时移测井饱和度拟合方法及其在珠江口盆地油田开发调整中的应用

NHB油田是珠江口盆地(东部)一个已进入开发中后期的小型多层砂岩油田,油层厚度较薄,主要采用大斜度井多层合采,由于大斜度井作业困难,油田无生产测井、分层测试资料,常规历史拟合的多解性对剩余油分布研究提出了极大的挑战。提出了采用时移测井饱和度拟合指导油藏模型校正的新方法,其主要思路是将随钻测井解释饱和度作为拟合参数,通过拟合模型饱和度和对应时间同一位置随钻测井解释含油饱和度实现对地质模型的迭代修改,再结合常规历史拟合从时间和空间上对油藏剩余油分布进行分析,使模型逐渐接近油藏实际。应用效果表明,采用生产数据和时移测井饱和度双参数拟合方法显著降低了油藏模型多解性,为油田精细开发提供了良好基础。     

考虑相渗时变的数值模拟历史拟合方法及应用

海相砂岩油田长期水驱冲刷下存在残余油饱和度变化,制约着油藏数值模拟历史拟合及对剩余油认识的准确性,有必要开展相渗端点时变表征及时变模拟方法研究与应用。利用物理模拟及过路井饱和度标定,定量表征长期水驱残余油饱和度端点变化规律,建立水驱倍数下相渗曲线系列;改进传统数值模拟软件,增加相渗分区随过水倍数调用函数,嵌入历史全过程迭代,实现相渗时变模拟及历史拟合。南海X油田应用表明,长期水驱残余油饱和度与驱替倍数呈对数关系,该方法将过路井沿程含油饱和度及高含水期生产动态的拟合精度大幅提高,剩余油分化"马太效应"明显,指导调整井挖潜效果较好且与模型吻合度高,为油田开发后期潜力研究及提高采收率提供了较好的技术借鉴。     

强水驱海相砂岩特高含水期剩余油分布预测研究

随着海相砂岩油藏进入特高含水、特高采出程度开发后期,由于动态及静态储层非均质性的影响,剩余油分布更加复杂和零散,剩余油精准预测及挖潜的挑战逐渐增大,常规剩余油预测方法已经跟不上油田生产形势的需要。本文不同于传统方法将物性参数(驱油效率、残余油)假定为固定值,作者基于油藏岩心分析成果将物性参数表征为随水驱强度变化而变化的时变关系式,在主流商业软件中采用编程语言创新性开展储层参数时变的定量化表征,同时结合生产动态拟合和时移测井饱和度拟合双参数约束校正模型,有效提高了模型精度,在实际油田应用中取得良好的效果。     

一种预测储层含油饱和度的新方法

剩余油分布预测是油田开发中、后期的主要任务之一。通过对测井资料进行解释，可以预测井区附近剩余油的分布情况，但无法预测远离井区域的剩余油的分布情况。采用时间平均方程和时移地震技术，得出了预测剩余油分布的方法。结果表明，由时间平均方程可以求得静态剩余油饱和度；将时间平均方程与时移地震相结合，可以获得动态剩余油饱和度（饱和度的变化率）。该方法符合精细地质研究的思想，为用时移地震技术预测油、水分布的动态信息提供了科学依据。     

高含水、高采出程度阶段油田剩余油定量表征及其综合评价

河南X油田目前综合含水94.2%,采出程度38.6%,属于高含水、高采出程度(简称"双高")开发的油田。如何进一步发展"双高"开发单元提高采收率的方法,已成为目前的研究重点。建立X油田数值模拟模型,对其进行历史拟合。满足历史拟合要求后,针对"双高"阶段剩余油分布特点给出不同水淹级别划分标准。着重分析不同水淹级别下剩余油饱和度、剩余地质储量、平面和层间剩余油分布特征。建立了剩余油挖潜综合评价方法,将评价指标划分为4类,按照同一油组不同水淹级别对剩余油潜力区进行精细刻画,进而找出剩余油主要集中在Ⅲ、Ⅳ类潜力区。并针对不同潜力区提出不同挖潜策略,为X油田下一步剩余油精细挖潜提供依据,该方法对国内类似"双高"油田有借鉴意义。     

RPM剩余油饱和度测井在南海西部油田的应用研究

RPM饱和度测井技术是高含水油田确定剩余油饱和度、增产挖潜、划分水淹级别的主要技术之一。南海西部海域的在生产油田大量进行了RPM剩余油饱和度测井,实际应用表明,其已成为确定剩余油饱和度、监测油层水淹状态和油水动态变化、寻找潜力部位、指示动用与未动用层的主要技术手段,对制定油田调整开发方案、增产挖潜、三次采油有着重要的指导意义。     

