吴起长2油藏单砂体刻画及剩余油挖潜方向

吴起长2油藏内部由12期河道叠加的单砂体组成,在岩心观察与测井岩电分析基础上开展单砂体构型单元解剖,刻画了砂体几何形态及平面展布特征,进一步总结剩余油分布类型,明确了下步挖潜的措施对策,形成了吴起油田单砂体剩余油有效开发技术,对类似油藏开发中后期剩余油措施挖潜具有一定借鉴意义.     

姬塬油田G83油藏单砂体刻画及动用技术研究

本文针对G83油藏超低渗透油藏多期河道叠加,平面压力分布不均,剖面水驱动用程度低的矛盾,从储层平面连通关系,剖面非均质性差异找原因,在岩心观察与测井岩电分析的基础上,识别储层侧向、垂向砂体叠置样式,总结评价连通关系,形成“静态资料识别+动态资料验证”单砂体刻画方法,利用“精细单砂体刻画+剩余油分布”重新认识储层挖潜方向;总结了以“提高剖面动用程度+改善平面连通关系”为主的动用技术,对类似油藏中期开发及单砂体动用挖潜具有一定借鉴意义。     

A区Z7油藏单砂体刻画及隔夹层对剩余油的影响

A区Z7油藏目前处于压力保持水平低、采油速度低、采出程度低、单井产量低的“四低”状态,同时储层非均质性强,隔夹层发育,老井改造规模有限,纵向动用不充分,剩余油丰富。通过储层单砂体刻画、隔夹层分布特征以及隔夹层对剩余油的影响作用研究,总结隔夹层对剩余油分布的影响规律,为油藏下一步开发调整和提高原油采收率提供可靠依据。     

零散砂体油田注采系统调整方法研究

论述了低渗透零散砂体油田砂体规模小、分布零散、单井钻遇层数少、油层薄等发育特点以及对开发效果的影响,提出了按单砂体完善注采关系的注采系统调整方法。该方法通过研究单砂体注采完善程度,采用不规则井网注水,同时结合油水井配套技术调整,在实践应用中收到很好的效果,改善了低渗透零散砂体油田的开发效果,在同类油藏开发中具有推广价值。     

港西油田二区砂体精细刻画及内部构型研究

综合运用测井、地震、沉积模式及动态信息,对港西油田二区主力油藏进行单砂体精细刻画及内部构型研究,并结合露头、夹层识别、水平井、对子井及地层倾角测井信息,对研究区侧积砂体规模及产状进行预测,为港西油田二区二次开发提供一定的指导.     

完善单砂体注采关系的做法及效果

论述了喇嘛甸油田特高含水期完善单砂体注采关系的必要性和可行性，提出了评价单砂体注采完善程度的一种新方法；通过解剖典型区块，分析了不同沉积模式储层的注采完善程度；阐述了通过井网综合利用完善单砂体注采关系的做法及效果。实践表明：井网综合利用完善单砂体注采关系应采取灵活调整的做法，既要坚持不打乱开发层系的原则，又要根据聚合物驱阶段性强的特点，灵活运用水驱高关井和低产能井挖掘聚驱注采不完善部位的剩余油。     

J油田侏罗系边底水油藏单砂体刻画及应用

J油田侏罗系油藏内部由多期河道叠加的单砂体组成,在岩心观察与测井岩电分析基础上开展单砂体构型单元解剖,进一步总结单砂体接触关系,刻画了砂体几何形态及平面展布特征,结合生产动态分析明确了见效差油井下步措施对策,对类似油藏低效井措施挖潜具有一定借鉴意义.     

曲流河点坝精细刻画研究

大庆油田曲流河沉积厚油层聚驱后开发面临着含水高、剩余油高度分散等困难,需要精细刻画点坝内部构型,重构地下认识体系.以北一区断东"二三结合"试验区葡Ⅰ2沉积单元为例,按照沉积微相、单砂体、点坝内部构型3个层次循序渐进地进行了储层层次分析,提出研究过程应遵循的"三个结合":当前模型与原型模型相结合;单井、剖面、平面、立体信息相结合;静态成果与动态资料相结合.实践证明,总结出的曲流河点坝精细刻画方法及流程有效实用.     

尕斯库勒油田E3^1油藏南区注采系统调整研究

结合油藏的各项动静态资料分析，在目前的经济技术条件下，尕斯库勒油田E3^1油藏南区不宜细分层系开发，并且不宜部署过多加密调整井．经对注采系统适应性评价结果，该区目前总体注采平衡，但局部不适应，有必要进行注采系统调整．在注采系统调整研究的基础上，提出了三套注采系统调整方案，并结合油藏实际，推荐方案三作为实施方案．方案进行的油藏工程计算、数值模拟研究结果证实，方案三合理、有效，可操作性强，经经济技术评价，方案各项经济技术指标优于行业标准．     

注水开发油藏单砂体精细按需配注方法应用研究

油藏开发进入中高含水阶段,各种开发中积累的矛盾随着原油产量逐年递减,综合含水、自然递减、含水上升率等关键指标逐年攀升,控制难度加大,水驱储量控制程度、水驱储量动用程度等指标随着水井套损情况的加剧,逐渐下滑。传统配注方式是一种根据井组注采关系进行的笼统配注方式,越来越不能满足目前油藏注水的需要。本文提出在油藏配注过程中转变传统配注思路,大胆创新地提出了可控注水,可控采油理念,由以往传统的笼统配注方式向单砂体精细配注方式的转变,真正实现油藏的精细注水,进而达到油藏的精细管理。     

