喇嘛甸油田特高含水期各套层系注采状况研究

喇嘛甸油田先后经历自喷开采、层系调整、全面转抽、注采系统调整、二次加密调整、一类油层聚合物驱和二类油层三次采油等7个开发阶段。井网调整后,开发层系增多、井网密度加大,各套层系的注水井,除了给本井网采油井注水外,还为其他层系采油井注水,使得各套层系的注采状况较为复杂。喇嘛甸油田于1997年进入特高含水期后,为控制低效无效循环和挖潜厚油层内剩余油,采取了堵水、补孔等挖潜措施,加剧了各套层系注采状况的复杂性。针对以上问题,有必要对各套层系的注采状况、动用状况进行研究,确定出各套层系在特高含水期注采状况及油层动用状况,指导各套层系注采调整。从典型区块入手,以动态劈分方法为依据,利用动态、静态以及油藏监测资料,研究喇嘛甸油田特高含水期开发阶段水驱各套层系注采状况,为采取切实可行的分层调整及挖潜措施提供依据。     

大庆长垣外围葡萄花油层河道砂储层单砂体精细刻画新方法

大庆长垣外围葡萄花油层主体区块已进入高含水阶段,沉积单元级储层砂体刻画已不能满足精准注水和剩余油挖潜的需要,亟需开展储层单砂体精细刻画。长垣外围葡萄花油层主要受北部沉积体系影响,按照储层成因可分为河道砂储层和席状砂储层。遵循等时对比原则,采用标准层控制下的“砂体平衡厚度”法开展河道砂储层单砂体对比与划分,依据不同单砂体沉积旋回特征调整单砂体对比界线。河道砂储层成因砂体主要有分流河道、水下分流河道、河间砂/席状砂。应用地震波形指示反演技术进行储层预测,可有效识别河道宽度及边界。基于河道砂体“水动力因子”建立单砂体精细刻画新方法,按照“先主体-后分支”分级描述思路确定主体河道和分支河道平面展布特征。结合单砂体空间结构组合,区块可分为下切区、叠加区、交汇区、单一河道区等井组,剩余油主要分布在河道叠加区和单一河道区。通过区块单砂体精细刻画和水井精准注水,储层动用状况明显改善,达到稳油控水的目的。     

台兴油田阜三段剩余油挖潜研究

台兴油田阜三段（Ef^3）为三角洲沉积,主要发育水下分支河道、河口坝、远砂坝（席状砂）和分支间湾4个微相,动态资料、油藏描述及数模研究表明：平面上河道砂微相油层水淹严重,剩余油仅分布在断层、油藏边角及微构造高点．河口坝及远砂坝微相的二、三类储层注采不完善,剩余油潜力仍较大;纵向上。主力油层剩余油集中在正韵律上部中低渗区,非主力层储层物性较差,动用程度低,剩余油潜力较大。根据本区剩余油分布的特点,采取了加密井网、细分层系、零散调整等挖掘剩余油的对策与建议,为油田综合调整方案的制定提供了依据。     

精细单砂体刻画在油田开发中后期的应用

单砂体精细刻画作为地质再认识重点工作内容,是中后期油藏描述的研究核心,是帮助老油田现阶段油藏调整挖潜最直接有效的工作。夹层的刻画是单砂体构型及剩余油分布刻画的关键。经过近几年实践探索,安塞油田利用检查井、野外露头、测井曲线对比法,有效识别出泥质、钙质、物性3种类型的夹层,逐步建立了各油藏单砂体划分的定量标准;后续建立并完善了采油井单砂体动用标准、注水井单砂体分注标准等单砂体相关标准体系,成为研究剩余油的行动指南。本文利用单砂体研究成果,在桥31、塞407、桥11、丹123井区开展了精细注水调整、剩余油措施挖潜等工作,总结各类措施经验,形成了具有井区特色的单砂体精细分层注水、选择性补孔动用、井网重组及堵水技术体系,取得了较好的措施效果,为油藏开展单砂体精细注采调整及措施挖潜奠定了技术理论基础,为今后开展二次加密、三次采油、精细调整等工作提供了重要依据和借鉴。     

