海上浅水三角洲油田砂体构型研究——以渤中19-25地区为例(25)

【摘要】目的：探讨双源CT双能量腹部虚拟平扫对脂肪肝的诊断价值。方法：回顾性分析采用双源CT行腹部双能量增强扫描诊断为脂肪肝的77例患者的平扫期（120kV）及虚拟平扫（VNC）图像。虚拟平扫图像运用门脉期双能量(100及140kV)图像重建而来。选择肝门层面测量真实平扫（TNC）与VNC图像上肝右叶、肝左叶、脾脏、下腔静脉的CT值及噪声,并在肝门层面测量上腹部前后径及左右径。记录整个扫描和平扫期对应的剂量长度乘积(DLP)。评价TNC与VNC图像间各CT值及噪声的差异,分析两组图像上肝右叶噪声与前后径、左右径及平均径的关系。分别用肝/脾CT值比<0.8、肝/下腔静脉CT值比<1.0,做为诊断中重度脂肪肝的标准,比较TNC和VNC图像诊断中重度脂肪肝的一致性。结果：VNC图像上肝左叶、右叶及脾脏的CT值均高于TNC（P<0.01）,差异小于10HU。VNC图像上各部位噪声均低于TNC。TNC图像上,肝右叶噪声与前后径、左右径、平均径均有中等相关性（r=0.562,0.608,P<0.01）;在VNC图像上,肝右叶噪声与上述径线值相关性弱。用肝/脾CT值比<0.8作为诊断重度脂肪肝的标准,VNC与TNC图像诊断重度脂肪肝一致性的kappa值为0.591;用肝/静脉CT值比<1.0作为诊断标准,两种图像一致性的kappa值为0.458。用VNC代替TNC图像,可降低24.2%的总扫描剂量。结论：VNC图像与TNC图像在诊断中重度脂肪肝上具有中等的一致性,推荐运用肝/脾CT值比<0.8这一诊断标准。     

海上河流相油田井震一体化储层精细构型技术与应用

针对渤海海上河流相油田复杂地质情况,以渤中28-2南油田明化镇组下段Ⅱ油组1小层主力砂体为例剖析油田内部构型。通过地震相识别复合河道边界,在复合河道内利用测井相将其细分至单河道级别,再应用地震波形特征追踪刻画单河道平面展布特征。井震结合追踪刻画水下分流河道的充填演化期次,进而对浅水三角洲的内部构型进行精细解剖,从而为解决该砂体生产上的突出矛盾以及油田后期的综合调整提供有力支撑。     

水平井开发浅水三角洲相储层剩余油分布研究 ——以渤海A油田为例

对于海上水平井开发油田,剩余油的研究应建立在明确主控因素基础之上。采用数值模拟方法开展主控因素下的剩余油分布研究。研究表明,对于浅水三角洲沉积类型油田,剩余油主要由储层韵律、沉积微相、夹层发育状况、开发方式共同控制。总结了各主控因素剩余油富集位置及合理的开发方式。其中,层内夹层及多期河道叠置控制下的剩余油占比最重,是未来调整和挖潜的主要对象。     

不连续界限地震响应与复合砂体构型研究——以渤海P油田Ⅳ-2层为例

“不连续界限”研究通过识别多地震属性的变化位置,实现井震联合储层构型剖析。针对目前“不连续界限”研究对象主要为单期砂体这一现状,本文以渤海P油田Ⅳ-2层为例,提出两期叠置砂体不连续界限与储层构型研究方法,概括为“单井定期次、界限定边界、波形定结构”。首先,以单井构型识别和分类为基础,建立两期叠置砂体构型边界处4种结构的正演模型;然后在此基础上,总结了以界限类型和波形偏度为特征指标的砂体结构判别标准,指导剖面和平面构型研究。应用该方法剖析研究区储层结构,结果表明：本区Ⅳ-2层可进一步细分为三期曲流带沉积,曲流带宽度在150～385 m之间,曲流带之间的接触边界与废弃河道是阻碍渗流的主要不连续界限。动静结合验证,构型研究结果与动态响应相符,证明了本方法的可行性。     

