渤海J油田注聚受益井堵塞物成因研究

通过对现场注聚受益井堵塞物样品进行组分分析,配合XRD法、扫描电镜(SEM)/能谱法、红外光谱(IR)法、色谱(GPC)法多种表征手法,以及堵塞物动态模拟评价、长岩芯动态驱替实验研究了J油田注聚受益井堵塞原因。结果表明,堵塞物的无机成分为不配伍产生的垢、黏土矿物和铁盐沉淀,有机成分为三价金属离子交联产出聚合物形成的胶团;聚合物在酸性条件会与Al^3+、Fe^3+发生配位作用,生成聚合胶团水不溶物,且交联程度随浓度的增加而增强,加深储层伤害。

动静结合储层定量化表征技术在“双高”油田动态研究中的应用——以渤海J油田为例

根据渤海J油田开发中后期剩余油挖潜的研究目标,对J油田进行了储层精细表征。为了降低沉积相研究中的不确定性,综合井资料、地震资料和动态认识进行动静结合的沉积微相分析,确定各单砂层沉积微相分布特征;采用基于目标的沉积相模拟方法表征各微相砂体间的接触关系,并基于此建立油田的三维地质模型;提出了基于沉积微相研究的砂体定量化表征方法,并通过油藏数值模拟验证了该方法的可行性。

渤海J油田储量不确定性分析及优选

地质建模的最终目的是建立反映地质认识的地质模型,并对储量不确定性进行定量表征。储量是油田开发方案编制的基础,一个油田科学合理的开发往往需设计乐观、推荐、悲观三个方案,分别对应着乐观、推荐、悲观三个储量,即储量的P10,P50,P90。渤海J油田正处于开发的前期研究阶段,井点资料少,储层的纵横向变化快,储量不确定性强,而如何优选储量的P10,P50,P90成为决定油田开发方案编制的关键一环。该文通过构造、储层及油藏特征的分析首先确定了影响该油田储量的5个不确定性因素,即:构造幅度、油水界面深度、孔隙度下限、泥岩主变程、泥岩次变程,并分析了它们的分布范围,通过地质模型的建立对各个不确定性因素开展敏感性分析,确定油水界面深度、孔隙度下限、泥岩主变程是影响储量最大的3个因素,并以此为基础对J油田的储量进行了不确定性分析,优选了储量的P10,P50,P90。

砂岩油藏水平井见水后增产措施确定方法

针对水平井见水后增产措施难以确定的问题,基于考虑重力作用的剖面压力均等模型和砂岩油藏储层渗透率对数正态分布特点,建立了一种砂岩油藏水平井见水诊断曲线。研究表明,该曲线反应了砂岩油藏水平井最为普遍的见水规律,能有效指导水平井见水后增产措施的选择。将研究成果应用于渤海J油田A41H井及A9H井,A41H井2014年1月实施堵水作业后,含水率下降到80%以下,日产油量约增加50m^3/d;A9H井2014年7月采取提液措施后,日产液量增加150 m^3/d,日产油量增加30 m^3/d。研究成果对砂岩油藏水平井见水后增产措施的确定有一定的指导意义。

低阻油层含水饱和度计算方法研究——以渤海A油田新近系低阻油层为例

针对渤海A油田新近系低阻油层评价中存在的问题,提出了一种利用毛管压力资料并由J函数计算低阻油层含水饱和度的方法。利用本文方法,成功地解决了A油田低阻油层含水饱和度计算的难题,也为今后其它类似油田低阻油层含水饱和度的定量解释提供了新思路。

非均质微观模型驱替剩余油分布规律研究

海上聚驱油田后期挖潜方向与剩余油分布规律及主控因素密切相关,而剩余油岩心驱替实验无法精细认识剩余油分布形态。应用非均质微观孔隙模型,研究了渤海J油田在不同驱替介质、不同驱替速度下的剩余油分布规律,以及不同驱替介质对主要剩余油分布模式的影响。实验结果表明,相同驱替介质下剩余油受驱替速度影响较大;在相同驱替速度下聚表二元体系驱油效果最好。

海上注聚油田聚合物强化泡沫驱实验研究与应用

注聚油田进入注聚中后期,形成的聚窜通道会严重降低聚驱效果,而海上油田受开发投资、平台空间等限制,难以实施多轮次调剖减缓聚窜的影响。为进一步提高海上注聚油田化学驱增油效果,以渤海J油田为研究对象,进行了聚合物强化泡沫驱模拟实验,结果表明,聚合物强化泡沫驱油体系能够有效封堵高渗层窜流通道,提高低渗透层的动用程度;增加复合体系注入段塞对高渗层起到更强的封堵作用,改善整体驱油效果;相比于中高含水期,高含水时机下转为聚合物强化泡沫驱,提高采收率幅度更大。