大港油田埕海低断阶沙河街组油气藏类型及主控因素分析

埕海低断阶区岩性-构造油气藏发育广泛,沙河街组是该区勘探开发的重点。对埕海低断阶区沙河街组油气藏基本特征进行研究,分析其成藏主控因素,从而指导油气勘探。埕海低断阶区沙河街组油气藏平面上主要分布在zh28x2、chh35、chh36等区块。其中南部以断块构造油气藏为主;而北部为构造控制下的岩性油气藏发育区。在层位上,纵向上主力油藏分布在沙二段,为层状构造油藏。沙二下油藏由于砂层厚,横向分布较稳定,属异常高压层状构造油气藏。研究认为,断层、不整合面、异常压力、砂体共同作用形成的油气复式疏导体系是控制油气成藏的关键因素。断层对油气的运移和聚集具有明显的作用。优质烃源岩为油气成藏提供了良好物质基础。断层作为油气的运移通道,控制着油气的运移;同时,断层也控制着圈闭的形成,从而控制着油气的聚集。异常压力也为油气的运移提供了重要保障。

大港油田防偏磨、防腐蚀技术的应用及效果分析

大港油田油井的六种类型的短周期躺井中,因杆、管、井下工具造成的躺井经过更换治理基本达到了长周期生产,而偏磨、砂、腐蚀的因素造成的短周期井,治理难度较大,本文主要介绍防偏磨、防腐蚀技术,大港油田此技术的应用和效果分析来解决此问题。

板桥油田挥发油藏递减规律研究及控递减技术对策

板桥油田为复杂断块油藏,构造破碎,发育多套挥发油藏,生产特征主要表现为:(1)油气井自喷能力强,初期高产,油气同出;(2)压力下降快,产量递减大:压力下降速度1.24 MPa/月,地层压力下降20%时,油井面临停喷;(3)注水开发适应性差:受构造储层影响,井组多为1注1采,水驱方向单一。同时常规注水困难,70%需使用增注泵注水。砂体条带状分布,注采井网平行于主应力方向,注水见效有效期短,注入水易水窜。通过对挥发油藏产量递减原因及规律分析,提出相应的产量控递减技术对策。

陆海一体化打造滩浅海油气开发“大港品牌”

当前,加大油气资源勘探开发和增储上产力度,已成为深入推进能源革命、确保我国能源安全的重要举措。大港油田以滩浅海油气资源开发为着力点,坚持“自主研究、自主设计、自主建造、自主运营”的总体工作思路,科学谋划,统筹协调陆海资源,制定先滩涂、后浅海“两步走”开发战略,通过创新构建“人工岛+海洋平台”的陆海一体化模式,有效破解了开发技术、项目建设和运营管理三大难题,成功打造了滩浅海油气资源效益开发“大港品牌”,实现了滩浅海油气开发“从0到1”的突破,为我国滩浅海油气资源开发提供了可借鉴、可复制、可推广的经验模式。

用好“红、黑、白”三张牌,扎实推进采油厂安全监督

多年来,大港油田第四采油厂HSE监督工作站紧密结合采油厂生产经营实际,在深化安全生产监督工作过程中,为让安全制度真正落实到现场,通过坚持问题导向,用好“红、黑、白”三张牌扎实推进全员安全生产监督工作,这不仅让安全监督的工作方式更加接地气,而且不断创新载体,持续丰富内涵,注重提升实效,丰富和健全了安全生产分级监督体系,为维护职工生命健康权益,促进企业安全发展做出了卓有成效的贡献。

进一步加强采油厂一线作业区安全管理与监督工作的措施

一线作业区是关系到油田生产经营效益最基础的细胞,因此做好基层一线的安全管理与监督工作至关重要。在当期油田深化改革促发展的新形势下,如何进一步做好安全生产的管理、监督、指导、服务工作更是需要重点关注。基于此,本文结合一线作业区生产实际,从制度、人员、设备等几个方面阐述了如何依据油田一线作业区生产特点进一步确保安全管理与监督工作有效性的措施,从而为企业安全生产全方位保驾护航。

