弱凝胶体系地层流体转向技术在海上稠油油田的应用

稠油油田注水开发过程中,受不利流度比和非均质性的影响,注入水沿高渗层突进,造成油井暴性水淹,严重影响水驱开发效果。针对海上稠油油田的开发特点和存在问题,对弱凝胶体系的适用性进行了分析,对影响凝胶体系调驱的关键参数进行了优化。结果表明,原油黏度影响弱凝胶调驱效果,随着黏度的增大调驱效果有变差趋势。在含水率40％以后,注入时机越晚,调驱效果越差。注入量越大,调驱效果越好,在实际生产过程中考虑注入能力和经济因素应采取合理的注入量。先导性弱凝胶试验的成功,为海上稠油油田的稳油控水工作指明了方向。     

储层预测技术在渤海W油田的综合应用

近几年,新近系砂岩油藏的开发已经成为渤海油田实现增储上产的重要保障.此类油田沉积类型主要属于河流相和浅水三角洲相,砂岩具有分布范围有限,单层厚度薄,纵向上泥岩隔夹层比较发育,横向上物性变化快,油水界面受构造和岩性边界双重因素控制等特点.为了规避这些因素给油田开发方案设计和井位优化尤其是水平井实施带来的风险,在W油田开发过程中综合应用层位精细标定、高频拓展处理、叠前多参数同步反演和属性约束储层参数预测技术,实现了储层精细描述,准确地认识了储层的响应特征、几何形态和隔夹层发育情况,对储层的物性和含油气性也有了较可靠的预测.这一技术体系的研究成果为W油田的科学高效开发提供了重要保障.     

渤海海域湖相碳酸盐岩储层研究方法——以XX油田深层生屑云岩为例

针对海上碳酸盐岩油田开发难点及面临的挑战,以XX油田深层碳酸盐岩油藏的ODP实施为例,提出了深层生屑云岩储层预测方法。通过古地貌及碳酸盐岩沉积模式综合研究,建立深层碳酸盐岩油藏、窄薄储层的配套研究技术,并在该技术的指导下成功完成对XX深层碳酸盐岩油田的储层预测。实践证明该研究方法可以很好地指导深层碳酸盐岩储层研究,对于类似油田的开发具有借鉴意义。     

渤海海域旅大油田储层展布特征新认识

渤海海域旅大油田油水井注采实践表明,北东—北北东方向注采井网为优势受效方向,这与储层砂体呈北西—南东向展布的以往认识相矛盾。具右旋走滑性质的辽西一号断层由分段的弧形断层相接而成,构造转换带控制了油田储层展布,这一认识获得了地震属性、重矿物分析的支持。重新编制了主要油组的沉积体系图。旅大油田的储层展布方向为北东—北北东向,这一新认识对储层精细描述、水淹规律分析及剩余油挖潜等具有一定指导意义。     

渤中13—1油田薄层生屑云岩分布特征及成因分析

渤中13—1油田古近系沙河街组沙一段顶部发育一套薄层生屑云岩油气藏。由于该储层具有厚度薄、埋藏深、横向变化快、预测难度大等特点,给油田钻探部署带来了极大的困难。运用类比分析及相控储层预测技术,对薄层生屑云岩的分布特征和成因进行了系统分析,并预测生屑云岩储层有利区带,优化钻前井位部署。经钻探证实均获良好效果,钻探成功率达100％,经投产测试均获高产油气流,为相似油藏的开发部署提供了良好的借鉴和指导作用。