S48单元氮气驱先导试验机理研究及应用

碳酸盐岩油藏目前单元注水已大面积开展,针对井间缝洞连通体的剩余油已通过单元水驱手段有效动用,但随着油藏开发的不断深入,水驱通道上的剩余油动用已较充分,碳酸盐岩油藏开发进入瓶颈期。经过研究分析,认识到缝洞型储集体井周残丘高部位大量赋存"阁楼型"剩余油。鉴于此,我们引入单元氮气驱技术,利用氮气驱的技术优势来达到进一步动用井间水驱无法动用的阁楼型剩余油的目的。该技术首先在塔河油田S48单元开展先导试验,取得了一些有益的认识,在碳酸盐岩水驱开发以外提供了一种较为可靠的技术手段,对碳酸盐岩油藏长效开发具有重要意义。     

塔河六区奥陶系油藏储层类型及测井响应特征研究

塔河六区奥陶系油藏储集空间类型主要为裂缝、溶蚀孔洞及溶洞,根据储集空间组合方式可以划分为三类储层类型,对不同类型储层测井响应特征进行对比研究,建立测井解释标准.根据研究成果细化缝洞单元,对储层进行精细划分,提高了堵水及单元注水开发效果.     

塔河油田气水协同提高采收率实践及认识

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏经历注水、注气开发阶段后,形成了新的剩余油赋存模式,单一的注水、注气方式难以有效动用剩余油。本文在借鉴碎屑岩油藏气水交替非混相驱开发经验、缝洞型油藏注水注气开发政策及剩余油分布研究的基础上,探索开展气水协同提高采收率矿场实践,初步形成了气水交替协同、气水同注协同、多井分注协同三种气水协同模式,为塔河油田提高采收率开拓了新方向。     

塔河缝洞型油藏缝洞单元注水开发模式

塔河油田缝洞型油藏是目前国内最大的碳酸盐岩缝洞型油藏,以天然能量开发为主,受能量下降和油井含水快速上升的影响,导致采收率不高,近年来注水开发在塔河缝洞型油藏提高采收率方面起到了良好的效果,注水开发已经成为提高缝洞型油藏采收率的一项主导技术。结合当前塔河缝洞型油藏注水开发的现状和发展趋势,系统总结和论述了单井缝洞单元注水开发模式和多井缝洞单元注水开发模式,这对具体认识缝洞型油藏的注水开发模式以及机理研究具有一定的实际意义。     

密井网区储层非均质性研究

本文以某油田密井网区为例,对储层进行沉积时间单元划分与对比,建立测井相模式,进行平面微相组合,绘制沉积时间单元平面图,通过储层不同参数的平面展布和分布规律,对储层非均质性进行了深入分析,为细致刻画剩余油分布特征奠定地质基础,这对油田进一步提高产量具有重要意义。     

缝洞型油藏氮气驱替方式评价实验

针对缝洞型油藏储层非均质性严重、流体分布复杂、缝洞本身的多尺度性和连通多样性的特点,对于后期高含水油藏,仅采用注水措施已难满足开发需求,对油藏注氮气能从机理上改善开发效果和提高原油采收率。因此通过不同驱替实验,研究了氮气驱替的注气速度、原油黏度、不同水气比例以及不同注气方式对采收率的影响。结果表明:水驱后缝洞模型中存有部分剩余油,通过注气后可以改善液体流动条件提高采收率;存在最佳注气速度,使得气体能够进入裂缝与原油充分混合而不至于过早发生气体突破;水气交替驱替选用1∶1时效果最好;对比非均质条件不同的注气方式对采收率的影响可以看出,采用水气交替和水气混注的驱替方式能有效提高采收率。     

缝洞型油藏视均质储层试井特征

缝洞型碳酸盐岩储层储集空间为溶蚀孔洞和裂缝,受岩溶缝洞发育特征及规模影响,空间上可能存在多种情况,包括大型独立溶蚀天然缝洞、大范围小型溶蚀孔洞组合等。在试井解释过程,需要简化地层模型来进行分析。因此,在宏观上将溶蚀孔洞空间上发育较为均匀的储层等效为均质储层,实例井分析表明简化分析的方法可靠性较高,分析结果与实际油藏生产特征吻合。     

