大庆喇嘛甸油田低碳示范区建设探索与实践

“双碳”背景下,大庆油田全力构建清洁高效的能源体系,打造千万千瓦级新能源基地。喇嘛甸油田结合特高含水开发及整装油田典型特点,依托资源优势,探索建设喇北北块低碳示范区。以全面能源调查为基础,明确将灰电与天然气作为替代目标,确定了“节能降碳、清洁替碳”两步走建设思路。结合油田用热特点,整体部署油田余热、地热、光热及电热多能互补方案,全面实施工艺流程再造、立体化节能、清洁热能替代、清洁电能替代。根据油田中部地区管网密度大、周边可利用土地多的特点,以最大发电量、最小弃电量为目标,整体优化风光发电建设布局和规模,以实现区域多能互补、供用能平衡及高替代率。低碳示范区将新能源技术与现有生产工艺深化融合,开展了先导性的储能、制氢、微电网、能源管控技术研究。低碳示范区预期2025年全面建成,清洁能源替代率将达到46.4%,将有力推动油田能源变革、绿色低碳转型。

辫状河厚砂层内部夹层表征——以大庆喇嘛甸油田为例

以大庆喇嘛甸油田葡Ⅰ组PⅠ23砂层为研究对象,在单井夹层识别基础上,将辫状河厚砂层层内夹层分为单砂体间夹层和单砂体内夹层。单砂体间夹层发育于两期河道砂体叠置区域,为泛滥平原细粒沉积,河道底部滞留泥砾隔挡层,以及废弃河道充填;而单砂体内夹层主要包括心滩坝内部落淤层、坝间泥岩和串沟充填等。在连片分布厚砂层中划分单期河道砂体,从而揭示了单砂体间夹层的展布。在前人现代沉积及露头研究指导下,多井对比预测出心滩坝内部构型界面展布,并在内部界面约束下采用随机模拟方法建立了心滩坝内部夹层三维模型,坝内夹层分布零散,连续性差。在单砂体间夹层及心滩坝内局部有一定规模夹层的分割作用下,可以形成相对剩余油富集区。

喇嘛甸油田密井网砂质辫状河厚砂层单砂体识别

以大庆喇嘛甸油田葡Ⅰ组2_3小层(PⅠ2_3)厚砂层为研究对象,总结了砂质辫状河单砂体分布模式,并相应探索了一套密井网区单砂体识别方法。辫状河厚砂层由多期辫状河叠加而成,发育心滩坝和辫状水道砂体,以心滩坝砂体为主。依据单井泛滥平原细粒夹层垂向上对厚砂层进行期次划分对比,然后分别对每期辫状河连片砂体采用"单井识别、侧向划界、平面组合"的方法识别出单砂体。

喇嘛甸油田特高含水期厚油层挖潜工艺

针对喇嘛甸油田特高含水期厚油层不同结构界面的情况和剩余油分布的类型，提出了3种厚油层精细挖潜的采油工艺：①长胶筒封隔器细分注水、堵水工艺，胶筒长1～3m，封卡薄隔层及附近的炮眼，封卡结构界面厚度为0．2m；②层内水力割缝射孔工艺，该工艺定位控制精度高，割缝无震动，对薄夹层及水泥环不产生损伤，试验的最小隔层厚度达到0．2m；③层内定位平衡压裂工艺，利用6种工艺管柱，可保护上、中、下结构界面及压裂层上、下结构界面，实施的结构界面厚度达到0．4m。这3种精细挖潜工艺均得到了应用，对特高含水期厚油层挖潜有较好效果。

喇嘛甸油田特高含水期注采无效循环识别方法

利用精细地质研究成果并借助各种动静态资料,对喇嘛甸油田特高含水期注采无效循环状况进行了详细的研究,搞清了特高含水期储层内无效循环的形成条件、分布状况和特征参数的变化规律,形成了一套判别油层内注采无效循环通道的技术方法。

