基于动静资料的底水油藏隔夹层刻画及剩余油挖潜研究——以CFD11-X油田NgⅢ下油组为例

渤海CFD11-X油田NgⅢ下油组底水油藏全部采用水平井开发,目前已进入特高含水阶段,迫切需要进一步提升隔夹层的刻画精度,明确不同类型隔夹层对剩余油分布的影响,指导后续剩余油高效挖潜。针对研究区地震资料分辨率低、钻井资料少且以水平井资料为主的现状,综合运用钻、测井及生产动态资料,动静结合开展隔夹层及剩余油研究。研究区NgⅢ下油组隔夹层主要为泛滥平原、河道顶部泥质沉积,不同基准面旋回控制下由于河道切叠程度不同使得隔夹层特征存在差异,根据遮挡特征隔夹层细分为全遮挡、半遮挡、无遮挡型,分别发育于孤立型单砂体、堆积垂叠型复合砂体、切割垂叠型复合砂体中,油井动态天然水体驱动响应类型对应为似边水驱、边水-底水混合驱、原生底水驱。NgⅢ下油组底水油藏在现有水平井开发井网下,纵向受隔夹层遮挡影响,顶部、中部、下部剩余油均不同程度富集,平面受隔夹层分布及井控程度影响,剩余油主要发育于低井控区、开发井井间、局部构造高部位、隔夹层遮挡区。研究成果成功指导了NgⅢ下油组底水油藏的水平井加密挖潜实践,也可供国内外类似底水油藏剩余油的挖潜借鉴。     

边水稠油油藏水平井产能影响因素敏感性分析

结合锦612边水稠油油藏地质特征及开发特点,利用油藏工程方法和油藏数值模拟技术,分析了影响边水稠油油藏水平井产能的因素及影响规律和水平井产能对各影响因素的敏感程度。结果表明:水平井到边水的距离对水平井产能的影响程度最大;水平井到边水的距离过小,边水极易突破到井底,水平井产能受到严重影响;水平井到边水的距离过大,无法充分利用边水能量,地层压力下降较快,水平井产能也受到一定影响;保证水平井到边水的距离合理,水平井产能将达到最大。水平井产能对其他影响因素的敏感程度依次为:地层倾角、油层厚度、原油黏度、水平段长度、水平渗透率、水体能量。针对某一特定边水稠油油藏,应以合理选择水平井到边水的距离为重点,确定水平井到边水的距离与其他参数的最优配置关系,方可获得最优的开发效果。      

海上边水薄层稠油油藏天然能量分区

中国南海东部E稠油油藏油层薄,构造平缓,含油面积大,以边水驱动为主,存在区域能量供应不足问题,产能难以满足高速开发的需要,亟待调整开发方式.通过数值模拟主控因素对油井生产动态和油藏压力的影响,拟合天然能量供应充足时,油井到边水的极限距离,确定能量充足区和能量不足区;通过主控因素和灰色关联分析,建立不同水体倍数下的天然能...     

适度出砂井产能评价及影响因素分析

在考虑疏松砂岩稠油油田出砂和防砂生产利弊的基础上,通过适度出砂生产,使油井产能在一定程度得到提高。在推导出出砂带表皮系数模型和防砂表皮系数模型的基础上,建立适度出砂井产能评价模型,并对产能影响因素进行了敏感性分析。研究结果表明,产能随出砂带半径及渗透率的增大而提高,随着环空堆积砂厚度的增加和渗透率的降低而降低。与厚度相比,出砂带和环空堆积砂的渗透率对产能的影响更为明显。现场应用表明,不同防砂方式及防砂参数对适度出砂井的产能影响较大,应根据储层岩石粒度组成、泥质含量和矿物组分等多种因素选择合适的防砂方式及防砂参数,以期最大程度地提高油井产能。     

渤海A油田厚油层剩余油地质主控因素研究及应用

油田开发中后期,查明剩余油分布的主控因素对制定油田后续调整方案及挖潜策略有着非常重要的意义,一般包括地质因素和开发因素两大类,而地质因素从根本上导致了剩余油的形成和富集.结合渤海A油田厚油层水淹规律,提出影响A油田剩余油的3类8种地质主控因素,分别为垂向沉积(隔夹层、韵律性、砂体厚度)、横向沉积(岩性尖灭、物性差异、微...     

