随机模拟技术在QHD32—6油田油藏地质模型随钻调整中的应用

QHD32—6油田主要含油层系是被断层复杂化了的明化镇组下段和馆陶组上段河流相砂体,砂体厚度横向变化较大。油藏形成受构造和岩性双重因素控制,存在多个油水系统,地质条件比较复杂。油田含油面积为39,7km2．探明储量为1,7034亿t。开发好该油田的一个重要环节是针对其特有的地质条件做好随钻泊藏地质建模工作,即随着开发井钻探方案的实施分阶段进行油藏地质模型调整,以指导开发井井网的调整和开发井的钻探。以地质框架模型建立、绝对被阻抗反演、岩性序贯高斯指示模拟、孔隙度高斯协模拟等技术为核心建立的随机模拟法,被证明是适合该油田地质特点的随钻泊藏地质建模方法,应用于该油田A、B平台所在区块取得了良好的效果。     

油藏地质建模与数值模拟一体化技术在旅大4—2油田钻前优化及随钻调整中的应用

旅大4-2油田在ODP批准后进行了新的三维地震资料采集及处理,基于该油田新的油藏构造精细解释及储层反演成果,利用油藏地质建模与数值模拟一体化技术,建立起更精确的油藏模型代替ODP阶段的油藏模型,并在随钻过程中利用测井、录井等新资料及时更新油藏模型;在钻前及随钻过程中对油田开发方案进行了优化与调整,如井型优化,边部水平井距内含油边界距离的优化,高部位水平井距油层顶部距离的优化,以及水平井主支上钻分支井的效果研究等。在随钻过程中根据油藏模型的变化,及时进行井轨迹优化调整,确定最佳井位,为油田开发方案的决策提供了科学依据,使油田获得了最佳开发效果。     

QHD32-6油田氮气泡沫调驱数值模拟研究

为改善QHD32-6稠油油田的水驱开发效果,开展了氮气泡沫调驱提高采收率数值模拟研究.根据该油田A9井组的地质油藏条件,建立三维地质模型.在历史拟合的基础上.对氮气泡沫调驱注采参数进行了优化设计,并进行指标预测和经济评价.研究结果表明,氮气泡沫调驱最佳注采参数为:气液比为1:2,井组合理注液速度为800 m3/d左右,最佳泡沫刺浓度为0.3%～0.5%(质量分数),最佳驱替体积为0.15 PV左右,最佳氮气泡沫段塞为60 d左右.经济评价表明,采用氮气泡沫调驱方案,其投入产出比为1:5.该井组采用氮气泡沫调驱技术可以较好地改善注水开发效果,达到降水增油和提高原油采收率的目的.     

地震相控预测技术及其在QHD32-6油田的应用

地震反演参数地质意义的多解性以及分辨率的限制给利用地震反演预测河流相储层单砂体带来很大困难。研究发现,地层的纵波速度、密度和波阻抗等参数随深度的变化符合一定的数学规律,且这些规律受沉积微相的控制;据此提出了针对砂体预测的"地震相控预测"技术,将地震反演结果转化为反映储层沉积微相特征的参数剖面,通过预测砂体发育的优势沉积微相实现对单砂体的预测,为地震反演资料能够应用于面向油藏开发的单砂体预测和沉积微相研究开辟了新的途径,具有重要的理论创新意义和推广应用价值。该项技术在QHD32-6油田应用结果与井点符合率达到90%,预测可信度高。     

地质模型动态更新方法在关家堡油田的应用

地质模型动态更新依据随钻测井资料及时更新先期建立的地质模型,得到钻井不同时刻的三维地质模型,实时有效地了解储集层空间展布,及时发现其构造、产状等的变化,从而对原有设计井眼轨迹加以修正,有效地调整钻井前进轨迹,发挥地质导向作用,直至以最佳方式穿过油层,最终达到提高水平段有效率和钻井总体效益的目的。把地质模型动态更新方法应用于关家堡油田水平井钻井过程中,结合测井、地质和地震等资料,并把随钻资料加入到地质模型中,采用多步建模的方法进行地质条件约束,更新并完善GR、孔隙度、渗透率等模型,提高了储集层随机建模精度,特别是砂体分布模型的精度,保证了模型的准确性和可靠性。Zh8-H井钻井实践表明,由于及时地提供了较为准确的地质模型,明显地提高了水平井钻遇油层的能力。图5参13     

水平井技术在秦皇岛32-6油田西区底水油藏中的开发实践

随着油田开发技术的进步,水平井开采技术日趋完善,在底水油藏应用中取得了明显效果。秦皇岛32-6油田西区是典型的底水油藏,该区主体于2002年采用定向井投入开发,投产后基本没有无水采油期,底水锥进、突破很快,经过6年多的开发已进入高含水期,至2008年初,含水83.7%,采出程度5.05%,开发效果较差。基于水平井开发底水油藏试验研究,总结出影响该区水平井开发效果两个主要因素:水平段距离油水界面高度和水平井区隔夹层分布状况。在此基础之上,通过开展隔夹层及剩余油研究,在明下段有利位置布水平井6口,并在实施中应用了随钻跟踪及先进的完井技术。该区6口水平调整井投产后初期产能约是定向井的3倍,全油田预计最终采收率提高0.36%,取得了良好的效益。     

