疏松砂岩油藏优势通道定量描述与模拟——以冀东油田高浅北区油藏为例

针对疏松砂岩油藏开发中后期优势通道普遍存在、目前优势通道定量模拟的方法比较缺乏、不能满足剩余油精细挖潜研究需要的现状,在充分考虑油藏静、动态资料的基础上,提出了运用模糊综合评判方法定量描述和模拟优势通道的方法。该方法参考单井点处优势通道发育指数和出砂量,修正地质模型中优势通道所在网格的各向传导系数和有效渗流孔隙体积,实现了优势通道的定量模拟。在高浅北区应用结果表明,该方法有效表征了优势通道的发育及其对流体渗流的影响,为优势通道流体运动控制及剩余油精细挖潜提供了基础。     

注水开发砂岩油藏优势渗流通道识别与描述技术

油田注水开发过程中受储集层非均质性、水油流度比、注采差异以及注入水长期的冲刷、剥蚀等影响,出现差异渗流现象,逐渐产生优势渗流通道,进而形成大孔道,表现为注入水快速突进、高注入孔隙体积倍数、强水淹、高采出程度、高水油比等特征.大孔道的形成,对流体运移起重要作用,影响并控制着剩余油分布.注入水大多从大孔道采出,水驱较弱的渗流区剩余油富集,因此,识别和预测优势渗流通道对寻找剩余油富集区具有重要意义.     

水驱砂岩油藏开发后期地层压力变化规律及影响因素分析

从理论和实际资料的拟合出发，对河南油田水驱砂岩油藏地层压力逐年下降的诸因素进行分析研究，认为地层压力逐年下降的主要原因是由于水驱砂岩油田随着含水上升，地层存水率逐年下降引起。     

注水开发砂岩油藏优势渗流通道识别与描述

油田注水开发过程中受储集层非均质性、水油流度比、注采差异及注入水长期冲刷、剥蚀等影响,产生差异渗流,并产生优势渗流通道,进而形成大孔道,表现为注入水快速突进、高注入孔隙体积倍数、强水淹、高采出程度、高水油比等特征。大孔道的形成,对流体渗流起重要作用,影响并控制着剩余油分布,注入水大多从大孔道采出,水驱较弱的渗流区剩余油富集。因此,识别和预测优势渗流通道对寻找剩余油富集区具有重要意义。     

缝洞型油藏储量定量描述方法研究

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏,油藏类型特殊,经过多期构造运动与古风化壳岩溶共同作用形成的、以缝洞储集体控藏为主的缝洞复杂碳酸盐岩油气藏。其储集空间类型多,储集体的空间分布变化大,具有形态不规则、随机不均匀分布特征。经过对塔河缝洞型油藏的多年开发,目前已进入精细开发阶段,对单个缝洞体储量定量评估精确度提出更高要求。通过总结前期储量刻画思路,分析其中存在的问题及技术难题,指导引出针对风化壳岩溶储层,基于混合速度初始低频模型反演预测技术;及针对溶洞边缘裂缝假象影响裂缝储量计算的属性预测,通过倾角约束的张量属性薄化融合蚂蚁体的小尺度断裂,表征强溶蚀区的连通分析更明确,裂缝储量刻画更精确;同时通过对比研究优化孔隙度量化表征、油柱高度、含油饱和度、原油密度等参数模型化,为储量精确定量描述提供支撑。     

非均质注水开发油藏提高水驱油效率研究及应用

以过渡带隔相注水工艺、实行微破裂压力注水及调剖、调驱等多种工艺结合进行合理注水，可以达到对非均质油藏系统开发，使低渗层水驱动用程度及驱油效率得以提高，对应油井地层压力上升、产能增加；这一水驱油工艺在桥口油田应用，实现了油田连续6年控水稳油，证实可以有效减缓油田自然递减，保持油田持续稳产高产，为同类油藏的控水稳油提供了可借鉴的经验。     

水驱砂岩油藏开发后期经济实用井网密度的确定

根据水驱砂岩油藏最终采收率与井网密度的关系式,利用将来净现值法计算油田的经济实用井网密度。该方法不仅考虑了投资、每年管理费用和原油销售收入的利息,而且综合考虑了老井在主开发期内的维修及管理费用、原油的税率、操作成本、产量递减等因素的影响,并应用公式对某一区块的经济实用井网密度进行了计算。     

