渤海湾盆地L油田混输原油物性的多参数综合评价

混输原油物性参数是表征原油基本性质和流体流动流变的参数,是输油工艺设计和管道运行的基础,所以评价方法显得尤为重要。利用数理统计分析技术能直观地反映出混输原油在管道输送过程中的变化规律。研究结果表明:L油田具有高酸、高粘、高含蜡的"三高"特征;各平台月产能的变化,引起混输原油粘度、凝固点和蜡含量的变化;由于酸值偏高,在输油工艺中,应加强防腐措施。

渤海L油田Ed储层修井过程伤害机理及对策

渤海L油田Ed储层油井修井后产液能力显著降低,储层伤害严重。针对这一问题,研究了现场修井液的储层伤害机理,开发了1种低伤害修井液。研究表明,现场修井用的Ng地层水与Ed储层地层水混合有严重结垢趋势,且Ed地层水比例越大、储层温度越高,结垢趋势越明显。优选XCF-03作为修井用防垢剂,药剂浓度超过25 mg/L后,结垢量可由117.2 mg/L降至3.6 mg/L以下,阻垢效果十分明显。Ed储层为强水敏储层,伊/蒙间层黏土矿物含量高达23%。在Ng地层水中加入0.5%KCl可以抑制Ed储层黏土的膨胀。以Ng地层水+25mg/LXCF-03+0.5%KCl为配方的修井液对Ed储层伤害率小于5%,储层保护效果明显。

渤海L油田稠油水平井蒸汽吞吐开发效果分析

L油田是渤海首个进行稠油蒸汽吞吐热采试验的先导区,对其开发效果准确评价关系着渤海稠油蒸汽吞吐开发技术的推广及应用。基于蒸汽吞吐井实际生产动态数据,对L油田蒸汽吞吐实际注入状况、井底流温、产量、含水及热采增油效果等方面进行分析。结果表明,蒸汽吞吐下泵生产后井底流温较高,高峰达103℃,之后大幅度降低,蒸汽吞吐井底流温提高幅度大于多元热流体吞吐;根据产油量变化,蒸汽吞吐可划分为四个阶段:放喷吐水、高产、快速递减和低产稳定阶段,产量递减符合指数递减规律,第一轮次月递减率为22.3%~28.6%;蒸汽吞吐井第1月平均日产油是冷采井的2.5~2.8倍,第1年平均日产油和累计产油是冷采井的1.7~2.2倍,平均2.0倍。蒸汽吞吐能显著提高渤海稠油开发效果。

渤海L油田厚油层内部水淹分布规律初探

针对L油田单层厚度大且无明显隔层的特点,在综合分析动静态资料的基础上,从储层非均质性、重力作用、隔夹层分布、注采对应率、注采强度等多个影响因素入手,对厚油层的水淹及剩余油分布规律进行了研究,认为该油田剩余油分布主要受储层非均质性及注入水重力作用两大因素影响,注采强度、注采对应率的影响次之,隔夹层分布影响很小;今后对厚油层的开发方式应在细分层系、射孔优化、气水交替驱等方面进一步调整,以水平井开发研究作为重点。

基于动静态资料综合判断聚驱后的油藏井间连通性——以渤海L油田为例

渤海L油田油藏聚驱后,部分井区后续水驱阶段出现含水回返快,剩余油挖潜难的问题。为此,应用水平井测井解释静态法分析储层平面非均质性变化,再利用注采受效关系、产聚浓度监测数据及不稳定试井等动态资料判断井间连通性。研究表明,测井模型显示井区内储层平面非均质性较强,注采受效法判断注水井C1H与采油井C2H趾部连通性好,与采油井C3连通性差,验证了测井解释结果;产聚浓度监测结果表明,注水井C4与采油井C2H井间连通性差,与采油井C3、C6井间连通性好,并由不稳定试井法得到验证。该方法在渤海L油田C井区应用效果较好。

渤海L油田东营组储层特征与成岩作用分析

研究渤海L油田东营组储层特征和储层物性的控制因素是该油田后期高效开发的前提。根据岩心观察,结合薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光和物性等资料,以储层地质学理论为指导,对研究区储层特征、成岩作用及孔隙演化进行了深入分析。认为L油田东营组储层砂岩具有矿物成熟度与结构成熟度均较低的特征,成岩作用类型主要有压实与压溶作用、胶结作用、交代作用、溶解作用4种,大致经历了早成岩A期、早成岩B期、晚成岩A期3个阶段,目前已达晚成岩B期。成岩作用是控制研究区储层物性的一个关键因素,在孔隙演化过程中,压实与压溶作用、胶结作用起破坏性成岩作用,溶解作用起建设性成岩作用。

