裂缝性低渗透砂砾岩油藏开发效果影响因素研究——以盐家油田盐22块油藏为例

裂缝性低渗透砂砾岩油藏在我国分布较广,储量较大,摸清各类地质开发因素对其开发效果的影响规律,对提高油藏采收率,保持我国石油工业持续稳定发展具有重要意义.以盐22块油藏为例,基于测井、地震资料和裂缝表征结果,采用随机建模方法建立了精细三维基质与离散裂缝网络模型,应用双渗模型对油藏储集条件、注水方式、井网形式等因素进行研究...     

裂缝性砂砾岩油藏数值模拟

裂缝是低渗透砂砾岩储层中的主要渗流通道,裂缝发育规律的研究直接影响着开发方案部署和油藏开发效果。在地质研究定性描述的基础上,建立双重介质模型,通过调整裂缝和基质的属性参数,研究裂缝介质的渗透率大小和裂缝延伸方向的分布规律。结果表明,在该类油藏中裂缝渗透率可达基质渗透率的300倍左右;裂缝发育方向受断层影响,在断层附近100m左右发生转变,根据研究结果指导油田开发方案部署效果显著。     

低渗透砂砾岩油藏储层分类方法

针对目前低渗透储层分类研究中存在分类方法较多且不统一、实用性差等诸多不完善问题,以新疆某低渗透区块为例,首先对分类参数进行筛选,再结合实际储层分类参数分布情况,有针对性地给出该区块储层初步分类界限,最后利用油藏数值模拟技术,对储层分类参数进行表征及综合分析,判断各参数对产能的影响强度,影响强度由大到小依次为启动压力梯度、渗透率、压敏因子、有效孔隙度、原油粘度、可动流体百分数、主流喉道半径和粘土矿物含量。通过根据影响强度对每个参数赋予权重,构建储层综合分类系数,提出八元综合分类法,利用该方法绘制目标区块实际单井产能分布散点图,发现计算得到的储层综合分类系数与区块单井产能分布呈现很好的一致性,说明所建分类方法的准确性;最后,根据现场对目标区块油井产能的分类,利用八元综合分类法将储层按照产能高低分为4类。     

低渗透砂岩储集层油藏评价一体化研究方法及应用

随着陆上油田开发难度的不断增大，传统单一的油藏勘探开发方法已经不能满足日益复杂的油藏情况。鄂尔多斯盆地某油田长6^3。油层组属于典型的陆相成因的油气储集层，具有非均质性强、储集层物性差、储量丰度低的特点。介绍了现代油藏描述和油藏数值模拟技术一体化研究思想，针对研究目的层组的地质特征，首先应用随机建模技术建立精细油藏地质模型，并应用网格粗化技术将精细地质模型粗化到油藏数值模拟器能接受的数值模型，最后通过数值模拟中的历史拟合、参数调整步骤，完善地质模型，优化油藏地质认识。生产实际表明，通过一体化技术进行复杂油藏研究能较好解决石油地质研究和油藏工程的衔接问题，能从动态和静态角度研究油藏，为油藏开发的动态预测和方案优化奠定了基础。图5表1参17     

Y1砂砾岩低渗透油藏提高采收率对策研究

胜利油田Y1砂砾岩油藏投入开发后,由于地层能量下降,产能较低,长期处于低速低效开发状态。为提高油井产能,对该油藏重新进行了地质研究,通过精细地震解释、地层对比和测井储层评价,分析了Y1沙四段砂砾岩油藏注水受效特征,明确了注水受效的主要影响因素,合理优化了井网模式,确定了合理的井网密度及经济技术井距,提出了以多段压裂技术为主、径向水射流技术为辅、横向沟通储层、纵向均衡驱替的砂砾岩注采井网适配技术。这些技术实施后,该油藏产油量、采油速度、日注水量明显提高,含水率、注入压力下降,预测采收率可提高6.9%。     

盐家砂砾岩油藏注水开发配套技术与应用

盐家砂砾岩油藏成层性差,层间连通性不确定,注水开发难度大.在注水开发前期,应用了多学科的技术手段,研究认识储层特征.开发过程中选取配套技术进行注采调整,累积产油80.9642×104t,采出程度达12.59%,其开发水平处于国内砂砾岩油藏开发的前列.     

W2块低渗透—裂缝性油藏注水工艺浅析

W2断块是一个低渗－特低渗裂缝性油藏，投入开发以来，在注水方式、水质配伍、水质改善、分层注水等方面做了大量的工作，产生了明显的效果。本文重点阐述针对这一类特殊油藏实施有效注水的几点体会。     

影响低渗透砂砾岩油藏初期产能的地质因素——以克拉玛依油田五3中区克下组油藏为例

低渗透强非均质砂砾岩油藏初期生产特征变化明显,具有平面、纵向差异大的特点.以克拉玛依油田五3中区克下组油藏为例,在分析该类油藏初期生产特点及初期产能分布特征的基础上,结合沉积储层精细刻画成果,研究了影响低渗透砂砾岩油藏初期产能的地质因素.结果表明,该类油藏初期产能的主要影响因素是沉积微相,其中主槽和辫流线是有利的高产能微相,槽滩、砂岛及漫洪带等微相初期产能较低.应用沉积微相内部细分流动单元的方法,进一步对比分析表明,同一沉积微相内初期产能受流动单元控制,总体来说Ⅰ类流动单元初期产能最高,Ⅱ类中等,Ⅲ类较差,Ⅳ类最差.     

