浅水三角洲储层具有砂泥多期叠置薄互层、横向变化快的特点,开发过程中往往波及系数低,水驱效果差.本文在谢尔卡乔夫波及系数公式的基础上,针对浅水三角洲储层沉积特点,加入薄互层分布比例和砂体几何形状因素的影响,对波及系数进行定量化修正.利用此公式指导油田开发调整中的层系划分、井距优化,显著提高了该类油藏的波及系数,该评价方法在渤海湾PL油田开发调整中取得良好效果,实践证明基于纵向薄互层分布比例和砂体分布因素的波及系数定量化分析,有助于该类油藏开发政策及技术界限的制定.
储层非均质性是影响油气分布和后期挖掘剩余油的重要因素之一.综合利用测录井、岩心等资料,分析靖边油田新城区三角洲前缘有利沉积相带储层非均质变化规律及其影响因素.结果表明:长6段储层非均质主要表现为单砂体非均质和砂体结构非均质.单砂体非均质主要有正韵律和反韵律非均质,对应于水下分流河道和河口坝沉积微相;砂体结构非均质分为块状叠合箱型、叠合箱型、叠合椭圆型、叠合漏斗型等四种类型.砂体结构影响着油水分布,油藏主体以复合叠置砂体结构为主,边部为孤立性砂体,纵向上块状叠合箱型和叠合椭圆型含油性最好.储层非均质性的主要影响因素为沉积微相、成岩作用、基准面升降和构造作用.沉积作用导致砂体叠置样式和碎屑颗粒差异形成了复合砂体内部非均质性;成岩作用是引起单砂体内部非均质的主要原因;构造裂缝主要起渗流通道作用,增强了局部导流能力,使储层非均质性更加复杂;基准面旋回影响砂体叠置样式,进而影响储层垂向非均质性.储层非均质性研究可为油田合理开发提供参考建议.
涠西南凹陷F油田处于开发中后期,主要含油层段为古近系流沙港组流一段,现今产量下降快,稳产难度大,急需进行注采优化调整.通过对沉积相和砂体叠置关系研究,分析了储层连通性,厘清储层分布和连通关系.通过岩心相和测井相分析,在扇三角洲前缘亚相背景下,细分出4种微相,采用连井剖面微相对比、储层地震反演及连通性分析刻画了沉积微相平面展布特征,并划分出切叠型、叠加型、接触型和孤立型等4种砂体叠置类型,不同砂体叠置关系具有不同的连通特征.依据沉积微相展布特征、砂体叠置关系和地震储层反演综合研究形成储层连通性地质初判,结合生产动态、监测资料和软件模拟结果对连通初判进行验证与完善,并创新采用注采对应率对储层连通性进行定量表征,最终得到油田各油层储层连通性评价成果.储层沉积微相和砂体连通性研究成果有效地指导油田的生产调整优化,解决了老油田稳产增产的迫切需要.
曲流河点坝构型很大程度上控制了点坝中剩余油的空间分布,是特高含水期剩余油挖潜的重要研究对象.本文以港东油田A区块的明化镇组为例,在九级构型研究基础上,对曲流河点坝储层构型进行了解剖,描述了侧积层的几何形态、规模、方向及其叠置关系;定量识别了侧积层的个数、倾角等构型要素;并且,利用曲流河侧积层的测井曲线判别结果,运用基于面的确定性建模方法,实现多个侧积层面的空间表征,建立了精细的点坝沉积单元构造模型、点坝及侧积层模型,为后续剩余油分布的研究奠定基础.
研究了室内驱替实验的岩心渗流特征及驱油规律,建立考虑压驱注水驱油机理的纯基质系统油藏数值模型,实现了考虑压驱过程基质渗透率变化的油藏压驱数值模拟方法.基于以上方法,研究了一般低渗、特低渗、超低渗油藏不同注入排量、注入总量、压驱时机、压驱方式、注采比对压驱增产的影响规律,明确不同压驱参数对油藏采油速度和最终采收率影响规律,初步给定储层最优的压驱工艺参数组合.
