渤海海域变质岩潜山油藏稀井网高效开发技术

为了实现渤海海域变质岩潜山油藏少井高产开发目标,以JZ251S油田为例,开展储集层裂缝精细描述、双重介质油藏水驱油机理表征、新型井网模式优选、合理开发技术政策制定及稳油控水技术等方面研究,形成变质岩油藏稀井网高效开发关键技术。根据JZ251S潜山油藏特点,开展裂缝各向异性波动方程的正演模拟,验证了窄方位角地震资料对工区裂缝检测的有效性。应用叠前多参数反演和地应力场模拟分别预测了裂缝性储集层的发育部位和裂缝发育方向。基于大尺度三维物理模型及数值模拟,提出了水平井顶底交错立体注采井网新模式;结合开发需求,提出JZ251S油藏合理采油速度控制在3%~4%,油田初期可实施衰竭开发至地层压力水平保持在70%原始地层压力,再进行注水保压开发。结合工区内试采生产资料,模拟了水平井不同的见水模式并形成4种诊断图版,有效指导油田稳油控水措施实施。JZ251S潜山油藏现场实践表明,采用该系列技术,可大幅增加原油产量,提高注水开发效果。     

变质岩裂缝性潜山油藏储层建模方法研究

根据潜山油藏岩性分布复杂、非均质性强的特点,提出了变质岩潜山油藏相控建模方法,即依据"优势岩性"理论,利用录井资料中的岩性分析数据,建立变质岩相分布模型;以变质岩相为约束条件进行储层建模,实现了相控条件下基质的孔渗模拟。针对该类油藏裂缝发育、存在裂缝渗透率各向异性的特点,将各向异性建模方法引入潜山裂缝性油藏建模中,建立裂缝渗透率各向异性的定量表征模型。该方法考虑了裂缝和基质渗流特征,建立了双重介质模型,更便于与油藏数值模拟结合应用。     

变质岩裂缝性潜山油藏注气提高采收率研究

X油藏是变质岩裂缝性潜山油藏,岩性复杂,含油幅度高,受裂缝发育影响,储层非均质性强,可借鉴的经验少,为保持高产稳产,采用合理的人工能量补充方式,迫切需要研究注气提高采收率的可行性。该文用网状缝制造技术对天然岩心造缝后在模拟地层温度108.5℃、地层压力34.47 MPa下,开展了纵向顶部气驱、底部水驱和水平衰竭长岩心驱替实验研究。结果表明,纵向顶部气驱油效率最高,驱油效率为73.88%;水平衰竭驱替次之,为56.01%;纵向底部水驱油效率最低,为54.65%,说明该油藏比较适合顶部伴生气驱或干气驱。     

苏德尔特油田浅变质岩潜山油藏裂缝系统研究

对苏德尔特油田布达特群浅变质岩潜山油藏裂缝控制因素、潜山储集层储集类型及裂缝系统深入研究后认为,潜山储集层裂缝的形成主要与所经历的构造运动有关,具有多期形成、多期充填的特点,储集类型主要包括孔隙-缝洞型和孔隙-裂缝型两种。由于断层活动强度的差异,导致不同断块裂缝发育程度不同,活动强度大的断层附近储集层最为发育,储集层物性好,反之,储集层较不发育,物性也较差。潜山储集层裂缝发育较差的断块,纵向上存在顶部和内幕两个裂缝网络系统,两个裂缝网络系统在储集类型、储集层物性和产油能力方面存在较大差异。     

裂缝型潜山稀油油藏开发技术界限研究

为研究油藏地质参数和注采参数对潜山稀油油藏采收率的影响,以渤海A油田为例,应用Eclipse数值模拟软件,建立概念模型,进行了油藏地质参数对最终采收率的敏感性分析,包括裂缝渗透率、裂缝孔隙度、裂缝倾角、裂缝密度等;同时对注采参数进行了优选,包括井网、注水位置、采液强度。研究结果表明,裂缝越发育油藏采出程度越高,对于裂缝型油藏最优的井网形式为平行交错井网,注水位置应该选在靠近油藏底部,最优水平井长度为800~1 000 m,最优采油速度3%左右。     

渤海变质岩潜山油藏储集层综合评价与裂缝表征

综合利用岩心、薄片和成像测井等资料,对渤海JZ25-1S油田变质岩潜山油藏进行了储集层评价和裂缝表征研究。将JZ25-1S潜山储集层纵向上划分为风化壳、半风化壳和基岩3段以及裂缝-孔隙型、孔隙-裂缝型和微裂缝-致密型3种储集层,并利用原油包裹体检测技术、区域地应力方向及声波全波列测井资料评价了裂缝的有效性。分析结果表明,研究区半风化壳储集层最为发育,孔隙-裂缝型储集层为主要产层,裂缝的主要走向与潜山主断层走向大致平行,以与现今最大地应力方向基本保持一致的晚期开启的倾斜裂缝最为有效。最后综合成像测井精细解释与生产实际应用,确定出定性-半定量的储集层划分标准,将潜山储集层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ3个级别。图10表1参16     

