合理的采油工艺技术是提高产量的保证。

用测井资料研究沈84块水淹层剩余油饱和度

利用测井资料和神经网络方法技术，研究沈８４块高含水开发后期水淹层剩余油饱和度。采用过滤电位校正后的自然电位及水样分析资料计算地层混合液电阻率，并与相应地层孔隙度、泥质含量、深探测电阻率组合，研究出参数分析方法和解释模型．经区块开发后期２０多口井主要目的层段水淹层计算和评价处理，反映出该区块东部主河道砂体为主要含油砂体，储层厚度大，物性好，含油饱和度高，油层单位面积储量及单井控制储量比较大，致使这部分断块沙三下主要油层组已进入强水淹或趋强水淹状态．文中列举了相应井段水淹层剩余油饱和度的纵向分布，为该区块沙三下综合治理和开发提供了可靠依据．

水平井开发杜84块馆陶超稠油藏方案优化及应用

在油藏地质研究的基础上,对杜84块馆陶油层开发方案进行优选及经济评价研究,分析开采方式、布井方式、注采井距、水平段长度等因素对超稠油油藏水平井开发试验效果的影响规律,并拟和出适合方案实施的S形水平井剖面及井身结构,优化设计了注采工艺参数。4口井的实践表明,所优选的方案是可行的。

浅层超稠油热采杜84-平28井设计与实钻技术

曙一区杜84块是辽河油田超稠油难采储量中规模较大的具有代表性的区块,开发中存在注汽困难、生产周期短、油井作业频繁热损失大、地层普遍出砂、综合成本高、开采难度大等一系列问题。根据油藏生产动态和综合分析油藏地质参数,结合油藏特征及原井网开发状况,通过对杜84-平28井优化设计和精心组织施工,重点对施工中产生的主要问题进行分析,采取科学合理的技术措施,取得显著的开发效果。

杜84块超稠油油藏蒸汽+CO_2+助剂吞吐物理模拟实验研究

在模拟辽河油田杜84块超稠油油藏蒸汽吞吐条件下（原始地温38℃，原始地层压力7．35MPa．注汽压力18MPa。注汽温度260℃．蒸汽干度75％），以孔隙度27．6％～29．1％、渗透率1．3μm^2、φ5×100（cm）的油层砂填充管为物理模型．实验考察了九个周期的蒸汽吞吐、蒸汽＋CO2吞吐、蒸汽＋CO2＋助剂吞吐的驱油效果。后两种吞吐方式的第一周期为蒸汽吞吐，从第二周期开始先注入CO2气或0．0035 PV 0.3％助剂溶液＋CO2气再注蒸汽．CO2注入量为前一周期蒸汽注入量的1／5．所用助剂为高温泡沫驱油助排剂WZ-AS＋磺酸盐助排荆EOR-CL／LH-Ⅻ（1：1）。列表给出了各周期注汽量、采油量、采出程度、回采水率、采注比厦油气比数据。三种吞吐方式的生产规律相同，增注CO2和CO2＋助剩使周期注汽量、采出程度、回采水率增加．在蒸汽吞吐、蒸汽＋CO2吞吐、蒸汽＋CO2＋助剂吞吐中．累积采出程度分别为30．23％、35．90％、38．69％．周期平均回采水率分别为63．80％、71．62％、82．07％。简介了杜84块油藏特征。图3表4参4。

杜84块馆陶组沉积微相特征及沉积模式

以沉积学和高分辨率层序地层学理论为指导,在岩心、测井等多项资料的基础上,遵循从点—线—面的沉积微相分析原则,对辽河坳陷杜84块构造区馆陶组的沉积微相类型及特征进行了详细研究。研究表明:杜84块馆陶组属冲积扇,主要发育扇根和扇中两种亚相,共包含7种典型沉积微相。扇根亚相主要发育扇根泥石流、主河道和漫洪微相等3种沉积微相,扇中亚相主要包含扇中泥石流、辫状河道、辫流砂坝和漫流微相等4种沉积微相;物源主要以西部物源为主,从扇根到扇中,河道弯曲度和河道分叉程度增高;地层纵向上,从下部小层到上部小层具有扇根面积变小、漫流沉积变多的沉积特点。

辽河油田曙一区杜84块馆陶组稠油油藏特征及资源潜力

文章利用钻井、测井以及生产资料,通过油藏剖面图和油层厚度图的编制,确定了研究区油水边界,明确了研究区油层富集状态,并重新核算了研究区油气资源量。研究认为馆陶油层是块状边顶水油藏,部分区域发育底水。馆陶组油藏整体呈近似不规则的椭圆形和圆形,油层中部较厚,四周逐渐变薄,地层岩性对其分布影响较小,缺少明显的盖层,并且没有统一的油水界面。由岩石组分及其结构的变化导致的地层物性降低是油藏被封阻的主要原因。根据实际吞吐生产井、SAGD生产井和井温监测资料,提出井位部署的安全界限为距边水150 m。

含水率法在沈84块下层系高凝油剩余油饱和度预测中的应用

针对沈 84块下层系的地质特征及开发实际 ,利用含水率法对其剩余油饱和度进行预测。预测结果表明 :该区高凝油藏在平面上含油饱和度呈现东高西低 ,南高北低 ,断层边角地带和注采关系不完善地区含油饱和度较高的特点 ;纵向上主力层段油层底部水淹较重 ,剩余油饱和度较低 ,其上部较高。通过该项研究 ,对该块下层系的剩余油分布规律有了新的认识 ,为该块的下步调整提供了有力依据 ,该方法是预测高凝油油藏剩余油分布规律的有效方法。