Ⅱ类广义气水混驱特征曲线的建立及应用

在Ⅱ类广义水驱特征曲线的基础上,引入了地下含气水率概念,类比建立了Ⅱ类广义气水混驱特征曲线。此类曲线对应的含气水变化规律数学模型在n、m取不同数值时,不仅可以转化为S型含气水变化规律,而且也可以转化为描述凸型、S-凸型、S-凹型、凹型等不同形态的含气水变化规律,丰富了气水混驱油藏开发效果评价方法。给出了Ⅱ类广义气水混驱特征曲线通式及其对应的含气水变化规律数学模型的求解方法,并分别评价了葡北油田三间房组油藏气水交替混相驱和锦州油田S31油藏气顶+边水混驱的开发效果,拟合精度较高,可供其他油藏开发借鉴。

广义气水混驱特征曲线的建立及应用

为解决目前气水混驱特征曲线评价油藏开发效果方法较少的问题,引入了地下含气水率,并类比水驱油藏含水变化规律广义数学模型,建立了广义气水混驱特征曲线及其对应的广义含气水变化规律数学模型。新的广义气水混驱特征曲线在n=0和m=0时,为甲型气水交替驱特征曲线;在n=1和m=0时,则为乙型气水交替驱特征曲线。n和m取不同数值时,广义气水混驱特征曲线可以转化为S型气水混驱特征曲线,也可以转化为凸型、S-凸型、S-凹型、凹型等气水混驱特征曲线。为了便于矿场应用,给出了气水混驱特征曲线通式及其对应的含气水变化规律数学模型的求解方法,并应用于葡北油田三间房组油藏气水交替驱和锦州油田S31油藏气顶气+边水驱开发效果的评价,拟合精度较高,可供其他油藏借鉴。

高温堵水封窜技术在锦州油田的应用

锦州油田稠油区块进入高轮次吞吐阶段后,油层层内、层间矛盾愈加突出,层内存水增多,导致边水内侵,层间水窜,油井含水90%以上,严重影响区块油井的正常开采。通过对该区块油藏研究及油井生产历史研究,及对施工工艺参数的优化设计,选择合适的药剂,并进行配方及工艺改进,实施高温调剖措施,达到了良好的堵水、防窜效果,对区块的后期开发奠定了基础。

VSP测井技术在锦州油田勘探开发中的应用

VSP测井技术是近几年发展比较迅速的一门学科,在提取地层地质参数、地层速度、地震子波等地震参数方面很有作用,与常规地震相比具有精度高的优点。在对VSP测井技术原理和技术优点研究分析的基础上,简要介绍了锦州油田对部分复杂断块进行VSP测井资料采集、处理、解释及相关地质研究,重新落实了构造,找出储层横、纵向上的空间展布规律,分析了储层的分布特征和油水的关系,为复杂断块的油藏评价及井位部署提供了依据,取得了较好的勘探开发效果,具有一定的推广意义。

渤海锦州9-3油田消泡剂的研究

以二甲基硅油为原料,白炭黑为添加剂制备的硅膏为消泡剂主剂,配合聚醚改性硅油、乳化剂、增稠剂和蒸馏水而成的乳液型消泡剂,在锦州9-3油田的现场评价中表现突出,优于平台现用的溶剂型消泡剂产品,其中硅膏10%、聚醚改性硅油15%、乳化剂1%、增稠剂0.5%、蒸馏水73.5%制成的乳液型消泡剂产品效果最佳,具有良好的推广和应用前景。

锦州油田复杂小断块开发实践

锦州油田部分小断块由于含油面积小,储量规模小,大部分油藏采取天然能量开发,但开发效果较差。近几年通过优化筛选,加强地质综合研究,重新落实构造及油水分布关系,因块制宜,针对不同类型的油藏采取不同的开发技术,取得了提高采油速度,增加可采储量的效果。

