升平油田北部储层含油特征研究

升平油田位于松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷徐家围子鼻状构造向南倾没端延伸部位,主要开发的目的层为葡萄花油层。经过多年的钻井开发以及井网加密调整、注采系统调整和注水结构调整,储层发育相对较好的区块基本已经进入开发中后期,进一步开发的潜力越来越小,在老油田内寻找新的有利含油区的难度越来越大。升平油田北部地区存在着一个空白区,该区井控程度低,葡萄花油层储层发育差,已完钻井的葡萄花和扶余油层主要发育水层和干层,要进一步勘探开发难度较大。本文主要介绍储层含油特征研究的思路,通过该研究有望在升平油田北部空白区找到有利含油区块。     

井壁取芯资料在杏南开发区杏十二区的应用

杏十二区纯油区自1971年基础井网萨、葡主力油层投入开发以来,先后经历了3次大的调整,目前进入聚驱开采阶段,各类储层动用状况存在很大差异,油层水淹状况差别很大,剩余油分布十分分散,挖潜难度极大。录井水淹层录井评价技术是以井壁取芯为手段,以岩石热解、饱和烃色谱、轻烃色谱、荧光显微图像等特色技术为依托,通过分析含油岩样含油饱和度及原油组分的变化以及岩石孔隙中油水分布及变化特征,综合判断油层水淹程度。该技术在薄差层增储上产、主力厚油层高含水后期深化挖潜及外围油田低渗透油层的有效动用等方面都发挥了重要作用,目前已经成为油田开发调整中不可缺少的关键技术之一。     

油田开发区微幅度构造边棱检测识别及其应用

在油田开发区大面积三维地震资料解释工作中,构造地质成图往往忽略了微幅度构造对老油区新增储量的重要性。应用边缘检测技术可在储量区外构造平缓区寻找正向的有利含油微幅度构造,并进行小等值线间隔构造地质成图,为老油区寻找新增储量提供技术支撑。     

旋转式井壁取芯在肇州油田解释评价中的应用

肇州油田不断地滚动开发和扩边,其油水关系复杂化、油水界面认识不清的问题越发突出。只凭单一的测井资料划分油水层,已不适应开发的需要。有些井经射孔开发后,产能较低,有的井只产水不产油。针对这种开发现状,为了探索低孔低渗、裂缝不发育的扶余油层有效开发途径,在州602区块设计了7口开发首钻井,引入录井技术进行旋转式井壁取芯工作,以便对该区油水层进行综合解释评价。7口井共分析样品220块,通过对实物的现场观察及饱和烃气相色谱分析、岩石热解分析、镜下荧光显微图像等分析,对本区油水层进行量化比较、解释评价,绘制了Pg-AC、Pg-Rt解释图板,建立了肇州油田油水层解释标准。经4口井10个层试油验证,解释符合率达91.2%,证实该区解释标准、解释图板有效可行,从而为肇州油田的开发提供了可靠依据,减少了盲目的开发,提高了采油效率,节省了钻井成本。     

调整井固井前地层压力计算方法

应用测井曲线计算地层压力的准确性大大高于钻前预测的地层压力,因此,该方法非常适合固井前地层压力计算。油田进入开发后期,层间压差显著增大,声速曲线法计算压力已经不能满足油田注水开发后期压力计算的需要,在目前油田测井系列中,自然电位曲线能够很好地反映压力的变化。由测井原理可知,过滤电位与压差成正比,依此建立适用于高含水后期的压力计算方法,对准确制定固井方案,提高调整井固井质量具有重要意义。     

浅层天然水驱油藏氮气泡沫控水稳油技术研究

基于南堡油田浅层天然水驱油藏高含水期油井堵水的需要,开展了氮气泡沫控水稳油技术研究。通过室内实验,从6种发泡剂及3种稳泡剂中优选出适合南堡油田浅层油藏堵水的泡沫体系及最佳配方为0.3%HPAM+0.6%SDS,针对目的层该泡沫体系具有较强配伍性、遇油消泡及抗老化性能。同时开展矿场试验33井次,成功率78.8%,累计增油9 428t,增油效果显著,表明该项技术在油井高含水开发后期可以有效达到控水稳油目的。     