录井资料在王集油田西南缘压裂选层中的应用

泌阳凹陷王集油田西南缘储集层物性总体较差,部分储集层必须经过压裂改造才能获得工业油流。由于该区岩电关系、油水关系复杂,部分储集层改造后并未获得工业油流,因而准确选择压裂改造层是避免无效压裂、提高储集层压裂改造成功率的关键。通过对该区录井、试油资料的统计分析,提出了选择压裂改造层的岩性、含油级别和气测、岩石热解地化条件;同时,通过对大量交会图板的统计分析,分别提出了适用于该区H3Ⅰ-H3Ⅳ油层组和H3Ⅴ-H3Ⅶ油层组选择压裂改造层的地化-气测一体化解释评价图板。实例分析表明,综合应用上述方法可确保准确、可靠选择压裂改造层,为实现王集油田西南缘石油的有效开发提供技术支撑。

小井距提高低渗透油藏采收率方案优化研究——以胜利油田桩74-10-2井区为例

胜利油田桩74-10-2井区是特低渗透构造岩性油藏,在开发过程中,由于注采井距大,导致油层压降大,油井供液不足,单井产能低,注水效果不明显,开发效果较差。对该井区进行了调整方案研究,共提出了4个调整方案。结果表明,使用方案2,即当井网的井排方向与主裂缝方向错开45°角左右,井距在140～200m,注采比为1.0～1.1,压力水平保持在25.00～28.00MPa之间时,采收率可以达到28%以上。使用投资回收期法对各调整方案进行经济评价,结果表明调整方案2的投资回收期为4.33年,投资回收时间最短,经济上最合算。因而确定调整方案2为最终选择应用的方案。

板桥油田特高含水期水平井CO2吞吐参数优化及实施

目前板桥油田板14-1断块油藏含水率98.1%,采出程度10.93%,常规控水稳油技术已无法解决油藏含水高、产能低、经济效益差的问题。和常规控水增油技术相比,CO2吞吐压锥具有工艺简单、施工周期短、成功率较高等优势。采用数值模拟技术研究了CO2吞吐降水增油机理,并在此基础上,优化了CO2吞吐工艺参数,确定了油藏水平井CO2吞吐最优工艺方案。在方案优选基础上,现场实施了CO2吞吐方案。研究结果显示,CO2吞吐通过气驱压锥,萃取原油中间组分,降低原油黏度机理实现了特高含水期水平井控水增油;通过对比不同工艺参数下单井累计增油量及换油率,CO2的最优注入量为600t、注入速度4.0t/h、焖井时间17d、产液量16m^3/d、吞吐轮次2个。45H井现场先导试验显示,45H井产液量为12m^3/d,含水率由98.1%降低至62.5%,产油量由1.6m^3/d上升至4.73m^3/d,CO2吞吐控制底水锥进、降低油井含水率和恢复产能效果明显。研究表明,水平井CO2吞吐对板桥油田同类油藏具有较好的适应性和应用推广前景。

过套管四中子测井新技术在油气田开发中的应用

四中子测井是新型过套管测井方法,用同位素化学源向地层发射快中子,通过长短源距双探测器分别记录中子-中子、中子-伽马计数率,利用双物理过程中探测到的信息,计算地层的泥质含量、孔隙度、含油气饱和度等物理信息,据此可以准确评价套后储层物性特征以及剩余油分布状况。介绍四中子测井原理和解释方法,及在油气田开发中的应用实例。实践证明,该技术在复杂结构井储层评价、老井剩余油评价、气层识别、以及水淹层分析等方面具有较好的应用效果。