数值模拟拟合精度方法研究

剩余油分布规律研究是油田后续滚动开发的基础,数值模拟的精度高低是分析剩余油分布规律的关键。 龙虎泡油田是岩性和构造控制下的低渗透油藏,为浅湖相和三角洲前缘相沉积。 针对龙虎泡油田主体区块的地质、构造及沉积特征,在数值模拟历史拟合过程中,采用虚拟井技术、 PETRE-RE 技术、 分割与整合技术、分类拟合技术及分相带与分阶段相渗标定等,对主体区块储量进行拟合,单井拟合精度达到了 91.6% ,确保了其误差在 5% 以内,最终得到了龙虎泡油田平面和纵向上的剩余油分布规律,更好地指导了油田后期开发。     

数值模拟拟合精度方法研究——以龙虎泡油田为例

剩余油分布规律研究是油田后续滚动开发的基础,数值模拟的精度高低是分析剩余油分布规律的关键。龙虎泡油田是岩性和构造控制下的低渗透油藏,为浅湖相和三角洲前缘相沉积。针对龙虎泡油田主体区块的地质、构造及沉积特征,在数值模拟历史拟合过程中,采用虚拟井技术、PETRE-RE技术、分割与整合技术、分类拟合技术及分相带与分阶段相渗标定等,对主体区块储量进行拟合,单井拟合精度达到了91.6%,确保了其误差在5%以内,最终得到了龙虎泡油田平面和纵向上的剩余油分布规律,更好地指导了油田后期开发。     

特高含水期马20断块剩余油分布的数值模拟

兴隆台油田马20断块兴隆台层组构造复杂,开发历史长,作业措施频繁,已进入特高含水开发阶段,剩余油分布状况异常复杂.为解决此难点,采取了优选主力目标层,精细储量复算,优化网格,建立精细地质模型,岩石流体物性控制,精细动态数据控制,精细历史拟合等数值模拟研究技术措施,建立了各小层砂体剩余油饱和度等值图,定量分析了平面、纵向的水淹状况和剩余油分布规律,探索出针对特高含水期老油田不同剩余油潜力区分布特点进行可行性挖潜对策调整模式.     

特高含水期油田剩余油分布研究

高含水后期油田稳产的关键取决于对剩余油的深入了解和再认识.濮城油田濮53断块油藏已经进入特高含水期,油藏产量递减大,含水上升快,注采系统适应性差.本文分别应用物质平衡法、油水相对渗透率法和沉积微相法对其剩余油分布进行了研究.以生产分析为基础,分析研究沉积微相、水淹图和剩余油饱和度之间的关系.同时在精确地质建模的基础上,对该油藏进行数值模拟研究,拟合了油田的生产动态,得出了剩余油分布规律.由此采取油针对性的挖潜措施,达到控水稳油的目的.这些研究方法对特高含水期同类油藏的剩余油分布研究具有一定的借鉴作用.     

时移地震技术在油藏监测中的应用——以西非深水扇A油田为例

A油田海上深水浊积砂岩油藏开发中井数少且井距大,井控程度较低,存在连通性难判断、水淹范围及程度难刻画、剩余油难预测等问题。时移地震技术基于分析不同时间点三维地震数据的波阻抗差异,可有效弥补井资料不足的问题,成为油田生产优化及调整挖潜的重要手段。以西非某典型深水扇油田为例,采用动静结合的思路,将时移地震与构造断裂、储层预测、井网分布、生产动态研究相结合,探讨时移地震在深水浊积挥发性油藏中的有效应用,为该类油田的时移地震应用提供借鉴与参考。研究表明,时移地震与断距结合,在判断断层封堵性方面具有较高的可靠性,可有效厘清开发矛盾,指导调整井的部署;时移地震与沉积相及储层预测相结合,可有效刻画出水驱前缘、表征水淹程度,明确生产优化方向;时移地震与井点泥岩隔夹层结合,可准确判断层间连通性,指导措施优化;综合构造断裂、沉积相分布、储层结构和井网等信息,可以实现对剩余油的有效预测并指导油田调整挖潜。     

韵律层内剩余油分布的数值模拟研究

韵律层内的剩余油已成为油田开发后期调整挖潜的主要目标,根据精细数值模拟研究结果认识层内剩余油的分布规律,可以指导高含水油田后期的开发调整。以胜坨油田胜二区8砂组的地质条件为基础建立概念模型,采用油藏数值模拟方法,分析了同一个韵律层内剩余油的分布规律。研究结果表明:水驱计算至高含水期后,在同一个韵律层内,垂向上上部小层剩余油饱和度高,下部小层剩余油饱和度低,接近于残余油饱和度;小层厚度越小,油、水的地下密度差越大,原油黏度越小,这种现象越明显;而注水井射孔位置对韵律层内垂向上剩余油的分布基本没有影响。因此,对已进入高含水开发阶段的胜坨油田,后期调整挖潜的目标是韵律层内的上部层段。      

塔中4油田低储采比开发阶段数值模拟研究

油藏数值模拟作为油田开发的重要技术手段,在油藏开发调整、剩余油分布研究中发挥了重要作用。低储采比开发阶段油田剩余油在空间分布上具有高度零散的特点,利用先进的网格技术及精细油藏数值模拟技术是寻找这类剩余油分布的最科学、最实用的技术手段。根据低储采比开发阶段油藏特点,对塔中4油田进行了油藏数值模拟研究,通过初始化拟合和生产历史拟合,弄清了地下油、水运动和剩余油分布规律,提出了合理的调整方案,为高效开发该油田提供了技术支持和决策依据。     

