克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏流动单元研究

针对克拉玛依油田八区克上组砾岩藏储集层特征，分析了流动单元研究的基本思想和原理，依据相应的聚类分析方法，结合克上组储集层岩性，物性及其微观孔隙结构特征，研究了该区砾岩油藏流动单元类型，特征及流动层带指标（IFZ）的划分界限和计算方法，对该区砾岩油藏各小层流动单元进行了划分和描述，分析和阐明了不同级别流动单元分布，特点与砾岩油藏沉积微相，隔夹层及储集层质量的关系，指出了不同层位砾岩油藏储集层质量及分布富集区域。     

克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏参数及剩余油分布

利用灰色系统与神经网络技术分析软件系统，通过克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏储层实际应用，处理区内克上组砾岩油藏相应井段117口井测井地质资料，分别利用砾岩油藏测井解释、沉积微相分布研究成果，提取、集总和描述了各层段砾岩油藏储层参数分布，阐明了克上组各小层砾岩油藏的分布富集范围。从而，分析砾岩油藏开发动态资料，研究了该区克上组砾岩油藏储量及采出情况，指出了剩余油分布富集层位、井区和位置，为合理选择区块开发决策和改善油田开发效果提供了相应的地质依据。     

克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏精细评价分析准则与参数

针对克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏沉积和储层特征 ,依据灰色系统理论分析准则 ,利用测井、钻井取心、试油及有关地质资料 ,匹配、拟合和提取参数 ,以统计分析特征值及其准确率、分辨率研究砾岩油藏储层岩性、物性与含油气情况 ,生成了该区油藏精细评价的参数和指标 ,建立了适应该区克上组砾岩油藏评价解释模型。通过该区克上组 117口井储层精细评价处理 ,介绍了精细评价砾岩油藏的参数、标准、权系数及其应用效果 ,为该区克上组砾岩油藏进一步勘探开发提供了可靠的地质依据     

克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏储量分布及采出程度研究

本文研究了克拉玛依油田八区克上组计算砾岩油藏储量的参数，提出了高度非均质砾岩油藏储量计算和参数确定的准则及网络积分计算分析方法，确定出小层计算单元储量分布参数。利用砾岩油藏测井解释、沉积微相、油藏参数空间分布成果及相应的开发动态分析资料，网络化提取并建立砾岩油藏储量计算参数数据库，分析计算了该区克上组各小层原油地质储量、可采储量、剩余可采储量及储量采出程度。指出了该区油田开发稳产的重要接替和调整挖潜层位，为合理选择区块开发决策和改善油田开发效果提供了相应的地质依据。     

克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏流动单元研究

以取心井岩心分析资料为基础,优选出流动层带指标、孔隙度、渗透率、泥质含量、粒度中值等参数,采用灰色系统理论,有效地定量判别流动单元。将克拉玛依油田八区克上组砂砾岩划分出4类流动单元,这4类流动单元与剩余油分布关系较为密切,流动单元Ⅰ水淹严重,流动单元Ⅳ、Ⅴ区为低孔、低渗,原始含油性本身较差,而流动单元Ⅱ、Ⅲ是该区油藏下一步挖潜的主要目标。     

克拉玛依油田砾岩油藏注水采收率统计研究

根据克拉玛依油田３３个砾岩油藏的开发数据，采用多元逐步回归统计法，提出了一个适于预测砾岩油藏注水采收率的相关经验公式。该公式与目前国内外常用的一些经验公式相比，预测精度要高得多。     

克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏精细评价分析准则与参数

针对克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏沉积和储层特征，依据灰色系统理论分析准则，利用测井、钻井取心、试油及有关地质资料，匹配、拟合和提取参数，以统计分析特征值及其准确率、分辨率研究砾岩油藏储层岩性、物性与含油气情况，生成了该区油藏精细评价的参数和指标，建立了适应该区克上组砾岩油藏评价解释模型。通过该区克上组117口井储层精细评价处理，介绍了精细评价砾岩油藏的参数、标准、权系数及其应用效果，为该区克上组砾岩油藏进一步勘探开发提供了可靠的地质依据。     

八区克上组砾岩油藏储层流动单元研究

流动单元是具有相同渗流特征的岩相组合，应用该方法可以精细刻划储层的非均质性。针对新疆克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏储层非均质性严重的特点，利用八区克上组取心井岩心分析资料，计算FZI、RQI、ΦZ、ΦR等参数，采用Q型聚类分析方法将该区砾岩储集层划分为5类流动单元，并分别分析，描述了各类流动单元的地质特征。     