锦州9-3东油田浅水平台电潜泵结构改进与应用研究

针对电潜泵应用于锦州9-3东油田浅水平台所面临的问题,对传统葫芦型下置式电潜泵进行了结构改进设计,提出了圆柱型上置式电潜泵的结构设计方案,并成功地应用于该油田工程项目,取得了良好的运行效果,为浅水区域海洋设施的海水供给提供了一种新的设计思路。

锦州油田水平井冲砂作业技术研究与应用

根据水平井井斜大、生产井段长的特点,通过对水平井冲砂作业技术的研究,应用一系列专用工具,能够实现对水平井段进行彻底冲洗。经现场试验和理论分析,总结出一整套水平井冲砂的先进工艺方法和科学合理的施工参数,可预防修井作业事故发生,缩短修井周期,提高修井质量,有效保护油层,提高油井采油能力。

锦州油田开发建设中的污染影响及控制措施浅析

油田开发建设中潜在危险因素主要有自然灾害、环境腐蚀、误操作、设备缺陷、施工及人为破坏等问题,结合锦州油田开发建设及所处周边环境的实际情况,通过对来自于钻井、修井作业及油气集输系统的油气水渗漏等相关的工艺环节进行风险评价与分析,分析了油田开发建设对大气、生态、土壤、水环境的影响,从工艺、管理等方面提出了具体污染预防控制措施,并分析了建立应急预案的重要性。

基于不同裂缝发育程度下周期注水注采参数优化研究

针对裂缝性油藏非均质性强,裂缝发育程度对周期注水开发效果影响较大的问题,利用数值模拟软件,建立实验室条件下数值模型,反演三维物理模拟水驱油实验。在此基础上对比不同裂缝发育程度下周期注水增油效果,实现不同裂缝发育程度下周期注水注采参数定量优化(包括注水时机、注采比和间注时间)。研究表明:与常规注水相比,裂缝分布越不均匀,储层非均质性越强,周期注水增油降水效果越明显;注水时机对采收率的影响表现为单调性,注水间歇和注采比对采收率的影响表现为非单调性,合理的间注时间为65～105 d,注水阶段合理的注采比为1. 64～1. 96。裂缝分布越不均匀,间注时间相应延长,注采比相应减小。研究成果指导了锦州A油田优化注水工作,老井区实现累计增油6. 9×10~4m^3,含水率降低7. 2个百分点,新井区预计采收率可以提高1. 3个百分点。研究成果对裂缝性油藏开展周期注水矿场实践具有重要的指导意义。

潜山裂缝油藏开发特征及挖潜方向

潜山裂缝油藏储集空间与渗流规律复杂,开发难度大,不同开发阶段制订合理的挖潜策略是决定该类油藏高效开发的关键。以渤海锦州A油田潜山裂缝油藏为例,在总结裂缝油藏产量递减快、含水上升快以及基质系统原油挖潜难度大等开发难点的基础上,采用数值模拟技术,研究基质系统和裂缝系统在不同开发阶段的供油特征,划分潜山三大开发阶段,针对不同开发阶段提出相应的挖潜方向。结果表明,开发早、中、晚期分别采用液流转向技术、周期注水技术及降压开采技术可充分控制含水上升速度,提高裂缝油藏的最终采收率。该项配套技术对于改善裂缝油藏开发效果具有广泛的实际意义,为同类油藏的开发提供借鉴。

锦州油田钻井防塌技术的工程实践

锦州油田南区东营组坍塌压力高,井壁失稳严重,一期开发过程中,由于井壁坍塌造成的复杂情况频繁出现,导致起钻效率较低。在勘探开发的过程中,通过对钻井液性能的不断优化,试验在原弱抑制钻井液体系-小阳离子体系中加入无机盐NaCl,通过抑制地层水进入井筒内,促使井壁内外离子浓度平衡,达到井壁稳定的目的。阐述了改进后综合阳离子体系的技术要点、维护及工程措施,通过应用这些措施,结果表明对于锦州油田井壁稳定实现有效控制。