浅水三角洲沉积特征及布井方法——以铁边城地区延8储层为例

以铁边城地区侏罗系延安组延8储层为例,分析浅水三角洲的沉积特征。指出该类三角洲的骨架部分由分流河道砂体构成,是铁边城地区侏罗系延安组延8油藏主要储集层。该类砂体储层平面厚度变化大,垂向上相互叠加,开发时对布井要求较高。铁边城地区采用不规则正方形反九点布井方法,在储层变薄变差的砂体边部,适当缩小井距,可规避落空井的风险。     

扇三角洲单期扇体解剖方法及组合样式——以贝尔凹陷苏德尔特油田兴安岭油层为例

基于前人扇三角洲储层构型研究成果,以贝尔凹陷苏德尔特油田兴安岭油层为例,探讨扇三角洲单期扇体的构型解剖方法及扇体组合样式。扇三角洲单期扇体的构型解剖需完成点、线、面3个层次的研究。首先,单井分析构建单期扇体与高分辨率层序构型单元的对应关系,厘定纵向研究尺度;然后,扇体连井对比搭建合适的层序地层格架,通过识别沉积旋回的横向变化刻画扇体主体和扇体侧缘部位;最后,通过地震属性手段刻画扇体的具体边界位置。通过对苏德尔特油田兴安岭油层扇三角洲沉积进行单期扇体精细解剖,总结单期扇体的3类组合样式,即孤立扇型、叠置扇型、接触扇型。其中,孤立扇型组合可进一步划分为同供给水道型、异供给水道型两种亚类;叠置扇型组合根据叠置方向的差异,可进一步划分为垂向叠置扇、侧向叠置扇两种亚类;接触扇型组合根据扇体的级次关系可进一步划分为主次接触扇、同级接触扇两种亚类。     

渤海湾渤中C地区分流河道砂体油气富集规律及滚动开发实践

浅水三角洲分流河道砂体是渤海湾渤中C地区最具含油潜力的砂体类型,也是该区后期滚动挖潜的主要对象。以区域晚期成藏理论为指导,结合探井、开发井揭示的油气分布特征,以统计学为手段,弄清分流河道砂体的油气富集规律,对已开发或未开发分流河道砂体的潜力进行定量化分析,为滚动开发实践提供依据。结果表明:该区含油分流河道砂体平面上主要分布在渤中C地区主控断层平面距离5 km以内的区域,纵向上主要集中在海拔—1 780~—1 650 m之间;油气的富集程度平面上受控于构造背景和断砂的接触关系,位于面积大的圈闭内并与断层高角度接触的分流河道砂体油气相对富集,纵向上受控于各层位基准面旋回差异及分流河道砂体规模的大小,发育于基准面上升半旋回中晚期且在单一区块内面积小于5 km²的分流河道砂体往往具有较高的面积充满度。实践证实,该成果较好指导了该区的滚动开发实践,有助于油田的高效开发评价,对类似区块的勘探及滚动开发评价具有重要的指导意义。     

海上中深层富砂三角洲储层精细预测新方法——以J油田W区块为例

针对J油田W区块中深层富砂三角洲储层存在的纵向分层和平面精细预测的难题,利用层序地层学及沉积学理论,井震结合,分级控制,建立高精度层序地层对比格架,在旋回对比基础上实现小层精细对比。以地震沉积学为基础,运用地震分频技术,提高目的层段地震资料视分辨率,在井震标定基础上进行地震精细解释,在小层约束框架内优选最能反映储层的地震属性,建立与井点储层厚度的拟合关系,从而实现储层平面展布的定量预测。该项研究成果已成功指导J油田W区块油藏方案制定、开发层系细分和开发井实施,取得了较好的效果。     