姬塬油田长4+5、长6油藏提高单井产能技术研究

姬塬油田G83区2009年投入开发,采用一套井网动用长4+5、长6两套层系,受储层物性差、局部微裂缝发育等影响,油藏驱替系统无法建立,开发中面临着地层能量不足、低产低效井和水淹井比例大等问题,导致油井单井产量较低。本文通过开展精细储层研究,加深储层内单砂体的连通关系认识,以单砂体连通关系为基础剖析油藏开发矛盾,提出有针对性的治理对策,达到提高油藏单井产能的目的。     

单砂体注采系统完善程度定量评价方法

针对目前注采系统完善程度不能定量描述、评价的问题,通过对影响注采系统完善程度的因素进 行分析、简化,借助经典插值方法和油气渗流理论,提出利用单砂体注采完善系数进行单砂体注采系统 完善程度的定量评价,进而实现单井、区块的注采系统完善程度的评价。现场应用取得了好的效果。     

大路沟二区精细注采调整技术研究及应用效果

靖安油田大路沟二区长6油层属于储层丰度低,岩性致密,储层物性差,层内非均质性强的特低渗透岩性油藏,该区原始地层压力低,饱和压力较高,地饱压差小,加之边底水不发育,自然能量贫乏。针对开发过程中自然递减大,注水见效困难、裂缝发育、水驱动用程度低等问题,提出了分注水单元开发、注水量调整、周期注水等精细注采调整技术,通过应用制定的技术政策,油田注水逐步见效,自然递减减缓,取得了较好的开发效果。     

冷43块s1+2油藏蒸汽驱注采参数优化研究

针对目前冷43块s1+2油藏采出程度高、油层压力水平低、开发效果逐渐变差等实际情况,立足于蒸汽驱提高产能研究.应用数值模拟方法对该块蒸汽驱的注入速度、注汽强度、注采比等参数进行了优化.研究结果表明,利用合理的注汽参数进行蒸汽驱能够有效提高油藏的开发水平.     

单砂体精细刻画技术在油藏描述中的应用

针对丘陵油田构造及断裂系统复杂、储层非均质性严重、水淹程度高、现有井网对单砂体适应性较差、剩余油分布认识准确性不高等急需解决的问题,开展了单砂层精细对比和内部构型刻画研究,建立了单砂层精细成因地层格架,落实了砂层内部单砂体的连通关系和侧向变化,为后续地质建模及数值模拟工作提供了新的地质基础。研究成果既解决了一些开发生产的矛盾问题,又为二次开发试验井的部署和矿场实施提供了重要的技术支持,取得了良好的应用效果。     

稀油油藏高含水期剩余油精细刻画技术及潜力评价 ——以温米油田温西三区块为例

吐哈稀油油藏已进入特高含水开发阶段,因剩余油高度分散、认识难度大、有效挖潜手段少,导致关停井比例高,储量动用程度低,采油速度低,开发效果变差.为此,在精细单砂体刻画的基础上,利用沉积微相识别技术,首先确定出单一河道及砂体搭接关系,并建立油藏精细地质模型;其次,以现代数值模拟技术为手段,借助优势动用潜力丰度精确描述单砂体...     

定量表征单砂体注采关系的流线方法

基于单砂体开发动态模型，提出了定量表征单砂体注采关系的流线方法，并系统论述了其表征原理。以大港油田宫104断块G76—30注水井组为研究对象，应用流线方法计算了4口生产井的受效因子和G76—30注水井的注水量分配系数。计算结果表明，G77—31和G76—32井是注水井G76—30的主要受效井和水流通道，与现场示踪监测结果一致，证明了该方法的可靠性。该方法对研究水驱油藏单砂体注采关系和剩余油分布有很好的指导作用，与传统数值模拟方法相比，计算速度和精度都有大幅度提高。     

大庆杏六中区单砂体注采关系完善程度评价

截至目前为止,大庆杏六中区存在3套井网、萨葡高等3个大油组,261口油水井。针对多套油组、多套井组、井网间开发层系相互交叉影响、注采关系复杂等特点,因此准确、客观的评价单砂体水驱控制程度将直接制约到高含水后期剩余油的分布预测,是油田调整挖潜措施的主要依据。在精细地质研究的基础上,利用沉积相带图及射孔等资料,采用了一种单砂体注采完善程度的评价方法,将该方法应用于大庆杏六中区。从井网、油组、油层、单砂体等四个层次对单砂体注采关系状况进行评价,并且总结了几种常见的注采不完善的类型,简要的提出了几点完善注采关系的措施。该文提出的单砂体注采关系完善程度的评价的方法客观性强、准确性高,对注采关系不完善区域的井网调整效果预测提供了依据。     

扶余油田西5-8 区块单砂体的精细刻画

在注水开发中后期,储层单砂体相互之间连通关系和剩余油三维空间展布特征是研究的重点。扶余油田西5-8区块在经历溶解气驱、注水开发和3次大规模加密调整后,单砂体剩余油分布复杂,加大了后期有效注水开发的难度。按照单砂体划分原则和方法,采用单砂体精细刻画划分后,根据单砂体平面及剖面展布特征,分
析研究井点剩余油控制因素、平面剩余油控制因素和纵向剩余油控制因素,得到主力砂体的水洗厚度变化情况从而知道各单砂体剩余油分布。     

应用油水井立体调整技术降低注采系统能耗

随着油田开发的不断深入,高含水层、高含水井点逐渐增多,油层平面差异大、层间干扰严重,如何调整高低含水层注采关系,合理控制低效无效循环是目前油田开发中急需解决的问题。针对上述问题,采用了油水井立体调整技术,实现了高、低含水层的区分对待,有效控制了低效无效注采,降低了注采系统能耗。现场应用4个井组,通过调整前后对比,平均井组产液降低29.2 t,产油增加0.5 t,年控制无效产液0.96×104t,减少无效注水53 m3,年控制无效注水1.75×104m3,当年投入产出比达到1∶2.24。