渤海湾盆地Q油田明化镇组复合砂体内部结构表征

以渤海湾盆地Q油田明化镇组河流相砂体为例,采用单井分析方法并结合地震资料,分析了河流相复合砂体内部叠置特征,划分出多期砂体的切割叠置、边部侧切和边部叠加3种类型。阐述了表征复合砂体内部结构的意义,为井位部署及开发方案的编制提出了合理的建议:针对多期砂体的切割叠置存在的不确定性,提出了优化钻井顺序、设置钻井决策树、先评价后开发的建议;针对多期砂体的边部侧切和边部叠加形成的复合砂体,其内部隔夹层性质稳定的特点,提出了采用水平井开发,优化注采关系的建议。

Q油田底水油藏水平井递减规律研究

为了确定底水油藏水平井自然递减规律,建立了Q油田西区稠油底水油藏开采机理模型,并给出影响因素与水平井自然递减率之间的理论图版。研究认为,底水油藏水平井开发,在低采液速度条件下,当含水率达到80%后,递减率才可能降低至20%,且当水平井控制储量采出程度达到10%后,递减率能保持为10%～20%。将理论图版与实际水平井进行比较,符合实际生产规律,这对判断油井是否正常生产及对后期产量预测有重要意义。

海上Q油田低产低效井成因及治理技术研究

油田开发过程中存在低产低效井,其治理的好坏直接影响油田的经济效益。根据Q油田低产低效形成原因,将低产低效井分为地质低效、油藏低效和工艺低效三类,并针对每一类低产低效井形成原因,制定出相应的治理措施,包括地质油藏做精做细,逐层挖潜,剩余油精细研究;完善注采井网,优化注水系统;优化工作制度等措施。现场应用结果表明,Q油田2017年完成低产低效井治理43口,日产量增加1 032.9 m^3,为油田的可持续发展提供了一定保障。

渤海Q油田复杂底水油藏高含水期精细注水研究

渤海Q油田西区是典型曲流河沉积储层的稠油底水油藏,目前处于高含水开发阶段。为提高高含水期底水油藏注水效益,针对区块局部夹层发育特征,将目前注采井网抽象分为无夹层、半封闭夹层和封闭夹层三种模式,利用油藏数值模拟和正交设计法对三种模式下的最优注水方式及注采比进行了研究。研究结果表明,基于夹层分布状态实施层内分段注水,不仅可以维持地层压力,还可起到较好的驱油效果。研究成果应用于渤海Q油田西区后,油藏地层压力稳中有升、自然递减率明显降低,分注注采井组产油量上升,改善了西区的开发效果。

渤海Q油田三种不同驱油体系传输运移能力对比研究

为筛选出更适合渤海Q油田的驱油体系,在模拟油藏条件(温度63℃,地层水矿化度4 500 mg/L,脱气原油地面黏度75 mPa·s)和驱油体系在进入油藏前受到炮眼剪切作用下,利用流变仪、动静态光散射仪、化学驱物理模拟装置等设备,分析交联聚合物微球(WQ)、聚表剂(HG)两种驱油体系的分子结构、溶液性能以及在岩心中的传输运移能力,并与普通聚合物(HPAM)进行比较。实验结果表明,三种驱油体系的传输运移能力大小排序为:HPAM>HG>WQ。

Q油田疏松砂岩储层低效井原因分析

Q油田岩性为砾状砂岩,属低孔特低渗储层,油层多存在边水、油水关系复杂的特征。油田开发过程中油井出水普遍,产量递减快。因此,认清油田出水原因及出水规律是确保油田控水稳产的关键。以测井数据及生产动态数据为基础,按照定性解释——试油反馈——定量解释——综合评价的思路,研究了油田重点层组产水特征及水油比上升规律;通过油井出水水源的多因素合理识别,对油田出水原因有了一定认识;通过地层累计含水率分布计算,有效确定了不同层组水侵原因,为油田控水、油井产量合理调整及油井稳产奠定了基础。