利用油藏精细描述技术调整水驱开发方案

CYG油田C区块经过多年开发,逐渐暴露出井网时砂体的控制程度低、注采系统不够完善、含水上升较快和砂体水淹状况复杂等问题.为提高区块水驱开发效果,进一步挖潜剩余油,开展了油藏精细描述技术研究.利用井震联合三维储层建模技术深化了地质再认识,建立了C区块的精细构造、岩相和属性模型,明确了井间断层、微构造及储层空间特征.利用双重介质油藏数值模拟技术对地层压力、综合含水率、单井含水率、产液量、采出程度等开发指标进行了历史拟合.结合试验区各沉积单元、各砂体剩余油分布特征及数值模拟结果,将区块剩余油类型分为7种类型,分别提出了具体挖潜对策.根据试验区剩余油分布情况,设计3种周期注水方案,并据此进行了数值模拟预测.预测结果表明:采取周期注水调整后,当含水率为90％时,与不进行调整(采出程度为20.32％)相比,试验区平均水驱采出程度可提高1.5个百分点左右.剩余油挖潜对策和预测结果为下步编制水驱挖潜调整方案提供了依据.     

东扶北油田扶余油层储层精细建模

东扶北油田扶余油层浅水三角洲河道类型多样,储层构型特殊,断裂特征和物性分布规律复杂,针对油藏剩余油分布和挖潜及注采调整要求,亟需建立精细三维地质模型,为剩余油分布和油藏数值模拟提供依据。以研究区精细地层划分对比和沉积相研究为基础,通过地质-测井-地震相结合的方法,开展扶余油层储层构型研究,建立储层发育地质知识库。针对扶余油层三角洲河道类型演化特征,提出一种充分利用地质、地球物理等信息,以地质模式为指导、单井河道砂岩分布为硬数据、河流相储层构型为井间约束软数据,采用分级相控、序贯指示模拟建立扶余油层储层地质模型;以测井解释的储层物性参数数据为基础,在储层相模型的控制下,以地震反演数据、物性统计分析数据做约束,采用序贯高斯随机模拟方法建立扶余油层三维属性参数模型。东扶北油田扶余油层油藏三维地质模型精细、客观地表征了三角洲河道储层的三维空间结构,实现了不同类型河道储集体的精细刻画与表征,满足了油藏剩余油分布和数值模拟精确计算的需要。     

二类油层弱碱三元复合驱合理注采井距研究

东部老油田一类油层聚合物驱油经过多年高速开采,产量已逐年减少,要保持油田高效稳产,二类油层三次采油势在必行。随着油田开发的不断深入,二类油层三元复合驱已发展为较成熟的三次采油技术。试验区油层沉积环境为河流-三角洲沉积,属于碎屑岩储油层,纵向上小型河道砂体发育,河道砂体规模较小,连通性差。研究表明,175m井距条件下油层导流能力仍然较弱,聚驱控制程度较低,不适应目的层三元驱的开采。针对试验区发育及开发特点,通过虚拟布井、数值模拟等方法 ,确定了二类油层弱碱三元驱合理注采井距为125m。结果表明,125m井距聚驱控制程度大于70%,油层能够建立较高的驱动压力梯度,并且具有较强的注采能力和最佳的经济效益。在目前条件下,采收率可提高18.6个百分点,税后内部收益率为19.7%,财务净现值为9527.2万元。     

杏十二区葡Ⅰ3小层储层沉积模式

杏十二区纯油区位于杏树岗油田南部,葡Ⅰ2、葡Ⅰ3为主力油层,其他为非主力油层。为分析葡Ⅰ3小层6沉积时间单元储层沉积特征并进行合理有效的开发调整,以河流沉积学理论、高分辨率层序地层学新理论为依据,提出井井对比方法、平面井网对比法、成因移界方法,解决了复杂的河流-三角洲地层统层对比的难题。识别出1种亚相7种微相类型,并建立了测井微相模式。结果显示,杏十二区葡Ⅰ3小层6沉积时间单元存在分流河道、小型决口河道、废弃河道、天然堤、决口扇、溢岸砂、分流间泥等多种类型储层,但以各类河道(分流河道、小型决口河道、废弃河道)砂体为主;天然堤、决口扇、溢岸砂多为含泥粉砂、粉砂质泥和纯泥,很难成为有效储层。精细刻画成因单砂体,建立了3种储层沉积模式,即大型复合河道砂体、中型分流河道砂体、小型分流河道砂体。     

