复杂边底水油藏地层压力预测和调控研究

位于渤海西部海域的曹妃甸油田受构造和储层的双重制约,油水系统十分复杂,主要发育底水油藏,次之以底水为主的边底水油藏。准确判断边底水在生产过程中对储层压力的影响规律是提高该油藏开发效果的关键。以曹妃甸11-6油田为例,针对多砂体复杂交错的边底水油藏,利用地质建模技术建立构造、岩性和物性模型,并通过数值模拟技术,挖掘边底水对地层压力和井间连通性的影响规律,有助于对边底水油藏有深入的了解,并为油藏开发方案设计提供辅助性依据。

渤海曹妃甸油田消防演习系统

将英国北海油田的消防演习系统引入渤海曹妃甸油田,并根据实际做了适用性改造,对其4年来的应用实践进行了分析,并比较了与中海油自营油气田消防演习系统的差异,为国内石油石化行业安全管理提供参考。

夹层研究在水平井开发厚层底水油藏中的应用——以曹妃甸11-6油田Massive砂体为例

渤海海域曹妃甸油田群油藏类型主要为河流相底水油藏,全部采用水平井开发,储层内部不稳定分布的夹层是影响底水油藏开发效果最关键的因素,厘清夹层的分布模式及其对底水的控制规律对底水油藏开发非常重要。以曹妃甸11-6油田Massive砂体为例,通过钻穿含油储层的少量探井、水平井的领眼井等进行小层精细对比,确定了夹层空间分布的总体框架,利用水平井含水率上升规律、供液能力和地层压力等生产动态特征与夹层的响应规律,建立厚层辫状河储层的夹层分布模式,分析了夹层分布模式对底水运动规律的控制作用。研究结果表明,Massive砂体纵向上主要发育2期主力夹层,部分水平井同时受2期主力夹层的共同遮挡,并根据夹层对底水的遮挡能力,划分为强遮挡、中遮挡和无遮挡3类。指导了中、高含水期剩余油分布研究和调整策略,部署调整井23口,平均单井累积增油量为17×104t。

曲流河废弃河道识别及其对低油柱油藏水平井着陆的影响——以渤海湾地区曹妃甸油田Lm943砂体为例

曹妃甸油田Lm943砂体为边水油藏,经过10年的开发,边水已上升为次生底水,对后期挖潜水平井的避水高度提出了更高要求。通过定向井和水平井资料进行废弃河道识别,无井区域采用砂顶高度法预测废弃河道,刻画单河道内部砂体,建立沉积微相平面图;结合曲流河废弃河道野外露头,分析水平井入层位置对避水高度的影响。为指导水平井精确着陆和曹妃甸油田今后综合调整方案中水平井的实施提供依据。

低幅强底水油藏规模水平井网微层系开发技术

针对低幅构造强底水富砂辫状河油藏储层结构复杂,高含水期剩余油预测困难的问题,根据井点静态资料和规模化水平井网生产动态资料和运用储层构型精细解剖方法和基于储层构型界面的剩余油层次综合分析方法,建立了储层构型分布模式,理清了剩余油分布规律。利用四级构型界面和规模化水平井网将不同辫流带砂体进行微分层系、整体加密调整,形成了辫流带1和辫流带2共44口井的调整井网。2015年实施的8口调整井前6个月平均产能为50~260 m^3/d,研究成果对高含水期强底水富砂辫状河油藏开发调整具有重要意义。

大修再完井技术在曹妃甸2井的应用

渤海油田大部分油藏为稠油,地层胶结疏松。在生产油田生产一段时间后,由于地层疏松出砂导致电潜泵不能正常工作影响油田生产,给油公司带来经济损失。如何解决油井出砂,快速恢复油井生产是中国海油曹妃甸作业公司急需解决的问题。介绍了大修再完井关键技术,结合水力切割技术、套铣技术、砾石充填防砂技术在曹妃甸2井的综合应用,形成了一套适用于曹妃甸油田的大修再完井技术,并在现场应用中取得了很好的效果。对今后曹妃甸油田油井恢复具有借鉴意义。

