海上油田开发中后期砂岩储层构型剖析与表征

在油田开发中后期,砂层组或小层级别的砂岩储层内部构型剖析与表征逐渐成为储层研究的重点。在少井条件下充分挖掘地震资料信息,建立储层内部结构特征的地震响应关系,发展“以地震信息为导向,井震联合”的方法,成为海上油田储层构型研究的有效途径。通过井点处曲线形态、砂体厚度、垂向高程差异等信息对砂体期次的刻画,以及结构类敏感地震属性对砂体边界的预测,开展复合砂体的垂向分期与侧向划界,能够实现储层构型的剖析。结合海上油田的资料基础和开发特点,形成一套储层构型的结构和成因表征方法：分析沉积类型及其对砂体展布的控制机理,构建沉积模式;优选敏感地震属性,预测储层内部结构;标定井震资料的地质含义并转化为合理参数;综合多信息编制地质图件。     

海上油田平台溢油风险分析——以秦皇岛32-6油田工程为例

海上油田开发由于涉及石油和天然气等易燃易爆产品,加之油田开发工艺、设备运行的复杂,对溢油事故风险分析与措施管理提出了较高的要求。文章以秦皇岛32-6油田工程为例,对油田建设和生产阶段的溢油风险因素、事故发生概率进行了分析,并提出了预防管理措施,以期为海上油田环境保护管理与应急措施的制定提供技术支持和决策保障。     

海上油田平台溢油风险分析--以秦皇岛32-6油田工程为例

海上油田开发由于涉及石油和天然气等易燃易爆产品,加之油田开发工艺、设备运行的复杂,对溢油事故风险分析与措施管理提出了较高的要求。文章以秦皇岛32-6油田工程为例,对油田建设和生产阶段的溢油风险因素、事故发生概率进行了分析,并提出了预防管理措施,以期为海上油田环境保护管理与应急措施的制定提供技术支持和决策保障。     

河流相储层研究方法对油田开发的影响——以渤海海域BZ油田储层A研究为例

河道砂体是渤海湾海域主力储层类型,储层分布和连通性的刻画对油藏管理和挖潜有重要的指导作用。从渤海BZ油田动态资料入手,发现主力储层A的先前地质认识无法解释生产井的动态差异,通过进一步开展精细等时地层对比,识别出储层A发育三期叠置河道,具有两套油水系统;采用等时地层切片方法,进一步证实储层A具有非均质性,发育两种典型的河道砂体叠置关系：“孤立型”和“桥接型”。综合应用精细地层对比、地层切片技术和动态资料,能够获取储层展布和连通性、油水分布规律的新认识,为河流相储层开发提供可靠的地质依据,有效地指导油藏生产和井网方案的调整。     

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。     

海上油田注聚合物时机研究及现场应用

海上油田开发受到平台寿命的限制,为了在有限的平台寿命期内尽可能多的采出原油,对合理注聚合物时机的研究非常必要。利用平面物理模型实验以及数值模拟方法对不同注聚合物时机的聚合物驱油效果进行了研究。物理模型实验研究结果显示,对于生产时间足够长的油田,不同时机注聚合物,其最终采收率以及聚合物驱与水驱相比采收率增幅的差别不大,而对于生产时间有限的油田,应适当提早注聚合物。数值模拟研究结果显示,海上油田早期注聚合物能够获得更高的采收率增幅、吨聚合物增油及收益。基于实验及数值模拟研究结论及认识,在A油田A井组开展了早期注聚合物现场试验,并取得了初步成效。     

渤海浅层油田储层预测研究——以B2油田为例

针对新近系明化镇组的油田地层较浅、地层反射结构相对简单的地质特点,如何充分挖掘地震资料中蕴含的丰富信息,并加以综合分析和利用,以满足不断增长的对于储层预测及含油气性预测的需求。通过一个储层预测实例表明,利用地震属性综合分析技术,可以较好地解决沉积相划分、储层预测、含油气判别等方面的地质问题。     

海上复杂卫星断块油田开发实践与认识——以JZ油田东区为例

JZ油田东区是JZ油田的卫星区块,具有典型复杂断块的特征。针对研究区构造复杂、储量风险大及海上开发成本高等特点,运用勘探思维,深入研究油源、疏导体系及储盖组合等成藏条件,明确提出该区的成藏模式,并确定了油田滚动开发的思路。在油田开发的过程中,结合地震、电测及油藏数值模拟等手段,对研究区开展了多轮次的精细地质油藏一体化研究,使油田开发取得了较好的效果。     

