南海东部深水油田开发初期储层预测研究

LH-A油田为南海东部珠江口盆地深水新区油田,其所在海域水深400m。开发评价初期,油田钻井少(2口),储层非均质性强,纵向发育有灰岩、灰质砂岩、砂岩等多种岩性储层,同时还交互分布有多层低阻油层,两口井钻遇的储层差异性大,地质特征复杂,储层预测成为本阶段研究难点。通过岩心、铸体薄片等资料分析,利用硬石膏、褐铁矿等胶结物对沉积环境的指示作用完成油田地层划分,解决了储层横向预测的瓶颈问题;同时采用地质统计学反演方法,综合测井、地质、地球物理等资料对储层进行空间预测和描述,特别是薄泥岩夹层的精细刻画。研究表明,LH-A油田ZJ30油藏为块状底水油藏,两口井钻遇的泥岩夹层不连片发育;低阻油层虽呈层状连片分布,但物性较好,不影响油田开发;采用"低平高直中斜"3种井型结合开采ZJ30油藏,预测出了较好的开发效果。     

鄂尔多斯盆地F油田延7、延8油层组夹层分布特征及其对开发效果的影响

侏罗系延安组延7、延8油层组作为鄂尔多斯盆地F油田主力生产层位,储层内夹层广泛发育,开发效果表明夹层已对油藏油水运动规律产生影响。由于开发前期缺乏对目的层段储层非均质性的系统研究,直接制约了后期精细油藏开发工作。利用研究区测井资料解释成果以及岩心观察资料,全面总结研究区夹层类型、夹层规模及其电性特征,并在此基础上结合生产实例分析夹层对油藏开发效果的影响。研究认为,F油田延7、延8油层组夹层类型以泥质夹层和钙质夹层为主。其中,延8油层组夹层规模多属相对稳定夹层,延7油层组属较稳定夹层。不同夹层其电性特征差异较大,是实际生产中确定油藏夹层类型的重要依据。油藏开发特征表明,夹层可以通过抑制砂体的吸水能力降低油藏水驱动用程度,同时能够减缓边底水油藏底水锥进的速度,避免生产井过早见水。     

复杂断块油藏勘探开发一体化研究——以齐2-13-11块为例

欢喜岭油田是开发近40年的老油田,最近几年上报的储量区块中主要为深层、稠油、薄层油藏,发现的优质储量主要为复杂断块油藏。在对这类油藏的研究中,应该从油藏的基本特征入手,分析复杂断块油藏制约因素,制定勘探开发一体化的思路,最大限度以及最快速度挖掘油藏潜力并尽快建产。利用VSP测井技术,测井资料和地震资料相结合,精细落实构造及储层发育情况,并利用蜘蛛网图研究该区隔层发育情况,利用隔夹层研究技术确定储层封堵性,根据勘探开发一体化思路,进行井网优化设计,按照分层注水开发的油藏整体开发思路进行井位部署。在部署探井的同时注重开发井网和后期注水调整井网的优化,在开发井网部署时,充分考虑储量有效动用,利用隔夹层发育特征来部署直井和水平井,从而实现储量向产量的快速转化。     

金湖凹陷南部阜三段—阜四段沉积相及其演化研究

通过对岩石类型、沉积构造和测井相进行综合分析,系统研究了金湖凹陷南部阜三段-阜四段沉积相类型及演化模式。研究表明:阜三段时期盆地主要发育三角洲前缘—前三角洲—滨浅湖沉积,物源来源于张八岭隆起和建湖隆起,根据沉积层序特征进一步划分水下分流河道、水下河道间湾、河口坝、远砂坝、前缘席状砂、前三角洲泥以及滨浅湖泥微相。西南部汊涧斜坡带主要发育为朵形三角洲沉积,东北部发育长形三角洲沉积。阜四段沉积期盆地基底沉降,湖平面上升,在汊涧斜坡带发育小型三角洲,东北部为滨浅湖—半深湖相沉积。研究区沉积旋回总体表现为进积→退积→进积→退积的演化模式,砂体的分布范围经历扩大→缩小→扩大→缩小的变化趋势,表明沉积相的演化规律对砂体的发育特征具有控制作用。     

