密闭取心技术在渤海油田的首次应用

为了研究渤海SZ36—1油田的油层水驱效果和水淹规律,进行了密闭取心作业。取心层位具有连通程度高、岩性疏松、含水率大等特点,取心难度大,研究利用选择合理的取心工具和取心钻头,优选泥浆体系,优化泥浆性能和井身结构,合理选择施工参数,顺利完成了取心作业,为SZ36—1油田调整方案的制定提供了有利的第一手资料,并且为以后渤海油田进行密闭取心作业提供了借鉴经验。     

水淹层测井识别方法研究及效果验证

油田在长期注水开发过程中,不仅储层孔隙空间结构发生变化,而且储层含油饱和度也发生了变化,形成了水淹层。水淹层的测井解释是油田开发的一个难题,经研究分析表明,油层水淹前后的测井响应特征不同,且从宏观沉积特征看,不同的沉积微相类型,其储层物性在水淹前后变化量也不同。据此,可以通过单井常规测井资料解释,或通过一些特殊测井资料与常规测井资料的综合分析来解释和识别水淹层,并依据对子井测井曲线特征研究、生产动态资料研究、密闭取心资料分析、沉积微相划分及多井综合评价等一系列技术对解释结果进行有效性验证,从而找到水淹层电性特征与含油饱和度及沉积特征的关系,达到准确解释水淹层的目的。     

萨北开发区井网加密后剩余油分布再认识

在北二西二类油层及三次加密新井完钻后,通过补绘和完善89个单元沉积相带图,结合动态分析、取心井资料和各类油层的水淹状况对储层砂体进行再认识,描述各类砂体的平面几何形态、组合关系及连通状况。对比分析加密前后的砂体分布变化,总结加密井网条件下各类砂体分布规律。综合分析剩余油分布特征,针对砂体微相形态,进行注采对应关系分析,提出相应的调整措施建议,对改善特高含水期油田开发效果具有重要的指导意义。     

渤海海域Z油田水驱开发储层物性变化规律

为研究海上稠油砂岩油藏水驱开发储层物性变化规律,以渤海海域Z油田为目标,利用多口密闭取心井资料,结合油田生产实际,从储层的黏土矿物、孔隙结构、储集孔渗及渗流特征等方面系统开展了水驱开发前后储层物性变化规律及机理研究.结果表明,经长期水驱开发,储层中黏土矿物总量呈减少趋势,其中高岭石含量降低,伊/蒙混层含量增加;岩石平均...     

复杂岩性油田油气层综合评价——以XX29-2油田为例

XX29-2油田为复杂岩性油田,在近物源快速沉积背景下,储层岩性、物性变化快,纵向上为多期砂体叠置,平面上砂体相变快,非均质严重。根据岩心观察、岩石薄片鉴定、扫描电镜等资料,首先对XX29-2油田基础资料丰富的层段进行岩性识别,再利用岩矿与测井的结合,识别出无岩心、壁心等资料的层段,最终识别出研究区的岩性。又因XX29-2油田储层岩电特征复杂,电阻率测井受岩性影响较大,单纯依靠测井曲线识别油层和储层亦较困难,首先通过压汞、孔渗等资料结合岩性和沉积相对储层分类,再参考岩性、测井资料确定界限层,接着合理选择界限层进行测试,最后结合核磁共振等资料,综合识别该区的油层和储层。这种识别储层和油层的方法为渤海油田在复杂岩性中识别储层和油层提供了技术借鉴。     

辽河滩海海南1块储层测井评价研究及应用

受研究区块地层沉积特征、钻井泥浆侵入、测井资料录取等诸因素影响,在辽河滩海海南1块测井评价过程中,利用电阻率测井识别油水层、准确计算含油饱和度等重要储层参数难度大。以海南1块油藏地质特征综合研究为基础,对录井、取心、分析化验、试油等资料进行深入分析,开展油层四性关系研究,建立有效储层测井解释标准及与地质模型相适应的储层参数测井解释模型。对储层进行测井精细解释评价,为储量参数确定及油藏评价奠定基础,取得了很好应用效果。     