水驱开发油藏高含水期采收率的综合评价

在修正水驱动态储量计算方法基础上,结合具体水驱开发油藏实例,提出水驱开发油藏高含水期采收率综合评价技术,合理评价油藏当前和最终的采收率,从而论证油藏开发极限潜力,为开发调整提供依据论证。     

水驱油藏高含水期精细模拟技术研究与应用

在剖析高含水期开发过程中所表现出来的渗流现状和规律的基础上,以解决该开发阶段油藏工程问题为目的,比较系统地提出了油藏精细模拟的原理思路和方法,提高了模拟的精度,拓宽了油藏模拟的应用领域,已经在ＸＷ油田高含水开发单元剩余油研究和综合调整实际应用中发挥着重要作用,取得了较满意的应用效果。     

水驱砂岩油藏水平井开发技术研究

根据渗流阻力原理，采用保角变换和镜面反映方法，得到水驱砂岩油藏中水平井的产能公式，据此公式计算出在水平段长度为５０～６００ｍ之间时，水平井与直井的产量倍数关系在１．４～９．８之间。对不同断块的两口水平井开发指标进行了计算，计算结果与实际数据相符，可以应用于水平井的动态分析。研究表明在水平段长度相同的情况下，低渗油藏的增产倍数高于高渗油藏。还讨论了储层物性、注采方式、注采压差对水平井生产效果的影响，指出在优化注采井网条件下，水平井保持能量生产，开发效果较好。水平井的注水方式及注水压力对油藏最终采收率起着决定性影响，注采压力梯度应维持较低水平，一般小于０．０９ＭＰａ／ｍ为宜。     

河道砂油藏注水初期“间注间开”技术应用

河道砂岩油藏纵向及平面非均质性均较强。局部发育边水,规模小,主要以弹性驱动为主,开采后期地层亏空严重,能量供应不足,注水补充能量是必然趋势。注水初期,注水方式的选择对注水开发起着举足轻重的作用。常规连续注水初期有效但容易发生水窜,后期改为周期注水效果差。对河道砂油藏初期注水提出了试验"间注间开"注水技术,即在注水井注水过程中油井停止生产,待能量补充到位后确定开井时机,将注水井停注,恢复油井生产。     

动态电位法技术在注水油田监测中的应用

地层介质电阻率的不同会影响地表电位场的分布,因此,可以通过地表异常电位反演出油水同层储层的电阻率分布。采用动态监测技术对地表电位进行测量,将电阻率较高的水泥胶结包围的金属套管看做供电源,消除受供电点与测量电极附近电阻率的影响,并对采集数据进行电流归一化处理、远电极和参考电极空间校正,在任意复杂的地电断面下利用拟线性近似方法对异常观测电位数据进行反演,推算出电阻率值,得到不同时段的注水储层电阻率分布图,从而直观地推断出含油区域,以实现对注水油田的动态监测。测试数据处理结果表明,测试得到的井位与实际的注水井井位非常吻合。     

油田高含水期窜流通道定量描述方法

油田开发进入高含水期,储层的非均质性和储层的敏感性导致孔喉增大,注入水沿着高渗透带形成窜流通道,严重地影响了开发效果。根据储层参数、微观孔隙结构的变化,阐述了综合分析窜流通道的定性方法。引入大孔道综合指数的概念,应用模糊综合评判的方法,定量识别了窜流通道的分布规律。     

水驱油田理论含水上升率预测新方法及其应用

含水上升率是水驱油田开发效果评价和指标预侧的关键参数。文中基于甲、乙、丙、丁4种水驱特征曲线,推导出了含水上升率与含水率的理论关系式,并结合相渗曲线关系式,确定了含水上升率表达式的系数。在渤海C日油田的实际应用结果表明：基于甲型水驱特征曲线的理论含水上升率在含水率为50%处达到最大值,特征曲线关于该点对称;基于乙、丙型水驱特征曲线的理论含水上升率曲线,随含水率升高始终呈下降态势;基于丁型水驱特征曲线的理论含水上升率曲线,以中高含水期为转折点,呈先升后降的变化态势。通过将理论曲线与C日油田实际数据进行对比,得出油田适用的水驱特征曲线为丙型水驱特征曲线。由此可见,可以利用含水上升规律进行水驱特征曲线的判别选取。     