基于灰狼算法优化的支持向量机产能预测

针对常规的线性回归以及经验公式等油井初期产能预测方法应用范围有限、预测误差较大,并且难以表征初产在多因素影响下的非线性变化规律等问题,提出了基于机器学习算法的产能预测方法。以某特低渗油田为例,从地质、开发和工程3个方面,选择了影响初期产能的10种因素,采用皮尔逊相关关系分析了各因素之间的线性相关性,使用随机森林方法确定了初期产能的主控因素,首次采用灰狼算法（GWO）优化的支持向量机（SVM）建立了油井初期产能的预测模型。结果表明：特低渗油田初期产能的主控因素为：压裂加砂量,射孔段厚度,初始含水饱和度,油层有效厚度和加砂强度;与多元线性回归模型和网格寻优的支持向量机模型相比,灰狼算法优化的支持向量机初期产能预测模型精度高而且运算速度快。研究结果可为油井初期产能评估提供参考。     

射孔优化减少气侵对高气液比油井防砂的影响

油气两相流动增加了油流阻力;空化气泡的溃灭产生空蚀；油井生产时井眼内的气柱使井底压力降低，增大井壁发生剪切破坏的可能性；所有这些因素的综合作用，导致了油井出砂量大增。为减少气侵对油气井防砂的影响，综合考虑油井，气井渗流特征的差异性，提出大孔径、长孔深、高孔密复合防砂射孔，有效解决气侵对高气液比油井出砂的影响，并对射孔参数优化进行了深入的理论阐述；利用修正的流动模式及产能预测模型研究，确定复合防砂射孔材料选择及相关射孔参数优化必须以接近充填砂渗透率为指导原则。     

辫状河储集层隔夹层成因及其对剩余油的影响——以大港油田刘官庄地区馆陶组三段Ⅱ砂组为例

为明确辫状河储集层隔夹层对剩余油分布的控制作用,以大港油田刘官庄地区馆陶组三段Ⅱ砂组为例,利用岩心、测井、录井、开发生产等资料,建立了研究区目的层段隔夹层定量识别标准,确定了隔夹层层次结构、成因及对剩余油分布的影响。研究区隔夹层可划分为砂组间隔层、单砂体间夹层和单砂体内夹层,分别发育在7级、8级和9级砂体构型界面附近。砂组间隔层与泛滥平原泥岩和粉砂质泥岩有关,厚度多为几十厘米至数米,对油气的垂向分隔作用强,开发过程中边水沿着地层优先推进,导致边部水淹严重,剩余油多分布在远离注水井的复合心滩坝及辫状河道的上部。单砂体间夹层与废弃河道和冲沟中的细粒沉积有关,厚度一般为0～2 m,局部阻碍流体垂向运移,侧向上控制着不同砂体间的剩余油分布,主要形成废弃河道控制型和冲沟控制型2种剩余油分布模式。单砂体内夹层主要与侧积泥岩、落淤层和河道间泥质沉积有关,层内夹层厚度可达几十厘米,可形成侧积泥岩控制型、落淤层控制型及河道间泥岩控制型3种剩余油分布模式。     

复合曲流带砂体泥质隔夹层平面展布判别

在油田开发中后期,隔夹层是影响复合砂体开采效果的重要因素.针对海上油田大井距条件下的复合曲流带砂体内部泥质隔夹层,从岩心测试资料入手,分析储层物性参数与比采油指数的相关性,得出隔夹层物性上限.根据泥质隔夹层成因,总结出单层间隔层、单砂体间夹层、单砂体内夹层特征;通过分析隔夹层物性、电性等参数敏感性,采用灰色关联法得到隔...     

杜84块馆陶组油层SAGD高产井影响因素和调整对策研究

综合分析曙一区杜84块馆陶组沉积相、储集层特征及隔夹层分布情况后认为,馆陶组油层具备大幅提高单井产能的静态地质条件。利用油藏工程计算和数值模拟手段,综合分析确定影响蒸汽吞吐转蒸汽辅助重力泄油(SAGD)后单井产能的主控因素,并研究相应的技术对策,包括物性夹层上下驱泄复合开发、优化注汽井点、合理控制汽腔操作压力、以泄定采等。     

苏丹层状边水油藏水平井开发效果评价与对策研究

针对苏丹层状边水油藏部分水平井呈现产量递减快、含水上升快等现象,综合多学科知识对油藏 进行研究,运用无因次日产油水平、无因次累积产油及月含水上升率等指标评价水平井不同含水期的开 发效果,总结含水上升和产量递减的主控因素,提出相应的开发对策。研究结果表明,水平井是苏丹层状 边水油藏高含水期实现控水稳油的重要技术,水平井位置、产液强度及储层的非均质性是影响水平井含 水上升的主要因素,水平井位置及产液强度、地层压力保持水平及储层保护情况是影响水平井产量递减 的主要因素;主要开发对策为早期加强地质优化设计和生产参数优化,中后期采取卡堵水及提液等措施 控水稳油,并适时注水补充能量和加强储层保护,提高单井产能,以改善苏丹层状边水油藏开发效果。     