应用水平井提高特高含水量的河道砂岩油藏采收率

大庆喇萨杏油田开采了40年，已经进入高含水开采后期，属于典型的河流一三角洲沉积砂岩油田，非均质性严重，油藏水侵程度不均匀，剩余油分布复杂，但是它的开发潜能很大。为了开采厚油藏中的剩余油，目前采取了选择性射孔，定位压裂，填充钻井，聚合物驱等方法，然而在垂直井上使用的这些方法并不能将厚油藏内的剩余油完全开采出来。本文介绍了在水平井650m处的水平段产量到达100t／d的成功例子，并运用了侧向加积夹层预测技术，避免水平段水侵以及优化的水平井射孔技术，这些都表明在喇萨杏油田应用水平井能够提高这种特高含水率的河道砂岩性油藏的石油产量。     

台兴油田阜三段剩余油挖潜研究

台兴油田阜三段（Ef^3）为三角洲沉积,主要发育水下分支河道、河口坝、远砂坝（席状砂）和分支间湾4个微相,动态资料、油藏描述及数模研究表明：平面上河道砂微相油层水淹严重,剩余油仅分布在断层、油藏边角及微构造高点．河口坝及远砂坝微相的二、三类储层注采不完善,剩余油潜力仍较大;纵向上。主力油层剩余油集中在正韵律上部中低渗区,非主力层储层物性较差,动用程度低,剩余油潜力较大。根据本区剩余油分布的特点,采取了加密井网、细分层系、零散调整等挖掘剩余油的对策与建议,为油田综合调整方案的制定提供了依据。     

应用水平井挖掘杜84块兴Ⅱ组单砂体稠油油藏潜力

辽河油田杜84块兴隆台油藏纵向划分为兴Ⅵ组、兴Ⅲ组、兴Ⅱ组、兴Ⅰ组四套油层组。其中,兴Ⅵ组采用直平组合SAGD(蒸汽辅助重力泄油技术),兴Ⅰ组采用双水平井SAGD,兴Ⅱ、Ⅲ组互层状油藏水平井吞吐挖潜,实现杜84块多元化立体高效开发。通过开发方式转换,杜84块实现了油田纵向储量的均匀动用,很多区域达到或超过油田标定采收率(29.2%)。通过深化地质研究,发现兴Ⅱ组还存在未得到有效动用的单砂体油藏。结合部署界限和油藏发育情况,在兴Ⅱ组隔夹层发育稳定区域部署规划两口水平井杜84兴H2111井、杜84兴H2112井,控制地质储量11.5×104t,部署区域基本未动用。两口水平井目的层厚度在7m左右,水平段长度为240m以上,单井储量在5×104t左右。应用近钻头地质导向、随钻地质跟踪以及水平井同注同采技术,挖潜单砂体油藏潜力。     

薄层滩坝砂低渗透油藏滨425块注水开发研究

滨425块沙四上段为一薄互层滩坝砂低渗透油藏,通过综合研究,揭示了滨425块薄互层滩坝砂低渗透油藏特征,指出这类油藏注水开发应重点研究的内容和方向:研究滩砂和坝砂在油藏纵向和平面上的分布及相应的储层特性,这是开发滩坝砂油藏的基础;提出了这类油藏应立足补充能量注水开发的原则。同时,根据室内研究和矿场试验的结果 ,指出注水开发应遵循的主要原则:一是遵循低渗透油藏渗流能力,不能追求过高的注水速度和采油速度,即存在合理的注采速度;二是由于低渗透油藏孔吼半径细小,容易受到固体颗粒堵塞,引起注水压力升高、注不进问题,即水质是保证注水的根本,因此要100%保证注水水质。滨425块的渗流能力决定了其只能采取低速注水,有效的方式是实现同期或早期注水,现场实践取得了很好的开发效果。     

