桥口非均质复杂断块油田层间接替技术应用

桥口非均质复杂断块油田,层间非均质性强,层间干扰十分严重,水驱动用差异大,Ｉ类储层见效水淹后,Ⅱ、Ⅲ类储层水驱动用程度差,剩余油潜力大。结合油田地质特征及开发实际,精细地质基础研究和工艺技术研究,应用采油井堵水、注水井高压分注、增注技术,调整注水和产液结构,实现了层间产量接替,油田开发由Ⅰ类层向Ⅱ、Ⅲ类层转移,有效地改善了油田开发效果。     

桥口非均质复杂断块油田层间接替技术应用

桥口非均质复杂断块油田,层间非均质性强,层间干扰十分严重,水驱动差异大,Ⅰ类储层见效水淹后,Ⅱ、Ⅲ类储层水驱动用程度差,剩余油潜力大。结合油田地质特征及开发实际,精细地质基础研究和工艺技术研究,应用采油井堵水、注水井高压分注、增注技术,调整注水和产液结构,实现了层间产量接替,油田开发由Ⅰ类层向Ⅱ、Ⅲ类层转移,有效地改善了油田开发效果。     

新型复合压裂技术在多油层非均质油藏试验研究及应用

桥口油田受油藏平面及纵向上非均质严重的制约，油田Ⅰ类层过早进入高含水期，低渗层水驱动用难度大，开发水平变差。针对油田非均质严重，Ⅱ、Ⅲ类储层水驱动用程度偏低的开发现状，在前期综合研究及室内压裂试验的基础上，应用了适合油藏特点的新型复合压裂工艺技术，实施后效果较好。     

濮城油田Es_3~中6～10油藏流动单元潜力分析

依据高分辨率层序地层学原理,将濮城油田Es_3~中6～10油藏划分为3类27个流动单元。Ⅰ类流动单元物性好,储量和储量丰度大;Ⅲ类流动单元物性差,储量及储量丰度小;Ⅱ类介于Ⅰ类与Ⅲ类之间。Ⅰ类和部分Ⅱ类流动单元是目前开发的重点层位,动用较好,采出量较大,是目前剩余潜力集中的层位;Ⅲ类流动单元动用较差,但由于其本身的储量和可采储量较小,剩余潜力较小。     

低渗透油层压裂改造技术的研究与应用

马厂、桥口油田属低渗透、多油层、非均质复杂断块油藏,进入注水开发中后期,由于合注合采,Ⅰ类油层水淹严重,Ⅱ、Ⅲ类油层动用程度低。为了改善这种状况,应用低渗透油层压裂改造技术,充分挖掘Ⅱ、Ⅲ类油层的生产潜力。利用剩余油研究结果,结舍压裂井层地质条件和开发状况,确定了压裂选井选层标准,应用效果显著。     

低渗透油层压裂改造技术在马厂、桥口油田的研究与应用

马厂、桥口油田属低渗透、多油层、非均质复杂断块油藏,进入注水开发中后期,由于合注合采,I类油层水淹严重Ⅱ、Ⅲ类油层动用低。为了改善这种状况应用低渗透油层压裂改造技术,充分挖掘Ⅱ、Ⅲ类油层的生产潜力。本文利用剩余油研究结果,结合压裂井层地质条件和开发状况,确定了压裂选井选层标准,应用效果显著。     

吸水剖面预测模型在层系优化组合中的应用 ——以濮城油田文51块沙二段下亚段油藏为例

濮城油田文51块沙二段下亚段油藏层间矛盾突出,非均质性强,通过建立吸水剖面预测模型进行层系优化组合,从而提高Ⅱ类和Ⅲ类层的采收率。利用地层物性资料及油水井参数,采用智能群算法,计算不同地质开发因素对注水井吸水剖面变化的影响权重,量化不同因素的影响程度,建立吸水剖面预测模型,进而预测不同分层条件下注水井吸水剖面的变化,优化分层注水措施,提高该类油藏Ⅱ类和Ⅲ类层的水驱动用程度,实现了濮城油田文51块沙二段下亚段油藏特高含水期开发对象的转移。自2008年12月应用以来,研究区综合含水率降低了4.7%,产油量连续5 a稳步提升,累积增油量为1.2×104 t,开发效果得到了明显改善。     

濮城油田南区沙二下油藏濮53块调整治理效果及认识

濮城油田南区沙二下油藏濮53块是一个多油层非均质的油藏,由于层间强烈的非均质性和长井段大渗透率级差多油层合采合注,导致Ⅰ类主力油层采出程度高、水淹严重,Ⅱ、Ⅲ类非主力油层水驱动用低、采出程度低.通过对油藏构造、储层特征精细描述和油藏剩余油分布精细研究,依靠多元化的分层配套挖潜技术,在濮53块细分了Ⅰ类层和Ⅱ、Ⅲ类层的注采井网,扩大注水波及体积,提高了Ⅱ、Ⅲ类层的水驱控制储量和动用储量,从而提高区块的采收率.     