东非裂谷乌干达Albert湖盆北区不同油田的储层地温梯度存在较大差别,即使同一油田内部不同井区的地温梯度也存在很大差异.通过分析地温测试资料,总结归纳研究区现今地温梯度的分布规律及影响地温场差异分布的主控因素,并分析了区域原油物性差异分布特征及主要原因.结果表明:研究区地温是影响原油物性差异分布的主要因素,地温梯度由南往北整体呈逐渐减小趋势,影响地温梯度的主控因素是上覆盖层的泥岩厚度、泥质含量及断层分布模式.
川中龙女寺区块龙王庙组气藏作为磨溪主体区重要的产能接替区,具有较大勘探开发潜力.气藏处于试采阶段,表现出气井初期产能差异较大的特征,亟需开展初期产能主控因素分析,摸清高产井控制因素,指导下步勘探开发部署工作.在对龙王庙组气藏54 口已测试气井进行产能分类后,通过对气井优质储层厚度、中部海拔、裂缝密度、孔隙度及沥青含量5个地质参数和泵压、排量2个工程参数与无阻流量进行相关性研究,研究表明各单因素与产能具有一定正相关或负相关性,但相关性不明显;运用灰色关联分析方法,得到7个地质、工程影响因素与无阻流量的关联度,从而明确了气井初期产能的主控因素,并根据主控因素关联度,建立了适用于龙女寺龙王庙组气藏的产能综合指标评价方法,可以在气藏早期评价阶段快速定性地对气井产能进行评价,指导下步勘探开发部署工作.
扇三角洲是我国断陷盆地重要的油藏沉积类型,沉积相带变化快,地质特征复杂.随着油藏水驱开发的深入,剩余油高度分散,油水运动规律认识难度大,挖潜实施效果差异大,剩余油分布模式认识不清.本文以C3断块泰一段3号砂层组油藏为例,通过研究区构型单元垂向和侧向的精细识别,明确了构型单元主要叠置关系,建立了储层构型格架;通过油藏剩余油类型的总结研究,探讨了不同砂体叠置关系下的剩余油富集规律和模式,以期为同类型高含水期油藏剩余油再认识提供指导和借鉴.
随着高邮凹陷阜三段勘探程度不断提高,构造油藏勘探空间越来越小,迫切需要探索潜力较大的隐蔽油藏.从油气成藏基本条件入手,结合油藏分布特征,对高邮凹陷阜三段隐蔽油藏的主控因素及油藏类型进行了分析和总结.结果表明:三角洲前缘前端发育的水下分流河道及河口坝、滩坝等是形成隐蔽油藏的有利砂体类型,控制着岩性圈闭的分布;断层输导和封闭性控制油气分布层系及富集程度;构造背景与砂体展布配置关系控制油气运移趋势.在此基础上,总结了断层-岩性复合油藏和岩性油藏两大类阜三段隐蔽油藏类型,并细分为断层-河道或河口坝岩性、断层-滩坝岩性、岩性上倾尖灭、滩坝砂岩透镜体等4种类型;总结了阜三段具有"断岩、翘倾、独滩坝"的隐蔽油藏成藏特征,明确了隐蔽油藏勘探有利区在三角洲前缘前端,为高邮凹陷阜三段隐蔽油藏勘探指明了方向.
地震勘探中建立合理的速度场是一项至关重要的工作.在地震资料解释中时深转换的准确与否取决于速度.多项式拟合得到的时深关系在单口井较为准确,对于复杂地区显得不合理.为了得到更为合理的构造图,采取了混合速度模型技术.混合速度建模技术首先加入地震处理速度体作为参考,其次利用精细解释的断层和层位建立构造框架模型作为横向约束,钻井的时深关系和地质分层数据作为纵向约束生成混合速度模型.用混合速度模型得到的深度更接近实际钻井数据,误差更小,降低了勘探风险.
