孤东油田七区西馆陶组上段储层非均质性及剩余油分布

油藏储层的非均质性是影响剩余油分布的重要因素之一。孤东油田七区西馆陶组上段储层在层内、层间以及平面都存在非均质性。储层平面非均质性主要受沉积相带、砂体展布形态控制;层间非均质性主要受单砂体厚度、砂泥比的影响;而层内非均质性主要与层内夹层、层内韵律性有关。夹层的下部、正韵律层的顶部、层系中物性较差的砂体剩余油相对富集,河道砂体边缘和废弃河道等分布局限的砂体也是剩余油富集区。     

孤东油田馆陶组下段低阻油层类型及成因分析

孤东油田馆陶组下段是物性总体较好的河流相储层，电阻率显示比馆上段低很多，长期以来认为储层含油性较差。经过重新解释和试采发现部分储层井段为高产低阻油层。通过对研究区低阻油层成因分析，认为造成孤东油田馆下段油层低阻的原因主要有地层水矿化度高、油藏构造幅度小、储层束缚水饱和度高等。根据低阻油层的低阻成因和油层地质特征，把低阻油层分为低渗型、高渗型、薄层型三类，并分析了造成这三类油层低阻的主要原因。本项研究对孤东油田低阻油层的解释提供了基础，为老区寻找储量提供了新的方向。     

孤东油田馆陶组储层射孔过程伤害机理研究

储层在钻井、完井、采油、增产和修井的各个作业环节都有可能受到不同程度的污染和伤害，尤其是与地层配伍性差的各种入井液，将会造成地层污染，从而使油井产量下降，采收率降低，因此加强入井液的研究是保护油层、防止伤害的重要环节。为了能够在油气层和井筒之间产生一条清洁的通道，增加油气井的产能，加强了射孔液、射孔工艺、射孔损害机理、射孔参数的研究，尽量避免或减少射孔过程中对油气层的伤害，保护馆陶组砂岩油气藏，重点分析了孤东油田馆陶组储层在射孔过程中的损害机理和保护措施。     

孤东油田馆陶组河流相储集层流动单元模型与剩余油分布规律研究

综合应用多学科理论 ,系统研究了形成流动单元的控制因素 ,提出了河流相储集层流动单元识别、分类及评价方法 ,建立了流动单元模型。引用活度函数及层内差异等 6种数学方法在单井中识别流动单元 ,应用地震属性分析等 5种方法在剖面上识别流动单元。提出了流动单元定量分类评价方法 ,把孤东油田馆上段河流相储集层划分为 3种不同类型的流动单元 ,它们各自具有相应的岩性、物性和孔隙结构特征。应用判别分析方法得到确定流动单元类型的判别函数 ,建立起河流相储集层流动单元的判别标准。把流动单元与剩余油的研究紧密结合 ,研究剩余油在不同流动单元以及同一流动单元不同部位的分布规律 ,揭示了流动单元类型与剩余油分布的内在联系。预测了孤东油田馆上段储集层参数空间变化及剩余油的分布 ,指出不同流动单元的开采潜力 ,有效地指导了油田开发。参 5(窦之林摘 )     

孤东油田馆陶组下段低阻油层类型及成因分析

孤东油田馆陶组下段是物性总体较好的河流相储层,电阻率显示比馆上段低很多,长期以来认为储层含油性较差。经过重新解释和试采发现部分储层井段为高产低阻油层。通过对研究区低阻油层成因分析,认为造成孤东油田馆下段油层低阻的原因主要有地层水矿化度高、油藏构造幅度小、储层束缚水饱和度高等。根据低阻油层的低阻成因和油层地质特征,把低阻油层分为低渗型、高渗型、薄层型三类,并分析了造成这三类油层低阻的主要原因。本项研究对孤东油田低阻油层的解释提供了基础,为老区寻找储量提供了新的方向。     

孤东油田七区馆上段油水过渡带剩余油挖潜技术

孤东油田七区馆上段油水过渡带区域剩余油丰富,分布复杂,挖潜难度大。通过剩余油分布规律分析,研究区剩余油主要富集于平面井网注采不完善区;厚油层顶部的低渗透段;注水井井间干扰严重,油水过渡带吸水较差区;断层附近及层内的夹层区域。通过数模分析,油水过渡带不具备部署注采井网的条件,水平井成为正韵律厚油层剩余油挖潜的首选技术,因而开展了水平井挖潜分析和优化,主要对投资回收率优化、水平井距顶位置优化、水平段长度优化、水平井液量优化等方面进行研究;老井措施是油水过渡带剩余油挖潜的另一个有效技术,并开展了老井措施油水井射孔厚度优化等研究。     