海上复杂断块油田储层流动单元研究与应用——以北部湾A油田A1/A5断块为例

开展海上复杂断块油田储层流动单元研究对刻画储层连通程度、剩余油的分布情况有着十分重要的实际意义。以北部湾A油田A1/A5断块为例,首先对复合砂体内单砂体的识别来建立流动单元研究的精细地质格架,然后结合断层封闭性、隔夹层分布、砂体接触关系所形成的渗流屏障进行流动单元划分。利用主成分分析和相关性分析的方法进行参数优选,确定孔隙度、泥质含量、渗流系数作为研究区流动单元分类的主要参数,并通过神经网络聚类分析将流动单元分为3类。在单井、剖面、平面流动单元展布研究的基础上,运用截断高斯模拟方法建立流动单元三维地质模型。结果表明:Ⅰ类流动单元具有最好的储渗能力,所钻油井累计产量比较高,但分布范围局限,成土豆状分布于水下分流河道中心部分;Ⅱ类分布范围最广,储渗能力较好,分布在水下分流河道微相中,剩余油分布较多,通过调整挖潜可以开发其生产潜力;Ⅲ类大多成条带状分布,主要位于水下溢岸砂沉积部位,储渗能力最差,产量很低,其开发潜力也比较差。     

流动单元研究在乌石A油田扇三角洲沉积体系复杂储层的应用

乌石A油田为近年来在南海西部盆地新发现的油田之一,主要发育近源扇三角洲沉积体系,通过评价井产能测试和测压取资料表现出研究区储层渗流特征复杂,产能与测井解释储层物性相关性差,常规方法无法准确表征储层渗流特征。针对海上油田资料较匮乏的特点,应用流动单元研究思路,以微观孔隙结构特征分类为基础划分流动单元,总结归纳各类流动单元的微观与宏观特点,提出以分选性、电性、孔隙度3参数在全区范围内划分流动单元以及评价其产能,评价结果与实测结果吻合度较高,目前来看此方法能准确评价此类复杂储层,有效指导该油田后期开发部署。     

基于岩性精细识别基础上的砂砾岩储层研究——以渤海CFD油田为例

砂砾岩体多位于陡坡带,具有纵向厚度大,粒径粗,泥岩不发育,岩相变化快,储层非均质强等特点。储层评价存在一定的困难,特别在海上油田探井较少、各项资料缺少、可类比油田较少的情况下,更增加了精细研究该类储层的难度。以渤海CFD油田的岩心、壁心、薄片、粒度、测井等资料为基础,通过岩矿与测井结合的研究,提出一套岩性判别模式,从而精确识别出储层段岩性。通过孔隙类型、孔隙结构、物性等微观特征描述,分析了沉积微相、岩性与物性的关系,指出本研究区储层物性的主控因素是岩性,从而确定了井点的优势储层。以层序地层格架为基础,井震结合,提取地震属性,在相控模式的指导下,预测出平面储层分布。这种由点到面的研究思路,为油田开发方案的合理编制提供了较为详实的地质基础。同时,为相似地质条件和资料基础的巨厚储层精细描述提供了技术和方法借鉴。     

PVDF管式超滤膜在低渗油田水处理中的研究及应用——以江苏台兴油田为例

根据低渗油田和特低渗油田的特点,研制出PVDF管式超滤膜,开展室内基础研究,并在江苏台兴油田进行中试和大规模的现场试验。经过处理后,水质标准达到油田回注水A1标准（SY／T5329-1994）,满足了低渗油田和特低渗油田的注水要求。     

曲流河储层展布特征——以渤海P油田为例

针对研究区曲流河储层横向变化快,井少难以控制横向展布的问题,充分应用地震属性对曲流河河道的约束能力,在沉积模式指导下,应用井-震结合研究该区储层展布规律。通过井与平面地震属性结合研究河道的展布方向及规律,利用连井剖面与地震属性剖面结合认识河道边界,进而掌握了曲流河河道在平面展布和纵向上叠合规律,明确了该区主力储层的发育特征,有效解决了井少条件下难以控制储层横向变化的问题,研究成果有效支撑了该区的开发井部署。     

长周期基准面下降半旋回内浅水三角洲沉积演化规律及其在开发中的应用——以渤海A油田明下段为例

渤海盆地明下段广泛发育浅水三角洲沉积,基于高分辨率层序地层学方法研究其平面发育形态和纵向演化规律,发现在长周期下降半旋回内部早、中、晚期,浅水三角洲平面展布形态依次为坨状、朵叶状和鸟足状。井间对比结果显示,在纵向上早期湖浪作用强,浅水三角洲前缘砂体间相对孤立、连通性差,但砂体内部物性好;中期分支河道间以侧向叠置为主;晚期河道则以垂向叠加为主。浅水三角洲前缘砂体垂向演化规律,主要受沉积物供给速率和可容空间的相对变化所控制。通过滚动勘探开发,有效地预测了储层砂体展布,而在单砂体水平井开发过程中,浅水三角洲的平面展布形态和纵向叠置关系也影响了水平井的砂岩钻遇率。统计结果表明坨状浅水三角洲水平井砂岩钻遇率最高,为84.0%;鸟足状次之,为81.5%;朵叶状由于河道侧向摆动,钻遇率最低,为72.6%。     