利用常规测井资料识别砂岩储层大孔道方法研究

通过对测井原理、水淹层解释、大孔道形成机理的研究,总结大孔道形成后在测井曲线上的响应特征,并利用层次分析原理对各个因素综合分析,提出1个准确合理的综合参数,最终实现人机交互式识别大孔道,称之为大孔道参数法。将其应用到大庆喇嘛甸油田大孔道判别中,取得令人满意的结果,正确率达80%以上。结果表明:大孔道参数法识别大孔道是行之有效的。     

渤海海域新近系河流相砂岩储层描述技术

针对海上河流相砂岩油田单砂体厚度薄,井间储层横向变化快,纵向上油气水间互,平面上连通性差等特点,渤海通过十多年的不断探索和实践,发展完善了定量描述砂体展布的储层描述技术.该技术很大程度上解决了在海上探井井距大,井控程度低,取心资料较少等情况下的储层横向展布问题,并基于已钻井资料,总结出如何在探井之间寻找潜力砂体的经验.随着渤海越来越多的河流相油田投入开发,储层描述技术的可靠性也得到证实.大量实例证明,该技术是渤海油田新近系河流相砂岩储层预测与描述的有效技术手段,其思路和方法也可借鉴到类似地质背景下的河流相岩性油气藏评价.     

人工神经网络在闵北断块低阻油层识别上的应用

随着油气勘探程度的不断深化,非常规油气藏在油气勘探中不断被发现,在实际的勘探过程中低阻油层的储量和产量都在不断增加。低阻油层作为一种非常规储层,其含油性受多个因素影响。常规测井解释方法评价低阻油层有很大的困难。针对闵桥油田断裂构造错综复杂、油层低阻特征典型、测井解释难度大等特点,利用BP人工神经网络算法,对已知样本进行学习获得识别模式,并使用自编软件,成功识别了闵北断块阜宁组三段低阻油层。识别结果显示,该层新增油井8口,含油面积增加0.53 km2,新增石油地质储量23.62万t,经济效益显著;同时深化了对该断块油气分布规律与油藏类型的认识,理论意义重要。     

埕岛油田馆陶组油藏开发调整技术政策评价

埕岛油田进入综合调整阶段后,研究形成了一套基本的开发调整技术政策,并已在个别区块实施。通过对已实施区块的跟踪,对已有的开发调整技术政策进行了评价,认为层系细分能切实减小油层干扰,提高采油强度;井网加密后随着井距的缩小和井网形式的改变,注采对应率和水驱储量控制程度大幅提高;通过油井提液,单井产量得以明显提升;通过应用水平井,实现了储量的有效动用,提高了单井产能。综合分析认为现有的调整技术政策能够满足埕岛油田在该阶段高效开发的需求,也可以为后续区块及海上相似油田的的调整提供借鉴。     

绥中36．1油田注水井堵塞原因分析及对策

绥中36．1油田注水井注入压力普遍偏高,导致注水量下降,地层能量亏空,油田开发受到影响。注水井注入压力上升的主要原因是地层受到堵塞,此文从注水水质、储层敏感性和工艺措施三个方面分析了绥中36．1油田注水并堵塞的原因,提出了解除注水井堵塞的对策,并以D17井和E7井为例论述了氟硼酸体系对绥中36．1油田注水井解堵的有效性。     

埕北油田聚合物的筛选与性能评价

埕北油田具有原油黏度高、油层渗透能力强和非均质性严重等特点,水驱开发效果差,剩余油储量大。目前,埕北油田综合含水90%,采出程度30%左右,而生产平台工作时间已达到设计使用寿命,急需高效、快速的开发技术。针对埕北油藏地质、流体性质和开发现状,利用室内仪器检测和理论分析方法,开展了聚合物筛选和聚合物性能评价,利用模糊综合评判方法对聚合物进行了优选,推荐使用中国石油大庆炼化公司生产＂抗盐＂和＂超高＂部分水解聚丙烯酰胺。     

海上某油田防膨剂的筛选与评价

针对海上油田储层特点筛选黏土防膨剂,对控制储层水敏伤害和保障整个油田的持续高效开发有非常重要的意义。综合多种防膨剂评价方法的长处,采用静态与动态相结合的实验评价方法,筛选了适用于海上某油田注水开发的黏土防膨剂。对于优选出质量分数为1％的FP一3A黏土防膨剂,静态评价离心法防膨率为79．1％,X．射线衍射法防膨率为54．6％,膨胀仪法防膨率为80．7％,岩心线性膨胀率为0．73％,每100g静态吸附量0．29g;动态评价渗透率保留率大于70％,最佳注入浓度0．5％～1．0％,且渗透率波动范围小,防膨效果稳定且作用时间长,适于海上某油田注水开发应用。     

