海上油田井间连通性综合评价技术研究

海上油田开发成本高,探井、评价井及生产井数少,导致油田资料及油藏认识有限,而对于注水开发的油田,井间连通性的认识对于改善注水效果及提高采收率是非常重要的。因此,针对这一难题及需求,以海上某油田注采井组为例,提出了井间连通性综合评价技术。利用砂体展布、储层物性、沉积相等地质研究分析静态连通性,根据油井泵吸入口压力及产液量随注水量波动的响应情况分析动态连通性,再结合示踪剂的测试结果,以及自主研发的油水井间连通性评价软件定量计算油水井间的连通系数,综合评价了油田注采井间连通性,为海上油田剩余油分布认识、注水效果改善及采收率的提高提供了参考和依据。     

井间示踪监测技术在科尔沁油田包26-30井组的应用

利用分配型和非分配型同位素示踪剂,对科尔沁油田包26-30注水开发井组进行了井间示踪生产动态监测,定性给出包26-30井注入水推进方向、速度、井间连通性及储层非均质性的分析解释,定量给出了注采井间剩余油饱和度及其分布规律的综合解释,提出了调整和治理注水开发井组的建议。     

储集层构型研究在油田精细开发中的应用

胜利油区的孤岛油田属于强非均质河流相砂岩油藏,特高含水期应用储集层构型理论进行油藏精细描述,将储集层结构层次进行细分,由原来的单砂层、单砂体进一步细分到单一成因单砂体,研究砂体内部构型及各种微地质界面对剩余油的控制作用,在老油田开发调整和挖潜中取得了良好的应用效果。实践证明,主河道厚油层边滩和心滩内部结构复杂,发育的侧积夹层和落淤层夹层具有层内分隔特性,有利于水平井开发挖掘顶部剩余油潜力;河流相二元结构的上部溢岸沉积和边部废弃河道薄砂体物性差、动用程度低,是后期开发的重要潜力区;复合曲流带砂体局部存在废弃河道,形成半连通和不连通,通过识别分析,进一步完善平面注采对应关系,可提高注采效果;单一成因砂体内部可以细分为若干个不同的流动单元,分析其流动特性差异,有助于治理油藏水侵。图8表1参10     

缝洞型碳酸盐岩储集层连通性刻画及应用

针对缝洞型碳酸盐岩油藏储集层非均质性强、连通单元识别难度大、井间连通性认识不清和油藏高效开发困难的问题,运用相控反演与最大似然属性刻画缝洞集合体与大尺度裂缝空间展布,识别连通单元,明确井间连通方式以及剩余油潜力,基于单井动态资料进行连通性分析,验证静态资料连通性刻画结果的合理性。应用于轮古7井区轮古7-5井组注气开发,为井组注替、开发策略制定提供依据,进一步提高油藏开发效益。     

卫42断块特低渗油藏挖潜调整研究

濮城油田卫42断块油藏埋藏深、物性差、储层沉积环境和砂体连通状况不清、平面非均质性强、注水困难、井网不完善,开发效果差。以油藏精细描述和油藏动态分析为基础,研究了油藏剩余油类型及分布规律。油藏剩余油类型主要有层间干扰型、构造高部位型、注采不完善型和透镜状砂体型。针对油藏地质特点和剩余油的不同类型,开展了滚动扩边、层段重新组合以及调整注采井距和井网密度等油藏工程研究。实施结果表明,针对不同类型剩余油分布的井网优化和井网加密等措施明显改善了开发效果。     

井间示踪监测确定水驱油藏剩余油饱和度技术应用

长期注水开发的老油田,由于主力砂体非均质性严重、水淹程度高、剩余油分散,常规方法难以预测和评价井间高渗通道和剩余油饱和度的分布,因此开展了以示踪剂井间监测为主,与油藏数值模拟有机结合确定井间剩余油饱和度综合评价技术.阐述了井间示踪监测确定水驱油藏剩余油饱和度技术方法原理,以及这项技术在港西三区二断块注水井组的应用,并根据测试结果进行了注水井调剖、油井提液和打调整井等措施.综合调整后的生产动态表明,示踪剂测试结果和调整井测井结果及动态特征吻合,各项措施均取得明显效果,为老油田开发中后期应用井间示踪监测技术,指导三次采油的综合调整找出了一条新路.     