针对江苏油田复杂断块低渗透油藏特点,开展了压驱技术研究与应用,确定了压驱选井条件,优选了 H59井区作为研究对象,利用cmg软件模拟实现压驱的造缝机理、渗吸机理及低渗透油藏的压敏效应.在数值模拟、物质平衡分析的基础上,确定H59井区压驱井注入量3×104 m3,日注入速度控制在600 m3以下.研究成果为复杂断块低渗透油藏改善开发效果提供了新思路.
为研究辽东湾海域古近系辫状河三角洲前缘砂体沉积特征及主控因素,开展了薄片鉴定、岩心观察、测井分析等研究,并结合钻井情况对各类辫状河三角洲沉积模式及其差异性进行了综合分析.结果表明:(1)研究区古近系辫状河三角洲类型主要包括进积型和复合型2种类型;(2)古物源、古地貌和古气候3个因素共同控制了辫状河三角洲的类型及沉积特征,其中古物源供给强度是物质基础,控制了砂体的粒度及规模,古地貌中古沟谷控制了砂体的沉积位置,古气候和古地貌坡度陡缓影响了砂体的展布形态;(3)古物源强,与古沟谷对接好,古地貌平缓的沉积区域砂体厚度大、范围广,为油气勘探的有利目标.该研究成果可为辫状河三角洲储层的油气勘探开发提供借鉴作用.
丽水凹陷勘探中发现了许多圈闭含CO2,同位素分析显示以幔源无机成因为主.凹陷深大断裂附近未发现含CO2气藏,而已发现CO2气藏周边均有岩浆活动发育,故认为丽水凹陷幔源CO2运聚与岩浆幕式活动必然存在联系.因此,油气勘探中为规避风险需开展岩浆活动期次与油气成藏期分析、关注岩浆活动区与圈闭距离、识别CO2的断裂-砂体运移通道与圈闭的空间接触关系等.结合丽水凹陷烃源岩生排烃关键期和圈闭分布分析,认为烃源岩生烃高峰(56 Ma)后的第Ⅲ期(23.03 Ma)岩浆活动带来的幔源无机CO2充注对油气藏可能具有占位和破坏作用,位于岩浆体纵向上直接与其搭接或与岩浆岩通过断裂间接搭连的圈闭含CO2风险高.该研究结果对丽水凹陷油气勘探具有指导意义.
通过对图兰台坪南部地区6个不同油田原油抽提物芳烃色谱—质谱分析与研究,发现各油田原油芳烃化合物组成均具有高萘、高菲、高硫芴的特征,沉积环境整体上处于还原—强还原环境.K油田、T油田与S油田三芴系列化合物分布集中,原油生油母质类型相近;而Y油田、G油田及D油田原油样品分布偏离集群区,且均含较高的联苯系列化合物,表明原油的生源有机质偏腐殖型.选取烷基萘,三芳甾烷、甲基菲及烷基二苯并噻吩四类不同构型参数综合对比研究原油成熟度特征,除三芳甾类化合物成熟度参数差异较小以外,其他三类参数均可以反映出Y油田和G油田原油成熟度最高,S油田原油成熟度次之,K油田及T油田原油成熟度最低的特征.应用前人提出的相关图版及经验公式定量分析原油成熟度,仅烷基二苯并噻吩及烷基萘成熟度参数表明原油等效镜质体反射率为1.09％～1.35％,其他参数计算的成熟度值明显偏低.
信息化油田建设已成为大趋势,作为油藏开发关键参数之一的油井含水率,仍有依靠人工取样化验的情况,成为全面建成信息化油田的瓶颈.研究微波法油井含水在线监测技术,设计了 一种油井含水监测装置,实时在线监测传输含水率数据,测量范围0～100％,绝对精确度在5％以内,在SD、ZC、NH、CX区块68 口井成功应用.该技术清洁、安全、高效,对于油田开发具有重大意义,具有广阔的应用前景.