致密油藏水平井含水特征及影响因素

针对致密油藏水平井投产后含水较高的问题,以鄂尔多斯盆地D区块42口水平井为研究对象,采用单井采出程度-含水率曲线法开展致密油藏水平井含水特征及影响因素研究。结果表明,致密油藏水平井主要存在3种含水类型,分别是高含水型、中含水型和低含水型。从影响含水特征的地质因素、工程因素和生产因素入手,采用灰色关联度分析法,深入分析了油层厚度、储层非均质程度、压裂段数、压入砂量、压裂排量和泵挂深度等因素对水平井含水变化特征的影响程度并进行了关联排序,明确了致密油藏水平井含水特征主控因素。研究成果可有效指导类似区块水平井开发方案的制定和调整。     

鄂尔多斯盆地东南部柴上塬区三叠系延长组长6致密油成藏主控因素及富集规律

鄂尔多斯盆地东南部柴上塬区位于中国陆上发现的第一个油田——七里村油田,主力含油层为三叠系延长组长6油层。目前,对该区长6致密油成藏主控因素还缺乏全面深入研究。在综合分析钻井、录井、电测井、岩心、试油、生产动态等资料的基础上,结合室内实验观测,并引入下伏砂地比和上覆泥地比概念,对研究区长6油藏成藏特征以及烃源岩、储层、构造、盖层、运移条件等因素对长6致密油藏的控制作用进行了全面剖析。研究区长6致密油藏为边底水不发育的岩性油藏,具有集群准连续分布特征,形成和分布受烃源、输导条件、储层、直接盖层四大因素控制,且四者对油藏的控制作用依次减弱。区内东部烃源较差,原油富集区为砂体发育较好的下段地层;而西部烃源较好,盖层和输导条件则更多控制着原油的富集程度,是否利于成藏取决于两者耦合关系的好坏。     

基于超低渗透砂岩储层试油产能预测分析方法

针对HQ地区滑塌浊积扇储层受多期沉积、成岩及构造等因素影响,形成了该区广为发育相对高孔低渗、中孔低渗和低孔低渗并存复杂孔隙结构超低渗透储层流动层带,影响储层渗流和产能因素很多。利用超低渗透储层质量及其渗流结构的孔渗关系,提出储层合理产能参数、储层质量指标、流动层带指标、储能参数、油层有效厚度、渗透率、单渗砂层能量厚度、含油饱和度及其泥质含量综合评价储层试油产能。依据灰色理论油气试油产能预测分析方法及评价准则,利用不同角度计算的试油产能评价参数及其分类参数指标准确率、分辨率权衡提取超低渗透储层质量、渗流及产能信息,对该区44口井51个试油层段进行了试油产能预测检验,38口井45个试油产能评价预测结果与试油产能结果相吻合,试油产能预测符合率达到88.2%。克服了渗流机理不符合达西产能预测方法和流动层带局部参数不能准确表征复杂渗流特征造成产能评价失误,提升了超低渗透储层试油产能预测的定量评价能力,为该类特低—超低渗透储层产能预测提供出有效的信息和分析方法。     

八面台油田单井产能控制因素研究

统计分析表明,八面台油田油井产能主要受断层、沉积微相和储层物性控制。对于构造油藏,位于断层上升盘的油井在投产初期要比位于下降盘上的油井产油量高、含水低、开发效果好。同时,高产井主要分布在距离断层50～100m的范围内,油井距离断层越远。获得高产井的概率越小,获得低产井、特低产井的概率就越大。岩性油藏的单井油气产能主要受沉积砂体控制,八面台油田部署在分流河道砂体上的油井开发效果最好,而位于三角洲前缘席状砂上的油井开发效果最差。     

川口地区长6致密油藏成藏因素分析及储层评价

红河油田川口地区长6致密油藏油气富集程度及产能差异较大,通过油藏主控因素分析、储层四性关系研究对储层重新评价;结合探明区块开发情况,分析认为沉积相带、砂体厚度、储层物性、风化壳淋滤作用是影响油气富集程度的重要因素;基于试油结果及测井资料的研究,确定了该地区长6油藏储层的岩性与含油性下限、物性下限、电性下限,并分层位建立了吻合率较高的二次解释模型,对储层的综合评价和该区开发部署具有指导作用。     

肯尼斯油田压裂工艺优化及效果分析

肯尼斯油田是一个已经开发15年的带气顶、边水的层状构造砂岩油田,油田非均质严重,断层发育且油气水关系复杂,压裂增产难度大。根据油田地质油藏特点,对裂缝尺寸、施工排量、支撑剂种类、泵注程序等进行了优化:优选合理的裂缝尺寸避免沟通气、水层;采用树脂包砂陶粒减少地层吐砂的风险;优化施工砂比、应用端部脱砂等技术提高中高渗透层的导流能力,同时对压裂效果及其影响因素进行了系统分析,明确了地层能量和近井地带渗透率是影响压裂效果的最主要因素。自2005年以来,压裂获得了良好的单井增产效果,逐渐在新井投产、减缓老井递减、注水引效等方面发挥了越来越大的作用。