应用油藏精细描述技术指导密井网区块开发

以某油田FST研究区块密井网资料为基础,应用油藏精细描述技术,对某油田FST研究区块的储层沉积特征、储层裂缝特征、水淹情况及剩余潜力分布作了进一步分析、研究。根据研究结果,指导了射孔及压裂方案的编制;调整并完善了注采关系,共增加水驱厚度61.8m,增加水驱动用储量16.1×10^4t;改善了主力层和非主力层动用状况,调整井区40口油井,日产油增加3.1t/d,含水率下降1.1个百分点;指导注水调整,缓解层间矛盾;指导单井产能改造,累计增油4419.2t。     

朝948区块杨大城子油层密井网条件下的储层再认识

以朝948加密区块杨大城子油层为研究对象,依靠油田密井网测井资料对区块加密后砂体平面展布特征进行再认识,指导区块加密后射孔、注采系统调整。对13口井19个测井解释为中水淹的沉积单元进行射孔,目前平均单井日产液4.3t/d,日产油3.7t/d,含水13.4%;确定转注井6口,转注后水驱控制程度由60.8%提高到78.6%,水驱储量由85.60×104t增加到108.76×104t。     

桩106块馆上段曲流河单砂体构型研究

桩106块位于老河口油田的埕东凸起北部缓坡带上,整体地势较为平缓。前人研究成果表明,老河口油田馆陶组上段为陆相沉积,主要发育辫状河及曲流河等河流相沉积。根据研究区岩性、沉积构造、粒度及测井相等相标志资料,判断出研究区目的层段主要发育曲流河相;在前人地层精细划分和对比的基础上,以现代曲流河沉积模式为指导,以砂岩厚度等值线图为依托,测井相控制,地震资料约束,结合末期河道地震响应,完成曲流河砂体的精细刻画,在现有认识基础上,与动态资料充分结合,不断修正上述认识,最终构建曲流河砂体平面展布形态及剖面配置关系,识别曲流河单体主要构型要素为河道和末期河道,建立曲流河的末期河道组合模式。曲流河河道呈"串珠状"分布,为被末期河道分割的相互独立的砂体单元,末期河道的存在既细化了储层认识,又解决了油水矛盾。     

东濮凹陷西斜坡复杂断裂带构造-沉积演化研究

东濮凹陷西斜坡W块属于极复杂断块,目前构造形成与演化认识不清楚,从而制约着微构造研究。然而,从其内部沉积发育演化规律上看,发现复杂构造的形态具有一定的规律。W块的两个井区(A井区和B井区),在沙三段沉积具有明显的继承性。W块地层表现为粗砂岩—中砂岩的特征,随着构造应力的转换,W块地层沉积逐步过渡到细砂岩—粉砂岩—泥质粉砂岩的特征,并且在不同亚段沉积时期古水流活动区域也在变化。沙三中4—中5沉积时期,B井区发育稳定的砂泥互层旋回,而A井区砂体发育较差;至沙三中2沉积时期,A井区砂体发育开始变好,B井区砂体发育开始变差。构造活动控制同期沉积作用的进行,古河道的迁移演化反映该沉积时期构造应力的活动。结合区域构造背景分析判断构造应力活动的时间,从而确定断层形成期次,总结断层的发育规律,有利于剩余油的挖潜。     