喇嘛甸气顶油藏隔障开采效果实验研究

气窜对于气顶油气藏的开发效果存在较大影响,因此气顶油气藏的开发关键在于防止气窜、保持油气界面的相对稳定。针对喇嘛甸油田层状气顶的实际情况,利用物理模拟实验方法,研究了水、聚合物和凝胶等3种不同类型流体作为隔障对喇嘛甸气顶油藏开发效果的影响。试验结果表明,对于同一种阻隔剂,隔障体积越小、气顶压力越大以及采油速度越大都会减弱隔障效果;对比不同隔障剂实验结果发现聚合物凝胶是最佳的隔障流体;如果对含气顶的油层进行注水开发,将会降低隔障中聚合物等高分子化学剂的浓度,引起隔障阻隔能力的下降。

喇嘛甸油田特高含水期开发形势分析

针对1997年后喇嘛甸油田综合含水率达到90.33%,进入了特高含水开发阶段,分析并指出了喇嘛甸油田开发面临的问题:可采储量采出程度高,储采失衡矛盾加剧;剩余油分布更加零散,挖潜难度增大;液油比高,耗水量大,无效注采循环严重;各类开发井间差异缩小,靠压裂、堵水等措施和注采系统调整等“结构调整”措施实现“稳油控水”的技术政策不能完全适应特高含水期开发调整的需要.

应用测井资料识别喇嘛甸油田大孔道

喇嘛甸油田位于大庆长垣北部,基础井网以开采中高渗透层为主,经过几十年的注水开发,局部地层呈现低效、无效注入水循环,表现出大孔道特征。对大孔道地层在生产测井曲线上所表现出的一些特征进行分析,并结合测井实例,分别给出注入井和产出井中识别大孔道地层的测井方案和解释方法。

喇嘛甸油田厚油层精细控水挖潜技术

喇嘛甸油田萨、葡油层以河流相沉积砂体为主，厚油层发育，层内非均质性严重。进入特高含水期后，厚油层内既存在严重的无效、低效循环，又存在相对富集的剩余潜力。以沉积学理论为指导，通过现代沉积与野外露头考察，确定了厚油层内部4级界面3种基本分布模式，确定了结构单元4种组合类型，揭示了层内结构非均质特征。在深化储层精细描述的基础上，实现相控建模与精细数模一体化量化剩余油分布，搞清了注采无效循环场的分布特征。通过创新层内细分注水与层内精细堵水技术控制无效注采循环，并通过代用井补孔方法不断完善结构单元注采关系挖潜层内剩余油，有效地改善了喇嘛甸油田特高含水期油田开发效果。

喇嘛甸油田储层微观结构特征变化规律研究

喇嘛甸油田经过30多年的开发调整,储层微观结构特征发生了一定的变化。本文利用喇嘛甸油田不同时期的取心井、油田化验等资料,研究了储层微观结构特征参数及各微观属性参数关系,分析了注水后储层微观结构特征参数的变化规律。正确认识上述参数的变化规律及现阶段油藏参数的特点,对于搞好喇嘛甸油田的精细挖潜、三次采油、注水开发调整等项工作,具有十分重要的现实意义。

喇嘛甸油田特高含水期老井的技术经济界限

为减缓原油产量递减速度、控制无效注采水量 ,针对喇嘛甸油田特高含水期老井开发特点 ,采用边际成本与油藏工程相结合的分析方法 ,研究了油井压裂、补孔和高含水低产能井关井 3种措施的技术经济界限 .结果表明 :“十五”期间油井压裂有效期内累积增油下限为 80 0t,压裂初期平均单井日增油应在 6t以上 ,之后随着压裂效果变差 ,有效期内累积增油下限应在 60 0t以上 ,初期平均单井日增油应在 5t以上 ;油井补孔累积增油下限可定为 12 0 0t ,初期单井日增油应在 7t以上 ,之后随着补孔效果变差 ,有效期内累积增油下限应在 80 0t以上 ,初期平均单井日增油应在 5t以上 ;