特高含水油藏聚驱后非均相驱渗流规律

目的 针对特高含水油藏窜流问题严重、聚合物驱流度控制能力有限等问题,探索特高含水阶段非均相驱微观渗流特征。方法 通过微观可视化渗流实验、均质条件驱油及非均质条件调驱实验,评价了特高含水阶段水窜规律和聚驱对注水剖面的调整能力。结果 在特高含水阶段,注入聚合物和非均相体系后,驱替压差有效提高,最终采收率较水驱提高了32.8%;非均相体系的注入可在聚驱后继续动用低渗岩心中的剩余油,低渗填砂管采收率较水驱提高了38.1%。非均相体系有效动用了各类微观剩余油,含量显著降低。结论 非均相体系能够对窜流通道实现有效封堵,改善多孔介质的微观非均质性,促使驱替液转向并进入未波及区域,对剩余油实现有效的动用,进而提高原油采收率。     

非均质底水油藏水平井水淹规律研究

以数值模拟技术为手段,通过建立非均质底水油藏水平井概念地质模型,研究了油藏平面及垂向非均质性（不同渗透率级差及高渗带宽度）对水平井水淹规律的影响。研究表明,油藏非均质性对水平井沿程见水点位置及高渗带、低渗带平均日产油量之比等有显著的影响,该项研究对于指导非均质底水油藏水平井的开发具有一定的意义。     

预测水驱油田含水率的新模型及应用

含水率是评价水驱油田开发效果和分析油田生产动态的关键参数。传统的含水率预测方法建立的是含水率与采出程度的关系,与油田开发时间无关,且存在一定的局限性。文中依据含水率与开发时间之间的内在关系,在前人研究的基础上建立了一种随开发时间变化的含水率预测模型,该模型表达式简单,预测精度较高。2个油藏实例表明,新模型预测水驱油田含水上升规律与实际情况吻合程度高,符合油田的实际开发情况,且具有一定的实用性和有效性。     

新区油田注水开发指标计算方法

应用数学和油藏工程方法，结合矿物实际，以建立一种既满足水驱曲线，又与最终采收率相一致的合理算法，双208等区块的实际计算表明，该方法符合水驱规律，原理可靠，可以应用于新区油田开发指标计算。     

胜坨油田聚合物驱转后续水驱油藏管理对策

聚合物驱是油田提高原油采收率的主要方法之一,聚合物驱后一般转为后续水驱,这一开采阶段经历的时间较长,大量的增产原油被采出,同时表现出不同的动态特征.为了确保后续水驱阶段的增油效果,针对其动态见效特征,提出了这一阶段的油藏管理对策.以胜坨油田二区沙二段1--2单元北部聚合物驱试验区为研究对象,结合其他区块的经验做法展开研究.结果表明,转后续水驱后将注采比保持在0.7～0.75,加强水井调剖和分层以及油井有效提液和改层,可有效控制含水上升率,能够进一步提高采收率.该试验区2009年累积增油量为4600 t,提高采收率为0.042%.     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式

针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏试注阶段出现见效井组少、有效期短和含水率上升快等问题,在系统分析前期现场注水试验并结合室内研究成果的基础上,提出了碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式,即保压、多阶段、立体注水开发.保压开发是指保持地层压力开发,减缓由于能量衰减而造成的递减或抑制底水锥进;多阶段开发是指在不同注水开发阶段,采用不同的注水方式、注采参数及配套技术进行开发,注水受效前适当大排量试注验证连通性并建立注采关系,受效后至效果变差前期采用温和注水,后期则适当提高排量周期注水,并考虑换向注水及注水调剖;立体注水开发是指根据缝洞发育规律、剩余油分布以及连通状况,建立立体开发的注采井网,实行双向或多向注水、分段注水、低注高采、缝注洞采等注水开发方式及配套技术进行开发.