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏水淹层识别

根据克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏地质和开发动态,分析水淹层的测井响应特征,研究了油藏水淹状况,提出了裂缝性低渗透砾岩油藏注水开发中后期水淹层的综合识别方法,并对三次加密调整井进行了水淹层解释。调整井投产效果证明,该方法的符合率高达93.8%.研究认为水淹层的分布受裂缝和注水量的控制,在平面上水淹方向以东西向为主,南北向其次;在纵向上以顺层水淹为主,水淹程度受油层打开程度和裂缝发育程度影响, P₂w₃、P₂w₄。水淹相对严重。水淹体的形态受裂缝形态控制,全区平均水淹体高度为80~120m,长度300-500m,厚度在100m左右。     

油藏数值模拟技术在砾岩油藏中高含期调整中的应用——以克拉玛依油田八区克上组油藏为例

砾岩油藏的非均质性特征决定了砾岩油藏总体开发效果较差,尤其是油藏进入中高含水期后常常出现"两快"、"两低"现象,即含水上升快,产量递减快,注水利用率低,剖面动用程度低。剩余油分布认识不清,剩余储量难以调动,油藏开发后期挖潜调整难度较大。根据砾岩油藏中高含水期特点,对克拉玛依油田八区克上组油藏进行了油藏数值模拟研究,量化了剩余油分布,并对影响开发效果的关键因素进行了指标预测和优选,提出油藏合理开发方式及开采技术界限。根据数值模拟跟踪研究成果实施二次开发调整,新井初期产能及剩余油与数模剩余油研究及预测结果符合率达90%,表明油藏数值模拟技术在砾岩油藏中高含水期控制含水上升、提高采收率、制定高效科学合理开发政策等方面具有重要的应用价值。     

非均质性砂砾岩油藏剩余油分布规律研究——以一东区克拉玛依组油藏为例

以一东区克拉玛依组砂砾岩油藏为例,研究了非均质砂砾岩油藏剩余油分布规律。在岩心、测井和生产动态资料研究的基础上,运用单砂体精细刻画和储层内部构型方法,细化了不同沉积微相与岩相的关系,得出该区储层岩相主要有五种:辫流线砾岩相、辫流线砂砾岩相、漫流带砂质泥岩相、分流河道砂砾岩相和分流间湾泥岩相。结合该区储层宏观和微观非均质性特征,将冲积扇扇中沉积的砂砾岩油藏剩余油分布类型分为三种:I型辫流线砂砾岩相储层,中孔-中喉型,II型漫流带含泥砂岩相储层(细孔-细喉型),III型辫流线砾岩相储层(中孔-细喉型),其中I型和II型是目前剩余油挖潜的重点类型,剩余油多分布在该类储层中上部物性差、非均质性强的区域,呈网状或斑状分布。III型剩余油多分布在该类储层内部物性差、非均质强的区域,一般呈条带状分布。     

陆相储集层流动单元定量研究新方法

对已开发油田,准确预测剩余油的空间分布、合理制定开发调整方案的关键,是对油气藏的认识要符合地下地质情况.储集层流动单元是一个横向和垂向上连续的储集带,为地下流体渗流的基本单元,它综合反映了储集层的岩性、物性及微观孔喉特征.因此提出,从取心井入手,通过优选参数,建立流动单元的原模型,应用聚类和判别分析,建立各类流动单元的数学判别函数,对非取心井进行流动单元划分;进而引入地质统计学方法,应用序贯指示模拟进行井间流动单元的预测.应用该方法,将高尚堡油田高3102断块的主力小层流动单元划分为A、B、C3类,现场生产动态资料验证了该方法的有效性.划分结果对储集层分类评价、寻找有利储集相带、预测剩余油富集区、调整开发井网和提高采收率均达到了目的.图3表1参3(彭仕宓摘)     

基于有效储层识别的砾岩储层综合评价——以八区下乌尔禾组油藏为例

从岩心分析入手,根据岩相及电性标志,确定了研究区的砾岩有效储层类型和发育特征。在此基础上,结合三次加密调整阶段的分级累产参数确定了八区下乌尔禾组油藏的储层划分标准。运用综合评价方法将全区储层分为4类,Ⅰ类储层最好,Ⅳ类储层最差。基于储层分类结果,实施了井网4次加密试验,结果表明:储层预测厚度的误差率在5%以内,储层类型符合率达到80%,设计产能达标率在90%以上。该方法的应用为进一步认识和评价特低渗透砾岩储层及油田四次加密井的全面实施奠定了坚实的地质基础,可广泛应用于其他同类油藏。     

大牛地气田致密砂岩储层测井相类型研究

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部,主要含气层位为上古生界石炭系太原组、二叠系山西组和下石盒子组,为致密砂岩储层。该区主要经历了晚石炭世海侵、早二叠世山西期海退形成的三角洲、下石盒子期河流发育的海–陆过渡沉积,形成的测井相类型多样,利用自然伽马曲线将该区储层划分为8种岩石相类型,明确了不同沉积体系储层及有利沉积相带;其中下石盒子组盒3、盒2、盒1段主要为辫状河流相沉积,有利相带为辫状河主河道,山西组山2、山1段为三角洲平原沉积,有利相带为分流河道,太原组太2段主要为障壁岛–泻湖沉积,有利微相为障壁砂坝。     