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储量评价是气田开发设计的基础,储量评价结果直接关系到气田开发规模、各项开发指标预测的可靠性及整体效益,是开发决策的重要依据。长庆碳酸盐岩气藏非均质性强,储量动用的难易程度在平面上和纵向上有明显的差别。我们在对静态资料及初期动态资料综合研究的基础上,建立了长庆气田马五1气藏产层分类标准,依据标准将单井各产层划分为Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类,在综合考虑孔隙结构,测井解释,试气以及DDL－Ⅲ,PLT分层测试等成果的基础上,视Ⅲ类产层储量为难采储量,Ⅰ Ⅱ类产层储量为可动储量。因此Ⅰ Ⅱ类储量为方案设计的物质基础。但是随着部分探井生产时间的延续和生产压差的增大,动态资料显示部分Ⅲ类产层储量也开始逐步动用。文章通过对长庆气田14口井的Ⅲ类产层的产气量与生产压差的统计研究,结合数值模拟和定容气藏物质平衡方法,对长庆气田Ⅲ类储层难采储量的动用程度进行了有效的评价,从而为长庆气田开发设计提供了科学的依据。     

双河油田Ⅲ类油藏交联聚合物驱先导试验评价

河南油田要实现东部老油田稳产,需要采用化学驱技术动用Ⅲ类储量以上的高温油藏,实现对Ⅰ类、Ⅱ类储量的化学驱产量的整体接替。为此在油藏温度为93.7℃的Ⅲ类油藏双河Ⅶ1-3层系选取了5个井组开展了高温油藏交联聚合物驱先导试验。先导试验结果表明:交联聚合物体系注入性、地下长期稳定性能良好,现场动态表现出见效时间晚、见效高峰期长、后续水驱期间含水回升速度慢的动态特征。与聚驱效果好的Ⅱ类油藏双河Ⅳ1-3层系对比,表现出产油倍数高、含水下降幅度接近的特点。截至2016年2月,交联聚合物驱已增油6.19×10~4t,阶段提高采收率6.11个百分点,预测最终提高采收率8个百分点以上,增油效果和提高采收率幅度优于Ⅱ类储量双河Ⅳ1-3层系聚合物驱。     

分层启动压力测试技术应用

油田进入开发中后期,开发重点由Ⅰ类储层向Ⅱ、Ⅲ类储层转移,层间干扰、注水困难是油藏开发的一个难题,为了实现精细注水开发,有必要对小层分层启动压力进行研究,尤其是在非均质性严重油藏。本文介绍了延长油田西区采油厂启动压力的四种确定方法以及其优缺点,其中氧活化测试资料在确定小层注水启动压力具有快速、直观、准确的优势。     

文25东块油藏储层非均质模式研究

本文从孔隙结构、物性、砂体展布等方面详细论证了文２５东块沙二下油藏宏观和微观非均质特征,建立了不同沉积微相的非均质模式,并结合油田开发特征,分析了各种非均质模式对油田开发生产的影响,指出了平面上砂体发育的不稳定性及物性的方向性是影响注水面积波及效率的主要因素,层内重力作用是影响单砂层层内垂向上注入剂波及体积的重要因素。层内非均质性是造成Ⅱ、Ⅲ类层动用差的主要原因。     

靖边气田难动用储量评价研究

靖边气田陕62井区碳酸盐岩气藏非均质性强,储量动用的难易程度在平面上和纵向上有明显的差别。本文研究在对静态资料及初期动态资料综合研究的基础上,建立了陕62井区马五1气藏产层分类标准,依据标准将单井各产层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,其中Ⅲ类产层储量为难采储量,Ⅰ+Ⅱ类产层储量为可动储量。     

曲流河砂体流动单元空间分布规律研究--以埕岛油田馆陶组为例

通过对埕岛油田馆陶组曲流河砂体流动单元的研究,首次提出了对曲流河砂体在开发中期采用相控流动单元划分的方法,总结了埕岛油田馆上段曲流河砂体剖面流动单元组合的9种模式,并应用河流沉积学基本原理分析了流动单元和各种流动单元空间组合模式的形成条件。提出长期的相对弱水动力环境造成差异沉积,形成粒度较细物性相对较差的边滩砂体;短期的弱水动力环境形成薄层的、物性较差的侧积层夹杂在高能环境的边滩砂体中间．曲流河沉积的这种特点造成了边滩微相砂体的Ⅱ、Ⅲ类流动单元的存在和Ⅰ-Ⅱ、Ⅰ-Ⅲ类流动单元的联合;并提出河流的消亡是一个渐变过程,因而顺河道方向Ⅰ-Ⅲ类流动单元的联合很少。     