茂509外扩区块开发井录井解释评价技术的应用

随着头台油田茂509外扩区块投入滚动开发和不断扩边以来,油水关系日趋复杂化,油水界面认识不清,以往只凭测井曲线划分油水层,但是经射孔开发后,产油量非常低。针对头台油田茂509外扩区块开发现状,设计3口井枪击式井壁取芯,共分析样品100块,通过现场实物观察及岩石热解分析、饱和烃气相色谱分析、镜下荧光显微图像等录井技术分析,绘制了头台油田Pg-Ps、Pg-Rt、Pg-AC解释图版,建立了解释标准。经过试油验证,证实该区图版有效可行,从而为头台油田的不断开发提供了可靠的依据,提高了采油效率。     

早强剂水泥浆体系的改进与推广应用

固井工程是钻井完井工程中最后一道工序,其质量好坏直接关系到油气井寿命长短及产能高低,保证并提高固井质量对于油田勘探开发具有非常重要和深远的意义。而随着油田勘探开发进入中、后期,部分油区由于长期且数量巨大的注水及采液,改变了地层的原始压力,区块异常高压和多压力层系大面积出现,如孤东、孤岛、油区,固井后水泥环胶结强度衰减引发地层高压流体外窜问题十分突出,严重影响了固井质量。从改善水泥浆体系入手,进行了大量室内模拟试验,调配出了科学合理的复合型早强剂水泥浆体系,经室内试验和现场应用证明,该研究取得了预期的目标,提高了此类井的固井质量,为今后油田的勘探开发提供了可靠的技术保障。     

利用自然井液电阻率法确定岩溶含水层

重点论述了利用自然井液电阻率法与流量测井配合确定含水层的原理方法,介绍了单一水层、双含水层和多层水层利用自然井液电阻率测井和流量测井配合确定含水层的方法及自然井液电阻率和流量测井的曲线反映特征。     

渤南油田二区地层小层划分

小层划分与对比是油藏地质特征研究工作的基础,是描述储层形态及其参数空间分布特征的前提,其对比精度和准确性关系到是否能发现以前漏掉的一些储集层。渤南油田井段长,斜井多,且靠近断层处,地层常受断层影响,利用标准井对比难度大,同时区内浊积砂体发育不稳定,标志少,砂体变化快,可对比性差,砂体对比和断层的识别比较困难。就渤南油田二区小层进行了划分和对比,共划分10个砂层组,19个小砂层,此划分及对比在油田开发上更加趋于可观合理。     

河南油田特薄层稠油蒸汽吞吐试验综合评价

河南油田井楼六区属于特薄层 2～ 5m浅层小断块低品位稠油油藏 ,含油面积 0 .3km2 ,地质储量 2 4× 10 5t ,通过重新分析评价 ,利用老区注汽干线 ,采取简易方式吞吐热采开发 ,吞吐油汽比达到 0 .42 ,目前单井产油 170 9t,经济效益较好     

镇泾油田固井漏失问题对策研究

镇泾油田2009年下油层套管完井113口,其中58%的井在钻至水层及目的层段附近出现漏失,83%的井在固井注浆、替浆和候凝期间发生了不同程度的漏失,漏失问题给油井造成了水层漏封、套管易被腐蚀甚至目的层被污染等严重后果,对油田的长远开发非常不利。通过大量详实的基础数据,对钻井和固井数据进行分析对比,确定了以罗汉洞组、洛河组、直罗组为主的漏失层位,对产生漏失的原因进行分析,提出了优化泥浆性能、加强堵漏效果、做地层承压试验等钻井对策,同时针对性地提出"即时稠化"、"有效层流注浆"、"压力节点控制"等实用区块固井技术,并应用"壁面剪切应力"理论对顶替效率进行分析。通过实施这些对策使得水泥浆返高合格率由78%提高到86%,固井优质率由81.3%提高到93.8%。     

子长油田长6储层有效厚度及油层识别研究

子长油田位于鄂尔多斯盆地东部,长6储层属于特低孔～超低渗储层,是主力产油层,具有较为复杂的油水分布规律。为了更加高效合理地进行该区的勘探开发工作,对子长油田长6储层有效厚度及油层识别进行了研究,结合测井、岩心、试油试采等资料,用经验统计法确定物性下限,用交会图法确定电阻率和含油饱和度下限。按照所得参数标准对研究区开展测井解释工作,同时与试油试采结果进行对比,发现测井解释符合率高达95.3%,说明解释标准很适合该研究区。     

榆东地区储层特征与产能关系解释评价

随着榆树林油田开发工作的不断深入,所面对的开发对象越来越复杂,因此,针对不同的开发对象需要弄清储层的特征与产能的关系。由于榆东地区油藏埋藏深,储层岩性致密,孔隙度、渗透率均较低,不同的储层产能差异较大,有的井见到含油显示,储层厚度也较大,但压裂改造后并无产能。仅用测井曲线准确识别产能的高低难度较大,因此在油藏评价阶段为准确判断每个层的产能,需要研究该区储层性质、特征与产能的关系。通过对榆东地区扶杨油层的岩性、物性、含油性、电性的"四性"特征的评价,总结出该区储层的特征与产能的相互关系,为油田的射孔选层、压裂改造、高效开发提供了可靠地依据。     

