特高含水期油田叠前反演储层预测及措施挖潜

针对特高含水期油田常规井间储层预测方法多解性强,无法满足剩余油挖潜需求的难题,以大庆长垣老区为例,开展叠前反演储层预测研究,进一步提高特高含水阶段油田井间储层描述精度,实现储层描述的定量化和精准化。首先通过储层岩石物理模拟分析,确定砂岩与泥岩门槛值和界限;其次,开展地震角道集部分叠加、子波提取等关键环节处理,建立井震结合桥梁;最后,在Zoeppritz理论方程分析的基础上,以纵-横波测井数据为出发点、井间基于不同角度叠加地震与子波为控制,采用蒙特卡洛算法实现纵、横波联合储层砂体预测。研究发现,与单一的纵波阻抗叠后反演预测结果相比,叠前反演薄层砂体预测结果与后验井符合精度更高,有效指导了潜力区的剩余油挖潜方案编制,单井压裂措施之后,增油3.5 t/d,含水下降10%。该方法适用于特高含水期油田储层精准预测和剩余油挖潜。     

大庆长垣油田特高含水期精细油藏描述技术

针对特高含水期剩余油高度零散、复杂的问题,大庆油田开展了高含水后期精细油藏描述技术研究与现场应用试验,形成了以储层沉积微相为基础的相控地质建模和大规模并行数值模拟为主要内容、具有大庆特色的精细油藏描述技术.实践表明,大庆油田精细油藏描述研究充分定量应用了精细地质研究成果,细化、量化了剩余油分布,优化了综合调整挖潜,措施可以落实到单井、单层,对控制油田产量递减和含水上升起到了很好的作用,必将成为现代化油藏管理的有效模式.从理论和实践两个方面系统论述了大庆油田精细油藏描述技术的发展历程、思路、要点、成果和认识,并指出了今后的发展方向.     

大庆长垣砂岩储层构造油藏油水界面控制因素研究

大庆长垣构造上的喇嘛甸、萨尔图、杏树岗油藏是砂岩储层背斜构造油藏,油藏东、西两翼的油水界面深度不一致,过去有水动力及地应力等许多种地质成因解释。利用构造油气成藏重力分异的物理学原理,根据毛管力与浮力平衡理论推导出能够刻画油水界面分布规律的毛—浮方程,指出油藏内任意位置的油水界面深度是由该处储层的孔隙结构,即由排替压力所对应的孔隙半径(rd)大小决定的。rd与储层物性呈正相关,由于储层非均质(岩性因素)存在,一般背斜构造油藏的油水过渡带(段)表面(油水界面)是波状起伏、厚度有变化的锥柱形。     

大庆长垣西部低渗透储层裂缝、地应力分布特征

本文采用岩心描述、样品测试、地球物理方法解释等多种手段、技术系统研究了大庆长垣西部萨葡高油层天然裂缝及现代地应力场的基本特征，进而分析了研究区套管损坏的主要影响因素。提出控制适当压裂规模、保持合理注水压力，才能有效预防套管损坏，实现大庆外围低渗透油田经济、有效和可持续开发。     

大庆长垣S区储层微观孔隙结构类型划分及特征分析

大庆油田长垣储层类型多样,物性变化宽泛,动用状况不均,宏观研究已经不能满足特高含水期油田开发需求,利用S区725块岩心样品的分析资料,对储层微观孔隙结构类型及特征进行分析.结果表明,特征结构系数、平均孔喉半径、最小连通孔喉半径、相对分选系数、大小孔喉斜率分布比值五个参数与孔隙度、渗透率相关性最好,可以作为微观孔隙结构分...     

提高表外储层动用程度方法

大庆长垣表外储层相对发育,但动用难度大、整体动用程度不高。为有效提高该类储层动用程度,研究了表外储层的沉积、微观孔隙特征和渗流规律,进一步搞清了影响表外储层开发效果的主要原因及适合的开发方式,并立足现有井网开展了现场试验。结果表明,在油水井对应补孔缩小注采井距的基础上,采取精细控制压裂技术能够使表外储层动用厚度达到80%以上,可提高表外储层采收率3.6百分点。     

大庆长垣及以西地区泉三、四段扶杨油层储层特征

大庆长垣及以西地区下白垩统泉头组三、四段扶杨油层油气资源潜力较大,是大庆油田近年来后备储量的主要来源.但是,单井石油产能低,储量丰度低,直接影响了探明储量的升级及开发.为此,迫切需要开展直接影响产能的储层特征研究,以寻找高丰度储量区块.该文就是针对大庆长垣及以西地区下白垩统泉头组三、四段扶杨油层,在层序地层和沉积相研究的基础上,系统地研究了储层特征.研究区储层主要为三角洲平原分流河道及三角洲前缘水下分流河道砂体;河道砂体单层厚度小,岩石颗粒细;砂岩总体上为低渗透储层;砂体的埋深和沉积类型是储层物性的主控因素,溶蚀孔隙可以改善砂岩物性;齐家-古龙凹陷周边为较有利、有利储层发育区,是下一步勘探及发现高丰度储量的重点目标区.     