侧钻尾管固井技术在锦州油田的应用

目前国内各油气田套管开窗侧钻井的应用越来越普遍,但对其尾管固井技术的总结还较少。笔者在研究锦州油田常用侧钻尾管固井工艺原理的基础上,着重探讨了其质量控制的关键点,并通过一个实例总结了侧钻尾管固井技术的注意事项和技术优势。

扇三角洲前缘砂体储集构型解剖:以长芦油田沙三段为例

长芦油田沙三段沉积背景为扇三角洲前缘沉积体系,砂体连通程度低,注水开发效果差。应用岩心、测井以及动态资料,在沉积微相研究的基础上,分析了扇三角洲前缘砂体的储层构型单元特征,明确了构型的分级系统,开展了单期复合砂体(5级)和单一砂体(4级)的构型解剖。分析了扇三角洲前缘储层对注水井网、井距以及开发效果的影响,研究成果与生产动态响应特征进行了验证,取得了较好的增油效果,储层构型单元研究对提高油田开发效果和最终采收率具有重要意义。

优势渗流层段测井评价及应用

有效识别砂岩油藏长期注水开发形成的优势渗流通道,是现阶段老油田提高采收率急需解决的难点之一。已有研究中有关优势渗流通道的识别方法,多是基于井间或井组间的动态监测,或者利用动态与静态资料相结合,通过复杂的算法模型来评价和预测。本文针对目标砂体本身较强的非均质性以及长期注水开发的改造,储层的渗透性与孔隙度相关性差,而主要受控于孔隙结构的储层特征,通过分析优势渗流层段形成的微观机理和主导因素,将储层微观孔隙结构变化及宏观非均质程度作为两大评定因素,构建优势渗流层段综合评价指数,进而建立两大因素的测井表征方法,逐步实现基于核磁共振测井与常规测井资料的优势渗流层段识别与评价。将研究区39口井分别进行优势渗流指数处理计算,通过与实际实施井的对比,发现冲刷较强,水淹程度较高的砂体部位,S d指数都达到20以上,因此确定S d≥20即为优势渗流层段。该指标对区域优势渗流层段的识别精度可达73%。

埕海油田馆陶组水平井随钻曲线物性反演研究

大港滩海地区埕海油田馆陶组为底水稠油油藏,采用水平井开发,其测井系列全部为随钻测井,电测曲线仅有自然伽马和电阻率,缺乏物性曲线,影响了油藏描述工作中剩余油分布预测,导致后期调整开发方向不明确、产能建设实施风险大,严重制约了馆陶组的高效开发。针对上述难题,开展了随钻条件下测井曲线物性反演研究,首先采用直方图平移法,以顶部稳定发育的泥岩为标准,对钻遇本层位的探井及评价井测井曲线进行校正;其次开展物性敏感曲线分析,通过分析自然伽马、电阻率曲线与物性的相关性,优选自然伽马为模拟储集层物性的曲线。在此基础上,开展储集层孔渗反演,将自然伽马与孔隙度、渗透率交会,在多项式相关系数研究前提下,采用分段式交会法进行相关性研究,通过提高孔渗反演精度,确定孔隙度反演公式,使相关性得到提升,r^(2)达到0.9以上,反演孔隙度平均相对误差在5%以内,反演渗透率全部在同一数量级范围内。采用此储集层物性表征技术,对埕海油田12口水平井进行反演,准确率达到94%以上。