层内非均质储层内部窜流规律实验研究——以大庆喇嘛甸油田为例

大庆喇嘛甸油田厚油层以多段多韵律为主要特征,深入认识窜流规律对于进一步挖潜剩余油至关重要。为此,采用层内非均质岩心,对层内非均质储层内部窜流规律实验展开研究。结果表明,在注入量为0~0.4 PV水驱阶段,高渗透层注入端分流率略低于采出端,中、低渗透层则相反;在注入量为0.4 PV至水驱结束阶段,高渗透层采出端分流率大幅度增加,中渗透层分流率大幅度降低,低渗透层分流率小幅度减小。随岩心渗透率级差增大,采出端与注入端各小层窜流程度减小,层间干扰作用减小。随水驱开发的不断进行,层间窜流程度先减小后增大。随注入速度增加,高渗透层采出端与注入端分流率差值增加,窜流程度增强。采取提高水井注入速度的方式可以达到增大注入压力的目的,但由于高渗透层吸液量增幅远大于中、低渗透层,加之储层内部窜流作用的影响,扩大波及体积效果并不十分明显,同时提高水井注入速度还对注入端、采出端和地面设备能力提出更高的要求,因此采取增加高渗透层渗流阻力措施才是提高注入压力的有效技术途径。

基于支持向量机算法的辫状河储层砂体连通性定量评价

以大庆喇嘛甸油田葡萄花油组葡一段辫状河储层砂体为例,综合野外露头、测井、岩心等资料,在精细表征砂体结构基础上,总结辫状河储层砂体接触关系,建立辫状河储层砂体横向、纵向及内部3种连通模式,并应用支持向量机方法定量预测储层砂体连通性,在此基础上采用基于目标的地质建模方法,建立基于3~4级构型界面控制的单砂体模型,在夹层表征的基础上将砂体连通性定量评价结果作为确定性数据,分区分类赋值砂体间传导率,指导油藏精细化数值模拟。结果表明分类优选砂体连通性评价参数,应用支持向量机算法,在统计学理论和结构风险最小化原则基础上,能较好地解决小样本、非线性、高维数和局部极小点等实际问题,实现了快速定量评价砂体连通性,通过动静态资料相互验证,预测准确率达到88%;实现了夹层及传导率耦合的砂体连通性定量化模拟,数值模拟效果更能反映实际生产情况,为后期油田开发优化及调整提供新的技术支撑。

化学驱储层内驱油剂性能及其变化规律

三元复合驱化学驱油剂在储层内滞留和由此引起的色谱分离现象等问题是石油科技人员十分关心的问题。依据矿场实际需求,以大庆喇嘛甸油田储层地质和流体为研究对象,首次在18 m长含天然油砂人造岩心上开展了强碱三元复合驱过程中储层内驱油剂性能及其变化规律实验研究。结果表明,与聚合物相比较,碱和表面活性剂相对分子质量小,不可及孔隙体积较小,波及体积较大,滞留量较大,突破时间较晚,导致三者间出现色谱分离现象,进而减弱三元复合驱油的协同效应。在强碱三元复合体系注入过程中,当注入段塞尺寸达到0.482数0.543 PV时,整个岩心长度区域内油水界面张力可以达到10-2m N/m数量级,局部区域可以达到10-3m N/m。三元复合体系在岩心内传输运移过程中,因聚合物分子线团尺寸受到孔隙剪切作用而减小,溶液黏度从注入端到采出端逐渐减小,采出端黏度损失率高达69%。后续水驱结束时,岩心内残余油饱和度和表面活性剂滞留量从注入端到采出端逐渐减小,出口端处残余油饱和度58%,表面活性剂滞留量0.6462 mg/g。

特高含水期沉积微相划分及其单砂体分布--以喇嘛甸油田SⅡ油层组为例

进入特高含水期的油田开发层系水淹严重,剩余油呈高度分散状态,致使挖潜难度越来越大.应用加密井网条件下岩心和测井资料,以单砂体为单元进行沉积微相研究,为认识剩余油分布提供实用、有效的手段.岩心及测井资料研究结果表明,喇嘛甸油田SⅡ油层组发育河流-三角洲分流平原和前缘亚相沉积,三角洲分流平原亚相细分为分流河道、废弃河道、决口河道、溢岸薄层砂、分流河道间等微相,三角洲前缘亚相细分为水下分流河道、水下废弃河道、水下决口河道、水下漫流砂和水下分流河道间等微相.通过沉积时间单元精细划分、对比,结合岩心资料,建立测井沉积微相模式,确定沉积微相展布特征,分析单砂体的空间分布规律,为油田高含水期剩余油预测、开发调整提供可靠的地质依据.