大庆长垣泉三、四段扶余油层储层特征与主控因素分析

运用沉积学和高分辨率层序地层学理论,在岩心、测井、薄片、扫描电镜观察的基础上,对大庆长垣泉三、四段扶余油层储层特征进行研究。研究结果认为,该区发育下游曲流河、网状河和浅水三角洲3种沉积相,岩性为岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩;物性特点为低孔、超低渗透。影响储集性能的因素主要表现为2方面:平面上主要受沉积相带的控制;纵向上主要受成岩作用的影响,"底钙"降低了河道砂岩的储集性能,而溶蚀孔隙的出现在一定程度上改善了储集性能。该研究成果对今后扶余油层的进一步勘探有重要的指导意义。     

大庆油田特高含水期采油工程研究现状及发展方向

大庆油田已开发44年,进入特高含水开发阶段,油田开发面临着含水高、采油速度高、储采失衡严重、套损速度加剧等一系列问题。如何提高油田最终采收率是油田开发面临的主要问题,也是采油工程面临的最大挑战。在简要介绍了大庆油田在特高含水期采油工程的总体技术需求的基础上,分析了采油工程技术现状及存在的主要问题,提出了采油工程技术的发展方向。     

大庆低渗透油藏注水动态裂缝开启机理及有效调整对策

大庆长垣外围低渗透油藏水驱开发受注水动态裂缝影响,水驱开发效果差。为改善水驱效果,需首先明确注水动态裂缝开启规律,进而才能提出开发调整对策。综合利用地质力学、油藏工程及数值模拟等方法,建立了注水动态裂缝开启压力计算方法,揭示了其开启机理和延伸规律,并针对裂缝开启不同情况,形成了相应的调整对策。研究表明：当注水压力超过储层现今最小水平主应力时,裂缝首先沿现今最大水平主应力方向开启;随着注水压力继续增加,裂缝沿与现今最大主应力方向夹角较小的注采井连线方向开启。根据裂缝开启压力计算方法,结合大庆外围A油藏条件,其裂缝开启的临界注水压力为9 MPa。油藏注水压力为12～14 MPa,当注水井排与现今最大水平主应力方向一致时,油藏沿现今最大水平主应力方向开启单方向裂缝,剩余油主要沿裂缝呈条带状分布;当注水井排与现今最大水平主应力方向呈一定夹角时,油藏开启多方向裂缝,剩余油被多方向裂缝切割呈零散分布。基于不同井网与裂缝匹配油藏剩余油分布模式,提出了“限压注水控制多方向注水动态裂缝开启、沿现今最大水平主应力方向裂缝线性注水、侧向基质驱替”的开发新理念,给出了注水压力界限与井网加密调整模式,现场应用效果显著。     

水平井技术在薄层低渗透油藏开发中的应用

欢喜岭油田欢2-11-13块为低孔低渗储层,平均油层有效厚度3.9 m,利用直井开发钻井成本高、井网密度大、储量控制程度低、开发效果差。水平井开发的可行性论证认为,薄层低渗油藏适合部署水平井,可充分发挥水平井与油层接触面积大、产量高的优势。水平井投产后,单井平均日产油17.9 t,是周围直井的9.0倍,达到了改善开发效果的目的,同时为今后同类型油藏开发提供了借鉴和指导。     

胜利油田低渗透水驱油藏含水变化特征及影响因素

生产中含水率的变化特征在一定程度上可以反映水驱油效果的好坏。见水早、含水上升快、水驱油效率低等问题一直困扰着低渗透油藏开发。水驱油藏含水率的变化问题属于岩石中油水两相渗流的范畴,含水变化特征必然决定于岩石物性、油水特征和驱动力等因素。针对胜利油田低渗透水驱油藏,通过大量实验数据分析了储层孔隙结构特征、原始含水饱和度、应力敏感性和驱替压力等因素对含水率变化和水驱油效率的影响。研究发现孔隙的连通性是影响含水上升规律的重要因素,而初始含水率主要是由原始含水饱和度决定,适当的控制驱替压力有利于控制含水率,提高水驱油效率。考虑到低渗透储层渗透率的应力敏感性,建议实施超前注水,避免压力下降造成的渗透率伤害,从而利于提高水驱油效率。     