辽河油田洼79井区难采储量动用技术研究与应用

辽河油田洼79井区储层发育不稳定,砂体规模小,油藏埋藏深,油层薄,岩性细,加之直井开发中存在注汽压力高,吞吐周期短,油层出砂严重,检泵周期短等因素,导致储量难采。利用储层评价技术开展区块精细油藏描述,落实剩余储量富集区。在此基础上,对区块油井的注汽规律、生产规律进行评价,同时寻找适宜的开采技术。运用油藏工程方法开展水平井动用可行性研究,并采用配套的钻采工艺技术,设计水平井整体替代直井进行二次开发的方案。预计洼79井区利用水平井二次开发后,井区日产油能力达到80t以上,采收率可提高7.3%,增加可采储量10.2×104t。实践表明,水平井既可有效抑制油井出砂、改善注汽效果,又可发挥泄油面积大的优势,提高主力砂体动用程度;合理优化钻采工艺可有效提高油层钻遇率,利用多点注汽方式能提高热利用效率,实现难采储量的有效开发。     

复合射孔技术在扶余油田高含水开发后期的应用

扶余油田已进入高含水开发后期,随着采出程度的不断加深及油层水洗程度的不断加重,可动用潜力层的性质及井况逐年变差,严重制约着压裂措施的实施.该油田正韵律沉积储层层内非均质性较强,长期注水开发过程中,造成层内底部水洗,且在沉积过程中形成东西向垂直裂缝,导致底水上窜,注入水无效、低效循环;加之扶余油田1/3区域位于城区,随着城区改造及大平台井的增多,剩余油挖潜难度增大.通过对储层沉积特征、水洗特征、剩余油分布规律研究,认识夹层及沉积构造界面对水淹、水洗层的影响特征.利用复合射孔技术,开展不同层位夹层、构造界面影响下的储层不同部位下的射孔技术,有效挖潜了储层内的剩余油,解决了水平井等措施成本高的问题.利用复合射孔技术的增油机理,开展了稠油区的实验.目前累计实施108口井,有效率达81％,累计增油6120t.     

腰滩油田阜一段隔夹层分布研究

储层中隔夹层引起的渗流差异,是影响水驱开发效果的重要因素.隔夹层研究是储层非均质性研究的重要内容.腰滩油田阜一段储集岩以细砂岩为主,孔隙度为9.27％～14.94％,平均为11.4％;渗透率为(0.46～16.09)× 10-3μm2,平均为3.38× 10-3μm2,属低孔、低-特低渗储层.针对阜一段储层特征,以岩心物性为基础,测井资料为依据,将腰滩油田隔夹层分为两类,即:泥岩夹层和泥质砂岩夹层.在建立隔夹层测井识别标准基础上,对单井隔夹层进行系统识别,并做多井对比,从而得出隔夹层空间分布特征.阜一段储层内隔夹层以泥岩夹层为主,该类夹层主要发育于储层下部;泥质砂岩夹层较少,主要发育于储层上部.隔夹层的井间差异较大,储层非均质性较强.井间对比显示,阜一段储层内隔夹层分布较广的主要有3层,其中3号夹层全区均发育,1号与2号夹层局部发育.     

复杂盐檐油藏精细描述与高效开发研究

复杂盐檐油藏由于断块小、含油带窄、岩性变化大,高效开发难度大。以哈萨克斯坦S区块B油田501井区为例,进行储层精细描述研究,重新进行优化部署,提出并实践了小断块盐檐构造上的水平井开发技术,水平井单井日产达到单井的2倍,采收率提高,保障产能建设顺利完成,也为复杂盐檐油藏的高效开发提供了一条新的途径。     