变质岩潜山油藏开发方式类比

本文从类型规模、井网层系、流体性质、储层岩性物性、开发指标以及开发方式6个方面对变质岩潜山油藏进行全面和详细对比,最终得出鸭儿峡志留系油藏特征和开发方式。     

利用数字岩心技术研究变质岩潜山裂缝油藏剩余油特征

针对传统裂缝介质岩心驱替实验存在无法观察岩心内水驱油过程及剩余油特征等问题,利用数字岩心技术将传统驱替实验数字化,得到裂缝介质岩心水驱后剩余油特征参数,分析其形成机理。结果表明：不同尺度裂缝中均有剩余油富集,小裂缝中剩余油比例约占1/2,形成的机理为不同尺度裂缝间强烈的干扰效应,导致小裂缝中剩余油未形成足够的驱替压差,从而使小裂缝中剩余油多以分散的油滴形式存在;较大裂缝中剩余油比例约占1/3,形成机理为大裂缝中驱替速度大于原油从岩石表面剥离速度,从而使较大裂缝中剩余油以油簇或油斑形式富集于大裂缝表面,长期的稳定驱替导致该类剩余油处于平衡状态。不稳定注水能打破原有流场分布,有效动用大裂缝的剩余油,表面活性剂驱能提高大裂缝中原油的驱油效率;封堵大裂缝,降低裂缝油藏的非均质程度,同时增大生产压差有利于动用较小裂缝中的剩余油。该项研究对提高裂缝油藏的开发效果具有重要意义。     

变质岩潜山油藏储层特征及高效开发建议

渤海JZ25-1S油田太古界潜山油藏是1个孔、缝十分发育的变质岩似层状底水油藏,其地质结构极其复杂,具有裂缝空间发育规律差异大、潜山内幕裂缝发育段的连通模式不明确、优质储层变化大、非均质性极强、连续性及可对比性差等特点。结合JZ25-1S潜山油藏高产井的特点,从岩性、构造裂缝发育及井型等因素出发,分析潜山油藏产能的主控因素,提出潜山油藏高效开发建议,为后续潜山油藏的开发提供了一定的借鉴。     

渤海深层变质岩潜山油藏裂缝主控因素及预测

渤中13-2大型潜山地区是渤海海域发现的首个亿吨级深层变质岩潜山油藏.通过已钻井的岩心、薄片、测试、测井等资料,从构造演化、成岩作用、古地貌特征等方面,阐述了研究区潜山储集空间类型、裂缝发育主控因素及分布规律,为研究区的高效开发奠定基础.研究结果表明:①多期次构造运动是导致裂缝形成的主控因素,风化淋滤和裂缝充填是造成储...     

变质岩潜山油藏纵向非均质性研究

XG7油藏是一个深层、巨厚、变质岩潜山油藏,含油幅度超过2 300m。对于这种巨厚油层的潜山油藏,油藏纵向非均质性特征及分布规律是影响开发方式选择、井网井距设计的重要因素。对油藏岩性进行了定性、定量研究,并通过动、静态资料相结合的方法研究了潜山纵向非均质性特点和划分储层段的方法。XG7油藏以分段性认识作为基础进行开发设计,取得了很好的开发效果和经济效益。     

渤海油田变质岩潜山油藏钻井关键技术

渤海油田某潜山构造的深部变质岩潜山具有巨大的成藏潜力,但该构造地质条件复杂,目的层较深,钻井面临机械钻速低、储层保护难度大、井壁失稳和漏失风险高等技术难点,为此,进行了钻头及提速工具优化设计、井壁稳定技术、储层保护技术、螺杆钻具优化、防漏堵漏技术等方面的研究,形成了渤海油田变质岩潜山油藏钻井关键技术。该构造的7口探井应用了该技术,克服了该构造存在的技术难点,机械钻速得到提高,其中3口探井获得高产油气流。研究和现场应用结果表明,渤海油田变质岩潜山油藏钻井关键技术可为渤海油田深层变质岩潜山油气藏的勘探开发提供技术支持。     