辽西凹陷锦州25-1大型轻质油田发现的地质意义

锦州25-1油田是近期发现的大型轻质油田,也是截至目前渤海海域发现的最大的轻质油田和辽西凹陷首个亿吨级油田。该油田主要目的层段为古近系沙河街组,圈闭类型为复杂断块圈闭,具有良好的储盖组合;油藏具有埋深浅、储量大、丰度高、原油密度低、测试产能高等特点。锦州25-1油田的发现具有重要的地质意义。

基于随钻核磁测井的渗透率评价方法及其应用——以渤海锦州油田古近系沙河街组为例

渤海锦州油田古近系沙河街组储层孔隙结构比较复杂,应用常规方法评价渗透率精度较低,而核磁共振是孔隙结构评价最直观有效的测井方法。基于物性、压汞、核磁等资料,将锦州油田沙河街组储层的孔隙结构分为双峰大孔喉型、双峰小孔喉型和单峰小孔喉型等3类,分别对每类储层采用分段幂函数的转换方法,由核磁共振T_2谱构建伪毛管压力曲线。通过对岩心物性、压汞等资料的分析,建立了Swanson、R_(10)、R_(35)等孔隙结构参数与岩心渗透率的关系模型。通过对锦州油田沙河街组实际井资料的处理,获取了地层连续的毛管压力曲线,并提取了地层的孔隙结构参数,进而评价了储层的渗透率。应用效果表明,本文提出的基于孔隙结构参数的渗透率评价模型大大提高了渗透率的解释精度,同时验证了本文方法的适用性和准确性。

基于古地貌和断裂控制的辽西低凸起锦州S油田沙河街组沉积体系

为明确辽西低凸起锦州S油田沙河街组沉积相带展布及其控制因素,综合应用岩心、测井和地震等资料,分析古地貌特征、断裂系统展布及其对沉积体系演化的控制作用,确定沙河街组SQ1—SQ4层序沉积相类型,探讨沙河街组沉积体系的演化规律。结果表明:研究区沙河街组发育辫状河三角洲、扇三角洲、湖泊等沉积体系类型;古地貌整体控制沉积体系类型;构造转换带是锦州S油田沉积物的主要运移通道。古地貌较低的C区,以及受转换带二次运移沉积的F、G区发育辫状河三角洲前缘亚相,砂体厚度大,储层质量好,有利于油气富集。该结果为研究区有利相带及优质砂体预测提供参考。

大气顶油藏气窜规律与全寿命开发策略

为明确气顶气驱油藏生产规律,提高该类油藏开发效果,以渤海锦州A油田大气顶油藏为例,通过岩心、古地貌、试井和生产监测等资料的综合应用,分析影响油井气窜的主要因素,得出3类气窜模式的划分界限。研究认为,气窜对油井产能影响较大;气顶指数、储层非均质性和水平段垂向位置是影响气窜规律的主要因素。通过提出分气窜模式、分开发阶段全寿命开发策略,锦州A油田大气顶油藏实现连续7 a年产油量大于100×104m^3/a,综合气油比小于800 m^3/m^3,预计可提高采收率3.1个百分点。该研究为同类大气顶油藏的开发提供了一定的借鉴。

气顶边水油藏气/水驱产油量贡献评价方法

通过对锦州油田S31油藏的油气、油水两相渗流规律研究,结合物质平衡方程,推导建立了气/水驱产油量贡献评价方法,量化了该类油藏气驱和水驱在累计产油量中的贡献,为气顶边水油藏可采储量和开发效果评估奠定了基础。研究结果表明:①水平井井网将气顶边水油藏分为受气驱作用和受水驱作用2个部分,可分别对其进行可采储量及开发效果评价;②气/水驱产油量贡献评价方法反映了该类油藏气/水驱贡献产油量与生产气油比、含水率存在内在联系,利用生产动态数据可计算出气驱和水驱在累计产油量中的贡献;③利用气驱、水驱贡献累计产油量和生产动态数据,结合气驱、水驱特征曲线,以及气驱、水驱开发效果评价图版,可以评价气顶边水油藏可采储量和开发效果,为油田后续挖潜指明方向。