渤海L油田不同开发方式下注采井钻遇隔夹层位置优选实验研究

针对隔夹层发育的海上L油田剩余油挖潜难点,通过提取典型井组地质参数,分别设计注入井单独钻遇隔夹层和生产井单独钻遇隔夹层2种情况下的6种注采井间隔夹层分布模型,对每种隔夹层分布模型均开展水驱和早期注聚实验,一共完成12个二维平板可视化模型实验。实验结果表明,在基础井网下,对于注水井钻遇隔夹层和生产井钻遇隔夹层,其隔夹层相对长度为井距2/3的布井模型的采收率指标均最高。注聚井组筛选应优先考虑2种情况:第一种为注水井钻遇隔夹层且隔夹层相对长度为井距1/3的模型,注聚采收率增幅可达18.2%;第二种为生产井钻遇隔夹层且隔夹层相对长度为井距2/3的模型,注聚采收率增幅可达19.0%。

渤海L油田小层对比研究

渤海L油田属于目的层段地震资料品质差、含油井段长、对比标志层少的河流相油田,小层对比存在较大难度。采用"三步法"多信息小层对比技术对长含油井段逐级进行了细分对比,将L油田地层划分到小层单元;经现场动态资料验证,该方法可以有效降低小层划分与对比的多解性,增加小层对比的可信度。

渤海L油田储层韵律性对聚驱剩余油分布影响研究

渤海L油田是典型厚油层油藏,由于储层非均质性严重,并伴随早期注聚,在开发过程中存在明显指进和舌进现象,导致部分井含水突升,生产效果变差。为解决此问题,开展室内实验研究储层韵律性对油田开发及剩余油分布规律的影响。研究表明:对于不同韵律性模型,非均质性越强,见水时间越早。对于早期注聚后含水下降幅度,均质韵律、反韵律和复合正反韵律的含水下降幅度较大,而正韵律和复合反正韵律下降幅度较小;在纵向上,剩余油主要富集在高部位和低渗层,高部位以正韵律、复合正韵律、复合正反韵律为主,低渗层主要以复合正反韵律、复合反正韵律为主。开发结束,复合正反韵律纵向波及较低,其它韵律性较高。

渤海L油田采液能力与类似油田对比分析研究

针对渤海L油田已进入“双含水,高采出程度”阶段,生产形势逐渐变差,开展了改善油田开发效果的相关研究。采液能力是影响其关键因素之一,通过与陆上油田对标,分析采液能力的影响因素。研究表明海上油田采液速度有“初期高,中期缓,后期缓”的特点,需提高采液速度释放单井产能;油田后期在保证地层压力充足的条件下,可适当增大压差,提高采液速度。

渤海L油田开发效果与类似油田对比研究

针对海上油田开发受平台寿命、空间狭小等因素的制约,采取少井提产策略,随着生产开发的进行,逐渐暴露出含水上升快、产能下降快等问题,从采油速度入手,通过与陆上油田开发情况对比,海上油田采油速度变化剧烈,明显的特征是产量波动大,而且波动幅度大,无稳产期;产量递减速度快,与其井网密度偏低、对储量控制程度弱有较大的关系;与S油田相比,在相同的油井井网密度下,其采油速度是S油田的3倍;油田油水井数比偏高,按照理论测算合理的油水井数比应该保持在1左右。后期可通过进行生产井转注,使油水井数比降低到一个合理的区间,是提高采收率的一个可行的措施。

不同夹层影响下早期注聚厚层油藏剩余油分布规律

为明确不同夹层条件下厚层油藏早期注聚开发规律及剩余油分布规律,寻找挖潜方向,基于相似准则开展不同夹层条件下厚层油藏早期注聚驱油实验。结果表明:剩余油富集在生产井端顶部、夹层下部。夹层越长,上部剩余油富集程度越低、范围越小,下部剩余油富集程度越高、范围越大。隔夹层规模越大,采收率越高,但注水井钻遇隔夹层降低采收率2%,生产井钻遇隔夹层提高采收率2%。注水井隔夹层降低纵向波及系数,隔夹层越长,上部波及程度越大,下部波及程度越小。存在隔夹层驱油效率好于无隔夹层,隔夹层越长,其上部驱油效率越高,其下部驱油效率越低。将研究成果应用到渤海L油田调整挖潜试验中,部署水平井产油量达到85 m^(3)·d^(-1)。

渤海潜山复杂碳酸盐岩储层试井曲线特征

针对渤海L油田碳酸盐岩储层类型复杂、开发规律认识不清等难题,剖析碳酸盐岩储层试井响应特征,将渤海L油田试井曲线特征分为5类,并找出了试井曲线特征、生产动态与碳酸盐岩储层特征的对应关系;利用动静态资料,评价了各井不同的储层特征,将渤海L油田碳酸盐岩储层划分为孔隙-裂缝型和裂缝-孔隙型两种类型;建立了L油田碳酸盐岩储层特征识别模板,实现了储层复杂渗流特征的精细刻画。该技术对区域的勘探开发一体化实践具有一定的指导意义,也为类似复杂碳酸盐岩油气藏储层研究提供了技术借鉴。