裂缝性潜山油藏储集层识别与预测

埕北30太古宇为裂缝性潜山油藏,裂缝是其主要的储集空间和流体运移通道。裂缝性储集层识别与预测是这类油藏描述的核心和关键。为此,岩心、录井、测井、试井结合建立了储集层划分和分类标准,识别描述了井点储集层的分布;以井点储集层为约束条件,应用三维地震反演技术,预测了埕北30潜山太古宇油藏的储集层三维空间展布。     

包14块裂缝性低渗透油藏深部调驱研究与应用

辽河油田包14块为典型的裂缝性低渗透油藏,采用压裂方式投产。该区块裂缝发育,储层非均质性强,层间矛盾严重,常规注水开发效果差,无法达到标定采收率。通过三维地震资料与动静态资料紧密结合分析,对裂缝水驱机理进行研究并对调驱可行性进行论证,确定由裂缝驱油向孔隙基质驱油方式转变,进而引进具有封堵和驱替作用的深部调驱技术。结合包14块优势通道发育分布及裂缝开度,通过室内研究,研制出适合低渗透裂缝油藏的配方体系。优选储层及油层发育、剩余油富集、优势注水通道发育、连通性好的西南部构造高部位两个井组开展调驱先导试验。试验结果表明,日产油由10.8t/d上升至23.9t/d,含水由71.4%下降至56.3%,注入水推进速度由10.9m/d下降至6.1m/d,水驱储量动用程度由39.8%提高至52.2%,区块整体递减率下降,大幅改善了平面及层间矛盾。     

复合强凝胶调剖体系在百色油田百49块裂缝油藏的应用

百49油藏为低渗透裂缝性油藏,平均孔隙度为15.5%,平均空气渗透率为16.3×10-3μm2。该区块曾历经多次大规模压裂改造,但由于调剖有效期短,调堵剂耐压强度低,抗冲刷能力差,导致效果不明显。至2008年底,水驱效率下降,产量大幅度下降。综合考虑膨胀倍数、强度和韧性,筛选出A作为封堵有机填充剂,B作为裂缝封堵剂,并根据实验结果和现场取样分析,最终选用配方为0.5%强凝胶。2008年、2009年百49块共进行了两个井组4井次的调剖施工,水井从过去被动周期小剂量注水转变为可连续稳定注水,累计有效温和注水18077.9m3。其中百水1井组注水压力平均提高8.2MPa,吸水指数平均下降0.81m3/(d.MPa)。证实复合强凝胶体系适合低渗裂缝性油藏,能够有效封堵窜流通道,达到了深部调剖的目的,具有较好的增油降水效果,区块累计增产原油152.7t。     

裂缝性礁灰岩底水稠油油藏微粒充填控水评价方法

裂缝性礁灰岩稠油底水油藏普遍发育裂缝及孔洞,储层非均质性强。当油井含水快速上升后,诸多控水技术应用均无效。微粒过饱和充填控水技术应用取得了突破,但增产机理认识不清、增产效果评价方法缺乏。本文结合渗流力学水电等效变换原则明确技术控、堵、驱三重增油机理,建立双孔双渗模型分析裂缝、裂缝充填、环空充填和ICD控水强度等单因素和多因素对油井生产的影响,定量评价各参数对增产效果的影响,其中裂缝充填效果影响最大,最优方案增产效果达82.77%。成果应用于调整井措施应用效果评价,措施可增加可采储量约6.66×104m3,增产效果高达25%。微粒过饱和充填控水模拟技术为砂岩油藏和裂缝性油藏环空充填、环空过饱和充填和出砂井充填治理等提供了定量评价方法,为措施效果评价提供了可行的思路,具有很高的参考价值。     

低渗透裂缝性油藏浅调剖室内实验评价与数模优化

大庆外围油田开发的扶杨油层属于低渗透岩性构造油藏,天然裂缝发育,由于多年注水开发和实施压裂增产措施,使得地下油水关系非常复杂,影响了调剖稳油控水的效果。为解决多轮次调剖效果逐次变差的难题,首先通过岩心模拟实验,定性分析了调剖剂注入时机、用量、性能以及单轮次不同强度调剖剂段塞组合对调剖效果的影响,评价了不同措施方式在井组控制综合含水率和提高采收率方面的作用;然后在考虑地层基质与裂缝渗透性差异的前提下,依据矿场实际,建立了数值模型,对多次动态浅调剖作业的时机、药剂用量等工艺参数进行了定量优化。室内实验和数值模拟结果表明,首轮次浅调剖时机越早越好;第二轮调剖时机选择在首轮调剖后连通井含水最低点时,最佳用量为0.002PV;第三轮调剖时机为上轮调剖后连通井含水恢复至措施前和含水最低值平均值时,最佳用量为0.003PV。