长垣外围特低渗透油藏扶杨油层分类界限

国内油藏分类标准将渗透率介于1×10-3μm2和10×10-3μm2的油藏划分为特低渗透油藏,而大庆油田长垣外围特低渗透油藏的开发实践表明,这类油藏的见水时间及开发效果仍存在差异,除渗透率级别外,储层裂缝发育是影响特低渗透油藏开发效果的另一重要因素。根据长垣外围特低渗透扶杨油层63个区块地质特征,以裂缝参数为首要分类指标,基质渗透率、平均喉道半径、孔喉比、可动流体饱和度和黏度为主要分类指标,结合开发难易程度将特低渗透油藏分为4类,确定了各类油藏主要参数的分类界限,为进一步研究特低渗透油藏水驱规律特征及开发政策调整提供理论依据。     

大庆长垣外围特低渗油藏开发及治理分类评价

大庆长垣外围特低渗透油藏开发已进入中含水阶段,含水上升速度快。为达到稳油控水的目的,基于长垣外围特低渗透油藏分类结果,建立了分类标准,完善了特低渗透油藏水驱开发效果综合评价方法。通过对开发指标、注采系统、压力系统、动用状况和管理指标5大系统进行效果评价,找出了同类油藏中各区块开发效果的差异。应用对标方法,找差距、找问题、找潜力、定对策。结果表明:经过4年的治理,共有6个特低渗透区块实现了档次提升。     

特低渗透油藏二氧化碳近混相驱试验研究

针对特低渗透油藏CO_2驱混相难的问题,运用室内实验、油藏工程和数值模拟方法,研究了特低渗透油藏实现CO_2近混相驱的方法,结合生产动态分析,总结了CO_2近混相驱的生产特征。研究结果表明:通过优化油藏工程方案设计,特低渗透扶杨油层能够实现CO_2近混相驱,目标区块的注入能力强、产量高,开发效果也明显好于同类油层水驱区块;储层流动单元是影响油井受效程度的主要因素,裂缝和储层物性好的高渗条带是CO_2黏性指进的重要因素。研究结果对特低渗透油田开展CO_2驱有借鉴意义。     

大庆长垣外围低渗透油藏开发调整技术

随着注水开发的深入,大庆长垣外围低渗透、低丰度、低产油藏的开发矛盾逐渐暴露出来:中高含水区块采出程度高,剩余油分布零散,注水开发调整挖掘剩余油难度大;特低渗透裂缝发育区块含水上升快、产量递减快,控水稳油难度大;超低渗透裂缝不发育区块启动压力梯度大,注水受效程度低,开发调整提高有效动用程度难度大.为此,借鉴大庆长垣喇萨杏油田油藏精细描述及其剩余油分布研究技术思路和方法,结合长垣外围已开发油田地质特征和注水开发特点及开发调整实践,研究形成了包括低渗透油藏分类评价、油藏精细描述、剩余油描述、井网加密调整、注采系统调整及微生物驱油和蒸汽驱油在内的综合调整技术,为外围油田注水开发调整提供了技术支持.     

基于油层分类标准的特低渗油藏压裂井层定量优选研究及应用

延长特低渗油藏由于储层物性差、油层厚薄不均、纵向非均质性严重、无自然产能等特点,需要对储层进行改造才能见到较好的效果。压裂是特低渗透储层增产稳产的重要手段,选井选层直接影响压裂效果,目前国内油田压裂时主要依靠经验选择井层,不能保证压裂后获得较高的增产效果。以G644井区为例,通过对目标区块油层精细评价,利用测井曲线及油层压裂后产量峰值的综合定量分析得到特低渗砂岩储层产能评价的关键参数,并建立了油层分类划分标准,将油层由好到差分为五类,实现了对压裂优选层位的分类划分。在此基础上确定了合理选井时机、完善了选井选层方法,使压裂选井选层更加合理,这对特低渗透储层有效开展压裂产能预测及层位优选、评价产能改造潜力、提高油藏开发效益具有重要指导意义。     

特低渗透扶杨油层技术动用下限研究

大庆外围油田扶杨油层为低孔特低渗透储层,开发难度大、经济效益差是制约扶杨油层储量动用程度的瓶颈。在认真分析特低渗透储层出油能力和产油状况的基础上,针对特低渗透储层存在启动压力梯度以及具有非线性渗流的特点,提出了应用试上限定下限的试油趋近法、可动孔喉半径法及拟启动压力法综合确定特低渗透扶杨油层技术动用下限的新技术新方法,应用上述三种方法并结合矿场资料进行综合确定地层原油粘度在4mPa·s条件下,特低渗透扶杨油层的技术动用下限渗透率为0.5×10~(-3)μm~2。     

安塞特低渗透油藏微生物驱油矿场试验研究

为解决安塞特低渗透油田开发中后期生产区块综合含水逐年升高、采收率提高难度大的问题,引进了先进的微生物采油技术,通过菌种优选、菌液性能评价以及合理注入参数界限选择,成功地开展了矿场研究和试验,试验结果证实,微生物驱油具有较好的降水增油作用,是特低渗透油藏提高采收率技术的发展方向.     