塔河一区夹层控制型剩余油挖潜技术

塔河一区为辫状河平原亚相分流河道沉积的底水油藏,夹层较为发育。纵向上发育3套夹层,与相邻储层物性差异大,遮挡效果明显;平面上夹层展布面积小,但多套夹层相互遮挡,形成较大的遮挡范围,对剩余油控制作用明显。油藏进入中高含水期后,研究剩余油的成因和分布特征是开展调整挖潜的基础。针对塔河一区3套夹层对剩余油分布的控制,应用剩余油测井和数值模拟方法,研究了剩余油的分布。结果表明,塔河一区夹层控制型剩余油主要有两种类型:由于夹层遮挡形成的低渗部位剩余油及高部位的井间剩余油。结合夹层纵向分布及平面遮挡连片的展布特征,通过生产直井低渗段剩余油,在井间动态关系明显的井组应用井组优化,挖潜井间剩余油,通过注入介质改变井周压力场,实现对井周剩余油的调整挖潜,取得明显增油效果。经过两年的矿场实践,油藏开发效果得到明显改善。     

转向注水改善特低渗油藏开发效果

针对卫城油田沙四段油藏进入高含水开发后期,受裂缝发育影响,平面、层间矛盾日益突出,含水上升速度加快、开发形势变差的状况,开展油藏精细描述研究工作,重点研究地应力-裂缝对开发的影响,认识到注采井网不适应是该油藏高含水开发后期的主要问题。在剩余油研究基础上,一是通过实施避开裂缝方向优选转注井点,转换注采方向,使注采方向与裂缝方向成45°夹角注水;二是通过打塞、挤堵、重分、差层转注等手段,抽稀Ⅰ类层井网、建立差层井网,同时改变Ⅰ类层和Ⅱ、Ⅲ类层的注水强度,实现了卫城沙四段特低渗油藏高含水开发后期"转换注水方向、转换注采井别、改变注水强度"的转向注水。通过研究及应用,使卫城沙四段特低渗油藏注采井网逐步优化,水驱控制程度、水驱动用程度分别提高7.5和5.4个百分点,油藏综合含水下降0.4%,日产油量由135t/d回升到154t/d,自然递减率同期对比减缓7.62个百分点,增加可采储量10.5×104t,提高采收率1.45个百分点。     

L油田剩余油分布及挖潜措施研究

L油田构造上位于松辽盆地中央坳陷区齐家-古龙凹陷西侧,经过多年滚动勘探开发,开发区块综合含水率已达90%以上,水淹程度越来越高,剩余油分布高度分散,减缓产量递减、挖掘剩余油潜力是目前亟待解决的问题。采用Eclipse软件进行L油田剩余油分布及挖潜措施研究数值模拟研究,运用虚拟井技术、PETREL-RE技术、分类拟合等方法 ,使区块单井拟合精度达91.6%,精确得到L油田5种剩余油分布类型:注采不完善型、未动用型、井间滞留型、断层遮挡型、河道边部滞留型。利用模拟技术研究适合于L油田高含水期剩余油综合调整挖潜方案:通过老井利用(补层、堵水、调剖、压裂等)及在剩余油富集区补打加密井等有针对性的调整措施,使各生产井能够均匀受效,扩大波及系数,提高储层动用程度,预计阶段采出程度提高0.79个百分点,为L油田下步综合调整提供依据。     

多级模糊综合评判法在高台子油层中的应用

对于注水开发油田,油层动用与否主要取决于油层水淹状况的判别,而影响水淹程度的因素多且复杂,既有地质因素又有开发因素,且每个影响因素所起的作用是模糊的,往往不能用确定型的数学关系式来进行评价。多级模糊综合评价方法能较好地解决这类问题。应用萨尔图油田南二、三区高台子取心井资料、吸水剖面等资料,结合高台子油层精细地质解剖成果,从包括砂体类型、砂体厚度、连通状况、构造部位、油层均质性等5个方面在内的地质因素和包括注采关系、注采井距、受效方向、吸水次数、措施情况等5个方面在内的开发因素对其油层的动用状况进行细致分析,并运用多级模糊综合评判的数学方法对其进行量化分析,基本确定南二、三区高台子油层剩余油潜力小,主要分布在表外储层以及大面积分布的薄差油层中,对该区井网加密调整具有积极的指导作用。     

