克拉玛依油田七区砾岩储层综合评价

因储层的复模态孔隙结构,并受山麓洪积相带、成岩压实及后生成岩变化的影响,克拉玛依油田七区砾岩储层具有低孔隙度、低渗透率和强非均质性的特点.利用灰色系统理论研究了测井、钻井、取心及有关地质资料,分析了复模态结构砾岩储层的储能参数、储量参数、油层分布、规模、连片性、钻遇率、渗透率及其非均质性特征,在七区克拉玛依组砾岩储层建立起了综合评价参数标准,对非均质砾岩储层进行了综合评价和分类描述.以不同的角度分析并阐明了该区非均质砾岩储层静态质量,从宏观上认识和评价微观结构特殊的砾岩油藏及其非均质性,有效地评价并指出了该区砾岩储层进一步开发的重点井区、层位及类型,为油田开发决策和增产措施提供了相应的依据.     

海上强非均质性砂岩油藏开发水平分级研究

海上砂岩油藏由于储层非均质性强引起层间开发效果不均,不同开发阶段开发水平不清,油藏潜力认识不足。传统分级方法由于指标范围统一,采用指标绝对标准评价,导致无法反映油藏真实开发水平。为解决此问题,该文应用指标相对标准评价方法,增加复杂断块油藏储层综合分类评价和井网适应性评价,针对海上油田高速开发的特点,引入剩余可采储量采油速度指标改善分级体系;同时引入水驱体积波及系数,改进传统的理论含水上升率计算偏小的问题,初步建立适应于海上复杂断块油藏的开发水平分级新体系。以某A油田为研究靶区,开展水驱开发水平分级研究,指出处于三类开发水平的油组潜力较大,结合剩余油分布精细研究成果提出三口调整井方案,预测累增油23.9×104 m3,成功指导油田精细挖潜。     

非均质砾岩储层综合评价方法——以克拉玛依油田七中、东区砾岩储层为例

克拉玛依油田七中、东区砾岩储层以其特高非均质性和复模态孔隙结构特点区别于砂岩储层,受山麓洪积相带、成岩压实及后生成岩变化影响,岩矿组分差异大,颗粒大小不均匀,纵横向相带变化剧烈,层内、层间渗透性变化大。通过对反映砾岩储层特征的多种参数及评价指标的分析,利用砾岩储层储能参数、储量参数、油层分布、规模、连片性、钻遇率、渗透率及其非均质性定量评价指标体系,在该区克拉玛依组砾岩储层建立起综合评价参数、标准和权系数,利用灰色理论有机集成和综合了非均质砾岩储层的多种信息,对非均质砾岩储层进行了综合评价和分类描述。从而,从不同角度分析并阐明了该区非均质砾岩储层静态质量,从宏观上认识和评价微观结构特殊的砾岩储层及其非均质性,有效控制和划分了非均质砾岩储层开发的有利井区、层位及类型,为指导油田开发决策和增产措施提供了有利目标区。      

非均质水驱油藏开发指标预测方法

运用数值模拟法预测非均质油藏开发指标及剩余油饱和度分布的工作量大,耗时长,技术要求高。考虑实际油田井网布置的不规则性及储层的非均质性,基于油藏工程理论,推导并建立了考虑储层非均质性的水驱油藏开发指标预测方法。该方法根据注采井配置关系和渗流阻力,将油田动态劈分为多个注采单元,对各注采单元的渗透率、孔隙度、储层厚度等非均质参数进行等效处理,再将各注采单元转化为均质单元;采用物质平衡原理和Buckley-Leverett径向水驱油理论预测各单元开发动态,计算含水率和剩余油饱和度等指标,进而得到整个油藏的开发指标。与传统油藏数值模拟方法相比,新方法占用内存少、速度快、效率高。对断块老油田进行实例验证分析表明,新方法预测单井和全油田10 a含水率变化与数值模拟结果的相关系数达0.993 4~0.999 6,预测10 a剩余油饱和度与数值模拟结果吻合。     

三维储层地质建模与砂砾油层挖潜研究——以克拉玛依油田七中区、七东区克拉玛依组砾岩油藏为例

利用三维地质建模对砾岩储层非均质性进行定量研究和高密度定量表征，阐明油田主要挖潜方向及潜力区。储层构造建模建立了一种利用地震解释、钻井对比得出的断点数据与分层数据相互校正的构造模型；沉积微相建模定量表述了储集砂砾体大小、几何形态及其三维空间分布；相控储层参数建模实现了储集相带分布概率、原始储层数据及三维地质解释经验约束的储层参数模型。通过建模较好地解决了各种数据分辨率不同给储层数据信息结合制造的矛盾,优选出符合油田实际生产状态的非均质砾岩储层地质模型，形象、直观地显示出砾岩油藏断裂扩边潜力区和有利沉积相带控制油气储层规模及范围。     