地质模型动态更新方法在随钻导向中的应用——以渤海湾A油田为例

地质模型动态更新方法是一种基于正演模拟的随钻地质导向技术,模型质量制约方法应用效果。本文在建模范围、网格划分及模拟属性等方面改进提出了一种更适于随钻地质导向的地质建模和动态更新方法。方法应用于渤南中浅层油田水平井的实施过程,通过建立以自然伽马属性、砂体概率分布属性为主的先导地质模型,在随钻过程中动态加入随钻测井资料并更新地质模型,利用模型预测结果指导调整水平井钻井轨迹。A33H井实钻结果显示,应用地质模型动态更新方法有效降低了夹层钻遇风险,水平段油层钻遇比例超过80%。     

领眼钻井技术在QHD32—6油田水平井中的应用

主要介绍了领眼钻井技术在QHD32－6油田A25h和A26h两口水平井中的应用情况。两口水平井应用了先进听LWD井下工具，实时监测地层密度和电阻率，准确地测定馆陶组Ⅱ（NgⅡ）油藏的位置，从而，确保水平井段在NgⅡ薄油层中钻进。     

由多甲基萘参数计算合采井单层产能贡献——以QHD32—6油田稠油油藏为例

利用QHD32-6油田稠油油藏原油芳烃组分中的三甲基萘、四甲基萘和五甲基萘系列化合物的分布特征,建立了明化镇组各油层的特征指纹.QHD32-6-3井NmⅡ和NmⅣ油组两端元原油二元配比实验结果表明,利用多甲基萘指纹参数计算2层合采单层产能贡献是可行的.尝试利用多甲基萘参数计算了与QHD32-6-3井和QHD32-6-4井相邻的一些多层合采井的单层产能贡献;将计算结果与生产测井结果进行对比表明,利用多甲基萘参数计算多层合采井单层产能贡献也是可行的.     

QHD32-6油田的几次破乳剂和清水剂应用试验

秦皇岛QHD32—6海上稠油油田A，B平台于2001年10月18日投产，原油集输处理中使用某外国公司的破乳剂／清水剂组合药剂EC-2029A/EC-6032。2001年12月10～18日以渤海BH-01替换供应中断的EC-2029A，脱水效果大大改善。渤海服务公司专门研制了BH系列破乳剂和BHQ系列清水剂。2002年2～3月试用BH-03／BHQ-04，效果良好，加药量减少而净化油含水合格。2002年4月试用该外国公司的PX-0090／EC-6032，效果良好但流程中某些工艺参数差，且清水剂用量大。2002年5月25日C，D平台投产后换用BH-03／BHQ-04，6月28日换用BH-04／BHQ-04，效果进一步改善，8月10月E，F平台投产后效果仍良好。2002年11月6日短时间试用国内某公司的破乳剂LY-1133失败。2002年12月成功应用新的BH-09／BHQ-06。2003年2月试用该外国公司的PX-0095/EC-6032．引起净化油含水上升。2003年4月试用另一外国公司的破乳剂PT-9179，效果不佳。此后恢复使用BH-09(和HQ-06)。针对QHD32-6油田开发的BH/BHQ系列破乳剂／清水剂性能良好，可使外输原油含水≤0．5％，外排污水含油≤30mg／L。在采出原油含水上升、新平台投产时，应及时评价、更新药剂。表12参2。     

秦皇岛32—6油田的钻井完井液评选

对秦皇岛32-6油田在勘探井及评价井中使用的钻井液体系进行抑制性、流变性、造壁性、润滑性对比分析,并从快速钻井和储层保护的要求出发,提出了用于秦皇岛32-6油田开发井的钻井液体系及合理的工艺措施。     

海上稠油砂岩油藏采出程度敏感性分析与评价——以秦皇岛32-6油田为例

以秦皇岛32-6油田为研究对象,结合海上稠油砂岩油藏的实际情况,综合考虑了地质因素和开发因素对采出程度的影响。利用单因素分析方法,建立了秦皇岛32-6油田采出程度随井距、原油粘度、提液时机、油层厚度、采油速度和纵向渗透率非均质性变化的数值模型。通过对比不同模型的模拟结果可知,不同条件下采出程度的主控因素不同。其中,井距对采出程度的影响最显著,其次是地层原油粘度和纵向渗透率非均质性,而提液时机、油层厚度和采油速度的影响较小。此外,对各影响因素进行了无因次化,通过多元线性回归,得到了不同地质、流体物性、开发等因素表征采出程度的关系式,更直观地表现了不同因素变化对采出程度的影响程度。     