塘沽油田湖相泥质白云岩含油气影响因素分析与实践

湖相白云岩在我国东部泌阳凹陷古近系核桃园组、酒西坳陷白垩统下沟组和西部古—中生界准噶尔盆地二叠系风城组均已形成工业化油气开发,预示国内该类储层良好评价前景。塘沽油田在始新统—渐新统沙河街组三段五亚段湖相泥质白云岩储层取得油气勘探新发现,储层由泥质白云岩与白云质泥岩呈纹层不等厚交互构成,室内分析化验证实为弱还原半深水湖相沉积,具有裂缝与基质双重孔隙介质的特点,微介孔率在50%以上,为新型纳米级非常规碳酸盐储层。以该类油藏岩芯观察及试油试采资料为基础,借助于薄片鉴定、x射线衍射分析、扫描电镜分析、物性分析、压汞分析及氮气低温吸附测试等技术手段,对该类特殊岩性油藏的含油气影响因素进行探讨。研究结果表明塘沽油田沙河街组三段五亚段泥质白云岩含油性影响因素与成岩矿物组分及发育,储集空问及类型,微裂缝发育,异常超压空间展布等密切相关,所总结的湖相泥质白云岩储层含油气性综合评价方法对我国该类非常规油藏开发具有重要意义。

羊二庄油田河流相储层流动单元研究

针对羊二庄油田河流相储层横向变化快、非均质性强的特点，通过对储层内细分流动单元进行研究，建立流动单元空间模型，对岩石中的流体以及岩石流体相互作用下的渗流特征（实际流体的流动性能）进行综合评价，实现了流动单元对剩余油宏观控制作用的定量评价，使剩余油分布与预测研究更加准确。以储层流动单元的研究成果为基础，对羊二庄油田展开综合调整的工作，有效提高了其开发效果。

大港板南地区滩坝砂体油藏储层预测技术研究

大港板南地区广泛发育湖泊滩坝砂体油藏,储层物性好,油气产量高,近些年来已经成为采油厂一种重要的开发类型。然而由于滩坝砂体横向变化大、单层厚度薄、预测难度大等特点,导致其有效储层预测难度大。基于此,本文根据根据含油气砂层的地震响应特征,建立地震地质模型,结合钻井、测井和动静态资料采用井震全信息约束反演技术对井间砂体变化进行有效预测,并根据实施效果不断循环修正完善储层模型,预测精度达到3-5米,为井位部署提供了可靠依据,形成了一套适用于板南地区的滩坝砂体储层预测技术。

静态参数对板桥油田板南断块CO_(2)吞吐效果影响研究

为改善板桥油田板南断块产能低、含水较高、采出程度低和地层能量不足等问题,2018年12月对板14-1断块水平井45 H实施CO2吞吐技术,降水增油效果明显。为了在板南断块推广该技术,进行静态参数对CO2吞吐效果影响研究。根据板南断块的地质特征,运用油藏数值模拟方法,通过对比不同静态参数下单井累计增油量和换油率,开展储层孔隙度、渗透率、地层原油黏度、水平井长度及避水高度对水平井二氧化碳吞吐效果的影响研究。结果表明,地层原油黏度及水平井避水高度对底水能量活跃的常规稠油油藏CO2吞吐效果影响较大,储层孔隙度、渗透率和水平井长度的影响较小。对于板南断块,适宜进行CO2吞吐的区块孔隙度为30%~35%,渗透率(1 300~1 900)×10^-3μm^2,地层原油黏度50~65 mPas,水平井长度200~230 m及水平井避水高度4~6 m。

塘沽油田沙河街组S_3~5亚段致密储层特征及含油性研究

通过薄片鉴定、x射线衍射分析、扫描电镜分析、物性分析、压汞数据分析等技术手段,系统剖析了S_3~5亚段致密储层的储集空间类型,探讨了储集空间成因及控制因素。研究区岩心室内分析化验结果证实为弱还原半深水湖相沉积,具有裂缝与基质双重孔隙介质的特点,为新型纳米级非常规碳酸盐储层。分析认为S_3~5亚段致密储层含油性主要受构造、沉积、成岩矿物组分、储集空间类型和异常超压等因素综合影响。

板桥油田板深1501井组油藏增能吞吐方案设计研究

针对板桥油田板深1501井组高压低渗造成注水困难,剩余储量难以有效挖掘的问题,开展了增能吞吐采油技术研究,通过实施针对性的增能吞吐设计方案可以有效提高该井组的原油采收率。