海上新区油气勘探突破典型案例分析及启示

随着陆地勘探程度越来越高,获得大发现的难度越来越大,油气勘探向海域拓展是大势所趋,加快海域新区突破、实现资源有序接替,具有十分重要的战略意义。重点剖析了渤海湾盆地秦皇岛32-6油田、黎凡特盆地塔马尔气田两个海域大发现的勘探历程,梳理每个勘探阶段的指导思想、部署思路及做法,探讨制约突破发现的因素及推动勘探突破的地质认识转变和思想革新。研究显示,盲目跟风追热点、未找到适合的理论指导制约了渤海湾油田发现;客观分析成藏特征,转变思路,以新近系为主要目的层,以生烃凹陷包围的隆起区及其倾没带为主要勘探方向,推动了秦皇岛32-6油田大发现。黎凡特盆地塔马尔气田的发现则归因于储层物源和低成熟生物气的新认识及较高的勘探投入。研究认为,摸清成藏规律是推动大发现的内在动因,尤其是深海前沿领域勘探;关键成藏要素的颠覆性认识是突破关键,保证持续稳定的勘探投入是推动海域新区突破的前提条件。

氮气泡沫调驱提高稠油采收率实验--以秦皇岛32-6油田为例

为了改善秦皇岛32—6油田的水驱开发效果,开展了氮气泡沫调驱提高稠油采收率室内实验研究。通过泡沫剂的静态性能和动态性能评价,筛选出泡沫剂及其配方。在此基础上,研究了氮气泡沫的驱油特点。研究结果表明,在气液比为1:2时,氮气泡沫的阻力因子大于160,泡沫剂的最佳质量分数为0.3%～0.5%。氮气泡沫调驱能够较好地改善水驱效果,在水驱的基础上提高原油采收率达26%。

渤海湾盆地秦皇岛32-6油田曲流河沉积体系综合解剖

由于曲流河横向摆动大,使河道沉积在空间上错列叠置,沉积体系内没有等时面和稳定的标准层,给砂体追踪造成很大困难。采用地震测井联合反演技术,提高了点坝砂体的分辨率。在建立岩相、测井相和地震相基础上,充分利用岩心的直观性、测井纵向分辨率高和地震横向连续性好的特点,提高了纵向上不同期次河道单元的划分和横向对比的准确性。把砂体厚度等值线、测井相和地震波阻抗沿层切片叠置,准确识别出了废弃河道、点坝、泛滥平原和决口扇。根据国内外现代曲流河和露头资料的统计分析,建立了点坝几何参数之间的相互关系,提出了点坝侧积体、侧积面和侧积层的确定方法与内部构型的研究方法,为建立准确的地质模型提供了可靠的约束条件。

曲流河储层隔夹层研究——以秦皇岛32-6油田为例

为揭示曲流河储层隔夹层对剩余油分布和油层水淹的影响,通过分析物性参数与米采油指数关系得出隔夹层物性上限,并选择自然伽马、电阻率、厚度为主要敏感参数,采用灰色关联法进行权重系数计算,得到隔夹层判别指数及综合判别图版。在秦皇岛32-6油田南区明化镇组下段Ⅰ油组应用证实,该判别图版符合率达96%;在剩余油滞留带底部和油层水淹层顶部进行调整挖潜,生产效果明显。在曲流河储层隔夹层发育区,隔夹层延缓采油井含水上升速度;隔夹层不发育区域,易形成水串区,导致相邻隔夹层发育区形成剩余油滞留区。这种认识对油田开发中后期产能挖潜有指导作用。

秦皇岛H油田陆相下切侵蚀河谷充填特征

陆上下切侵蚀河谷是由河道强烈的冲刷、侵蚀作用所形成的一种U形地貌,河道砂体充填构成优良的储集层。通过岩芯、地震和测井,结合粒度等资料,对渤海湾盆地秦皇岛H油田新近系明化镇组沉积相特征进行了深入分析,认为明下段Ⅱ油组和Ⅳ油组发育下切侵蚀河谷,并详细论述了下切侵蚀河谷的沉积特征,建立了下切侵蚀河谷的沉积模式。研究表明,下切侵蚀河谷内水动力的突然增加,充填的砂体粒度较粗,以中、细砂岩为主,河道砂体具有一定的迁移方向,彼此切割相互叠置呈现出叠瓦状结构,湖平面的下降和水动力的增强是形成下切侵蚀河谷的主因。

夹层对稠油底水油藏可布水平井油层厚度的影响——以秦皇岛32-6油田为例

秦皇岛32-6油田是典型的海上低幅稠油底水油田,由于其构造幅度低,油层厚度小于10 m的储量比例占22%.为了高效动用此类储量,在岩心分析和夹层测井识别的基础上,采用数值模拟方法充分利用夹层较发育的特点,开展了夹层对水平井开发的影响以及水平井布井界限研究。研究结果表明,夹层渗透率与基岩渗透率比值为0.01时,夹层能有效阻挡底水的快速锥进;夹层面积为水平井泄油面积的2~3倍时,能使底水发生绕流且使储量动用程度最大化;夹层位于距油层顶面3/4油层厚度处时,可有效延缓底水锥进速度,同时扩大水驱波及体积;以累计产油量5×10~4m^3作为可布水平井的经济极限下限,海上低幅稠油底水油藏可布水平井油层厚度下限值为5 m.矿场先导试验证实了该结论的可靠性,为低幅稠油底水油藏水平井布井提供了技术支持。

