一套针对高泥质疏松砂岩薄储层的识别技术——以珠江口盆地X油田为例

针对珠江口盆地X油田韩江组高泥质疏松砂岩段扩径严重引起测井曲线质量差、波阻抗属性叠置严重、储层薄且非均质性强等难题,形成的薄储层精细表征技术概括为"三步法"：①遗传化神经网络技术重构能得到反映真实地层特征的弹性曲线,进而解决在疏松砂岩井段因扩径严重导致测井曲线失真的问题;②针对高泥质疏松砂岩薄储层识别难的问题,新构建DVT敏感特征参数来区分砂岩与泥岩;③利用波形指示高分辨率反演方法预测高泥质疏松薄砂岩储层的空间展布。实际应用表明：该技术在X油田注水收效、调整井优化实施和开发调整方案井网设计等方面取得了较好的应用效果,解决了该油田3~5 m薄层精确描述的难题,形成了一套完整的针对高泥质疏松砂岩薄储层预测的技术流程。该技术对同类油藏表征和油田高效开发具有参考意义。     

周期注水改善低流度油藏开发效果影响因素研究

采用数值模拟方法研究了油藏地质因素和开发因素对周期注水的影响,结果表明,与常规油藏中毛管力是周期注水的主要作用机理不同,低流度油藏中弹性力的作用是第一位的;为了获得较大的地层压力波动,充分发挥弹性力作用,最好采用同步周期注水,且越早转入周期注水越好,周期注水阶段累积注水量最好保持与常规注水相同的累积注水量。     

利用非线性渗流数值模拟技术对低渗透油藏井网进行优化

研究认为,低渗透油藏中流体主要呈非线性渗流流动.为了更准确地模拟这一过程,选用自研软件,低渗透油藏非线性渗流数值模拟一体化系统,对纯17块油藏的概念模型进行数值模拟计算.在利用该软件对不同井距的五点井网进行模拟计算时,采用水驱产能比这一指标进行对比分析,从而优选出合理井距.低渗透油藏生产井产能往往较低,需要进行生产井人工压裂.利用自研软件,对生产井人工压裂缝的导流能力和裂缝穿透率进行模拟计算,进而优选出合理的压裂缝导流能力和裂缝穿透率.     

珠江口盆地恩平凹陷海相高泥质砂岩储层特征及主控因素

随着珠江口盆地恩平凹陷油田群的发现并投入开发,发现大量高含泥质的海相砂坝储层,储层特征及开发特征与常规海相砂岩差异较大。为研究其储层特征及主控因素,以恩平凹陷A油田高泥质储层为例,对比其储层特征、开发特征和B油田常规海相砂岩储层的差异,研究表明:与常规海相砂岩储层相比,高泥质储层黏土矿物含量更高、孔喉更小、粒度更细、物性更差,开发过程中具有低阻产水、易出泥砂、能量不足的特点,明确了高泥质储层宏观上受控于弱水动力的沉积环境,细粒沉积物及黏土矿物的胶结作用是储层渗透率降低的主要因素,并对油田开发造成不利的影响。     

国外致密气藏钻完井技术现状与启示

目前非常规气藏尤其是致密气藏的开发在国内外受到普遍关注,国外在致密气藏钻井、完井、压裂等方面形成一系列配套技术,其成功的开发实践将为中国致密气藏开采提供宝贵的经验。在系统调研并分析国外致密气藏钻完井及配套技术的基础上,借鉴国外致密气藏的开发经验,得出以下几点启示:一是综合应用小井眼、快速钻井等技术降低成本,减小费用;二是储层及环境保护须贯穿致密气藏钻完井过程的始终;三是水平井、多分支井技术有助于提高油藏接触面积,提高单井产量及采收率;四是气藏描述技术有助于研发有针对性的钻完井技术。上述分析研究结论将对中国致密气藏钻完井技术起到有效地推动作用。     

示踪剂技术在海上复杂驱动类型油田开发中的应用

针对注水油田开发过程中注采井间连通性认识不清、注采结构调整难度大,气顶油田开发过程中气顶气和溶解气渗流关系复杂,常规方法无法认识气顶油田开发特征等问题,为此采用示踪剂监测技术认识油气水流动特征.通过示踪剂监测技术,明确了注水油藏W井组的注采连通关系,根据产出曲线拟合求解得到注采井间高渗通道的物性参数,并调整注采结构,调...     

考虑毛管滞后的周期注水作用机理数值模拟

目前大多数周期注水开发油藏数值模拟计算的开发效果都好于实际油藏周期注水的开发效果.采用数值模拟方法,对周期注水中的毛管滞后现象和考虑毛管滞后的周期注水作用机理进行了研究.结果表明,周期注水时,含水饱和度变化方向发生周期性变化,其原因是油藏驱替过程中驱替和吸入交替进行,进而导致毛管滞后;毛管滞后将产生新的毛管压力曲线,它位于驱替毛管压力曲线和吸入毛管压力曲线之间.周期注水中毛管压力是主要的作用力,考虑毛管滞后时高、低渗透层间流体交渗量和高、低渗透网格间油的交渗量都小于不考虑毛管滞后(采用驱替毛管压力曲线)时的交渗量.考虑毛管滞后的周期注水数值模拟的开发效果较符合油田开发实际.     

低流度油藏启动状况影响因素研究

运用数值模拟方法对低流度油田油层启动状况影响因素进行分析,结果表明,启动压力梯度、层间干扰、非均质性、井距、注水层段的划分、井网完善程度均会影响油层启动状况。分层注水对纵向非均质程度弱的油田改善油层启动状况效果不明显,同时提高注水量和产液量、高含水油井转注、油井酸化压裂均可有效提高油层启动状况,改善低流度油田开发效果。     

海上边水薄层稠油油藏天然能量分区

中国南海东部E稠油油藏油层薄,构造平缓,含油面积大,以边水驱动为主,存在区域能量供应不足问题,产能难以满足高速开发的需要,亟待调整开发方式。通过数值模拟主控因素对油井生产动态和油藏压力的影响,拟合天然能量供应充足时,油井到边水的极限距离,确定能量充足区和能量不足区;通过主控因素和灰色关联分析,建立不同水体倍数下的天然能量分区界限图版。研究结果表明,储集层渗透率越大,原油流度越高,油层厚度越大,水体倍数越大及采液速度越低,能量充足区范围则越大; E油藏天然能量分区界线即油井到边水的极限距离为922 m,与区域油井实际生产动态相符,说明该图版可靠,可供同类型油藏开发借鉴。