阿尔油田低效注水井转采压裂技术探索

随着油田开发的不断进行,部分注水井效果变差、失效甚至出现水窜,使油田生产面临严峻考验。低渗透非均质油藏在毛管力作用下注水井周围油层中存在较丰富的剩余油,注水井转采后有利于克服贾敏效应和油层中固体颗粒的堵塞等现象,有效提高采收率。阿尔油田储层特征复杂,储层近物源快速堆积,横向变化大,非均质性强,物性差,在前人储层评价及压前评估基础上,开展了低效注水井转采压裂技术研究。通过厘清井间连通性及各小层注水情况,优化选井选层方案,采用数值模拟技术精细描述人工裂缝缝长对井组开发效果的影响,研发出适用于阿尔油田储层特征、抗剪切性能好、伤害低、残渣少的低浓度、低残渣弱交联压裂液体系。2017年现场实施低效注水井转采压裂6井次,成功率100%,压后平均日产液12.0t/d、日产油6.4t/d,为后续开发井网调整提供了可靠依据。     

塔河油田缝洞型油藏深井注气提高采收率配套工艺

塔河油田储层深(5500~7000m)、地层压力高(50~60MPa)、非均质性强、流体性质差异大;溶洞是最主要的储集空间,裂缝主要起连通通道作用,缝洞单元是基本开发单元。储集体类型复杂,导致剩余油分布认识不清,主要依靠弹性和水驱开发,采收率较低。对于单井缝洞单元而言,目前采取的主要手段是注水替油,前期取得良好效果。但随着注水替油轮次的增加,部分井组注采比逐步上升,替油效果逐渐变差,失效井数增加,导致大量剩余油无法采出。特别是钻遇缝洞储集体边部或相对低位置的油井,其剩余油主要分布在缝洞体的高部位,注水替油效果不明显。考虑到气体注入地层后,在重力作用下向高部位上升,会形成"气顶",排驱原油下移,可有效启动单纯注水无法驱动的"阁楼油"。所以,油田开发后期,采取注气提高采收率技术。在实施注气提高采收率过程中,完善了深井注气的配套工艺,形成了注气-采油一体化井口、注气-掺稀生产一体化管柱、掺稀气举阀、高压气密性封隔器、气水混注工艺设计方法、腐蚀结垢处理方法等一系列配套工艺。2013年1~8月,塔河油田累计实施注气69井次,累计产油5.49×104t。     

复合射孔技术在扶余油田高含水开发后期的应用

扶余油田已进入高含水开发后期,随着采出程度的不断加深及油层水洗程度的不断加重,可动用潜力层的性质及井况逐年变差,严重制约着压裂措施的实施.该油田正韵律沉积储层层内非均质性较强,长期注水开发过程中,造成层内底部水洗,且在沉积过程中形成东西向垂直裂缝,导致底水上窜,注入水无效、低效循环;加之扶余油田1/3区域位于城区,随着城区改造及大平台井的增多,剩余油挖潜难度增大.通过对储层沉积特征、水洗特征、剩余油分布规律研究,认识夹层及沉积构造界面对水淹、水洗层的影响特征.利用复合射孔技术,开展不同层位夹层、构造界面影响下的储层不同部位下的射孔技术,有效挖潜了储层内的剩余油,解决了水平井等措施成本高的问题.利用复合射孔技术的增油机理,开展了稠油区的实验.目前累计实施108口井,有效率达81％,累计增油6120t.     

氮气泡沫抑制双水平井SAGD井间窜流可视化研究

双水平井SAGD是开发稠油油藏一种有效前沿的技术手段。双水平井SAGD开发稠油油藏时,注采井间局部易发生窜流,导致油井生产汽窜,含水率上升。对此利用二维物理可视化机理模型,以辽河油田曙一区杜84块馆陶油层地面脱气原油为实验原油,研究当水平井注汽开发过程中井间窜流后,注入的氮气泡沫运移、聚集、封堵机理。实验结果表明,由于油水黏度差异及储层非均质性,注采井间易发生窜流,注入蒸汽沿注采井间向前推进,产生明显的主流通道,不利于双水平井SAGD注采井间建立稳定连通关系和剩余油有效动用;注入的氮气泡沫首先进入主流通道并占据大孔道,在喉道的剪切作用下形成大量气泡,泡沫沿窜流通道运移并聚集,起到封堵作用,有利于抑制井间蒸汽或热水的窜通,使得后续注入流体改变流动方向,实现双水平井井间剩余油均匀动用。