渤海海域锦州南油田太古宇变质岩潜山储层特征及其发育模式

为了掌握锦州南强非均质性太古界变质岩潜山储层发育的主控因素和模式,基于钻井取心、薄片、测井、地震以及分析化验资料进行了相关研究.结果表明:(1)研究区发育斜长片麻岩、二长片麻岩、碎裂岩以及辉绿岩等多种岩性,其中片麻岩以及碎裂岩是储层发育的主要岩性;构造裂缝、破碎粒间孔、溶蚀孔构成了多样性的储集空间,其中尤以构造裂缝占主导.(2)岩性、构造以及风化作用对优质储层分布均具有重要的控制作用,脆性矿物体积分数高的花岗片麻岩储层发育程度优于中基性侵入体,多期断裂叠加部位储层厚度大,古地貌高部位受风化改造强,对先期裂缝扩溶效应更加明显,进一步提升了储层的品质.基于上述分析建立了古构造主导下的储层发育模式,即平台区储层发育稳定,高斜坡区域储层发育较厚,凸起区储层厚度变化最大,低斜坡储层发育较薄,凹陷区储层发育较差.

气测资料在变质岩潜山裂缝有效性评价及水淹层识别中的应用

针对渤海湾盆地锦州南油田变质岩潜山裂缝油藏裂缝有效性评价及水淹层识别难题,综合运用岩心、气测录井资料、生产测井及生产动态资料,提出了运用气测判别因子R定量评价裂缝储层有效裂缝和识别水淹层(在开发早期用于判别裂缝储层的有效性,在开发中、后期用于判别裂缝储层水淹状况)。结果表明:基于裂缝储层解释结果,在开发早期,当判别因子R≥0. 1时,裂缝储层为有效储层,具有产能,进一步结合裂缝参数将有效储层分为3类,I类储层单位厚度的产能大于5 m3/(d·m),Ⅱ类储层单位厚度的产能为2~5 m3/(d·m),Ⅲ类储层单位厚度的产能小于2 m3/(d·m);在开发中、后期,当判别因子R≥0. 2时,且与井深成离散关系,储层为未水淹层,当判别因子R接近于0. 0时,且储层深度浅于原始油水界面,储层为水淹层。该方法在渤海锦州南油田潜山油藏应用10余口井,均取得了较好的应用效果,为该类复杂类型潜山油藏高效开发奠定了坚实基础,对类似潜山油田裂缝有效性评价及水淹层识别具有借鉴意义。

渤海海域辽东湾地区古近系钙质砂岩成因及分布——以锦州25-1油田3井区沙三段为例

钙质砂岩基本为致密层或干层,是海上开发井设计尽可能规避的"伪储层",预测钙质砂岩分布成为规避低效井的首要任务。以锦州25-1油田3井区沙三段为例,从钙质砂岩成因入手,分析了钙质砂岩形成具备的物质条件和环境条件。研究区沙三段深湖泥岩提供了丰富的碳酸盐流体来源,为形成钙质砂岩提供了物质条件;水下分流河道微相优质储层中的砂岩体直接嵌入下伏的富含钙质的泥岩中,砂岩透镜体与泥岩的接触面积较大,并且由于烃源岩排烃作用使砂岩和周围泥岩存在压差,在这种压差作用下碳酸盐流体排出并在砂岩原生孔隙中沉淀,又为钙质砂岩的形成提供了有利的环境,2种条件相互作用、互相影响,最终形成钙质砂岩。钙质砂岩分布主要受沉积微相、与周围泥岩接触方式和古地貌等因素的影响。结合地震相砂体描述成果,预测沙三段中亚段钙质砂岩平面上主要分布于靠近沉积中心一侧、大砂体的西侧边缘,以及构造中东侧次洼中,据此调整了原开发方案中5口设计井的井位,实施后,这5口井均未钻遇钙质砂岩,规避了开发风险。