碳酸盐岩储层改造工艺优化及改造液研发

针对不同钻遇类型缝洞型碳酸盐岩储层制定相应的储层改造措施,能极大的提高储层改造效果。根据井眼钻遇天然缝洞的类型,制定了3种类型,优化了相匹配的酸化压裂工艺,并研发了5种压裂液和酸液体系。通过近年来实际酸化压裂效果表明,优化后的工艺及改造液适应性较高,起到了良好的效果。     

塔河12区缝洞型油藏开发地质特征分析

该文根据AD 12缝洞带奥陶系碳酸盐岩缝洞型储集层地质特征以及生产特征,分析了AD 12缝洞带出水类型以及出水原因。通过见水时间与产层海拔深度关系,判断出产层出水特征基本符合由构造低部位到高部位侵入。同时认为该研究区总体油气充注程度较低,井与井之间的连通性较差,局部出现底水较发育以及油水分布倒置状况。通过以上认识,最终建立了缝洞带储层油水体组合模式,这对描述碳酸盐岩缝洞型储集体内流体分布以及指导其开发具有重要意义。     

缝洞型碳酸盐岩油藏开发经济评价模型研究

本文根据缝洞型碳酸盐岩油藏的特点及投入、产出规律,结合现有学者提出的最小经济储量模型,提出缝洞单元最小经济储量的概念,并以折现现金流法为基础,使用经过技术进步因子修正过的贴现因子,建立销售收入估算模型、碳酸盐岩油藏开发的净现金流量模型,进而推导出碳酸盐岩油藏开发缝洞单元最小经济储量模型,进一步为该类油藏前期投资目标筛选的决策提供快速的数据支持。     

基于碳酸盐岩油藏开发设计原则标准探讨

通过对大庆油田区块碳酸盐岩缝洞型油藏地质实际特点分析,对该类油藏的特殊性进行总结,进而研究了碳酸盐岩缝洞型油藏的开发原则。     

碳酸盐岩缝洞型油藏井组气驱机理及应用研究

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏具有储层埋藏深、非均质性强、油水关系复杂等特点,开发进入中高含水期后剩余油开采难度加大。结合碳酸盐岩油藏单井注氮气驱油机理,创新提出了井组气驱提高采收率的观点,通过优选9个井组进行试验,效果显著,累计增油3.27万吨。结合井组气驱现场应用和缝洞型油藏地质模型,分析得出了井组气驱的机理认识,并进行了模型刻画。     

缝洞型碳酸盐岩油藏高压注水成因分析

塔河油田缝洞型油藏特征主要由多期构造运动叠合而形成,因此在储集空间上呈现出不连续、高度离散的状态,最终体现为极强的非均质性。本文以三口井组为基础,确定了井组下不同的高压情况,主要以注水高压出现时间和有无井下作业等进行区分。将缝洞组合细分为三种类型分析,三种缝洞组合的类型能够有效解释典型井组的高压原因,这对之后以这些井组为基础进行注水政策等研究提供良好基础。     

复杂砂岩储集层识别方法

锡林好来油田分布大量的白云质泥岩缝洞型储集层,缝洞的发育对砂岩储集层的物性具有重要的意义。不彻底的白云化作用及局部发育断裂会导致缝洞分布不规律,是否存在缝洞对声波时差值和密度值造成了不同的影响,从而导致在复杂砂岩储层中不能有效地利用交会图版识别有效储集层。本文考虑缝洞因素建立声波时差-密度图版得到了不同的解释标准。结合实例分析表明,在缝洞分布不规律的复杂砂岩储层中,考虑缝洞因素建立图版的方法能够更加有效地识别有效储集层,提高了解释精度。     