岩性油藏储层连通性及剩余油分布研究

黄珏油田戴南组为构造岩性油藏,纵向上被划分成近80个砂体,仅7个砂体储层发育规模较大,早期实现了注采完善,但不同井组见效差异较大。选取两个主力块的局部井组,静态上被认为连通性较好,但注水多年未见效。利用"对、拆、统、验"四步法手段,获得修正后的沉积微相和储层连通性认识,解决了"静态假性连通"的动静态矛盾。结合实际油藏构造形态,利用数模研究岩性油藏剩余油分布模式,为后续调整对象的选取提供依据。研究成果可为同类油藏的储层连通性研究和剩余油挖潜提供经验。     

应用同位素示踪技术研究油藏剩余油分布规律——以玉门老君庙油田M油藏为例

我国最早采用现代技术开采和最早注水开发的玉门老君庙油田，在67年的开发历史中先后采用测井、油藏工程、岩心、数值模拟、水矿化度分析等方法，研究不同开发时期的剩余油分布规律。这些方法各有特点，同时又存在各自的局限性。而同位素示踪技术对注水开发过程中的油水分布关系和剩余油研究针对性更强，其原理为：对注水井注入两种同位素示踪剂，根据对应油井产出示踪剂质量浓度曲线形态的变化，以及两种示踪剂峰值质量浓度产出的时间差，以色谱分离理论与对流扩散理论为基础，应用示踪剂解释软件，进行注采对应关系分析、储集层非均质性参数确定和剩余油饱和度研究。同位素示踪技术在老君庙油田M油藏4252井组的应用，为老油田后期注水开发剩余油研究提供了一种简捷直观的有效方法。     

薄互层砂岩油藏开发前期采收率预测方法研究

南海西部乌石油田A井区为典型的薄互层砂岩油藏,单砂体厚度1.0 m左右,砂体展布及连通性认识不清,开发前期采收率预测难度大,影响油田建产.开发实践表明,砂体连通性与合理注采井距是影响薄互层砂岩油藏注水开发采收率的关键因素,针对采收率预测,经验公式法无法考虑砂体连通性,地质综合法虽考虑了注采系统,但各参数的定量取值以经验...     

彩南油田彩9井区西山窑组油藏井间动态连通性研究

彩南油田彩9井区西山窑组属于低渗-特低渗油藏,非均质性强,注采井网适应性差,储量动用程度低,水驱开发效果极差。准确的判断注采井间动态连通性,是改善油田开发效果的关键。针对彩南油田彩9井区西山窑组油藏,建立井间动态连通性模型。利用油田注采动态数据反演得到井间动态连通系数,绘制全区注采井间连通图。对比分析示踪剂和微地震解释结果,验证方法的准确性,并且分析表明该油田西部连通性存在明显的方向性,呈西北-东南方向。     

大庆外围低渗透与特低渗透油藏注水开发技术方法

本文较详细地总结了大庆外围低渗透与特低渗透油藏在注水开发中的一些基本经验和做法，其中包括采用高注采井数比灵活注水方式对低一特低渗透油层进行强化开采，采取同步注水采油，保持油层能量进行开发，以及采取高注采比、早分层、高水质、沿裂缝注水等开发技术。这些经验和做法对同类油藏的注水开发具有一定的参考价值。     

综合测试技术在剩余油评价和挖潜中的应用

围绕注水开发油藏剩余油分析和挖潜需要,在GD油田注水开发区块建立初始地质模型;通过采用水流模拟方法,结合运用多井综合测试和生产数据,建立精细的动态分析模型,确定油水井连通性和油藏内剩余油分布状况,描述优势渗流通道分布。针对储层物性、剩余油分布特点和目前井网条件下的注采对应关系,提出挖潜方案,在增加可采储量、提高采收率等方面取得理想的地质应用效果。     

低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。      

油藏动态模型和剩余油仿真模型

以三角洲前缘低渗透砂岩储层为例,综合应用多学科理论和技术,建立了长期注水开发低渗透砂岩油藏的动态模型和剩余油仿真模型,研究了剩余油分布规律,并建立了高含水率开发阶段储层微观剩余油的三类分布模式.研究结果表明,油藏开发流体动力地质作用控制了不同含水期三角洲前缘低渗透砂岩油藏参数的演化,储层宏观物性参数及微观孔喉网络演化有利于驱油.油藏仿真模型是揭示长期注水开发油藏储层三维空间演化规律、预测和评价剩余油分布的有效技术手段.     