储层物性影响因素及注水开发后的变化——以辽东湾坳陷Z油田为例

为摸清研究区储层长期注水开发后物性定量变化规律,以辽东湾坳陷Z油田东二下段三角洲前缘储层密闭取心为研究对象,综合利用岩矿分析、扫描电镜、X衍射、扫描伽马、常规物性、测井水淹解释等资料,从储层物性影响因素入手,系统研究了不同成因类型、不同渗透率储层水驱前后渗透率的变化规律,量化了不同水淹程度储层渗透率的变化幅度。研究结果表明：研究区储层物性的主要影响因素是黏土矿物和孔喉结构,二者与储层原始物性的大小息息相关,且在注水开发后两因素均发生了明显变化并导致渗透率的改变;黏土矿物含量与储层原始渗透率呈负相关的幂函数关系,黏土矿物含量越大,储层原始渗透率越低;孔喉大小与储层原始渗透率呈正相关关系,孔喉半径平均值、孔喉半径中值越大,储层原始渗透率越高;随着注水冲刷程度的加强,黏土矿物含量逐渐降低,而孔喉半径分布趋向于均匀化,且有增大趋势。黏土矿物和孔喉结构两者的变化导致储层渗透率随着水淹程度的加强整体上呈现增大的趋势,渗透率分布主值区向右移动,高值渗透率比例增加,低值渗透率比例减小。此外,笔者归纳总结了砂体成因类型相同、岩心扫描伽马值相近、渗透率级别相同的储层岩样在低、中、强水淹程度相对于未水淹岩心的渗透率变化量,详细分析了渗透率不同变化的原因及其对剩余油分布的影响。该研究为油田中后期剩余油精细描述提供了新思路,对油田高含水期深入挖潜、高效开发具有指导作用。     

古海相致密碳酸盐岩储层描述技术——以川东南涪陵南部地区飞仙关组三段鲕粒灰岩为例

针对涪陵南部低钻探程度区,以层序地层、沉积相等研究为主,地震参数为辅的技术思路开展储层描述。基础研究表明,涪陵南部地区与鄂西渝东建南地区处于同一个缓坡高能沉积相带内。利用层系地层学建立飞三段鲕滩发育模式,结合前人对飞三段鲕滩储层响应特征描述、建南地区jian35井飞三段鲕滩储层地震响应特征分析及模型正演,开展研究区飞三段鲕滩储层响应特征分析,总结出涪陵南部飞三段鲕滩储层具有叠置迁移的“亮点”响应特征。进一步结合地震相、地震属性及地震反演,落实出涪陵南部飞三段鲕滩储层有利分布区。     

湖相白云岩储层研究——以渤海油田为例

以渤海湾几个发现白云岩的油田为例,结合白云岩的几种主要成因理论,从岩性特征、测井曲线形态、薄片鉴定、岩石成因方面对渤海湖相白云岩进行分析研究,研究表明白云岩分布受气候和古地貌控制。根据湖平面变化和古地貌,结合沉积环境、地震,利用层拉平技术探讨了白云岩的分布特征。     

水下扇储层沉积微相建模--以濮城油田沙三中亚段油藏为例

储层沉积微相是影响储层非均质性的重要因素之一,准确预测储层沉积微相分布对认识储层非均质性、提高油田油气采收率具有重要意义.储层随机建模方法具有很强的地质适用性,合理选择随机建模方法能够有效提高模型精度.以东濮凹陷濮城油田沙三中亚段6-10水下扇油藏为例,由于水下扇沉积储层微相具有几何构型及空间分布复杂的特点,选择序贯指示建模可以对不同微相采用不同变差函数来表征其空间分布结构特征,从而再现储层微相复杂的空间分布.通过定义沟道吻合程度参数Mat对模拟实现进行检验,抽稀井沟道吻合程度参数Mat平均值达到84.7%,表明建模结果具有较高的准确度.序贯指示建模适合于建立水下扇储层沉积微相模型.     

利用压汞资料进行低渗储层孔隙结构特征分析——以Wll-7油田流沙港组三段储层为例

储层孔隙结构是影响低渗储层微观孔隙内流体运移与聚集的主要因素,决定了储层的优劣。以w11－7油田流沙港组三段储层为例,应用压汞资料定性与定量研究储层孔隙结构特征。研究结果表明,孔隙结构分为三类,总体上具有“喉道细、分选差、连通性差”的特点,这种较差的孔隙结构发育特征是造成储层呈低渗一特低渗的核心因素。在此基础上应用多元判别方法优选出排驱压力、中值压力、最大孔喉半径、孔喉半径均值、分选系数五类孔隙结构分类评价参数,并结合常规物性将储层分为三类,其中Ⅱ、Ⅲ类是广为发育的储层。