石油天然气加工工业

TE355 200809046大庆外围特低渗透油田开发试验[刊]/樊文钢,单鑫…(大庆油田有限责任公司采油工程研究院)//中外能源.-2007,12(6).-43～46 大庆外围油田已开发20多年,扶杨油层还有3.7×10~8t 的难采储量未动用。为了经济有效开发这部分难采储量,在州201区块开展了特低渗透扶杨油层有效开发工业化矿场试验,采用大井距、小排距矩形井网大型压裂注水开发,通过人工压裂裂缝与井网优化配置,建立有效驱动体系,形     

特低渗透扶杨油层可动用储量评价研究

榆树林油田扶扬油层储层类型为低孔特低渗透储层,储量的动用程度很低,同一区块Ⅰ类探明储量较Ⅲ类探明储量不仅大幅度减少,而且低效井比例增高。对榆树林扶杨油层的探明储量进行了复算,进一步落实了不同渗透率级别储层储量所占的比例以及分布状况;根据渗流机理研究了特低渗透扶杨油层可动用储层渗透率极限,分析了无法动用储量所占的比例。结合该油田自身开发的特点,选择合适的评价方法,对未开发区按储量的可动用状况进行了分类评价,并优选了有动用潜力的区块。     

大庆长垣外围特低渗透油藏开发效果综合评价方法

已有特低渗透油藏开发效果评价方法体系中未考虑流体渗流特征、流体性质、经济效益等因素,不适用于特低渗透油藏开发效果的评价,且权重计算方法过于单一,导致权重值不合理,评判结果不准确。针对这些问题,考虑特低渗透油藏条件和渗流特征,结合开发技术政策及经济效益等因素,引入启动压力梯度、压敏效应、原油黏度、吨油操作成本等指标,建立9大系统,共46个指标,形成了特低渗透油藏开发效果评价体系,利用隶属度区间分布计算方法和主客观组合赋权法,建立了特低渗透油藏开发效果综合评价模型。评价结果表明,2016年A区块综合评价结果为“中”,结合评价结果,实施补孔、转注、压裂,改善管理方式、优化投入等措施,截至2018年底,区块可采储量采油速度由1.27%上升至1.35%,压力保持水平由62%上升至68%,水驱控制程度由58.6%上升至79.7%,投入产出比由1.00∶1.17提高至1.00∶1.21。该研究成果可为长垣外围特低渗透油藏开发规划提供技术支持。     

统计分析方法在长庆油田超低渗透油藏分类中的应用

为了分类指导超低渗透油藏的生产开发,提高超低渗透油藏采收率,综合考虑超低渗透油藏的地质与开发特点,对油藏参数开展相关性分析,优选出7项参数作为油藏分类指标,利用因子分析法对长庆油田90个超低渗透区块进行分析,提取出4个主因子,进而利用K-均值聚类分析法进行分类,并根据判别分析法获得各类油藏的判别公式,最终将90个油藏区块划分为3类,对其进行评价。实例应用表明,该分类方法能有效区分各类超低渗透油藏区块的开发特征,分类结果与实际开发特征相吻合。该研究能够为超低渗透油藏的合理开发提供分类依据,正确指导超低渗透油藏的生产开发。     

大庆外围油田精细油藏描述技术研究

依据大庆外围油田地质特点,确定了精细油藏描述的思路,选取开采中、低渗透葡萄花油层的宋芳屯油田芳6区块和开采低、特低渗透的榆树林油田东16区块等作为典型研究区块,在区域沉积背景和构造环境分析的基础上,开展了沉积微相、精细构造、裂缝与地应力、地质建模以及剩余油分布的系统研究,深化了对油藏特征的认识,形成了大庆外围油田不同类型油藏独具特色的分级控制、多学科联合的精细油藏描述配套技术。其研究成果已部分应用和推广到大庆外围油田,取得了良好的经济效益。     

