渤海SZ油田非主力油层构型解剖及挖潜实践

渤海SZ油田逐渐进入高含水期,为了进一步提高非主力油层的动用程度,在三角洲相储层构型理论指导下,应用新钻井岩心、水淹等资料,对油田开展精细解剖,明确了构型要素的空间接触关系,提出一种基于构型表征的注采连通程度定量分类方法。结果表明,SZ油田非主力油层以三角洲前缘坝缘微相为主,平面构型单元注采接触关系及层间相带干扰是导致其剩余油富集的主要因素。按照非主力油层的剩余油分布类型,采用"水平井开发动用、注采主流线小井距加密"等海上特色挖潜技术,可有效改善非主力油层的开发效果,为老油田的稳产、增产提供新的途径。     

海上S油田注水开发后期储层物性变化规律及应用

注水开发是提高油田开发效果的主要措施,长期注水对储层物性有较大影响。采用室内实验,测井参数解释及油藏数值模拟方法对渤海S油田的孔隙度、渗透率以及原油的黏度3种主要物性参数进行分析,总结出了注水开发前后储层物性的变化规律。研究认为:经过长期水驱后,油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加,但表现出两种相反的变化趋势:高渗透储层渗透率增加,大孔隙的数量逐渐增多;低渗透储层孔隙度、渗透率减小。储层这两种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重,储层层间矛盾日益突出。油田原油性质表现出黏度增加,胶质和沥青质含量上升等变差的趋势。通过采取分层酸化、分层调剖以及优化注水的措施,油田取得了较好的增油效果。     

三角洲前缘砂体高含水期剩余油分布研究

渤海SZ油田发育典型三角洲前缘沉积,目前已进入高含水期,剩余油分布更趋零散,挖潜难度日益增大,有必要开展高含水期剩余油分布研究.研究表明,高含水期三角洲前缘砂体内部结构与注采井网的配置关系对剩余油的形成与分布具有直接的控制作用.在讨论研究区井间单砂体的注采连通性的基础上,按井间单砂体注采完善状况将研究区宏观剩余油分布模...     

渤海古近系复杂断块油藏潜力识别技术研究

走滑断裂控制下的古近系复杂断块油藏潜力识别一直是海上油气田开发的难点,亟待深入开展研究。以渤海古近系W油田东块沙河街组为例,针对总体储量探明程度低、分布较零散、评价难度较大的特点,利用压力资料分析、成熟区类比分析及相邻断块油柱高度类比分析方法开展了古近系走滑断裂系统控制下复杂断块油藏潜力分析及判别挖潜技术研究。通过技术模式创新及实践,在W油田相继成功评价落实了2个成熟区潜力层位和3个相邻潜力断块,升级和新增探明石油地质储量近600万方,其理论性和实用性可为渤海类似复杂断块油田开发提供指导和借鉴。     

基于水平井信息的单一河口坝内部增生体识别

海上油田受地理位置限制,井距一般较大,利用现行的针对密井网区的多井模式拟合方法难以有效表征分布规模较小的单一河口坝内部增生体。为此,利用渤海X油田大量水平井资料,开展了基于水平井资料的单一河口坝内部增生体识别。研究表明,水平井水平段垂向上在单一河口坝内部钻进,其横向钻进直接钻遇河口坝内部增生体,通过统计其钻遇的侧积夹层及叠置界面,得到研究区侧积夹层分布规模统计值,进而指导单一河口坝内部增生体识别。将该方法应用于渤海X油田,统计表明,水平井水平段普遍在240~320 m,井间发育3~6期侧积夹层（叠置面）。该方法不仅对缺少小井距及岩芯资料的海上油田具有实用价值,对相似油田的小级别构型单元识别也具有参考价值。     

基于储层构型研究的储层平面非均质性表征

密闭取芯以及大量加密调整井实钻显示,渤海SZ油田平面上水淹差异大,平面剩余油动用不均,而现行平面非均质性定量表征手段难以满足下一步挖潜需求,基于减缓平面矛盾、释放平面剩余油潜力需求,开展了渤海SZ油田开发后期储层平面非均质性表征研究。研究显示,现行平面非均质性定量表征以地质统计学方法为主,其基础参数多为井眼处储层指标信息、以小层为测量单元,存在表征层次不足、无法有效描述井间储层内部结构差异等问题,通过开展储层构型研究,深化储层平面非均质性程度表征层次,结合油田不同相带单元平面油水接触关系,统计了储层平面非均质性定量表征新指标非连通厚度,该指标以连井剖面为基本单元,克服了无法描述井间储层内部结构差异的局限,并通过绘制非连通厚度平面分布图,实现了储层内部结构差异程度半定量表征。将非连通厚度指标应用于渤海SZ油田小井距先导试验,指标预测结果与生产实际一致,应用效果良好。     

回注天然气研究及其在渤海油田开发中的应用——以LD10-1油田为例

渤海海域部分油田开发生产所需的能源主要依靠本油田生产的天然气发电，针对部分油田开发前期生产的天然气放空，浪费资源且污染海洋环境的问题，进行了合理利用天然气研究，通过室内岩心实验及多种注气方案对比研究，推荐了合理注气方案。