深水浊积储层注气开发油藏流动单元划分及剩余油挖潜研究

为了明确深水浊积储层注气开发油藏流动单元分布及剩余油挖潜方向,以A油田K油藏浊积朵叶为例,综合分析沉积相、构造、断裂、储层构型、隔夹层、储层品质、开发方式以及井型井网等动静态资料,探讨了朵叶注气开发油藏的流动单元划分及剩余油分布。研究表明：1)浊积朵叶横向连片分布,纵向叠置连通,储层品质及连通性较好;2)将靶区划分为8个流动单元(2个受断层和井网控制,4个受到断层和相带的控制,2个受相带及动态影响),整体上东部以断层控制为主,西部以相带及井网控制为主;3)研究区剩余油富集区主要分布在东部单元5和单元7、西部单元2和单元8,东部剩余油潜力整体优于西部;4)单元7为一级潜力目标,剩余油地质储量大于10百万桶,是部署调整井的优选目标;单元5为二级潜力目标,剩余油地质储量为5～10百万桶,可考虑作为调整井接替目标;单元2和单元8为三级潜力目标,剩余地质储量小于5百万桶,可考虑邻近单元联合部署调整井、邻井侧钻方式提高区域开发效果。以上成果认识,对浊积朵叶注气油藏高效开发具有重要的借鉴价值。     

四维地震监测深水浊积岩油藏动态

安哥拉海上B油田属于超深水油田,储层为中孔、高渗、深水浊积砂岩,是中轻质的边底水油藏,目前采出程度为20%,含水率约40%。应用四维地震振幅差异属性技术和四维地震有色反演波阻抗技术开展油藏开发动态研究,能够监测油藏的原始油水界面、油气界面的驱动前缘和注入井的水驱前缘,进而研究油藏内部的连通性及剩余油分布情况。四维地震油藏监测,不仅优化了加密井井位,而且细化了油藏动态模型,进一步提升了油藏精细化管理水平。     

金湖凹陷金南3号断块开发调整研究

由于金南油田3号断块井网不完善,老井注入水单向突进现象严重,油井水淹明显,油田开发效果不理想,通过对储层及构造的重新认识,对主要油藏分区块进行调整,开展以更新注水井为主的井网调整,转换老井水驱方向,改善油井水淹情况,挖潜剩余油,取得较好的开发效果。     

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,...     

H26断块东二段水淹特征及剩余油分布研究

对HWH油田H26断块东二段注水开发油藏的水淹特征和剩余油分布规律综合评价后认为，该油藏水淹特征在平面上受沉积环境和井网完善程度的共同影响，在纵向上受油层非均质程度的控制。剩余油分布与储层沉积相带、岩性、物性、非均质性以及注采系统、井网完善程度和注采强度等因素有关，按剩余油饱和度和可动油饱和度等指标评价，可将剩余油的分布展现在平面上，并采取相应的调整措施，可达到改善其开发效果的目的。     

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。     

H26断块东二段水淹特征及剩余油分布研究

对HWH油田H2 6断块东二段注水开发油藏的水淹特征和剩余油分布规律综合评价后认为 ,该油藏水淹特征在平面上受沉积环境和井网完善程度的共同影响 ,在纵向上受油层非均质程度的控制。剩余油分布与储层沉积相带、岩性、物性、非均质性以及注采系统、井网完善程度和注采强度等因素有关 ,按剩余油饱和度和可动油饱和度等指标评价 ,可将剩余油的分布展现在平面上 ,并采取相应的调整措施 ,可达到改善其开发效果的目的。     

不同韵律储层下聚合物驱对剩余油分布的影响 ——以渤海G油田反九点面积注采井网为例

为明晰渤海G油田正、反和复合韵律储层下聚合物驱剩余油分布规律,进而为油田剩余油挖潜提供可靠依据,参考实际油藏属性,开展了不同韵律储层下三维非均质模型水驱油及聚合物驱油实验。结果表明:在正韵律储层条件下,底部高渗透层水淹严重,聚合物驱后,中、低渗透层的波及程度明显提高,相比于水驱,开发前期采油速度平均提高3.4倍、采收率提高22.2%,正韵律储层剩余油主要分布在反九点井网角井附近的低渗透层顶部,挖潜方式应以在储层顶部署水平调整井为主;在反韵律和复合韵律储层条件下,模型纵向水驱较为均匀,聚合物驱能进一步扩大波及体积,相比于水驱,开发前期采油速度分别提高2.3倍和2.1倍,采收率分别提高18.5%和18.1%,反韵律和复合韵律储层剩余油主要分布在反九点井网角井附近未波及区域,挖潜方式应以部署定向调整井为主。将研究成果应用到渤海G油田矿场试验中,所部署调整井初期产油量是周边老井的2~3倍。     