渤中BZ油田沙二段属于异常高压低渗透油藏,压力系数1.42,合理注水时机的确定对低渗透油藏注水开发至关重要.在充分调研陆地异常高压低渗透油田注水时机的基础上综合考虑低渗储层应力敏感、注采压差以及数值模拟结果,提出了渤中BZ油田沙二段最佳注水时机为压力系数降至1.0开始注水.通过实际注水试验生产效果表明:在压力系数降至1.0开始注水,既能充分利用天然能量,又能防止油层脱气、保证水驱开发效果,为油田后续全面水驱开发提供技术支撑.
简阳—三台地区YT1风险探井在二叠系火山岩爆发相测试获得工业气后,已发表文章一致认为,四川火成岩勘探取得了重大发现和突破,存在大型构造-岩性复合圈闭气藏.依据最新三维地震成果及钻测井资料,综合分析认为,该区不存在大型构造-岩性复合圈闭,主要论据有:1)火山岩储层非均质性很强,横向上储层不连通;2)火山岩浆多点喷发,筇竹寺组生烃能力遭到破坏;3)构造形成喜山晚期,晚于侏罗纪—三叠纪排烃高峰期,圈闭充气不足;4)二叠系火成岩区为微型低幅度背斜圈闭,不利于大规模油气聚集.基于上述分析,简阳—三台地区火成岩是独立的、分散的低效油气藏.文章最后指出,一口风险探井获得油气后,若要确定为"重大发现和突破",需要1～3年后的探井和评价井的检验.
盐城凹陷阜宁组地层易垮塌、密度窗口窄,阜二段"七尖峰"、"四尖峰"以黑色硬脆性泥页岩为主,该地层特点为层理、微裂缝性发育,坍塌压力系数较大,井壁不稳定,易导致划眼、电测遇阻、井漏、井眼报废等井下复杂故障.对已钻井资料压力曲线、阜宁组地层岩样矿物组分和微观特征分析,探讨了阜宁组地层井壁失稳的原因.根据阜宁组地层压力系数、岩性特征等特点,提出了优化封堵材料的配比,有效封堵阜宁组地层微裂缝,确定合理的钻井液密度,有效控制钻井液及滤液进入该地层,保持硬脆性泥页岩的井壁稳定,降低复杂故障发生的技术措施.现场应用表明,钾胺基聚合物钻井液体系及配套措施抑制封堵性能强,稳定井壁性能好,与同区块其他施工井比较,井下复杂故障率低.该技术措施为同类井施工提供了成功经验.
水淹层是油田注水开发过程中油层发生不同程度水淹,从而引起储集层物性、电性等变化而形成的.CB油田C3断块位于苏北盆地吴堡低凸起中段,经过多年开发,动静矛盾日益显著.根据油田开发初期的研究成果确定的C3断块阜一段原始油层电阻率下限为:R1≥5Ω·m;泰一段为:R1≥8 Ω·m.但在开发后期实际生产中,射孔层电阻率远远高于原始油层的电阻率下限,且含水率偏高,说明最初的油层电阻率下限值已不再适用于油田后期射孔层位的优选.针对C3断块存在的动静矛盾问题,利用C3断块100余口常规井的动、静态资料,通过对生产、测井等资料的分析研究,重新确定了 C3断块阜一段、泰一段油层电阻率下限,用于指导开发后期试油层位和射孔厚度的优选,为老区稳产夯实储量基础.
NH201区块高气油比原油在举升过程中脱气后造成井筒结蜡,严重影响生产.为治理油井结蜡,以油井信息化建设为依托,逐步形成了以示功图和有功功率双参数组合为主的结蜡预警工艺、以油井自循环热洗井和自动化密闭加清蜡剂为主的结蜡预防工艺、以调快冲次生产和解卡自救为主的蜡卡处置工艺.现场应用表明,清防蜡工艺的实施显著降低了蜡卡井次,节约了平均处置时间和清防蜡成本.2020年以来,未出现因蜡卡导致检泵作业的情况,平均处置时间由4 d下降至3 h,年减少产量损失超300 t,节约成本45×104元.