低渗透裂缝型砂岩油藏加密调整数值模拟研究

针对低渗透裂缝型砂岩油藏新肇油田转成线性注水井网开发中暴露出的矛盾,利用采收率与井网密度公式计算新肇油田经济极限井距。根据井点信息,结合数字化沉积相研究成果,建立了新站油田相控地质模型,应用CMG数模软件中的双孔双渗模型开展新肇油田古634区块剩余油研究,主要开发指标历史拟合精度在5％以内,较好地适应新站低渗透裂缝性油藏,定性定量地搞清剩余油分布规律;针对剩余油特点,开展该区加密调整研究,设计不同的加密方案并通过数值模拟评价其开发效果,应用经济评价优选出合理的加密调整方式是油井间垂直距离50m中心加密油井。     

注水诱导动态裂缝影响下低渗透油藏数值模拟

针对低渗透油藏水驱开发过程中产生动态裂缝的现象,基于对大量地质资料、生产动态资料及室内实验资料的分析总结,认识了动态裂缝的形成机理,建立了可以描述动态裂缝的新模型,并编制了油藏数值模拟软件。 通过数值模拟运算,研究了动态裂缝条件下低渗透油藏的合理井网形式。 结果表明,采用九点井网进行开发,且动态裂缝方向与井排方向呈 ４５°时,可以最大限度地降低动态裂缝所造成的油井水淹等负面影响。 该研究为动态裂缝影响下低渗透油藏水驱开发井网设计提供了理论依据。     

东辛油田盐227 块致密砂砾岩油藏井工厂开发技术

东辛油田盐227块致密砂砾岩油藏前期采用常规方式开采,实施直斜井压裂投产,油井产能和区块采油速度均较低,经济效益差。研究区采用集中钻井、集中压裂、集中投产的集约化建设型井工厂非常规开发模式,强化技术研究及集成应用,针对油藏地质特征及储层性质,开展了井网优化、钻井工程、多级分段压裂以及井筒举升工艺等井工厂开发配套技术研究。在东辛油田盐227块的应用效果较好,平均单井钻井周期仅为87.6 d,压裂施工速度平均为3.5段/d,储量动用率为96.7%,平均单井产液量为26.3 m3/d,产油量为13.7 t/d,含水率为47.8%,明显改善了盐227块致密砂砾岩油藏的开发效果。     

克拉玛依砾岩油藏井网适应性研究

克拉玛依油田3种类型砾岩油藏具有各自不同的地质特征,结合油田典型层块的实际生产状况,分析了3种不同类型油藏油水运动规律与井网密度的关系,认为I、Ⅱ类在构造高部位宜采用相对较大的井网密度,而Ⅲ类油藏宜均匀布井;油田的井网部署要综合考虑沉积相和渗透率方向性等因素的影响,其井网形式不但要考虑强化注采系统的需要,而且要考虑井网形式的灵活性,为后期加密调整留有余地。     

克拉玛依油田七中、东区克下组砾岩储层孔隙结构特征及影响因素

利用铸体薄片、扫描电镜、岩石物性和压汞资料,对克拉玛依油田七中、东区克下组砾岩储层孔隙结构及影响因素进行了详细分析。研究区克下组属于中孔、中渗透储层,以粒间溶孔为主,次为原生粒间孔隙,优选出孔隙度、渗透率、均值、偏态、饱和度中值半径、最大孔喉半径、平均毛管半径、视孔喉体积比和非饱和汞孔隙体积百分数共9个能反映孔隙结构的参数,采用K-Means聚类分析方法将研究区克下组砾岩储层分为4类（Ⅰ—Ⅳ）,分别代表储层孔隙结构好、较好、较差、差;储层的微观孔隙分布主要有3种类型,孔隙直径分布分别呈单模态、双模态和复模态。影响孔隙结构的因素有构造作用、沉积作用和成岩作用。构造格局决定着储层的沉积格局,进而控制了储层的孔隙结构。沉积作用的影响主要表现在岩性对储层物性的控制。压实作用造成孔隙度降低;胶结作用使孔隙结构和物性变差;溶蚀作用产生的次生孔隙使储层孔隙结构和物性得以改善;重结晶作用产生的新生自形晶矿物全充填或半充填于粒间孔隙和喉道中,使孔隙减少、喉道变窄,孔隙连通性变差;压溶作用可产生压溶缝、缝合线或溶孔,扩大了孔隙空间。     

