薄互层砂岩油藏开发前期采收率预测方法研究

南海西部乌石油田A井区为典型的薄互层砂岩油藏,单砂体厚度1.0 m左右,砂体展布及连通性认识不清,开发前期采收率预测难度大,影响油田建产.开发实践表明,砂体连通性与合理注采井距是影响薄互层砂岩油藏注水开发采收率的关键因素,针对采收率预测,经验公式法无法考虑砂体连通性,地质综合法虽考虑了注采系统,但各参数的定量取值以经验...     

利用生产动态及地震资料分析井间河流相砂体连通性

渤海PL油田是位于渤海湾盆地的大型河流相油田,在其注水开发过程中,亟需准确认识注水井与生产井之间的砂体连通性,以便优化和调整注采井网,提高采收率。针对油田砂体横向变化快,纵向上薄砂体发育的特点,利用丰富的压力、水淹等生产动态资料及相位转换后赋予地质意义的地震资料综合分析砂体的连通性,进一步完善和修正了早期以地质及测井资料确定的砂体连通性分析成果,并引入注采连通率概念,用来定量表示井组范围内注水井与生产井之间的砂体的连通性。该套方法在PL油田注水优化及井网调整研究中得到了充分的体现,对其它河流相注水开发油田井组范围内井间砂体连通性研究具有一定的借鉴作用。     

海上油田井间连通性综合评价技术研究

海上油田开发成本高,探井、评价井及生产井数少,导致油田资料及油藏认识有限,而对于注水开发的油田,井间连通性的认识对于改善注水效果及提高采收率是非常重要的。因此,针对这一难题及需求,以海上某油田注采井组为例,提出了井间连通性综合评价技术。利用砂体展布、储层物性、沉积相等地质研究分析静态连通性,根据油井泵吸入口压力及产液量随注水量波动的响应情况分析动态连通性,再结合示踪剂的测试结果,以及自主研发的油水井间连通性评价软件定量计算油水井间的连通系数,综合评价了油田注采井间连通性,为海上油田剩余油分布认识、注水效果改善及采收率的提高提供了参考和依据。     

基于试井反馈信号判定小层连通性技术

涠洲A油田为陆相复杂断块油田，开发层位流二段为薄互层油藏，砂体连通性复杂。为落实井间连通性，开展干扰试井研究，对干扰试井压力响应速度和砂体宽厚比分析，建立了流二段干扰试井压力响应经验公式，提出薄互层油藏小层连通性定量表征方法，认为油藏纵向上不连通，小层占比与干扰信号接收时间和井间压力系数差异的乘积呈幂函数关系。对该油田中块2井区5口生产井间连通性分析，明确了平面井点和纵向小层连通关系，指导了下步4口调整井部署和注采关系优化措施，能够提高区块采收率9.2%，为该类复杂断块油田薄互层油藏连通性分析提供了解决思路。     

井间连通综合分析方法在复杂断块油藏的应用

涠洲A油田流沙港组三段为分流河道型复杂断块油藏,区块内河道砂体相互叠置,断层发育,连通性复杂。为确保油藏注采效果,结合油田开发静动态资料,例如精细地层对比、含油单砂体地震描述、干扰试井、压力变化及试井分析对储层进行井间连通综合分析。综合方法很好地解释了由沉积相控制的复杂断块油藏的连通性,并重新建立井间连通模式,通过数值模拟预测剩余油分布,提出调整措施,取得了良好的开发效果。     

濮城油田文51块剩余油挖潜配套技术

濮城油田文51断块是一个典型的多油层非均质复杂断块油藏，长期注水开发造成井况损坏严重，注采井网遭到破坏，剩余油集中在井况损坏区、断层高部位、注水切割区及河道砂体注入水流线未波及的井间滞留区。剩余油的挖潜依靠多元化配套技术，完善注采井网，扩大注水波及体积，提高水驱控制储量和动用储量，从而提高区块采收率。     