储层构型分析及聚合物驱后测井评价联合识别剩余油——以孤东油田七区西馆上段为例

在岩心观察和动态分析的基础上,对孤东油田七区西馆上段砂体进行了储层构型的识别和划分,认为心滩坝中心部位及长轴方向迎水面的渗透率较高,两翼渗透率较低,造成构型界面两侧剩余油富集。同时利用实验手段表征聚合物对测井响应的变化,认为聚合物本身对测井响应并没有较大影响,但清水所配制聚合物驱替的不均匀性对测井响应有影响,表现在形成大量的聚合物小团块,而这种聚合物小团块主要出现在构型的边部,且在测井响应上呈现高阻特征,因此联合构型要素及测井响应特征对剩余油进行识别。结果表明,在构型边部既有可能出现高电阻却富含聚合物的水层也可能出现富含剩余油的油层,对于构型边部的生产井建议加测套管进行C/O测井或采用其他能有效识别聚合物和油层的测井识别手段。     

层序地层学在埕东—飞雁滩油田馆陶组上段岩性油气藏勘探中的应用

胜利油田埕东-飞雁滩地区新近系馆陶组上段划分为1个三级层序、3个体系域、10个准层序组、23个准层序,层序界面,最大湖泛面、初次湖泛面和准层序界面控制了岩性油气藏分布。研究各级层序地层单元中的岩性油气藏分布特征,认为：岩性油气藏的分布与各体系域的特征相关,低位域和湖侵域砂体发育（高位域砂体不发育）,故岩性油气藏发育,但低位域砂体缺乏良好封盖层,只发育小型油藏,而湖侵域砂体的封盖条件好,因此是岩性油藏主要赋存的层位;岩性油气藏的分布还受准层序的控制,如湖侵域中主要发育向上粒度变粗的准层序,而储集砂体分布于准层序的顶部,所以岩性油气藏主要发育于准层序顶部。图5参6     

孤东油田七区西Ng5(2+3)储层内部构型

针对孤东油田七区西Ng5^2＋3单元储量动用程度高、水淹严重和剩余油分布复杂等问题，对其曲流河沉积主体点坝砂体内部构型进行了研究。研究结果表明，曲流河活动河道满岸宽度约为300m，单一曲流带宽度约为2400m，点坝长度约为1430m，点坝砂体内部侧积层斜列式分布，单一侧积体宽度约为200m，侧积层倾角为3°-5°，侧积层间距为50～130m；点坝砂体内的剩余油分布主要受侧积层的位置与注采井射孔井段组合关系的影响。     

埕岛油田馆陶组上亚段油藏注水时机动态评价

馆陶组上亚段油藏是埕岛油田的主力含油层系，其探明储量占总储量的80％。运用数值模拟和动态资料验证等手段，对馆陶组上亚段油藏的注水时机进行了深入研究。研究认为馆陶组上亚段油藏的注水时机和压力保持水平应在饱和压力至0．85倍的饱和压力之间。实践证明，实施注水对改善埕岛油田油藏的开发是非常有效的。     

济阳坳陷孤东油田七区中单元新近系馆陶组点坝构型

针对胜利油区孤东油田七区中新近系馆陶组上段曲流河沉积,按照层次分析思路及模式拟合的方法对地下点坝构型进行表征分析,总结了曲流河各沉积微相的岩电特征,并结合曲流河沉积模式,划分了研究区沉积微相,识别出两个点坝。综合应用开发动态资料及测试资料,认知了点坝内部构型单元的定量模式,即侧积层的倾向、倾角、间距以及单一侧积体水平宽度,以模式为指导,以井数据为约束,对点坝内部构型进行精细解剖,最终建立曲流河点坝构型三维模型,并进一步分析了剩余油分布规律,提出了相应的挖潜措施。     

孤东油田四区馆陶组曲流河储层构型表征及对剩余油的控制

为了进行孤东油田开发中后期有利储集体的预测和开发，以孤东油田四区主力小层Ng31为例，通过地震沉积学、地震资料和测井资料在储层中划分不同次级单元，识别构型单元类型及其组合体，对曲流河储层构型进行细致解剖。在正演的指导下建立复杂曲流河带及其内部单元的特征模型；应用模型对研究区进行地震构型解剖，结合动态资料和测井曲线进行验证，地层的吸水情况反映了砂体连通情况，解释结果反映了废弃泥岩的存在，验证结果与构型解释结果吻合，证明了河流相地震构型解释方法的可靠性。研究成果为下一步高效开发剩余油起到有效的指导作用，并对类似河流相储层构型研究有较好的借鉴意义。     

基于流线模拟研究高含水期密井网下剩余油分布规律——以胜利油田孤东七区西Ng5~(2+3)层为例

选取孤东七区西油田Ng5~(2+3)层高含水开发实验区块,在分析储层岩性、物性、平面及内部非均质性的基础上,建立精细三维地质模型,结合流线模拟方法进行油田30年开发动态模拟。研究表明:在密井网、强注水开发下,高含水开发后期流体运移特征明显受到沉积相、沉积韵律、储层厚度、层内非均质、生产井网等因素的控制;平面上剩余油主要分布在微构造高点、层内低渗透区及注采不完善区,纵向上剩余油主要分布在主力厚油层的顶部。长期强注水开发导致地下储层形成大孔道高渗带,流体基本沿高渗带运移,驱油效率明显降低。     