具有裂缝的低渗透砂岩油藏数值模拟技术

在低渗透砂岩油藏中的天然或人工裂缝分析研究的基础上，描述了不同类型裂缝的特点，进而提出相应类型的数值模拟技术，其中包括低渗透砂岩油藏开启缝中应用双孔介质模拟技术、低渗透砂岩油藏闭合缝／人工缝中应用平面渗透率级差及过井人工裂缝反映天然裂缝的方向性非均质模拟技术；并对压裂井产能与人工裂缝(裂缝的长度、条数)的关系进行了分析，同时对压裂井产能模拟提出了合理的建议。     

背斜构造裂缝性碳酸盐岩油藏裂缝网络发育模式——以胜利油区富台油田车古201潜山为例

构造裂缝是裂缝性油藏的主要储集空间和渗流通道,对裂缝网络的描述是裂缝性油藏地质研究的重点和难点.裂缝网络发育受多种因素影响,非均质性极强,结合理论模式,通过野外相似露头,以及胜利油区富台油田车古201潜山油藏的钻井、测井、岩心、分析化验等多种资料、信息,系统研究了大、中、小、微不同尺度裂缝的发育特征及其分布规律,定量确定了不同尺度裂缝的关键特征参数,在此基础上针对背斜潜山不同构造部位(背斜轴部、翼部、倾末端),建立了背斜构造裂缝性油藏裂缝网络发育模式,为准确把握裂缝性油藏裂缝分布规律及高效部署开发井提供地质保障和依据.     

渗吸效应对裂缝性低渗砾岩油藏开发的影响——以玛湖乌尔禾组储层为例

玛湖砾岩低渗储层的开发依赖裂缝，裂缝-基质间的渗吸效应对开发效果具有重要影响，但目前相关研究还极其薄弱。借助核磁共振技术研究了玛湖乌尔禾组砾岩的渗吸效应孔隙动用特征，并对其裂缝-基质间渗吸规律进行了量化表征，进一步将表征方程考虑到双孔、双渗模型中，在油藏尺度对比了渗吸效应对玛湖低渗砾岩油藏水平井开发的影响。研究发现，玛湖乌尔禾组砾岩岩心主要为中小孔隙（T₂<100 ms），渗吸效应平均采收率可达32.43%，其中小孔隙（T₂<10 ms）平均采收率为31.27%，中孔隙（10 < T₂ < 100 ms）平均采收率为37.11%，渗吸规律较好，符合改进后的MA指数模型。依据实验结果改进双孔、双渗模型后，模拟水平井开发5 a后发现，玛湖低渗砾岩油藏考虑渗吸效应时裂缝采收率下降了24.3%，基质采收率提高了4.6%，平均采收率提高了2.0%。该研究对后期制定合理的提采措施具有指导意义。     

基于蚂蚁追踪技术的裂缝型储层建模方法

储层中的裂缝具有明显的层次性,而且小尺度裂缝的发育分布受到大尺度裂缝的控制。针对这种情况,提出以蚂蚁追踪技术为基础,遵循层次建模的原则,通过分级控制分层次进行裂缝型储层建模。利用蚂蚁追踪技术生成蚂蚁属性体,运用断裂自动提取技术从属性体中提取断片,再采用确定性建模方法建立大尺度裂缝离散模型;利用蚂蚁体属性模型约束单井裂缝密度,使用退火模拟算法,通过插值得到裂缝密度分布模型。再在裂缝产状统计数据与裂缝密度分布模型的约束下,采用示点性过程的随机建模方法,建立小尺度裂缝离散模型;通过经验公式计算得出裂缝开度和传导率,再运用Oda数据统计算法,将裂缝网络模型粗化成裂缝属性模型。为该类油藏的开发提供理论基础。     

裂缝性油藏离散裂缝网络随机生成及数值模拟

裂缝性油藏裂缝表征及数值模拟是当前油田开发领域研究的难点和热点.为了克服连续性介质模型在裂缝描述和计算效率上的缺点,采用随机生成的离散裂缝网络进行裂缝性油藏数值模拟.首先应用地质统计学方法随机生成与实际裂缝在统计意义上等效的裂缝网络,并对其简化物理模型进行几何离散;然后通过计算不同维数控制体单元之间的传导系数,建立基于控制体积有限差分方法的油-水两相流动的数值计算格式;最后通过算例验证了该方法理论与算法的正确性.该方法对裂缝进行显式地降维处理,提高了网格生成效率,缩短了计算时间.     

洪积扇相厚层砾岩储层流动单元精细划分——以克拉玛依油田八道湾组油藏为例

针对洪积扇相储层沉积厚度大、储集岩性粗、非均质性强等特点,提出了以地质研究为主线,定性分析与定量分析相结合的分层次流动单元研究方法。基于流动单元的定义及其地质内涵,根据FZI直方图和累积频率曲线作图法,对取心样品进行定性分析,以此作为流动单元定量判别的依据,同时辅以物性、岩性、孔隙结构等表征流动单元的定量指标建立流动单元定量识别模式,最后应用随机建模方法对流动单元进行井间预测。研究结果表明,应用该方法划分流动单元,精细表征了厚层砾岩储层的强非均质性特征,与油田开发动态特征具有较高的吻合度,取得了较好效果。