提高非均质砂岩油田水驱采收率的新思路

在非均质、低渗透砂岩油田水驱开发的中后期,剩余油分布具有如下特点:①注采井网不合理在单砂体中造成有采无注,有注无采及注采失调,从而形成剩余油。②砂体单向受效,在翼侧形成剩余油。③砂体非均质严重,在高渗透地带造成水窜,在低渗透地区形成剩余油。基于剩余油分布的上述特点,分析目前开发剩余油所普遍采取的两种方法具有的不足,即井网加密受到储量丰度的局限及油田综合调整具有复杂、工作量大、难于管理、成本高,使上述剩余油在注水与采油分井进行的开发模式下很难得到充分开发,因此提出了开发剩余油、提高非均质低渗透砂岩油田水驱采收率的新思路——同井分层注、采开发模式,并以大庆葡萄花油田南部(葡南)为例进行了效果预测,结果表明:利用该模式可使葡南油田水驱采收率比标定值提高3.7%。     

孤东油田小油砂体提高采收率技术

孤东油田小油砂体为曲流河沉积,具有面积小、储层物性差、分布零散等特点,开发上具有注采对应率、地层压力、储量动用程度和采收率均较低的特点.为改善开发效果,应用了相变对比模式、河道砂体追踪描述、正演模型等技术精细刻画了小油砂体储层内部结构及展布规律;利用数值模拟技术对2类小油砂体6种开采方式的不同厚度储层进行了累积产油量经济界限评价,优化其开采方式,制定了与地质特点相适应的活性水吞吐、注采井网完善和不稳定注水等开发调整技术;研究了小油砂体、小钻机、小井眼和新工艺的“三小一新”配套钻采技术.通过相应技术实施,孤东油田小油砂体储量动用率提高59.1％,采收率提高14.8％.     

法哈牛油田复杂断块油藏高效开发探索

在充分研究油田渗流、递减规律的基础上,针对法哈牛油田断块多、构造复杂、砂体小、连通性差、储层非均质性严重、边水不活跃,天然能量低等特点,采取了井网加密调整、层间产量接替、转变注水方式、完善注采井网、调整措施结构和注水结构等方式,有效地提高了油田开发水平.     

裂缝和砂体方向性明显油藏注采井网的优化

在油藏裂缝和砂体各有明显方向性、且渗透率沿二者方向显著增大的情况下,注采井网必须避免沿裂缝和砂体两个方向中任何一个方向可能发生的水窜水淹。松辽盆地1999年发现的海坨子油田属特低渗透岩性油藏,萨尔图油层的裂缝和砂体都具有明显方向性,在开展储集层沉积相、裂缝研究的基础上,通过数值模拟,对注水开发井网的井网密度、井排方向、井网形状、井距与排距、注采井数比及注水方式进行了优化,确定了适合该油藏特点的600m×150m菱形反九点面积注采井网。该注采井网实施后见到了较好的效果:采油速率达1.48％,预测采收率达20％;油田地层压力趋于稳定,日产液、日产油递减缓慢,综合含水上升平稳。菱形反九点井网有两个可调的井排方向,是适合于裂缝和砂体方向性明显油藏的最佳井网。图2表2参12     

基于河型演变模式的单一成因砂体对比研究

通常对河流相河型和单一成因砂体的研究,主要依据粒度分布、砂体形态和沉积构造等特征要素,但通过研究观测现代河流沉积,发现在河流层序演化的过渡阶段,不仅河道形式会呈现不同变化,而且也影响不同成因砂体交互出现。为此,在孤岛油田中一区油井井间距和水井井间距为75 m、注采井距为150 m的密井网条件下,开展了利用河型演变模式指导曲流河、辫状河单一成因砂体对比和拼接的研究。通过建立辫状河—曲流河、曲流河—辫状河、辫状河—网状河、网状河—辫状河、网状河—曲流河和曲流河—网状河6种河型纵向叠置演变模式,确认Ng1+2砂层组为网状河沉积;通过建立标志层附近等高程对比、河道叠置砂体细分对比、河道砂体下切对比和侧向相变对比4种地层对比模式,开展单一成因砂体识别;结合矿场注采对应关系,建立了单一河道内部、河道—河道、河道—废弃河道—河道和河道—溢岸—河道4种成因砂体拼接类型,注采连通性因成因砂体拼接关系不同而存在差异,这种连通性差异主要控制特高含水期层内剩余油差异富集,据此通过指导井网调整流场转向,从而进一步提高水驱、化学驱采收率。     