微量元素方法在油气地球化学勘探中的研究应用

应用微量元素方法进行油气地球化学勘探,国内外学者已进行过大量的尝试,并且取得了一系列成果。对于油气田上方地表土壤中产生的微量元素分布异常的原因,主要有"电场作用理论"和"烃类垂向微运移理论"两种理论假说。大量实践证明,地下数百米,甚至几千米的微量元素能够近乎垂直地迁移至地表,在油气藏正上方生成某种晕状异常。地球化学晕的宽度接近下伏油气藏在地表的投影宽度。因此,可以根据油气田上方土壤中微量元素的分布特征,分析油气分布规律和进行含油气远景评价。通过对大庆喇嘛甸油田B层土壤中微量元素分布特征的研究,认为铀(U)、锶(Sr)两种元素可以作为油气的指示元素。油田上方土壤中铀元素含量一般呈现微弱的低值异常,而在油田边缘出现高值异常。锶元素在油田上方土壤中表现为高值异常。根据地表土壤中元素的分布异常,可以确定油藏边界位置,为油气勘探提供了一个新方法。

喇嘛甸油田特高含水期油井堵水效果

喇嘛甸油田进入特高含水开发阶段后,液油比高、耗水量大,是油气生产成本上升的主要要素,油井堵水是控制油田产水量的一项直接而有效的措施,但由于油层多年来的调整,在提高差油层动用程度的同时,油层间含水差异也越来越小,使油井堵水选井选层难度越来越大。为提高油井堵水效果,从喇嘛甸油田实际情况出发,采用盈亏平衡原理与油藏工程分析相结合的方法,研究了油井堵水的经济技术界限,提出了喇嘛甸油田特高含水开发阶段油井堵水降水量和降油量界限,通过在堵水中应用精细地质研究成果、发展新的堵水工艺以及对注采关系发生变化的堵水井调整堵水层等方法,进一步改善了油井堵水的效果。

完善单砂体注采关系的做法及效果

论述了喇嘛甸油田特高含水期完善单砂体注采关系的必要性和可行性 ,提出了评价单砂体注采完善程度的一种新方法 ;通过解剖典型区块 ,分析了不同沉积模式储层的注采完善程度 ;阐述了通过井网综合利用完善单砂体注采关系的做法及效果。实践表明 :井网综合利用完善单砂体注采关系应采取灵活调整的做法 ,既要坚持不打乱开发层系的原则 ,又要根据聚合物驱阶段性强的特点 ,灵活运用水驱高关井和低产能井挖掘聚驱注采不完善部位的剩余油。

喇嘛店油气田气顶流动单元及其对开发的影响

因气顶、油气界面的存在及严重的陆相储层非均质性,使气顶油气田与纯气田、纯油田的开发明显不同。针对井网较难控制的砂体窄小、微相、岩性、物性快变区,用离散井点的储层参数进行各种纯数学方法的平面内差成图方法,将很难客观、细致地揭示流动单元。为此提出使用大量成因信息与沉积模式进行平面微相精细研究以控制复杂的微相级单砂体,用微相内能量相单元精细研究以揭示单砂体内部变化规律,再结合渗流系数、存储系数、净毛比划分流动单元的能量相控流动单元的研究方法;并以喇嘛店气顶油气田为例,用此在SⅠ油层组的2小层识别出4种24处微相、5类47个流动单元,因差异显著、平面分布复杂的不同类型流动单元的气层油淹速度与程度不同,将造成严重的平面指进型油淹、低渗型残气区、气油界面呈多指形复杂曲面,且气油界面的快升,将造成严重的损能、损油、损气。

喇嘛甸油田北北块萨Ⅲ4-10油层高浓度聚合物驱数值模拟研究

考虑高浓度聚合物驱油条件下,聚合物各参数(尤其是黏弹性)对含水率和产油量的影响,结合喇嘛甸油田北北块的实际情况,应用前缘驱替理论,建立高浓度聚合物驱开发指标预测模型。应用该模型对喇嘛甸油田北北块一区萨Ⅲ4-10油层进行数值计算,研究了不同分子质量、注入质量浓度、注入段塞和注入速度对提高采收率的影响,并对注入参数进行优选。结果表明,在不考虑聚合物注入能力的情况下,随着聚合物注入质量浓度、分子质量、注入段塞和注入速度的增大,聚合物驱油阶段的采出程度均有所增加,驱油效率提高。