高含水期井损对高渗透油藏开发效果的影响

中国陆上油田已整体进入高含水开发期,大量生产井和注入井因各种原因关停频繁,导致井网完善性遭到破坏,油藏开发效果变差。准确揭示生产井和注入井井损对油藏开发效果的影响规律,为井损恢复措施制定提供决策依据是十分必要的。通过定义油藏可采储量损失百分数,并将其作为井损条件下油藏开发效果评价指标,定量分析了井损因素对高渗透油藏开发效果的影响。研究结果表明:当发生井损时,随井损时刻变晚,相对高渗透部位井的油藏可采储量损失百分数先升高后降低,相对低渗透部位井的油藏可采储量损失百分数单调上升;同一井损时刻下,相对低渗透部位井的油藏可采储量损失百分数大于相对高渗透部位井,且在渗透率非均质条件下井损位置的影响明显,渗透率均质时井损位置的影响幅度很小;同一井损时刻,随渗透率平面变异系数增大,相对高渗透部位井的油藏可采储量损失百分数减小,相对低渗透部位井的油藏可采储量损失百分数增大;同一井损百分数下,生产井的油藏可采储量损失百分数高于注入井,井损后应优先恢复生产井。     

陕北中生界特低渗透高含水油藏特征及成因

结合油田开发实际，通过对试油试采等资料的综合整理与分析，总结陕北魏家楼油田长6特低渗透高含水油藏的基本特征及其高含水区带的分布规律，并探讨了其成因。研究结果表明，魏家楼油田长6油藏属于典型的特低渗透高含水油藏，含水率等值线在平面上围绕局部构造高点呈不规则的环带状分布；油藏内部含水率分布具强非均质性，沿北东—南西方向上含水率变化相对稳定，等值线呈带状延伸；沿北西—南东方向上含水率起伏较大，等值线呈现高、低含水区带交替相间分布；局部夹有高含水带的异常突入。资源条件差、油源不足是魏家楼油田长6特低渗透油藏高含水的根本原因；原油黏度高、流体性质差异大、流度比高、天然裂缝发育是其高含水的主要内因。图5表2参12     

胜利油田整装油藏高含水正韵律厚油层水平井挖潜技术研究

水平井技术是胜利整装油田特高含水期正韵律厚油层剩余油挖潜的一项有效技术。由于水平井在生产过程中受层内夹层、剩余油富集厚度、水平井生产参数等方面的影响,针对正韵律厚油层层内剩余油分布特征,应用数值模拟技术,研究了水平井开发技术政策界限。此研究结果在整装正韵律厚油层的应用取得了较好效果。     

低渗透油藏高含水期层间径向钻孔油藏工程优化研究

受层间储层物性差异的影响,低渗透油藏高含水期层间动用程度差异显著。层间径向钻孔是改善层间动用程度差异的重要技术之一,径向孔个数和长度是影响径向钻孔效果的主要因素。以2层合采油藏为例,以层间均衡动用为目标,以油水两相不稳定渗流理论和等值渗流阻力法为基础,综合考虑层间物性差异和动用程度差异,建立了高含水期油藏径向孔个数及长度的优化方法,并编制了相应的计算程序。采用油藏数值模拟技术对计算结果进行了验证,结果表明,采用新建方法计算结果进行径向钻孔后,层间动用程度差异改善显著,提高了油藏采收率,也表明了所建优化方法的可行性与准确性。     

高含水后期双河油田开发地质工作方向

双河油田已全面进入高含水后期开发,急需明确高含水后期开发地质工作内容和方向。回顾了双河油田开发地质工作历程,指出了开发地质工作必须紧密围绕认识开采对象而展开。总结了高含水后期双河油田开采的剩余潜力特征,从而提出了细分薄单层,在成片水淹区内找出众多含剩余油小片;加强基础研究,深化剩余油三维特征认识;推动精细油藏描述的计算机化进程,尽快投放矿场应用;积极探索剩余油挖潜方法,提高老油田水驱采收率的开发地质工作方向。只有按油田生产的规律开展各项基础工作,才能保持老油田生产能力。     

葡西油田油水同层油藏储层初期含水率解释方法研究

利用密闭取心资料对相对渗透率实验得到的分流量关系曲线进行校正,得到油藏条件下的分流量曲线,通过对油藏条件下的分流量曲线进行内插,建立油水同层初期含水率解释图版.油水同层初期含水率解释图版可以根据储层空气渗透率和原始含油饱和度查得储层初期含水率,从而界定开发井射孔井段、预测单井产能等.利用葡西试验区11口井单层射孔资料验证,该方法解释符合率为82%.