秦皇岛32-6稠油油田注水效果分析

秦皇岛32-6油田位于渤海中部海域,油田构造幅度较为平缓,储层为复杂河流相沉积,油藏埋深浅,油质稠,油水关系复杂,投产初期生产状况差,基本没有无水采油期。在没有海上同类油田注水经验可借鉴的情况下,针对油田地质油藏特征和生产动态特点对秦皇岛32-6油田实施了注水开发。注水井选择原则为静态上考虑砂体展布及水驱程度,动态上考虑地层压降及转注井生产状况,用低效井替代设计注水井;注水模式为“早期温和注水,注水强度逐渐增强,在饱和压力附近达到注采平衡”。秦皇岛32-6油田实施注水后取得了很好的开发效果。     

秦皇岛32-6油田含水率上升快原因分析

秦皇岛32-6油田没有无水采油期,具有含水率上升快、采出程度低的开采特点。该油田含水率上升快与油水粘度比、储层非均质性、油田构造幅度、油藏类型及开发方式等有关。提出了实施分层开采、开展压水锥试验和在剩余油饱和度高的部位钻水平井等改善油田开发效果的措施及建议。     

克拉玛依油田530区P

根据克拉玛依油田530区P₂w¹砾岩油藏的特点,采用二步建模法,即运用地震相、测井相、试井相及岩芯分析等资料建立储层沉积模式的序贯指示模拟法和既考虑沉积历史也考虑沉积机制,以得到储层有关属性参数空间分布的半马尔可夫模拟法,分别模拟了研究区沉积相和储层物性特征参数。从采用序贯指示模拟法建立的油藏沉积相静态模型可以看出,古水流自左上方进入沉积区,在断裂下降盘沉积了扇中、扇缘亚相,缺失扇顶亚相,XW₃ 沉积不连续,XW₂ 沉积变缓且更均匀。从采用半马尔可夫模拟技术建立的储层特征参数静态模型上可以看出,XW₃ 沉积厚度大、变化频繁,XW₂ 沉积厚度小,规律性更分明,XW₃ 孔隙度、渗透率值变化均大于XW₂,而含油饱和度恰好相反。模拟预测认为,靠近克乌断裂带西段附近物性参数好于其他部位,是油气有利储集区,应为首选区。由于静态模型准确表达了油藏空间分布规律,因此减少布井 16口,节约进尺427×10⁴m。     

枣园油田枣43断块开发试验区油藏地质模型与开发效果

油藏地质模型是油藏描述综合研究成果的集中体现,建立科学、准确、精细油藏地质模型对于预测含油气有利区带、编制开发方案、选择注水方式及增产措施有着极为重要的意义,在综合分析枣园油田地层、构造、沉积、储层特征、流体性质等各项成果的基础上,本文提出了建立油藏地质模型的技术方法,并以枣43断块先导开发试验区为例建立了油藏地质模型并总结了其主要地质特征,通过先导开发试验区前后的开发效果对比,证实所建模型具科学性、准确性和预测性,对开发枣园油田起到指导和预测作用.     

QHD32-6油田电泵井憋压曲线模型的设计与应用

为加强QHD32-6油田电泵井管理和有效判断电泵井井下工况,根据电泵井工作原理和井下流体力学理论,结合电泵井结构特征,对电泵井憋压值与时间的变化关系进行论证分析,从而建立了电泵井憋压曲线模型。该模型可绘制并分析不同工况下电泵井憋压曲线及其对应规律。实际应用表明,该电泵井憋压曲线模型(结合其他生产及测试资料)可实现对电泵井井下工况的相对准确分析,为现场施工提供理论依据。     

QHD32-6-3井明化镇组原油非均质性及其石油地质意义

原油甾、萜烷的分布表明 ,QHD32 6 3井明化镇组不同油组的原油来自相同生烃层系 ,但各油组原油色谱特征及芳烃系列化合物组成具有明显的差别。色谱特征的差异主要是第 2期油气的不均衡充注造成的。NmⅠ 油组原油正构烷烃与 2 5 降藿烷共存 ,说明本油组油藏接受了 2期原油注入 ,早期注入的原油遭受了生物降解 ,而后又接受了后期热演化程度较高原油的注入 ;NmⅡ 和NmⅣ 油组原油正构烷烃的缺失及 2 5 降藿烷的检出 ,表明其也遭受了强烈的生物降解 ,但第 2期油气对NmⅡ 和NmⅣ 油组没有影响。芳烃化合物组成的差异是由于各油组生物降解的程度不同所致。NmⅡ油组原油强烈的生物降解与水体的活动有关 ,由此推测其油藏可能为底水油藏 ,而不是以往所认为的边水油藏。