物性夹层对SAGD开发效果的影响研究

针对物性夹层是否影响SAGD开发效果的问题,采用测井曲线分析与取心井岩心描述相结合的方法,明确了D块I油层组物性夹层的岩性构成、厚度范围、电性特征以及物性变化。利用CMG稠油热采模拟软件,依据油藏地质特点及开发现状,建立了双水平井组合、直平组合两种布井方式SAGD的数值模型,模拟了夹层厚度与渗透率多种组合方案,取得了"夹层热传导与渗透性关系不大、夹层泄油能力与渗透性关系较大"的基本认识,确定了物性夹层厚度、渗透率对SAGD开发效果影响的技术界限:当物性夹层渗透性小于100m D、厚度大于1.5m时,双水平井SAGD开发适应性较差;当物性夹层厚度为1m、渗透率大于40m D时,对直平组合SAGD开发影响很小;当物性夹层厚度大于2m、渗透率大于100m D时,对直平组合SAGD开发效果影响不大。     

杏十二区葡Ⅰ3小层储层沉积模式

杏十二区纯油区位于杏树岗油田南部,葡Ⅰ2、葡Ⅰ3为主力油层,其他为非主力油层。为分析葡Ⅰ3小层6沉积时间单元储层沉积特征并进行合理有效的开发调整,以河流沉积学理论、高分辨率层序地层学新理论为依据,提出井井对比方法、平面井网对比法、成因移界方法,解决了复杂的河流-三角洲地层统层对比的难题。识别出1种亚相7种微相类型,并建立了测井微相模式。结果显示,杏十二区葡Ⅰ3小层6沉积时间单元存在分流河道、小型决口河道、废弃河道、天然堤、决口扇、溢岸砂、分流间泥等多种类型储层,但以各类河道(分流河道、小型决口河道、废弃河道)砂体为主;天然堤、决口扇、溢岸砂多为含泥粉砂、粉砂质泥和纯泥,很难成为有效储层。精细刻画成因单砂体,建立了3种储层沉积模式,即大型复合河道砂体、中型分流河道砂体、小型分流河道砂体。     

珠江口盆地西江33洼古近系油藏地质特征与成藏解剖

珠江口盆地西江33洼油气勘探的主要目的层系和探明储量均集中在古近系,而古近系油气藏由于埋藏深、钻井成本高导致该区勘探程度低,至今没有建立开发平台。XJ-A古近系油藏位于西江33洼南部斜坡带,该油藏的储层物性较差,横向与纵向变化均较大,具有"低孔渗"特征,而且发育多个断块,各个断块油气独立成藏,无统一的油水界面,给油藏的精细刻画带来了极大的困难。本文以XJ-A古近系油藏为例,系统分析了该油藏的油气成藏规律,研究表明:①西江33东西次洼生成的油气均可向XJ-A油藏供烃;②XJ-A油藏为复杂断块油藏,储层以辫状河三角洲沉积为主,上恩平组湖沼相沉积是该油藏的区域盖层;③XJ-A油藏在主排烃期具有油气早期充注特征,表现为"中高孔渗"储层形成常规油气藏,主排烃期后储层边致密化边成藏。总体而言,XJ-A油藏具有"双源供烃,旁生侧储,断砂输导、早期充注、断块成藏"的特征。     

塔河一区夹层控制型剩余油挖潜技术

塔河一区为辫状河平原亚相分流河道沉积的底水油藏,夹层较为发育。纵向上发育3套夹层,与相邻储层物性差异大,遮挡效果明显;平面上夹层展布面积小,但多套夹层相互遮挡,形成较大的遮挡范围,对剩余油控制作用明显。油藏进入中高含水期后,研究剩余油的成因和分布特征是开展调整挖潜的基础。针对塔河一区3套夹层对剩余油分布的控制,应用剩余油测井和数值模拟方法,研究了剩余油的分布。结果表明,塔河一区夹层控制型剩余油主要有两种类型:由于夹层遮挡形成的低渗部位剩余油及高部位的井间剩余油。结合夹层纵向分布及平面遮挡连片的展布特征,通过生产直井低渗段剩余油,在井间动态关系明显的井组应用井组优化,挖潜井间剩余油,通过注入介质改变井周压力场,实现对井周剩余油的调整挖潜,取得明显增油效果。经过两年的矿场实践,油藏开发效果得到明显改善。     