海上变井网多层油藏含水率预测技术及应用

渤海P油田采用多层合采、油井不断侧钻的方式进行开发,储层水敏导致平面产液结构差异大,且测试资料较少,储层水淹状况及含水率预测难度较大。为了研究储层水淹状况,综合利用地质、动态、生产、测井、水驱油试验等资料,通过油藏工程法对复杂地质及开发条件下的储层含水率进行定量描述,形成了一套适用于海上变井网多层合采油田油藏工程法含水率预测技术。储层含水定量描述结果表明：渤海P油田储层纵向上Ⅰ类储层水驱波及较广、水淹严重,Ⅱ、Ⅲ类储层水驱波及相对局限、水淹较轻;平面上断层附近、平台相接区、无井控区及局部井控区水淹较轻,剩余油相对富集。在此基础上实施P油田加密调整井取得了较好的开发效果,表明提出的油藏工程法含水率预测技术有较高的精度。     

西非泽塔油田1#层剩余油分布时移地震预测

西非深海泽塔油田受深水油田技术及经济条件的限制,开发10年来,注采井网水驱方向不明确,层间水驱程度不均衡,井间、层间矛盾突出,无法准确确定剩余油富集位置。针对主力产油层1^#油层,优选了基于时移地震差异数据的相邻道相关系数为剩余油预测的敏感属性。经三次监测地震差异数据的实际应用,不仅可以清楚地反映注水驱替动态变化,而且可以较好地刻画注水前缘位置,结合油田构造、砂体分布和时移地震差异相关系数,成功预测了剩余油分布区,并获得以下认识：第一,无论疏松砂岩储层含油或含水,其波阻抗均小于上覆深海泥岩,此为利用时移地震动态监测油藏开发的岩石物理基础;第二,时移地震差异基本可以反映油水驱替的范围和方向,其中相关系数属性对油水驱替更敏感,可以更好地刻画各期油水驱替前缘位置;第三,综合油田构造、砂体分布和时移地震差异相关系数等资料预测了2013年油藏1^#油层的3个剩余油分布区,其中区域Ⅱ的I-2井以南部分和区域Ⅲ可能为剩余油永久滞留区,有待进一步钻井证实。     

海上稠油油田剩余油分布规律及水平井挖潜研究——以渤海XX油田为例

油田注水开发中后期,由于储层自身非均质性而导致水淹状况复杂,油层的水淹特征直接控制剩余油的分布,尤其是在海上稠油油田合注合采的情况下,油层水淹程度的不同而导致开发效果变差的现象越来越明显。因此,认识水驱条件下剩余油分布模式以及进行有效的调整挖潜策略研究是提高油田开发效果的必要手段。从储层非均质性研究入手,结合取心井、加密调整井、生产测试等资料总结了多层合采下不同类型砂岩的水淹规律,在此基础上描述了合采条件下层间、层内及平面剩余油的分布特征。针对剩余油的分布模式,提出了利用水平井进行调整挖潜的策略以解决开发矛盾。结果表明,利用水平井优选潜力层位进行开发,可有效控制生产含水,提高油田采收率,改善开发效果,并为海上类似油田的调整挖潜提供指导作用。     

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。     

综合利用动静态资料研究剩余油分布规律

由于海上油田开发成本高,油田高含水后期打高效调整井对油田稳产和提高油田采收率有重要意义。打高效调整井的关键取决于对剩余油的深入了解和再认识。首先对油藏进行小层划分与对比、储层沉积微相、储层非均质性等研究,建立精细地质模型,对油藏进行数值模拟研究,得出数值模拟的剩余油分布规律;其次应用碳氧比测井结果、油藏动态分析得到的水淹规律验证数值模拟的剩余油分布规律;根据剩余油分布的研究结果,设计调整井方案并实施。实施结果表明,综合利用动静态资料研究剩余油分布的方法合理可靠,得到的剩余油分布认识是正确的,揭示了沉积微相、储层非均质、微构造及井网条件等因素对剩余油分布的控制作用。该方法对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。     