调整井固井工艺技术研究进展

调整开发井主要用于老油田开发后期重组完善井网和实施层内细分开采,实现稳产和上产。受周围注采系统和生产现状影响,复杂的地层压力系统、多样的地层流体成分等导致调整井固井质量难以保证层间有效封隔。在分析调整井固井面临的各项技术难点以及对固井质量影响基础上,总结目前为保证固井质量所采用的主要技术措施和存在的问题,提出下一步可采取的技术措施与研究方向,为提高调整井固井质量奠定了技术基础。     

侧钻井完井管柱下入过程的强度与安全性分析

随着油田的不断开发,油田套损井逐年增多,特别是老油田套损井更为严重,直接影响到原油资源的开采程度.为充分利用报废井眼,低成本挖掘油藏剩余油潜力,侧钻(定向、非定向侧钻、水平井、分支井)已越来越多的用于油田开发.在老井眼中侧钻,下入小套管完井,形成一新的井身结构,从而避免钻新的井眼需要大量投资所造成的资源浪费.然而,在侧钻井眼中,管柱能否下入并且顺利下到目的层,对管柱强度提出了要求.以DG油田G511井为例,建立了管柱强度校核模型,并利用摩阻分析软件对120.6mm和95.25mm尾管的下入过程进行摩阻分析,从而对该井下入管柱的强度进行安全性分析.通过分析说明该方法在管柱校核方面具有较好的实用性,并且在现场使用中取得了良好效果.     

连续油管井丛场快速试油作业模式研究与应用

目前井丛场的试油作业仍是单井试油的重复,不仅浪费大量的人力物力,还占用较长的施工周期,工厂化整体试油的作业模式还未真正的实现。如何对井丛场完钻井快速试油投产,缩短井丛场整体建设周期,是备受油田建设者关注的问题。为此,根据井丛场的作业特点,设计了一套井丛场各井通用的内控主流程。按照是否打开油气层开发了两种“连续油管+修井机”的联合作业模式,即分井组的作业模式和修井机追踪连续油管作业模式。现场应用表明,开发的作业模式能够以最优的设备数量、合理的井场布局、优化的作业方式、高效地完成井丛场试油完井作业,有效缩短井丛场试油周期,大幅提高井丛场建设的经济效益。研究结论对指导井丛场优质高效的施工具有重要意义。     

西泉X井区二叠系梧桐沟组储层四性关系研究

在前人研究的基础上,从测井资料入手,结合试油试采资料、分析化验资料、钻井取芯及录井测井资料,确定了北三台油田西泉X井区二叠系梧桐沟组储层的岩性特征、物性特征、电性特征和含油性特征及其相互关系。采用交会图法建立测井孔隙度解释模型和渗透率解释模型,采用Archie公式建立了含油饱和度计算模型,并验证了模型的可靠性。建立了该区域油水层解释图版,明确了该区油水层识别标准和有效厚度下限标准~([1])。研究表明,该区储层的储集性能好坏主要受岩性和物性影响,储层岩性以细砂岩和中砂岩为主,它们的平均孔隙度和渗透率分别为22.78%和14.42×10~(-3)μm~2,根据砂岩油藏划分标准(据中石油标准,1998年),确定其为中孔低渗储层。综合四性关系及油水层解释图版确定的孔隙度下限值为18%,渗透率下限值为1.5×10~(-3)μm~2;含油饱和度确定为油层、油水同层不小于45%,水层及干层小于45%。为后续的储量计算、储层评价和增产工作提供有力支持。     

Y341~4/105(110)小直径堵水封隔器的研究和应用

针对油田开发后期套管变形井增多 ,常规机械卡堵水采用的Y3 41%D 114封隔器不能满足套管变形井卡堵水的需要 ,研究开发了一种小直径堵水封隔器 ,并阐述了其基本结构、工作原理、主要技术参数及室内、现场试验情况     

Y341—105(110)小直径堵水封隔器的研究和应用

针对油田开发后期套管形井增多，常规机械卡堵水采用的Y341-114封隔器不能满足套管变形井卡堵水的需要，研究开发了一种小直径堵水封隔器，并阐述了其基本结构、工作原理、主要技术参数及室内、现场试验情况。