基于超低渗透砂岩储层试油产能预测分析方法

针对HQ地区滑塌浊积扇储层受多期沉积、成岩及构造等因素影响,形成了该区广为发育相对高孔低渗、中孔低渗和低孔低渗并存复杂孔隙结构超低渗透储层流动层带,影响储层渗流和产能因素很多。利用超低渗透储层质量及其渗流结构的孔渗关系,提出储层合理产能参数、储层质量指标、流动层带指标、储能参数、油层有效厚度、渗透率、单渗砂层能量厚度、含油饱和度及其泥质含量综合评价储层试油产能。依据灰色理论油气试油产能预测分析方法及评价准则,利用不同角度计算的试油产能评价参数及其分类参数指标准确率、分辨率权衡提取超低渗透储层质量、渗流及产能信息,对该区44口井51个试油层段进行了试油产能预测检验,38口井45个试油产能评价预测结果与试油产能结果相吻合,试油产能预测符合率达到88.2%。克服了渗流机理不符合达西产能预测方法和流动层带局部参数不能准确表征复杂渗流特征造成产能评价失误,提升了超低渗透储层试油产能预测的定量评价能力,为该类特低—超低渗透储层产能预测提供出有效的信息和分析方法。     

大庆外围特低渗透特低丰度油田开发技术研究

针对大庆外围油田特低渗透、特低丰度储层难以有效开发动用的难题,综合应用地震、地质、测井资料,研究形成了识别薄窄砂体的空变子波地震反演、独立变量分析、虚拟井预测技术,砂体预测精度达到85%以上。建立了基于非达西渗流条件下的不同井网产量计算模型,提出了裂缝性油藏井网优化设计方法。运用适合超薄油层水平井开采技术及特低渗透储层蒸汽吞吐和微生物采油技术,使大庆外围油田2005年原油产量突破了500×10⁴t。     

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.     

沉积相控制油藏地质建模技术

提出了基于沉积相控制的油藏地质属性模型建立方法,可定量应用精细地质研究成果,建立储层的沉积相分布数字模型,并以此为约束,对储层参数和岩石流体相互作用特性进行井间预测,软件化后形成了具有大庆特色的沉积相控制油藏地质建模技术。这种建模技术免去了其他方法对人工交互的需求,进一步提高了地质模型的可靠性和实用性。通过油田几十个实际区块的建模实践表明,其结果不仅能定量反映地质研究人员的认识,也使接续的剩余油分布研究结果更加准确。     

利用平面径向流公式预测油层自然产能的方法

以平面径向流公式作为储层自然产能预测的理论基础.在此基础上,确定了影响储层自然产能的主要因素.根据大庆地区的实际特点,利用测井资料、试油资料建立了油相有效渗透率、地层原油粘度等影响储层自然产能基本参数的计算方法,从而形成了一套完善的平面径向流公式预测储层自然产能的技术.在生产中,应用这一技术评价大庆地区的探井产能,见到了良好的效果.     

大庆油田油水相对渗透率统计规律及其应用

以大庆油田617个天然岩心测量的非稳态油水相对渗透率曲线为样本,统计得到了束缚水饱和度、残余油下水饱和度、束缚水下油相相对渗透率、残余油下水相相对渗透率与有效渗透率间的统计关系和平均相对渗透率曲线,给出了利用油水相对渗透率统计规律计算不同渗透率储层岩石代表性的油水相对渗透率曲线的方法。根据相对渗透率的统计规律,用Buckley-Leverrett水驱理论和油藏数值模拟方法,研究了大庆油田不同渗透率级别的均质油藏,在250m和500m井距下水驱开采的含水上升规律。     

致密油储层大孔区间孔隙度计算渗透率方法

松辽盆地长垣南地区扶余致密油储层已经成为大庆油田持续稳产较为现实的勘探突破目标。 渗透率作为判断致密油“甜点”的重要参数,其准确计算已成为致密油“七性”（岩性、物性、含油性、电性、脆性、烃源岩特性和地应力各向异性）参数评价和勘探开发部署的关键技术。 通过分析几种常用的测井计算 渗透率方法在致密油储层中的不适用性,应用压汞和核磁共振实验资料,明确了不同大小孔径分布与渗透率的关系,利用大孔区间孔隙度对储层渗透率贡献较大的特点,形成了一种应用大孔区间孔隙度计算渗透率的方法,提高了致密油储层测井计算渗透率的精度,为致密油藏的准确评价奠定了基础。