埕东凸起北坡馆陶组岩性油气藏储层特征及预测技术

埕东凸起北坡构造简单,断层不发育,馆陶组上段油藏为典型的岩性油藏。该区油气储层物性明显优于邻近其他砂层组储层;储集层含油后地震速度降低100~150m／s,围岩有高速和低速两种类型;含油砂体为强振幅反射等特征。应用水平切片、地震属性参数分析、相干分析、频谱分解等技术,预测了埕东凸起北坡馆陶组上段河道砂体和判识了砂体的含油性,取得了较好的效果。     

孤东油田七区西Ng5~(2+3)砂层组流动单元类型划分及应用

渤海湾盆地济阳坳陷孤东七区西馆陶组Ng5~(2+3)砂层组经过长期开发,油层表现出高含水特征。为了研究高含水条件下的剩余油分布,文中应用聚类分析,优选有效厚度、流动带指标、含油饱和度等动、静态参数,判别流动单元类型,精细描述油藏储层特征分布。采用动、静态地质参数相结合的方法,可将该砂层组储层流动单元划分为4类,以Ⅱ,Ⅲ类流动单元为主,含油饱和度在流动单元划分中起主要作用。对经过长期开发后含水率普遍较高的油藏来说,划分储层流动单元,有利于确定下一步挖潜区域,对进一步开发剩余油具有重要现实意义。     

孤东油田六区馆上段远源砂质辫状河心滩构型分析

孤东油田馆上段54—68小层为辫状河沉积,储层内部结构复杂。该油田面临综合含水率特高、剩余油高度分散、稳产难度大等问题,开展储层层次结构的精细解剖是解决该问题的关键。为此,以心滩内部的精细构型表征为切入点,通过对砂体内部结构单元的解剖,分析孤东油田六区馆上段远源砂质辫状河心滩构型,以明确砂质辫状河储层内部不同级别的构型特征。采用密井网精细对比的方式,实现了对砂质辫状河心滩内部增生体规模的定量表征;确定了心滩宽度、长度及厚度等4级构型单元的参数范围,其中心滩宽度为100～350 m,长度为400～500 m,厚度为4～12 m;明确了心滩长度与宽度呈正相关,宽度与厚度呈近似正相关。确定了落淤层与增生体等3级构型参数分布特征,落淤层在滩头、滩尾及两翼平均倾角分别为0.93°,0.53°和1.47°,长轴方向的心滩内部单一增生体的长度为280～800 m,宽度为165～400 m,估算落淤层长度为250～700 m,宽度为150～350 m。     

聚合物驱后二元复合驱油藏的层系调整——以孤东油田七区西为例

胜利油区的聚合物驱后油藏剩余储量丰富,现有的层系井网已不能满足后续开发的要求,为了更好地通过细分层系达到提高采收率和增加经济效益的目的,以孤东油田七区西二元复合驱油藏为代表,利用油藏数值模拟方法对聚合物驱后二元复合驱油藏进行层系调整研究。以化学驱投资与成本构成分析为基础,依据动态经济评价方法,建立了一套适用于聚合物驱后二元复合驱油藏开发的层系调整界限图版;应用此图版结合熵权算法计算得到的油藏各小层非均质综合指数和聚类分析确定的最优化分割方案,筛选出满足要求的最优化分割方案。依此方法对孤东油田七区西聚合物驱后二元复合驱油藏进行层系调整,调整后效果显著,采收率提高了3.45%,财务净现值增加了174.6×104元。     

河流相储层三维流动单元模型建立--以孤东油田七区馆上段为例

应用流动分层指标法对孤东油田七区馆上段进行了流体流动单元的识别与划分,将孤东油田馆上段储层按其渗流能力划分为5种流动单元类型。在流动单元划分基础上,以沉积相为控制条件,利用基于目标的示性点过程算法,建立了一个注采井组的三维流动单元模型,通过流动单元模型与沉积微相模型对比以及油藏数值模拟方法的验证,说明流体流动单元三维模型更能反映储层的三维非均质性。     

河流相储层中夹层的发育规律及预测

夹层束缚了油水在储层中渗流,是控制剩余油形成与分布的主要因素之一。该文以济阳坳陷馆陶组上段河流相储层为例,总结了泥质夹层、钙质夹层和泥质砾岩夹层3类夹层的岩性、电性特征,建立了各类夹层的识别标准,其夹层的物性特征明显(渗透率为(50~100)×10-3μm2,孔隙度为15%~20%)。沉积作用控制了夹层发育,河流相储层的夹层主要是沿着3~4级层序界面发育。运用韵律层对比、物性截断和条件模拟的方法能够预测夹层的分布,探讨了夹层对剩余油的控制作用。