“四步法”在岩性油藏砂体连通性研究中应用

岩性油藏砂体规模小、非均质性强、油水分布复杂等特点造成了砂体间的连通关系复杂,砂体展布特征不明显。在"旋回对比、分级控制、不同相带区别对待"的单油层对比方法确定井间砂体连通关系,研究"对、拆、统、验"四步法,提高了高邮凹陷黄珏油田戴南组砂体连通性研究的准确度,为岩性油藏的油田注采层系调整、流线场调整等措施提供地质依据。     

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。     

基于示踪剂监测和数值模拟的低渗透油藏注采连通性评价

长庆油田作为中国低渗透油藏开发的典型油田,拥有储量巨大的致密油气资源。由于其储集层非均质性强、注采连通性差,油藏采收率普遍不高,亟需对油藏开发单元进行精细描述,以提高中—高含水期井组开发效果。以长庆油田Q011-35井组为研究对象,基于目的层长6₁砂体接触类型划分,采用微量物质示踪剂监测与油藏数值模拟结合的方法,从平面和剖面综合评价井组水驱效果。结果表明：Q011-35井组储集层非均质性较强,平面上,在西北和正西方向发育高渗条带;剖面上,长$6^2_1$砂体较长$6^1_1$砂体水洗程度高,长$6^1_1$剩余油更富集,明确了砂体连通状态和注采对应关系为剩余油分布的主控因素。微量物质示踪剂监测与油藏数值模拟结合的方法克服了采用单一方法评价井间连通性的局限性,结果更加准确可靠,为精细评价低渗透油藏水驱开发效果、制定剩余油挖潜措施提供借鉴。     

港中油田南一断块高含水后期提高开发效果研究

港中油田南一断块为受构造和岩性控制的复杂断块油气藏,已进入高含水开发期,其纵向上合采合注,层间干扰严重,砂体动用程度不均,又因井况及地面原因,主力砂体大多已停采,断块处于低速低效开发阶段。2012年以来,结合油藏精细描述成果,对构造精细研究,并通过储层建模对单砂体剩余油分布进行研究,利用井网重建及精细注采调控措施挖潜剩余油。研究结果表明,断块日产油量由29.40 t上升至126.40 t,年产油量由1.19×10~4 t上升至4.53×10~4 t,提高采收率12%,增加可采储量82.00×104 t。     

萨北开发区井网加密后剩余油分布再认识

在北二西二类油层及三次加密新井完钻后,通过补绘和完善89个单元沉积相带图,结合动态分析、取心井资料和各类油层的水淹状况对储层砂体进行再认识,描述各类砂体的平面几何形态、组合关系及连通状况。对比分析加密前后的砂体分布变化,总结加密井网条件下各类砂体分布规律。综合分析剩余油分布特征,针对砂体微相形态,进行注采对应关系分析,提出相应的调整措施建议,对改善特高含水期油田开发效果具有重要的指导意义。     

特低渗透油藏产量变化规律及影响因素分析——以鄂尔多斯盆地定1780长1油藏为例

为了搞清影响定1780井区长1油藏产量变化的主要因素,针对产量和含水变化规律,结合油田的实际情况,综合考虑了地质因素和开发因素对产量的影响。运用单因素分析方法,深入研究了沉积微相、油层发育情况、注采井数比、注采比、井网形式、注水状况等因素对产量变化的影响程度。研究结果表明:①产量变化以递减型为主,反九点井网开发效果优于七点和五点井网;②含水与采出程度变化以近“S”形为主;③影响产量的主控因素为井网形式和注采比。该研究方法对类似油田产量变化规律分析具有一定的指导和借鉴意义。     

低渗透油田储层连通关系动静态综合评价方法

葡西油田G137区块水驱控制程度达79%,而油田却有50%以上油井因注水不受效关井,说明仅用水驱控制程度评价注采系统的适应性已经不能满足油田开发的需求。将注采系统研究中连通关系细分为静态连通和动态连通,并提出有效连通系数概念,即注水受效厚度与砂体静态连通厚度的比值;将常用的真水驱控制程度定义为视水驱控制程度和有效连通系数的乘积。该方法实现了静态连通和动态连通的分阶段评价。应用该方法分析了葡西油田试验区和G137区块注水受效差的本质区别,前者是由于砂体规模小、静态不连通所致,后者则是因为储层物性差、动态不连通所致。因此,对于低渗透油田,将油田开发的水驱控制程度考核指标分解为视水驱控制程度和有效连通系数进行考核更为合理。