渤海C油田馆陶组辫状河沉积模式及控制因素

渤海C油田馆陶组发育辫状河沉积,已钻井揭示开发潜力巨大。为了认识馆陶组砂体叠置规律与沉积演化模式,查明宏观沉积控制因素,本文利用岩芯、测井、钻井、现代调研资料等开展沉积特征、砂体分布规律与沉积控制因素研究。研究表明:馆陶组发育心滩、辫状河道、泛滥平原微相,其中心滩与辫状河道砂体呈单独型、接触型、切叠型和多期叠置型接触;砂体的分布样式受基准面旋回控制,中期基准面上升半旋回的中-下部易形成大面积连片分布砂体,在纵向上呈拼合板状,而中期基准面旋回的下降半旋常形成独立式分布的砂体;单一期次心滩宽度为62~467 m,长度为269~1896 m,单河道宽度为20~151 m,古物源、古构造背景、古气候演变共同控制了辫状河的演化,并建立了在不同古环境背景下的两种辫状河沉积模式。本文研究成果对储层地质建模和提高开发井砂体钻遇率具有重要意义。

基于模糊C均值聚类的油水井稳油控水能力分类评价

油水井稳油控水能力的准确分类评价是制定油藏合理工作制度和调整措施的重要依据。通过深入分析实际水驱油藏开发效果影响因素,综合考虑采油井的生产能力、开发潜力和注水井的吸水能力、驱替效率等,筛选并建立了油水井稳油控水能力评价指标体系;利用模糊C均值聚类算法,定量系统化处理不同类型指标、不同变化范围对综合稳油控水能力分类评价结果的影响,进而形成了水驱油藏油水井稳油控水能力分类评价方法。渤海PL油田某区块的实例计算表明,利用本文方法可以快速、准确地确定出不同阶段油水井稳油控水能力分类结果,进而明确油藏不同区域存在的主要开发问题,为下一步合理开发调整提供依据。

渤海C油田明下段河坝砂体构型演化规律分析

油田进入中高含水期后,剩余油分布研究是制定挖潜措施提高最终采收率的基础工作。基于高分辨率层序地层学理论和储层构型分析方法,综合应用岩心、测井及生产动态等资料,分析了研究区河坝砂体内部基准面旋回背景下的构型特征及演化规律,并建立了三种剩余油分布模式。研究表明,基准面升降控制沉积砂体的发育规模及空间叠置。在基准面上升早期及下降晚期,研究区储集砂体以河坝全叠置型为主,砂体规模较大,储层连通性及注水驱替效果较好,剩余油分布较少;随着基准面上升,储集砂体过渡为河道-河坝局部叠置型及河道型,砂体规模变小,储层连通性及注水驱替效果变差,剩余油分布较富集。该研究成果对同类型油田剩余油分布预测和油田注水方案编制均具有指导意义。

渤海C油田除砂工艺设计与研究

渤海C油田属于特高孔、高渗、疏松砂岩油藏,稠油黏度大,对岩石的拖拽能力强,采用蒸汽吞吐开采模式,降低了岩石的胶结强度,加剧了地层出砂风险。现有的油井防砂措施,增大了采出原油出砂概率,为此,需要设计一套除砂工艺流程。提出了热水回掺、管道混合、密闭容器旋流喷射自吸装置、旋流除砂、卧螺机等技术整合一体的处理流程,解决了出砂对工艺系统的影响,整套流程节能、环保。

海上强底水油藏水平井水驱动用储量计算新方法

对海上强底水油藏水平井水驱动用储量的认识是加密调整布井的重要依据,常用的水驱曲线法大多适用于注水开发油田,对于天然水驱油藏,计算结果往往偏乐观。根据水驱油理论,结合油藏相渗表达式,建立适用于强底水油藏水平井水驱动用储量计算的新方法,计算了渤海C油田水平井水驱动用储量和动用半径。分析了该油田不同原油性质和油柱高度油藏水驱动用储量变化规律,得出不同流体性质和油柱高度储层加密井距界限,为海上强底水油藏加密调整提供依据。

地层压力随钻检测新方法及其应用

根据目前国内在地层孔隙压力预测及检测方面存在的困难和问题，提出了地层孔隙压力随钻检测新方法——岩石强度法。通过实验建立了合理的岩石强度计算模型；利用现场大量的随钻录井数据和测试数据建立了岩石强度与地层孔隙压力的关系模型，并对地层孔隙压力的具体计算方法作了阐述。开发研制出地层孔隙压力综合评估软件系统。新疆塔西南地区３口井和渤海油田４口井中应用表明，新方法检测精度高，适应性强。

渤中凹陷19-6构造地层压力随钻精确监测技术

为确保渤中19-6勘探开发过程中的钻井安全,规避钻前地层压力预测精度不足而带来的问题,开展了随钻过程的地层压力监测研究及应用。以dc指数法和Enton法为基础,利用Drillworks软件实时动态与现场录井参数远程链接,同时在软件中嵌入优化后的计算模型,采用趋势线(斜率、截距)和Enton指数多次回归、阶段校正、气测录井综合校正等方法,成功监测渤中19-6区块9口勘探井(完钻井深均超4000m),结果表明随钻监测压力结果与钻后声波时差法计算压力值以及部分井测压数据对比精确度达到了97%以上,可知该套方法能够有效监测以渤中19-6为例的欠压实导致的异常地层压力的起压点、最高压力点,可推广应用到欠压实地层的地层压力监测。