分流河道内砂体沉积特征及定量参数——以鄱阳湖赣江三角洲为例

分流河道是很多大型油气田的重要储集体,但目前对分流河道内部砂体的系统研究仍较少,在一定程度上制约了油气的开发效果。采用野外实地考察、浅钻孔、探坑、探槽等方法,对赣江三角洲分流河道内发育的砂体类型、沉积特征、砂体规模进行了系统研究。分流河道内发育水道、边滩、汊口滩、并口滩4种砂体,其中汊口滩发育在分流河道的分汊口处,并口滩发育在分流河道的合并处;不同砂体的堆积方式不同,水道为垂向加积,边滩为侧向加积,汊口滩为逆流加积,并口滩为顺流加积。对不同砂体的规模进行测量,建立了分流河道内砂体定量参数地质资料库。上三角洲平原分流河道内边滩、汊口滩的规模普遍大于下三角洲平原,上三角洲平原的边滩长度集中在500~2 000 m之间,边滩宽度集中在100~400 m之间,下三角洲平原边滩长度一般为300~900 m,宽度一般为50~200 m?并口滩的规模较小,长度一般为20~100 m,宽度一般为20~60 m,且仅在下三角洲平原发育。本次研究对油气田开发中预测砂体和寻找新的潜力目标区具有重要的借鉴作用。     

等时格架及地震反演双重约束的精细砂体对比研究

为了对相变迅速、砂体横向变化大的陆相地层进行等时砂体对比,并对有利砂体的展布规律进行较为精确的评价和预测,以川西坳陷新场一丰谷地区上三叠统须家河组四段为例,提出了等时格架及地震反演双重约束的精细砂体对比方法.通过建立砂体对比的等时地层格架,利用单井岩性、沉积特征及测井、三维地震资料,进行砂组划分与对比,结合等时地层格架约束的地震反演进行精细砂体对比.结果表明:沿辨状主河道的FG21-CFl25井一带可识别出19套砂体,多呈透镜状分布,其两侧可识别的砂体为11套或更少,有多套砂体的缺失.相比较传统的"砂对砂,泥对泥"的对比方式,能确保5～8 m的砂体对比不串层,有效性分析表明砂体对比的结果是可信的.     

基于储层构型的剩余油研究

以羊二庄油田明化镇组下段曲流河沉积为例,采用测井响应分析、油藏综合分析、层次分析等方法,基于特高含水开发期曲流河储层构型研究的基础上,解析了单一河道、点坝及点坝内部构型单元等不同级次曲流河储层构型对剩余油分布的控制与影响。     

温米油田储层流动单元研究

在时间地层单元划分和对比基础上 ,开展沉积微相分析 ,研究储层结构特征和储层的宏观连通关系。然后分析储层成岩作用和非均质特征 ,划分出成岩储集相和岩石物理相。细分储层渗流屏障类型和研究其分布规律 ,确定流动单元 ,最后建立流动单元分布模型。研究表明温米油田三间房组含油储层可细分为 4类流动单元 ,它既表征出了液体流动特征 (快慢、方向、部位 ) ,又为井位调整 ,生产动态控制及挖潜等提供了地质依据     

浅层超稠油油藏蒸汽驱可行性及潜力评价

随着超稠油油藏蒸汽吞吐注汽周期的增加,地层压力大幅下降,开采效果变差。在分析油藏温度、压力和饱和度"三场"的基础上,论证油藏蒸汽吞吐转蒸汽驱进一步提高采收率的可行性。并通过油藏数值模拟方法确定该区块蒸汽驱最优注采参数,对最优参数预测结果进行经济评价。研究表明,蒸汽驱在技术和经济上都具备可行性,可以作为蒸汽吞吐后续接替技术,进一步提高稠油油藏采收率。     

胜利油田边际稠油油藏提高采收率方法研究

胜利油田陈家庄油藏是一个典型的稠油高渗透油藏 ,常用的热力采油无法大幅增加产量。通过开展深入细致的油藏地质研究和开发规律分析 ,根据剩余油分布规律研究 ,应用水动力学原理 ,加强注水工作 ,应用配套技术和精心的油藏管理 ,实现了油田年产油量稳中有升 ,综合含水稳定 ,油田开发效果明显改善 ,采收率提高 5 .6 % ,可采储量增加了 10 0× 10 4t     

BZ25-1油田产量递减因素的灰色关联分析

以BZ25-1油田为例分析平均渗透率、有效厚度、生产压差水平等因素对油田单井产量的影响.引入灰色关联分析方法,得到BZ25-1油田各个影响因素与单井产油量的灰关联度.获取平均渗透率、有效厚度、比采油指数、生产压差、平均含油饱和度这五个影响参数的最优组合,优化生产压差和比采油指数,可实现油田相对稳定高产的目的.     