辽河油田低渗油藏水驱开发潜力评价标准建立

辽河油田低渗油藏以复杂断块为主,具有构造破碎、沉积多样、储层非均质性严重及敏感性强等特点,现已进入开发中后期,水驱开发矛盾突出,部分油藏经历多次注水开发调整仍无法有效动用。为此,从油田开发实际出发,以室内分析测试资料和开发评价为基础,分析低渗油藏水驱开发的主控因素及其影响程度,优选不同方面的关键单因素指标,在分类评价基础上建立辽河油田低渗油藏水驱开发潜力综合评价标准。进而结合具体油藏的实际数据,采用灰色系统理论综合分析方法重新评价辽河油田低渗油藏的水驱开发潜力,判断其是否适合水驱开发方式。     

基于熵权法的储层非均质性定量评价——以珠江口盆地A油田为例

珠江口盆地流花礁灰岩油藏的储集条件复杂、非均质性强。综合珠江口盆地A油田地震、测井、沉积和地质等资料,分析其礁灰岩储层的沉积微相、隔夹层等对储层非均质性的影响;进而在相控条件约束下,利用熵权法对储层非均质性进行定量评价,并建立不同约束条件下的随机储层非均质综合评价模型。实例研究结果显示,该方法可以定量表征储层质量参数和几何形态参数;综合储层非均质综合评价模型与油藏动态资料,确定研究区储层非均质综合指数为0.5~0.7的区域为剩余油分布潜力区,且剩余油主要富集于研究区礁体西北翼、东南翼以及靠近西南翼断层的构造高部位。在剩余油分布潜力区部署9口水平井,均获得较高的平均日产油量,与ODP设计日产油量相比,提高至少50 m~3/d,且平均含水饱和度上升较缓慢,剩余油分布潜力区具有较长的稳产时间。因此,利用熵权法对礁灰岩储层非均质性进行定量评价的结果基本可以表征其储层的非均质特征。     

储层非均质研究及应用

针对陈2断块阜一段油藏特点，不断深化地质认识，加强了储层微观孔隙非均质性、层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性研究，挖掘低渗透层的潜力，有效地控制了油田递减，提高了开发水平。     

胜坨油田二区沙234流动单元随机建模研究

储层流动单元是空间上连续分布的具有相似的岩石物理特征和渗流特征的储集体，流动单元是储层岩性、物性和渗流特征的综合反映，代表特定的沉积环境和渗流场。流动单元研究的目的在于建立能够准确反映储层非均质性、适用于油藏数值模拟的三维地质模型，每个流动单元可作为油藏数值模拟的网格块。此外，将流动单元研究与剩余油结合起来，揭示了油藏在空间的变化规律，为改善油田开发效果，提高油田采收率提供了可靠的地质依据。     

储层非均质研究及应用

针对陈2断块阜一段油藏特点，不断深化地质认识，加强了储层微观孔隙非均质性、层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性研究，挖掘低渗透层的潜力，有效地控制了油田递减，提高了开发水平。     

纯化油田沙四下亚段水淹层测井响应特征研究

水淹层识别技术已成为油田开发调整方案的重要方法。针对纯化油田古近系沙河街组沙四下亚段储层薄、物性差、非均质性强、注入水类型复杂等特点,按照不同的水淹类型总结出水淹层的测井响应特征,提出了利用自然电位、感应电导率、4m底部梯度电阻率等测井资料进行水淹层识别的方法和利用高频感应测井划分薄层及进行水淹层识别的方法。该方法可以按照不同的水淹类型得出其测井响应特征,提高了水淹层评价的成功率。     

基于指标特征模型的油藏注水开发效果定量化评价

从油田注水开发相关技术标准和规范中筛选确定了水质达标率、注采比、分注率、自然递减等30项评价指标,来表征注水工作在油藏、工艺、地面系统和管理业务的系统性特点。提出了评价指标特征数值模型的概念,将每一项评价指标的理论规律、统计规律和技术要求等描述转换为对指标特征的数值描述,3个特征要素为指标值域范围、变化规律和评价结果分级区间定义。按复杂断块、中高渗透砂岩、低渗透砂岩和碳酸盐岩油藏类型分别建立各项指标在低含水、中含水、高含水和特高含水阶段的特征模型。不同类型油藏在不同含水阶段的各项评价指标的特征数值模型以分级雷达图形式展现为评价图版。建立每项指标分值计算规则,计算评价指标实际数值所对应的分值,汇总得到油藏总的得分,根据连续时间的得分变化反映油藏注水效果的变化,实现油藏注水开发效果的定量化评价。应用该方法开发了大港油田注水开发定量化评价软件,可分析注水指标技术状况和运行趋势。     