自然电位测井评价海拉尔油田变质岩潜山油藏裂缝性储层

海拉尔油田变质岩潜山油藏裂缝发育程度差,有效储层识别难,在油田开发过程出现大量低产低效井,经济有效开发效果差。为进一步挖掘油层潜力,提高油井产量,提出利用自然电位评价海拉尔油田变质岩潜山油藏裂缝性储层的有效性。依据岩心分析、地质特征研究、测井资料、录井资料及生产资料进行综合分析,发现在基质渗透率极低的情况下,自然电位异常主要是有效裂缝导致,根据实际生产资料与自然电位异常幅度的关系,制定有效储层识别标准,并在现场应用中取得较好的效果。该方法适用性强,对油田综合调整有指导意义。     

胜南地区变质岩潜山裂缝预测研究

本文针对胜南潜山储层特征,联合应用振幅属性分析、CC相关属性、分频属性分析等三项技术,使其相互补充、相互验证,最终达到精确预测裂缝的目的。预测结果与已钻井资料结果具有很好的一致性,最终圈定了油气分布有利范围,为下步滚动探井的部署指明了方向。     

一个产自志留系变质岩潜山的裂隙油藏

一、勘探概况酒泉西部盆地老君庙背斜带,西倾尾部的鸭儿峡地区,志留系地层凸起,长期遭受剥蚀,白垩系或第三系地层直接不整合覆盖其上,构成了志留系潜山。1958年在潜山志留系变质岩中发现了油藏,至目前止,钻入基岩的井共29口,其中25口井钻遇志留系地层,有22口井见到了油气显示,在22口井中有13口井具有工业油流,累计产油38.36万吨。产量最高的两口井,114井初产150吨/日,生产近19年了,日产仍保持在20多吨水平。519井是去年新投产的井,初产103.7吨/日,目前产量55.5吨/日,其余各井初产     

巨厚变质岩潜山油藏立体开发开发阶段划分

油藏立体开发是一种新型开发模式,立体开发开发阶段划分更需探索研究。以辽河油田兴古7区块为例,在地质建模基础上,运用数值模拟方法,评价历史拟合结果,分析油藏外在开发指标特征与内在渗流机理的联系,研究巨厚变质岩潜山油藏立体开发的各项指标变化,从指标变化节点将立体开发划分为5个阶段,建立各个阶段技术指标界限标准。此研究对巨厚变质岩潜山油藏立体开发具有指导意义。     

兴隆台潜山带变质岩油藏采收率计算方法

在兴隆台潜山带亿吨级新增探明储量申报过程中,从石油地质储量到可采储量计算的关键是要合理、准确地确定采收率,它是衡量油田开发效果和开发水平的重要指标.由于油藏处在开发初期,受资料所限,采收率只能应用经验公式法、经验取值法、类比法和数值模拟法求取.取值合理与否的关键是明确影响采收率的主控因素.通过分析,明确了影响变质岩潜山油藏采收率的主控因素包括储集岩岩石类型、储层物性、油藏驱动类型、油藏类型和地层原油粘度等.通过类比主控参数,确定类比油藏为边台潜山,相对准确地确定了兴隆台潜山带石油技术可采储量,为亿吨级探明储量的申报奠定了基础.     

沈阳油田东胜堡变质岩潜山油藏渗流特征研究

通过大量的室内模拟实验资料．对沈阳油田东胜堡变质岩潜山油藏的各项渗流特征进行了较为系统地分析研究，得出该类油藏油气水渗流以裂缝孔隙为主，并具双孔隙特点；在注水开发中，应主要考虑裂缝非均质较强的影响．以防止油藏过早水淹和水沿大裂缝突窜，造成含水上升速度快，驱油效率低的后果。     

彭阳侏罗系油藏高效开发技术研究与应用

本文在对彭阳侏罗系油藏的构造、沉积、储层、渗流等地质特征的分析基础上,通过不断的探索与总结,形成了适应于该油藏开发的合理注水技术、控水稳油技术、低产低效井增产技术、剩余油挖潜技术等高效开发技术系列,并在实践中取得了较好效果,在提高彭阳侏罗系油藏开发水平的同时,为油藏的高效开发提供了技术支撑。     

牛心坨油田潜山油藏储层裂缝研究

以辽河盆地西部凹陷牛心坨潜山构造裂缝型变质岩储层为研究对象，首先在实际岩心观察描述的基础上，给出了表征储层裂缝的八个定量表征参数；然后利用单井测井资料进行特殊处理，给出了单井裂缝方位及纵向上裂缝分布规律；最后应用三维有限元技术，在储层裂缝形成期（沙四期）构造应力场数值模拟的基础上．进行构造裂缝的三维定量预测，给出了裂缝的方位．以及裂缝密度的三维分布状况，为该油藏勘探开发提供了地质依据，也为类似油藏的研究，提供了新的思路和方法。