曲堤油田Q104块沙四段储层特征研究

曲堤油田Q104块沙四段属于河流相沉积体系,通过对研究区岩芯观察、铸体薄片、X-射线衍射、扫描电镜、图像、粒度、岩芯常规测试以及测井二次解释成果等资料的分析,对储层岩石学特征、物性特征、孔隙类型及孔隙结构特征进行了详细的研究。储层岩石类型主要为灰、灰褐色粉、细长石岩屑或岩屑长石砂岩,成分成熟度和结构成熟度都较低,以泥质胶结为主,粘土矿物主要为伊/蒙间层、高岭石、伊利石、绿泥石,是本区最主要的潜在敏感性。储层物性多属中孔低渗、高孔中渗,储层孔隙度和渗透率具有很好的正相关性。储层面孔率在8-13%左右,储集空间以原生粒间孔为主,孔隙结构较好,属中小孔、中细喉型孔隙结构,储层的最大连通孔喉半径、孔喉半径均值以及中值半径与渗透率都有着较好的正相关性,渗透率与退汞效率具有很好的负相关性。

高分辨率层序地层学在河流相油田开发中的应用

河流相是我国陆相盆地重要的油气储集层系类型之一,开发阶段应用高分辨率层序地层学进行河流相高精度小层划分,对于指导河道砂体的精细划分对比有重要意义。由于受到河流相地层自旋回沉积、沉积间歇面的作用、河型和砂体叠置样式的变化以及基准面旋回的级次的划分等复杂因素的影响,在开发阶段进行高精度层序对比时,难度更大。运用高分辨率层序地层学原理和方法,综合分析河流相模式的特点,充分利用河流相岩相、相序的组合特征随空容纳空间规律性变化,结合各种关键面的约束控制、油水界面在小层内部空间的分布位置以及河道的切割充填作用,进行精细河流相小层划分对比。旨在摸索一套油田开发中后期河流相高精度层序划分的思路和方法,以指导油田的生产开发。并以渤海Q油田明化镇组为例,在实际应用中取得了较好的效果。

渤海特高含水期油田剩余油分布规律及挖潜策略

油田进入特高含水期后,受储层韵律性、平面非均质性、断层边界及纵向夹层等影响,油层水淹规律及剩余油分布十分复杂。为进一步提高油田采收率,结合新钻井水淹层测井解释成果、密闭取心、生产动态及油藏数值模拟等资料,对渤海Q油田水淹特征和剩余油分布规律进行深入研究,并提出相应的调整井挖潜策略。认为油层底部、井点附近及边水油藏注采主流线水淹严重,油层中上部、井间区域、遮挡带附近和底水油藏边部水淹较弱或未水淹,纵向上井间区域水淹层占比为8%~65%,平面上生产井有效动用半径为70~150 m。提出利用水平井进行井间加密、边部完善井网、垂向穿夹层动用屋檐油及井网调整等挖潜策略。结果表明:利用水平井挖潜特高含水期剩余油,可有效改善开发效果,提高油田采收率,并为海上类似油田的调整挖潜提供借鉴。

上市储量评估中指数递减法合理递减率的选取

针对上市储量评估中指数递减法合理递减率的选取缺乏规范和指导,评估结果因人而异的现状,基于阶段递减率定义,对不同生产状况下的产油量递减率、含油率递减率和开井数修正产油量递减率进行了深入研究和对比分析,明确了三者之间的数学关系,确定了指数递减法产油量预测合理递减率的选取依据。研究表明:当评估单元产油量、含油率和开井数修正产油量均有明显的递减趋势时,选取开井数修正产油量递减率进行产量预测;产油量、开井数修正产油量无递减,含油率有明显递减时,选取含油率递减率进行产量预测。该研究可为指数递减法合理递减率的选取提供指导,为更好地开展SEC上市储量评估工作提供借鉴。

无夹层底水油藏注水开发图版建立与应用

针对无夹层底水油藏能否通过注水实现驱油的问题,基于渗流力学基本公式,考虑注入水到达底水所需的最长时间和最短时间,得到注入水实现驱油或者保压的理论公式,建立无夹层底水油藏注水开发的理论图版。研究结果表明:无夹层底水油藏注水开发要实现注水驱油,必须增大注采比、缩小注采井距。以渤海Q油田西区无夹层底水油藏为例,实际生产数据验证了该理论图版的可靠性。该研究成果对无夹层底水油藏的注水开发具有重要意义,为该类油藏合理注采比及注采井距的确定指明了方向。