马岭油田剩余油分布规律及综合挖潜

二连油田稠油油藏埋藏浅、储层物性较差、储层非均质性严重，单层厚度小（平均２．２ｍ），采用小井距注蒸汽吞吐开采，在经济上和技术上存在很大的风险性。以吉３２热采试验区的开发实践为基础，分析了其注蒸汽吞吐开采特点，研究了影响吞吐效果的因素，提出适合薄油层稠油热采的厚度筛选标准及注汽参数，并对其开采效果进行了技术经济评价。结果表明：虽然试验区油层物性条件较差，但只要针对油藏特点、采取有效措施，高寒地区的稠油热采不但技术上可以取得成功，经济上也是可行的。根据试验区注汽井间干扰严重的特点，利用干扰剔除法对井间干扰效果进行了客观、真实的评价。吉３２试验区热采开发的成功，不但为高效、科学开发二连油田的稠油资源打下了基础，其开发经验对国内同类型稠油油藏的开发同样具有指导意义。图４（郭海莉摘     

河流相储集层定量建模研究

以胜利油田孤东油田七区中开发单元为例，从研究沉积微相、砂体展布、地层格架、储集层特征及流体性质、储集层非均质性和单井模型等入手，探索应用综合理论和技术进行储集层随机建模研究的方法和思路，针对河流相储集层非均质性强，对多种建模方法进行了二维、三维对比研究和分析，认为批示模拟方法是河流相储集层定量建模的最优方法。用该方法建立了该区馆陶组上段河流相储集层的定量地质模型，经油田生产检验效果良好。     

东海油气田储层地质建模方法研究

以东海平湖油气田为例,探讨了海上油气田储层地质建模的思路、方法和途径。针对东海海上油气田井少、陆相储层相变快的特点,确立了综合应用地质、测井、地震、开发动态等数据,建立沉积相概念模型,以井数据为硬数据,充分应用地震数据(地震属性和波阻抗),采用随机建模方法和相控建模途径建立储层参数模型,最后对模型进行模型检验和不确定性评价。研究表明,海上油气田充分应用地震属性、地震反演参与储层地质建模,可弥补井数据的不足,提高建模过程中井间预测的精度。海上油气田井数据少,地震数据多解性强,需对模拟结果和模型储量进行不确定性评价,以降低风险,为开发管理决策提供客观参考依据。     

平湖油气田花港组油藏储层三维模型建立

基于单井和地震资料，对花港组储层空间展布、砂体叠置关系进行分析；咀克里格插值技术为手段，通过研究储层顶、底界面及断层的空间展布建立构造模型，利用基于目标的示性点过程算法，建立花港组油藏沉积微相模型，在此基础上应用相控随机建模技术，采用高斯模拟进行储层物性模拟，建立了花港组储层三维随机模型。在建模过程中，运用井资料和地震波阻抗信息相结合的联合建模技术，提高三维模型的精度，为提高后期油井措施调整的预测精度奠定了基础。     

孤东油田九区西块稠油油藏开采特点初步研究

方法根据孤东油田九区西块原油粘度及井网分布状况，选择不同的开采工艺，另外，在蒸汽吞吐井生产末期挤入降粘剂来提高周期产油量，并应用化学添加剂提高蒸汽吞吐效果。目的选择适合各单井的稠油开采新工艺，提高开井率，并试验应用蒸汽吞吐配套新工艺延长生产周期，提高周期产油量。结果试验区1993年正式投入开发，至1995年6月底，累积生产原油17．8900×10~4t，累积采出水9．8300×10~4m~3，回采水率123％。结论中、高粘度的稠油油藏，蒸汽吞吐开发初期可采取非注汽工艺与蒸汽吞吐工艺相结合的方式综合开采，蒸汽吞吐开发可大大提高该类油藏的采油速度；固井质量差的老井，开发初期可运用非注汽工艺开采，来提高油井开井率；此外，注汽开发中可选用合适的化学添加剂，来改善开发效果。     

中渗油藏相控剩余油分布特征研究及应用

针对中原油田中渗高含水油藏面临的水驱波及不均、不同微相剩余油描述困难、常规剩余油研究方法适应性差等问题,从微观、层内、平面3个方面入手,利用微观可视化室内实验、油藏相控数值模拟等技术手段,对剩余油的赋存状态、分布规律进行了定量描述。研究表明,微观上看,储层的物性决定了剩余油的非均匀分布。针对构型剩余油可采用顶部补孔、换向注水、薄注厚采等措施挖潜;平面剩余油可在相控指导下,通过侧钻、注采结构调整等技术手段进行效益挖潜。