应用模糊评判法评价塔河油藏水锥风险

塔河底水缝洞型油藏投入开发以来,每年因含水上升导致产量递减占65％左右,如何做好控水工作是开发中的重要任务。针对塔河油田的实际情况,利用各种静、动态资料和测试手段,在相关地质研究成果和开发特征分析的基础上,依据备类缝洞单元的储集体发育、含水变化规律、天然能量等方面的研究,深化塔河油田缝洞型储集体的认识,结合注水替油井现场生产动态数据及监测资料,在总结前人研究成果的基础上,应用模糊综合评判法评价缝洞型储集体水锥风险,及早提出预警方案。生产实践评价结果表明,建立的水锥风险预警方法具有一定适应性,在一定程度上对油田开发生产管理可以起到辅助决策的作用,为提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率提供技术支撑。     

无水碳酸盐岩油藏利用建模估算地质储量

碳酸盐岩油藏的开发过程中,因储层有较强的分隔性,开发初期无法准确有效的把握全区缝洞单元的分布规律,对未进行油井地层压力动态测试的缝洞单元,评价单个缝洞系统或单井没有一个行之有效的方法,本文将利用生产数据计算碳酸盐岩油藏单井地质储量,并论证其可行性,该方法计算简单方便,有很强的实用性.     

复杂断块油田流动单元划分及剩余油分布规律研究

在掌握储层流动单元概念的基础上,系统总结了目前划分储层流动单元的各种方法。综合运用多学科理论,对我国东部某复杂断块油田应用聚类分析法找到了划分流动单元的有效参数和定量界限,并在该断块整套储层中定量划分出四套流动单元,它们各自具有不同的岩性和储层物性。综合研究流动单元类型与剩余油分布的密切关系,揭示了该断块油田流动单元类型与剩余油分布的关系。     

流动单元的划分及其在聚驱开发中应用

将模糊聚类分析方法与储层类型和开发实践相结合,把大庆油田萨北开发区北二西葡一组的6个沉积单元划分成4类流动单元。流动单元的划分成果用于指导聚驱开发后期措施调整,取得了很好的效果。同时把不同流动单元的剩余油分布情况给出,相邻流动单元所处微相不一致,不同微相带之间的结合部位及微相边缘的流动单元内剩余油饱和度非常高;Ⅰ类流动单元与Ⅱ类流动单元相比,水驱后上部还存在相当数量剩余油;因为平面非均质性严重挖潜十分有难度,流动单元过渡带剩余油饱和度非常高。     

塔河油田缝洞型油藏注气吞吐选井认识

随开采程度加大,碳酸盐岩缝洞型油藏的剩余油常呈阁楼状分布,常规开发手段难以动用,通过注气(氮气)吞吐可有效动用。通过分析塔河油田各区注气吞吐井的油藏地质特征、生产特征以及注气后生产效果,总结出4条注气吞吐选井认识:阁楼状剩余油与储集体所处构造位置无明确对应关系;剩余油越丰富,注气吞吐效果越好;溶洞型储集体水体能量强,注气吞吐效果差;油气生产层段位于储层顶界易导致气体回窜,严重影响注气效果。     

超低渗透油藏流动单元剩余油分布研究

以华庆油田白155井区长63油藏为例,应用流动单元方法研究超低渗透油藏储层剩余油分布规律.在流动单元划分中选取了流动层指数、渗透率、流动系数、孔隙度及泥质含量5个参数,应用聚类分析法将储层划分为Ⅰ、Ⅱ及Ⅲ三类流动单元,优选出序贯指示模拟方法对流动单元进行了井间预测,建立了流动单元三维地质模型.研究表明,流动单元三维地质模型可以将岩相模型不能区分的隔层和夹层区分开.由流动单元约束下的数值模拟结果:剩余油主要富集在物性、渗透性相对较差的Ⅱ、Ⅲ类流动单元区.Ⅰ、Ⅱ及Ⅲ三类流动单元生产历史与剩余油分布吻合性好,为油田开发调整提供了重要的动态依据.