三角洲前缘韵律层特高含水期剩余油分布及调整

注水开发后期胜坨油田三角洲前缘反韵律厚油层剩余油分布复杂。对胜坨油田沙二段8砂层组三角洲前缘储层沉积特征、非均质性及剩余油分布规律研究表明，受注采、储层沉积特征等因素影响，三角洲前缘储层剩余油主要集中在坝主体的上部以及坝侧缘、远砂坝沉积的韵律层。在储层剩余油分布研究基础上，有针对性地采取细分韵律井网调整及配套挖潜措施完善潜力韵律层注采系统，可以有效提高开发后期三角洲前缘反韵律厚油层水驱开发效果。     

缝洞型油藏不同控因剩余油分布及开发对策

针对塔河碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布认识不清的问题,以缝洞型油藏地质特征为基础,综合连通性分析、注采效果及油水分布特征研究,利用实钻井、措施井及注采效果分析,从宏观、微观、表观3方面,分析出剩余油分布分别受油藏地质特征、缝洞发育特征及开发因素控制。在此基础上,结合油藏开发实际,提出了塔河碳酸盐岩缝洞型油藏3大类14亚类剩余油分布模式,明确了5亚类属于油藏地质特征决定的宏观剩余油,6亚类属于缝洞发育特征决定的微观剩余油,3亚类属于开发不确定因素导致的表观剩余油。同时针对不同剩余油类型,提出了适应的开发对策,其中采用直井方式动用主干断裂分隔型、分支断裂点状充注型、水锥油斗型、纵向多套河道型、沟谷角洞型、大缝洞横向分隔型剩余油;采用侧钻井方式开发井洞关系型、指状分隔型、暗河充填型剩余油;采用调流道、大泵提液或选择性堵水方式动用孔缝通道型剩余油;采取分段酸压、大型酸化方式动用大缝洞纵向分隔型、裂缝闭合型剩余油。不同岩溶缝洞油藏剩余油类型及开发对策研究工作在塔河主体区取得了较好的开发效果,为相似油藏的剩余油挖潜奠定了基础。     

低渗透砂岩油藏注水诱导裂缝发育的主控因素——以鄂尔多斯盆地安塞油田W区长6油藏为例

低渗透油藏在长期注水开发过程中会产生注水诱导裂缝,严重影响油藏开发特征。以鄂尔多斯盆地安塞油田W区长6油藏为例,利用地质、测井、分析测试及生产动态等资料,对注水诱导裂缝形成及发育的主控因素进行了研究。注水诱导裂缝在形成和发育过程中主要受地质和工程两大因素综合控制,其中地质因素包括天然裂缝、现今地应力、储层构型及储层岩石力学性质等,工程因素主要包括人工裂缝和注采参数（如注水时长、注水量、注采比或注采量）等。天然裂缝和人工裂缝为注水诱导裂缝的形成提供了物质条件;现今地应力控制了注水诱导裂缝发育的优势方向,并间接影响其延伸过程中的难易程度;不同级次构型单元控制注水诱导裂缝的规模,不同级次的构型界面影响注水诱导裂缝的持续延伸;储层岩石力学参数一定程度上影响了注水诱导裂缝的延伸路径;注采参数则直接控制了注水诱导裂缝的形成和延伸速度。     

低渗透油层非达西渗流单井产能计算

低渗透油层渗流阻力大,存在启动压力梯度,常规的单井产能计算方法难以适用于低渗透油层油井。合理计算和评价低渗透油层油井产能,科学分析产能的影响因素,对于提高低渗透油层开发效果具有重要意义。运用渗流理论,根据低渗透油层的渗流物理特征,考虑非达西渗流特征,结合计算机辅助计算,推导了低渗透油层平面径向流和一源一汇注采井之间压力分布及产能计算公式,分析了压力分布特征及产能影响因素。由于低渗透油藏油井大部分压裂求产和投产,因此利用坐标变换方法推导了低渗透油藏直井、压裂直井的单井产能公式。产能公式可对低渗透油藏油井产能进行定量评价和影响因素分析,为提高单井产能及油田开发效果提供理论依据。     

断溶体油藏注采井网构建方法

为构建适用于碳酸盐岩缝洞型断溶体油藏的井网,增大水驱储量控制及动用程度,提高断溶体油藏的水驱开发效率,以塔河油田缝洞结构精细识别和刻画为基础,根据缝洞储集体发育和展布特征,裂缝连通状况及油水分布模式,提取出典型缝洞组合模式,建立概念模型。依据概念模型,应用数值模拟软件,建立能反映断溶体油藏特点的数值模型,考虑其平面及纵向储集体发育都具有较强的非均质性,设计了“平面上不同位置注采,纵向上不同深度注采”的井网优化方案。通过结果优选,得到适用于缝洞型断溶体油藏的最佳井网模式。研究表明,平面上,针对有一定破碎宽度的带状油藏,两翼同时注水,核部采油效果最好,针对破碎带宽度较小的板状油藏,宜采用线状井网,且注水井部署在断裂带中间的开发效果好于注水井部署在两端;纵向上,深注浅采的注采关系更有利于断溶体油藏水驱开发。