特高含水期砂泥岩水淹层解释方法

砂泥岩油田特高含水期开采阶段,准确识别水淹层对于剩余油分布评价尤为重要.基于岩石物理相的储层参数计算方法,建立了应用测井、地质、开发、油藏工程等多信息特高含水期水淹层解释方法.用该法解释水淹层,符合率超过84％.     

精细相控随机建模及其模型检验

在Y油田油藏非均质性和油水关系等分析基础上,运用Petrel相控随机建模技术,利用单井相分析数据和测井二次解释的属性数据,得到了沉积微相模型和微相控制下的属性模型。Y油田储层沉积模型主要为曲流河流沉积,发育有分流河道、分流河道侧缘心滩和河漫湖泊等微相;在相带约束下的模型,属性高值主要集中在分流河道和心滩内,能更准确反映物性在储层空间的展布规律。经模型一致性和抽稀井验证,结合动、静态资料进行分析,储集层属性分布与沉积微相展布相互对应。结果表明,物性参数模型能反映实际储层非均质性,地层压力检验验证了模型砂体是否对接的合理性;同时按照10%的比例随机抽取其中的20口井作为抽稀井,相对误差主要集中在1%左右,说明地质模型与原始数据吻合程度高,砂体在空间的展布和储层非均质性变化符合实际地质情况。精细相控建模降低了随机建模的不确定性,所建模型再现河流相储层复杂的空间结构和几何形态。     

大庆油田M油藏提高新投产井产能压裂技术试验

大庆油田M油藏进入开发中后期,高含水井及重复压裂井逐年增多,具有改造潜力且开采效果较好的储层不断减少,由于受储层物性及自身条件的限制,新投产的加密井采用常规压裂改造工艺增油上产并不理想。针对目前新投产能加密区块产能井存在的井距小、压后含水高、储层物性差、单井产能低、达不到方案设计要求、影响油田经济有效开发等问题,开展提高新投产井产能技术试验。依据M油藏内各区块的特征,优选了同层多裂缝压裂、大砂量压裂、热造缝结合压裂和短宽缝压裂等4种工艺,并依据区块特征进行压裂工艺和施工参数优选,对现场28口试验井有针对性地实行压裂。结果表明,现场试验的28口井与同区块常规压裂投产井相比,投产初期平均单井日产液提高0.8t,日产油增加0.4t,产能提高15.3%,达到了"新区提液,加密区控水"的要求。     

油藏数值模拟技术在陆梁油田开发中的应用

油藏数值模拟技术是迄今为止定量描述非均质地层中多项流体流动的唯一方法,此项技术在陆梁油田开发生产中发挥了巨大作用。陆梁油田陆9井区油藏具有构造幅度低,储层非均质性强,油层厚度薄,边、底水能量充足特点。开发初期,针对油藏地质特征,对各区块开展油藏数值模拟研究工作,对油藏开发方式、射开程度、临界产量进行评价和论证。经过近10年的全面开发,随着动(静)态资料数量、类型的增加,对油藏的认识不断深化,建立了数值模拟跟踪系统,通过修正地质模型,不断优化开发方式。通过油藏模拟研究,加深了对油水运动规律的认识,摸清了油藏剩余油分布规律,同时,对单井组注采比进行优化研究,为油藏精细注水提供依据,并开展了油水井措施优化研究,确保措施有效实施。此外,针对水平井,进行了可行性和开发方式的研究,为水平井开采边、底水油藏提供了依据。目前,该技术已成功应用于油田的动态调水、老区剩余油挖潜以及水平井设计等工作中,有效改善了油藏开发效果,减缓了油藏综合递减率,确保了油藏持续高效开发。