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。     

尼日尔三角洲盆地Akpo油田新近系深水浊积水道储层构型表征

由于深水浊积水道油藏多位于深海区,受作业成本的限制,其开发井距往往较大,利用现行的针对密井网区的多井模式拟合方法进行该类油藏的地下储层构型表征,其精度较低。为此,利用西非尼日尔三角洲盆地深水区Akpo油田稀井条件下的钻井与地震资料,提出了基于井-震联合的该区深水浊积水道储层构型表征技术,论述了其表征思路与方法。深水浊积水道储层构型可分为水道体系、复合水道和单一水道3个层次,其中复合水道层次又可细分为复合水道系列和复合水道2个亚层次,不同层次构型单元规模差异大,需要在构型模式指导下,分别开展基于油组、小层及小层内部切片的井-震联合,将不同层次的构型模式与钻井、地震资料进行拟合,完成深水浊积水道的储层构型表征。这一研究不仅对高效开发深水浊积水道油藏具有实用价值,对利用井-震联合方法开展储层构型研究也具有重要参考价值。     

砾岩油藏水驱剩余油分布特征及技术对策

针对准噶尔盆地百口泉油田百21井区砾岩油藏水驱控制程度低、井网极不完善的问题，以油藏工程方法与储层地质学为指导，应用动、静态资料开展储层构型精细研究，分析油藏构造、沉积、储层非均质特征以及油水分布规律，完善注采井网。研究结果表明：文中提出的“层系异策、分区调控、单井分类、方式优化”的注水优化调整思路对百口泉油田十分有效。通过开展百21井区三叠系剩余油分布特征以及油藏注采井网研究，应用流线模拟技术综合分析识别出56个优势渗流通道，提交动用石油地质储量975.00×10⁴t,累计增油16.60×10⁴t。该研究对同类油藏的注采井网完善及高效挖潜具有借鉴作用。     

精细油藏描述在义97块的应用

针对义97块储层物性和连通性差、储量动用程度低、长期处于停产状态的突出问题,运用精细油藏描述方法,在沉积相、储层、微构造及剩余油分布规律重新认识的基础上,进行滚动扩边、井网井距优化,制订以水驱为主的开发调整方案。现场实施取得良好的效果,使义97块储量得到二次开发动用,为提高采收率奠定基础。该研究对同类型油田的二次开发调整有一定的指导和借鉴意义。     

桥口ES2下非均质低渗油藏剩余油研究及挖潜对策

针对桥口油田ES2下低渗油藏储层物性差异大,非均质严重的特点,在储层综合评价、剩余油精细识别技术研究的基础上,实现开发层系转移。在试验理论指导下,结合储层砂体展布,井网变化,纵向水淹及采出的差异性,通过调整注采井网,改变注采井距,“高渗注水,低渗采油”、见效差层补孔完善、压裂不见效注水层段等集成挖潜对策,挖掘剩余油潜力,逐步提高Ⅱ、Ⅲ类层产能,达到提高分类储层采收率目的。
     

密井网条件下井震结合储层预测技术的初步应用

井震结合储层预测技术主要指运用油田密井网的精细地质研究,在有效井距控制范围内,利用地球物理技术对敏感地震属性进行提取,结合沉积体系分析,在沉积相序的指导下,精细刻画储层平面砂体的展布情况.应用井震结合储层预测技术可有效指导窄小河道砂体识别,精细刻画河道砂体边界及走向,提高河道砂体预测精度,重新认识砂体发育状况,指导动态分析调整及挖潜方案制定.     

基于侧积层产状描述的调整井部署策略

针对复杂河流相油藏在注水开发过程中,由于点坝侧积层的存在而造成油藏流体分布规律复杂、油田中后期挖潜困难的情况,在陆地油田精细储层解剖技术的基础上,结合海上油田特点,借助于现代沉积模式研究、水平井资料、地震精细解释等手段,利用对子井、水平井、密闭取心井等资料,半定量地描述了侧积层的产状,并通过机理模型研究了曲流河侧积层对调整井部署的影响,在油田实际生产中得到验证,指导部署调整井60口,合计日增油1450m³/d,提高采收率4.9%,有效指导了海上油田开发中后期的调整挖潜,对海上同类油田的开发具有积极的借鉴意义。