渤海油田中深层低阻油层测井特征及识别

渤海油田近些年来在中深层储层的勘探开发中发现了一定数量的低阻油层,不少此类油层经试油证实有较高的产能,一些油田低阻油层所占储量比重达到了60%以上,为提高低阻层的识别效果,迫切需要对低阻油层的成因和识别方法进行总结。在总结其他油田类似储层评价经验的基础上,以测井、录井、岩心实验分析及DST测试等资料为依据,分析了渤海地区常见低阻油层的测井响应特征及对应的识别方法。研究结果表明:孔隙结构复杂、高矿化度泥浆侵入、地层水矿化度变化等是形成渤海地区中深层低阻油层的主要原因,采用常规测井技术、录井技术和核磁共振、阵列声波等技术组合可以较好地进行低阻油层的识别。     

基于改进模糊综合-指数平滑法的地下水水质评价和预测

地下水水质评价是进行地下水资源开发、管理的基础,地下水水质预测是对未来的地下水水质变化趋势进行预报,可为地下水污染防治提供科学的依据。在模糊综合评价中,分别采用聚类权法、加权平均算子和级别特征值法,对传统方法的权重确定、算子选择和结果向量分析等关键环节进行改进;在指数平滑预测中,根据拟合结果确定指数平滑的类型,采用试算法选取权系数,并应用于大沽河地下水源地水质评价和预测。评价结果表明,改进的模糊综合评价可解决传统方法的不适性问题,可根据级别特征值比较评价等级相等的水质,更具实用性和合理性;预测结果表明,李戈庄采区和仁兆-朴木采区未来十年水质将持续恶化,且通过卡方检验分析2016-2017年预测的误差,验证了预测方法的有效性。     

南海西北部莺歌海盆地WHJM36-9气田的储集性和流体特征

WHJM36-9构造位于莺歌海盆地中央泥底辟构造带的东南端,该构造是在红河断裂右旋走滑运动所派生的东西拉张应力下形成的近南北向泥底辟伴生构造,WHJM36-9气田即位于该构造上,属于一个由背斜和断层控制为主的构造型浅层气藏。气田各层构造高点基本重合,但深部构造幅度明显大于浅层;气田储层主要为第四系乐东组(QpL)和新近系上新统莺歌海组一段(N2Y1),其岩性主要为中细砂岩—泥质粉砂岩。通过对气田岩心物性分析及地质综合评价,第四系乐东组一段储层属高孔高渗—中低渗类型,乐东组二、三段及上新统莺歌海组一段属高孔中渗的储层类型,该区的低阻气层则主要属高孔中低渗储层类型;气田天然气中烃类以CH4为主,C2以上组分含量较少(0.49%~2.71%),属高熟干气藏;乐东组和莺一段地层水分别为CaCl2和NaHCO3水型;气田各气组具有不同的压力和气水系统,为正常压力系统。     

静态地质模型不确定性定量评价技术应用

针对海外某区块三个已发现油藏无论是储层砂体规模还是储层物性均存在较强的非均质性的地质特点,以该区块A油藏为例,详细阐述了定量评价静态地质模型不确定性的技术流程和研究方法,包括关键不确定性变量分析、实验设计、储量风险评价以及模型优选,为类似油气田静态模型不确定性评价提供了一定的借鉴意义.     

海上特稠油油田复杂油水界面模型定量表征

针对海上特稠油油田复杂油水界面在地质建模及数值模拟过程中的表征,提出一种非平衡输入建立饱和度场的等效方法。该方法通过油水界面三维分布模拟、油水分区属性场构建及含水饱和度模拟等构建准确表征复杂油水分布特征的含水饱和度场,利用该含水饱和度场替代油水界面,实现地质模型中储量拟合及油藏数值模拟模型中复杂油水界面的定义。在渤海LD油田,利用该方法解决了地质建模及数值模拟过程中复杂油水界面表征难题,为油田开发方案研究奠定了模型基础,同时也可为其他类似油田研究提供借鉴。