河流相稠油油田合理注水时机实验研究

针对河流相稠油油藏衰竭开发转注水开发注水时机难以确定的问题,以渤海秦皇岛32-6油田油藏参数为基础,通过物理模拟的手段寻求最佳注水时机。首先确定油田各区块的最佳衰竭压力,然后在原始地层压力和最佳衰竭压力之间选取5个压力点进行注水时机模拟实验,同时开展注水过程中是否需要恢复压力至原始地层压力的对比实验。结果表明:各区块最佳衰竭压力为饱和压力的90%~96%,且原油黏度越大,最佳衰竭压力越接近饱和压力;注水时机选择在最佳衰竭压力时,可获得较高的无水采油期和采收率,且累计注水量最少;注水恢复压力至原始地层压力开发并不能提高开发效果,反而耗水量增多。因此,河流相稠油油田合理注水时机推荐最佳衰竭压力附近,能有效利用天然能量,获得较高的采收率,且可减小注水量,降低生产成本。该结论和认识在数值模拟中也得到了验证,对同类油藏的开发具有指导和借鉴意义。

秦皇岛32-6油田北区新近系明化镇组下段复合砂体构型及控制因素

通过测井、优势地震属性融合、频谱属性趋势分析等方法,对秦皇岛32-6油田北区新近系明化镇组下段Ⅱ油组(NmⅡ)复合砂体储层构型特征进行了研究,并厘清了基准面旋回对复合砂体构型的控制作用。研究结果表明:(1)秦皇岛32-6油田北区新近系明化镇组下段复合砂体主要为点坝-决口扇沉积,渗流屏障主要为河漫滩-废弃河道沉积,按测井相和砂体结构韵律划分内部结构,点坝砂体头部—中部为箱形,点坝尾部砂体为钟形,决口扇砂体主要为漏斗形,河漫滩和废弃河道主要表现为尖峰形和低幅齿形;复合砂体外部叠置样式包括孤立型、紧密侧叠型、疏散侧叠型和堆叠型。(2)研究区NmⅡ油组沉积早期,河道呈交织条带状分布,主要沉积点坝与决口扇,堆叠式和紧密侧叠型复合砂体广泛发育;沉积晚期河道演化为单一条带状,决口扇零星分布于河道凸岸,复合砂体规模变小,主要为疏散侧叠型和孤立型,河漫滩和废弃河道规模变大,成为复合砂体间的渗流屏障。(3)研究区长期—中期旋回中,构造活动等异旋回因素通过调整可容空间和沉积物供给,影响复合砂体外部形态和叠置样式;短期旋回通过控制沉积物类型和水动力等自旋回因素影响复合砂体内部结构。

油层有机清洗工艺技术在秦皇岛32-6油田应用

秦皇岛32-6油田渤中25-1区块沙河街组储层埋藏深,成岩程度高,与明化镇储层相比,孔隙度低,渗透能力较差,油井堵塞严重。本文采用新型环保油层清洗工艺,依靠"高效有机溶剂",使用柱塞泵向油井的近井地带挤注高效有机溶剂,溶解、分散胶质沥青达到清洗近井地带,使油井恢复产量,通过秦皇岛32-6油田油井作业的效果表明,单井产量增产率超过200%以上,经济效益非常显著。

秦皇岛33-3和33-4油田断层岩封油能力有效性

为了研究秦皇岛33-3和33-4油田油聚集与保存条件,在断层岩侧向封油机理及影响因素分析的基础上,通过建立断层岩排替压力预测方法,结合储层岩石排替压力和油藏剩余压力计算,对秦皇岛33-3和33-4油田明下段8条断层的断层岩排替压力及封油能力有效性进行了研究。结果表明:断层岩排替压力为0.006 0~0.043 8 MPa,储层岩石排替压力为0.003 4~0.009 4 MPa,前者大于后者,说明断层侧向上对油均是封闭的;断层岩与储层岩石排替压力之差略大于油藏剩余压力,断层封油能力有效,不会造成油通过断层岩侧向向外散失,有利于油在油藏内聚集与保存。研究成果可为成藏机理研究和油气勘探提供理论基础。

断层岩发生张性破裂所需压力预测及油田安全生产建议:以秦皇岛33-1南和33-2油田明下段控藏断裂为例

为了确保秦皇岛33-1南和33-2明下段油田的安全生产,在实测围岩抗压强度和区域应力场特征研究的基础上,采用把断层岩看作倾斜岩层,再与围岩对比的方法,建立了一套断层岩发生张性破裂所需压力的预测方法,并利用该方法对秦皇岛33-1南和33-2油田主要目的层——明下段控藏断裂断层岩发生张性破裂所需压力进行了预测.结果表明：秦皇岛33-1南和33-2油田明下段控藏断裂断层岩发生张性破裂所需压力为25.6-31.3MPa,平均为29.4MPa.如果油田开发过程中注水压力经过从注水井至断裂带压力损失后仍小于25.6-31.3MPa时,秦皇岛33-1南和33-2明下段油田可安全注水生产;否则将造成该油田中的断裂发生张性破裂,油沿断裂向上逸散至海底.