基于储层构型的剩余油精细表征方法及挖潜策略——以渤海L油田东营组东二下亚段油层为例

渤海L油田从投入开发,经历了内部加密、变井网、转流线等多轮次调整,平面剩余油分布零散,纵向水淹规律异常复杂,剩余油挖潜难度大。综合应用岩心、测井、地震、生产动态等资料,对厚层油藏储层进行精细刻画,指导剩余油精细表征和挖潜。研究发现,该油田单砂体平面以对接式为主,纵向叠置以切叠式为主,南部垂向加积型朵叶体剩余油富集在断层附近、潜山围区、砂体沉积边部,可部署定向井挖潜,中部前积型朵叶体剩余油富集在厚砂体顶部及薄夹层下部,可部署水平井挖潜。     

胜利油田耿井水库浮游植物增长潜力限制性营养研究

目的通过对胜利油田耿井水库预沉池，输水渠及水库的水样进行AGP试验，考察营养元素对浮游植物羊角月牙藻增长的影响，确定耿井水库浮游植物的限制性营养元素及其质量浓度限制范围．为该地区水库富营养化的防控提供科学的依据．方法水样采用高压锅灭菌并过滤和过滤两种预处理方法，外加氮磷营养元素，用羊角月牙藻进行AGP试验．结果高压锅灭菌并过滤预处理的水样浮游植物增长潜力明显比过滤预处理水样高出两倍．浮游植物的增长主要依靠磷的质量浓度，对浮游植物增长限制的磷的限制质量浓度是0．025～0．05mg／L．结论磷是胜利油田耿井水库的限制性营养元素，在控制和治理富营养化方面应首先考虑控制和削减总磷的含量．     

渤中沙河街原油析蜡及其乳化特性实验研究

针对渤中沙河街原油海底管道输送的潜在安全隐患,采用影像分析仪及配套的程控水浴,观测和分析了沙河街原油从65℃到20℃的析蜡过程,确定了其析蜡点与析蜡高峰温度范围.采用HAAKE RS600流变仪,测定了沙河街原油及其掺高温水的油水乳状液的流变曲线与粘温曲线,评价了沙河街原油的乳化特性.结果表明:沙河街原油的析蜡点与粘温异常点分别为51℃与30℃,析蜡高峰温度为35～20℃;当掺水量低于70%时,80℃的沙河街油水混合液在25℃的室温下自然冷却,同时用700～800 r/min的转速搅拌,在2 h内均可充分乳化,其反相点为70%,这为沙河街原油海底管道掺高温水输送的安全操作提供了依据,并可供其他原油的相关研究参考.     

渤海古近系辫状河三角洲储层描述配套技术——以锦州25—1南油田沙河街组为例

因沙河街组储层埋藏较深,沉积相类型较复杂,储层横向变化较快,且地震资料品质较差,沙河街组储层的描述难度很大。针对以上技术难点,建立辫状河三角洲储层描述的“四步法”技术体系,即背景岩性分析砂层组技术、目标层地质模式分析技术、模式约束地震相分析技术、恢复古地貌储层描述技术。以锦州25—1南油田为例用此方法预测沙二段储层的展布规律。从开发井结果看,锦州25—1南油田沙二段新井全部钻遇设计油层,且基本上为自喷生产,平均单井产油能力为225m3／d,产气量为3×10^4 m3／d,油藏开发效果好．     

特低渗透油藏注水开发实践及认识——以明9-6-1井区为例

明9-6-1井区属于特低渗透油藏,储层物性差,部分油井投产初期具有一定产能,但产量递减快,注水效果差。针对井区特征,在开发过程中,对油井实施增油措施改造,采用水平井开发,完善注采井网,加强油井结盐结蜡的管理。这些措施使井区渗透率明显提高,开发效果明显改善,从而确保了油井的正常生产,有益于特低渗透油藏注水开发实践。