油砂山油田Ⅰ、Ⅱ断块进一步细分层系开发潜力及井网部署

油砂山油田Ⅰ、Ⅱ断块是油砂山油田的主体部位,油层厚度大,储量丰度高,但纵向油层薄、多、非均质性严重,层间干扰严重,储量动用程度低。在2004年以前采用一套井网一套层系的开发方式,水井混注,油井混采,为了改善Ⅰ、Ⅱ断块开发效果,2004～2007年,油田Ⅰ～Ⅱ断块实施三套层系开发井网。目前,将Ⅰ、Ⅱ断块Ⅰ层系油层厚度较大的局部区域进一步细分为Ⅰ上、Ⅰ下两套层系,Ⅱ层系、Ⅲ层系部分水井分层系注水,同时加密、完善井网,不仅减缓了层间矛盾,而且较好地发挥了油藏生产能力,目前,该方案已应用于油田,并取得了较好的效果。     

扎格罗斯盆地X油田渐新统—中新统混积储层特征及定量评价

扎格罗斯盆地中部X油田渐新统—中新统Asmrai组的陆源碎屑-碳酸盐混积储层岩性复杂、非均质性和后期改造强，储层评价成为制约油气开发的瓶颈。为了规避评价参数相互交叉及人为因素对储层品质评价的影响，综合考虑影响储层质量的主要控制因素，优选混积系数、储层厚度、孔隙度、孔隙结构系数和非均质性系数等5种关键指标，运用灰色关联理论，提出储层综合定量评价标准，对混积储层进行综合评价。结果表明：Asmari组混积储层可划分为Ⅰ类储层、Ⅱ类储层、Ⅲ类储层和Ⅳ类非储层；储层分布主要受气候及海平面变化导致的薄层砂岩与碳酸盐岩交替沉积控制；古气候潮湿、陆源碎屑供给充足时，三角洲前缘水下分流河道主体发育Ⅰ类储层，河道侧翼及混积台地发育Ⅲ类储层，气候干燥、陆源碎屑供给不足时，储层发育较差，仅在台内滩随机发育Ⅱ类储层。研究成果可为X油田以及其他类似混积储层油田的开发方案调整和井位部署提供借鉴。     

高精度碳氧比能谱测井技术在文明寨油田的应用

文明寨油田是一个埋藏浅、油层多、非均质严重的层状中高渗透极复杂断块油藏。为增加动用储量,运用高精度碳氧比测井技术,开展剩余油分布研究,通过生产层水淹程度分析,对未射孔储层进行含油性评价。应用结果表明,该技术可以确定剩余油分布,寻找潜力层,提高Ⅱ,Ⅲ类层动用程度。该技术为薄油层、差油层及未分层的地层含油性评价,以及改善油藏整体调治效果,提供了有力的技术支持,对进入中高含水期后的类似中高渗复杂断块油藏剩余油挖潜具有借鉴意义。     

示踪剂监测技术及在桥口油田调整挖潜中的应用

针对非均质复杂断块油藏注水开发中后期油水分布关系复杂的实际情况,开展了井间示踪剂监测技术研究及应用,对油藏进行精细地描述,以便了解主力油层水驱控制及动用状况、油藏物性的差异,弄清油井见水、来水方向.通过采取相应措施,调整注水产液结构,提高了Ⅱ、Ⅲ类薄差层动用程度,达到增储稳产的目的.     

东辛复杂断块油藏层块分类评价方法与调整对策

东辛复杂断块油藏已进入高含水开发阶段,为进一步提高其水驱采收率,适应精细开发需要,综合考虑静态地质特点和动态开发特征,对复杂断块油藏提出层块分类综合评价的方法,制定了研究区层块分类的量化标准,并提出不同层块组合开发与调整的方法。分类中静态因素按照断块形状、含油面积、储层厚度及储层物性的先后顺序考虑,动态因素主要考虑水驱油规律、剩余油分布及驱动类型,不分先后顺序,将层块划分为Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ和Ⅳ共4类。Ⅰ类层块是开发的主力阵地,开发调整思路主要是在构造高部位、油层顶部部署水平井单层开发,在原始油水边界外实施人工仿强边水实现高效水驱;Ⅱ和Ⅲ类层块存在层间干扰,储量动用不均衡,应依据相似组合原则进行合理组合;IV类层块储量控制程度低,井网完善难度大,开发中采取复杂结构井或就近挂靠的原则提高储量控制与动用。     

鄯善油田提压注水试验应用效果评价

低渗油藏的主要特征是具有小孔隙、细喉道、高渗流阻力和低吸水能力。油井产油能力和吸水能力都非常低。流体在地层中的流动受毛管力、贾敏效应等因素影响,注水井大多启动压差大,要求注水压力高,注水难以达到配注要求。在低渗油田注水开发过程中,存在许多欠注井,常规的酸化、压裂增注的效果不明显。特别是Ⅱ、Ⅲ类储层压力扩散困难,不能建立有效的压力驱替梯度。为了增加驱动压力梯度,提高Ⅱ、Ⅲ类层的吸水强度,提高储量动用程度,制定并实施了微超压注水的技术对策（即提压注水）试验,经过一期和二期提压注水,收到了很好的效果。