曹妃甸11-1油田地面地下一体化稳产挖潜技术研究

针对曹妃甸油田由于单点故障而导致的地面、地下生产能力受限问题,综合考虑地面设备处理能力—地下油藏潜力—井筒电泵生产能力之间的制约关系,以合理分配液量和电量、实现油田产量最大化为目的,开展了地面地下一体化稳产挖潜技术研究。通过系统优化,评价油田最佳产液量规模、单井合理产液水平及井筒电泵生产能力,建立"地下-井筒-地面"一体化流动模型,以实时优化油井工作制度,实现油田整体及单井的最优化生产。

曹妃甸油田C构造辉绿岩井场快速识别方法及地质工程意义

从辉绿岩成因及分布特点入手,结合曹妃甸油田C构造及邻区已钻井资料,对井场辉绿岩的录井识别难点及测井响应特征等方面进行了研究。通过对该区域辉绿岩的成因和分布特点以及主要成分进行分析,为钻井过程中地层剖面横纵向对比提供参考。同时,采取改进常规的岩屑采集、清洗、挑样方式,以及引进适用于海上作业的岩性识别技术等手段、应用测井GR与R_T交会图板等针对性的技术方法,在曹妃甸油田C 8h井快速、准确识别辉绿岩及区分玄武岩、凝灰岩等相似岩性方面效果显著,对地质、工程作业在安全、顺利实施方面意义重大,可为类似岩性地层的钻井工程作业提供宝贵的借鉴。

阶梯水平井双储层合采适用性研究

针对曹妃甸油田阶梯水平井(简称阶梯井)适用储层条件不明确的问题,从储层平面距离、纵向深度差2方面,开展阶梯井储层适用性分析。以地下渗流理论为基础,结合节点分析法,开展不同储层条件下阶梯井产出剖面分析。研究表明,当储层平面距离不大于200 m、纵向深度差不大于30 m时,阶梯井90%的水平段能够有效产出,适合联合储层开采。将研究成果应用于曹妃甸油田明化镇组,部署实施阶梯井1口,双储层联合开发增油效果明显。该研究为边际储量的动用开发提供了新思路。

曹妃甸区块高效封堵钻井液技术研究与应用

针对渤海油田曹妃甸区块深层泥页岩井壁失稳导致钻井作业阻卡频发等问题,以提高钻井液封堵能力为重点攻关方向,对该区块应用的KCl聚合物钻井液体系进行室内研究改进。通过优选封堵材料与用量,形成一套适合该区块的高效封堵水基钻井液体系,并对体系的综合性能进行评价。结果表明:该体系具有良好的抑制性、封堵性,抗钙及抗钻屑污染能力强。现场应用表明:实钻钻井液性能稳定,滤失量小于4 mL,钻井作业时效92.8%,井壁稳定性较好,能为该区块深层油气资源的高效开发提供技术保障。

曹妃甸油田变径海底管道清管的可行性

为了对曹妃甸油田3条变径海底混输管道实施清管,以其中的WHPE至WHPD海底管道为例,对其清管的可行性进行研究。研制了蝶片直板清管器,其蝶片密封盘具有较好的密封性、柔韧性及耐磨性,通过能力强,可以双向运动,能够适应于变径海底管道清管作业。通过模拟清管过程可知:曹妃甸油田变径海底管道清管是可行的,采用蝶片直板清管器可以较好地完成该管道的清管,清管平均速度为0.8 m/s,清管时间为5 990 s,清管过程中管道入口压力最大值为2.64 MPa,远小于管道入口设计压力与清管器承受压力。辨识出WHPE至WHPD变径海底管道清管的主要风险,并制定相应的应对措施,清管风险可控,安全性较好。研究结果为变径海底管道的完整性管理与风险评价提供了指导。