海上Z稠油油田剩余油分布研究方法及应用

针对海上Z稠油油田剩余油分布规律复杂、井资料相对较少的现状,应用时移地震、油藏动态分析法及数值模拟法分别对L稠油油田剩余油分布进行了研究,并提出了相应的调整井挖潜策略,实施后取得了较好的挖潜效果。研究认为:研究区剩余油主要分布在油井间滞留区、封闭断层两侧、渗透率级差较小的厚油层顶部以及受干扰较小的薄油层,通过定向井井间加密、水平井分层开采等挖潜措施达到了提高油田采收率的目的。     

东辛油田水淹层测井解释模型研究

合理的确定油层水淹级别,掌握剩余油分布规律,最大程度地提高油田采收率是油田中后期挖潜增效的重要途径。文章选取典型井例,利用对子井分析、相关分析及统计分析等技术手段,进行注水开发油藏的测井地质评价工作,结合数值模拟,将数模中的剩余油饱和度与测井成果中所读取的剩余油饱和度进行拟合校正,以实现模型与油藏的实际情况相吻合。     

储层饱和度动态监测在海上油田的应用

海上大部分油田已进入开发的中后期,以油井细分层系、卡层堵水、补孔等措施为主的剩余油挖潜技术是油田稳产的重要手段,而确定剩余油和水淹层的分布是挖潜的先决条件,也是生产测井储层动态评价的一项重要内容。重点阐述了目前饱和度动态监测的测井仪器在海上的应用情况,经过渤海、南海西部、东海共132口井的饱和度测井实践证明:储层饱和度测井不仅能应用于老井,过油管确定含油、含气饱和度,油水、气水界面的变化情况,而且定期的动态监测与生产动态相结合,可以了解储层的动用情况,指示剩余油的分布状况,为油田挖潜调整提供依据;储层饱和度测井也能用于油田开发中后期的调整井,采用长短源距C/O方法和中子寿命PNC测井方法,能确定裸眼井测井难以识别的低阻油气藏或可疑油气藏的流体性质,为海上油气田的高效开发贡献力量!     

考虑黏滞性低渗透油藏数值模拟应用研究

针对低渗透油藏剩余油预测精度低的问题，以鄂尔多斯盆地延长组长7致密油藏为例，运用油藏数值模拟理论，引入黏滞性运动方程，描述低渗透油藏压力传播的方向和大小，将其成果运用到剩余油研究中，并对剩余油富集区优化部署挖潜井。研究结果表明：随着生产时间的延长，不考虑黏滞性会导致采收率偏低，见示踪剂情况证实了黏滞性对生产的影响；考虑黏滞性的低渗透油藏数值模拟结果生产历史拟合较好，单井拟合率达到89%;数值模拟结果表明，剩余油富集区主要位于水线两侧，为井间难以波及或注采不完善区域。在剩余油富集区域部署的挖潜井初期日产油为12.8 t/d,较邻井提高了近4倍，区域部署挖潜井预计增加可采储量9.27×10³t。研究成果对同类油藏剩余油挖潜和后期调整有借鉴意义。     

海上高含水油田增产挖潜技术——以海上A油田为例

相对于陆上油田而言,海上油田在高含水开发中后期增产挖潜研究中,对剩余油描述精度要求更高、面临的难度更大。以海上A油田为例,根据油藏地质与开发特点,通过以Q-Marine地震技术采集的资料为基础,系统地采用时移地震预测剩余油分布技术、叠前纵横波联合反演技术、储层构型综合表征油藏非均质性技术等精细刻画储层砂体的空间展布,描述储层非均质性,预测剩余油分布,并在此基础上提出了定向井多靶点多目标以及多底、多分支水平井等油田开发技术策略,取得了良好的挖潜效果。     

油藏数值模拟法预测剩余油分布及调整挖潜措施--以临南油田夏32块油藏为例

以临南油田夏32块油藏为例，叙述了边水活跃油藏中高含水期油田调整模式。在精细油藏描述的基础上，利用油藏数值模拟技术研究剩余油分布规律是较为直观的好方法。通过对开发动态进行历史拟合，分析了剩余油的分布特征及其控制因素，针对不同的剩余油分布形式，提出控水稳油的挖潜调整措施。     

基于时移地震资料的储层渗透率时变性研究

油田进入高含水开发期后,预测储层渗透率参数是剩余油挖潜的关键.通常渗透率资料通过测井解释获得,然而受油藏开发和储层注水冲刷的影响,开发后期投产井的测井资料无法真实反映油藏原始状态的渗透率情况.利用不同含水阶段时移地震资料,提取并筛选地震属性,优选均方根振幅、反射强度、瞬时频率、振幅包络、主频五种时移地震属性构建数据集,...