克拉玛依油田三区砾岩油藏水淹模式研究

水淹模式的系统总结是油藏水淹层快速识别和水淹级别准确判断的基础和关键。以克拉玛依油田三区克下组砾岩油藏为研究对象,分析水淹储层地球物理响应变化特征,依据区域测井资料研究水淹层岩石物理响应机理和测井响应特征,归纳出克下组砾岩油藏的5种水淹模式。利用电阻率径向幅度差确定水淹级别的模式有2种,结合2种水淹模式和试油结论制作砾岩油藏水淹级别定性评价的电性图版。砾岩油藏岩性复杂多变和非均质性严重,储层绝对电阻率对水淹级别不是很敏感,深中电阻率的差值可以有效判断水淹级别。基于储层沉积韵律和电性曲线判断水淹部位和水淹强度的模式有2种。沉积环境的变化导致储层纵向上物性和渗流性存在差异,注入水对储层流体的驱替就有选择性,水淹部位和水淹强度也会不同。依据自然电位基线偏移识别水淹部位的模式有1种,不同的泥岩基线偏移代表着储层不同部位的水淹情况。5种水淹模式的综合应用提高了三区砾岩油藏水淹层评价的精度。     

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     

微观剩余油动态演化仿真模型研究

长期注水开发使得储集层微观孔喉网络中的剩余油形成分布极复杂,应用仿真理论、方法和技术可以模仿不同油藏在不同含水阶段注水开发的动态演化过程,揭示剩余油形成机理和分布规律,研究表明,微观剩余油仿真研究是表征和研究剩余油演化规律的有效手段。在微观剩余油仿真研究中,应充分考虑和揭示孔隙非均质性、岩石润湿性、开发流体及温度、压力变化,经过多次修改和完善,建立精细仿真模型,有效地利用仿真技术研究剩余油的形成与分布。仿真模型的构筑是微观剩余油仿真研究的关键,仿真模型应包含油气藏本质属性,并能反映油气藏主要因素间的逻辑和数学关系。该成果已有效应用于油田开发,取得了显著效果。     

水驱油田油井分类新方法及分类油井调控对策

均质油田储集层分布稳定,油层水驱前缘均匀,油井间开采差异小,注水开发效果好,因此,将油田单井平均产油量和产水量作为参考值,利用单井产油量偏差累加生成和产水量偏差累加生成,可以建立二维油井新分类方法——累计偏差系数法。若油田储集层非均质性较强,不同物性的储集层水驱效率存在较大差异,则需在均质油田油井分类方法的基础上对偏差进行物性校正,建立非均质油田油井分类方法——累计非均质系数法。利用油井新的分类方法能将油井划分为不同生产特征的4类井,也能连续性地展现单井的产状变化过程。油井分类新方法改变参考值为单井配产或上年末油井产量,可跟踪检查油井配产执行情况和老井调整效果评价,而且划分的4类油井生产特征差异突出,易于对生产不利因素形成调控对策。经玉果油田应用,效果较好,值得其他油田借鉴。     

复杂断块油藏优势通道识别与定量描述——以涠州12-1油田北块6井区为例

海上断块油藏平面与纵向上非均质性强,注采井距大,长期注水开发易形成优势通道,水驱开发效果差;并且由于合采合注井较多,纵向各层注入、产出不清,单一的优势通道评价方法准确性较差。以涠洲12-1油田北块6井区为例,综合应用井间动态连通性分析方法、无因次PI值方法、示踪剂试井及流线模拟技术,对该区块优势通道发育情况进行识别和定量描述,并结合数值模拟相互验证,为后续的剩余油分布研究和制定合理的调整方案奠定基础。     

玛湖砾岩致密油“甜点”分类评价及其工程应用

随着全球油气勘探向着深层、隐蔽、非常规拓展,国内的盆地油气勘探工作也不断有新的突破,新疆准噶尔盆地玛湖致密砾岩油藏资源富集,蕴含巨大的规模建产潜力。但是影响油藏渗流能力的因素复杂多样,同时在油藏开发中面临非均质性强,"甜点"的确定和分类评价难度大,两向水平主应力之差大,水力压裂缝形成、扩展机理认识不清,成本高、地质条件复杂等困难,以地质和工程一体化为指导思想,将研究区的地质特征和生产实践紧密结合,制定了针对该类油藏的"甜点"分类评价标准,采用了密切割体积压裂方法,探索了"长水平段、密切割、小井距、大井丛、工厂化"的立体开发技术试验等,形成了一套致密砾岩储层高效开发的技术体系,取得了良好的效果。"甜点"描述精度及三维地质模型精度的提高,显著地提升了钻完井工程效率,水平段轨迹平均调整次数由5次下降为2次,油层钻遇率达到90%以上;玛131井区平均簇间距由67m降至35m,300天平均累计产量增加37.5%。     

六东区克下组砾岩油藏精细描述研究

六东区克下组油藏是克拉玛依油田早期注水开发的Ⅲ类砾岩油藏，经历了冷采、注水、蒸汽吞吐和蒸汽驱等不同开采阶段，为新疆油田重要的热采生产区块。 本次从该油藏静态研究入手，结合动态开采特征，对构造特征、地层特征、沉积微相及储层特征分布等进行描述，精细刻画油层非均质性以及油、汽、水分布特征，建立三维地质模型，为全面认识评价油藏、数值模拟及开发调整跟踪研究提供了依据和技术保障。     

水驱砂岩油藏注采窜流井区判别研究

为治理水驱油藏的水窜现象、提高注水利用率,需要确定出油藏存在窜流的低效注采井区、层位.根据油田开发实践,提出能反映油水井发生水窜的动态特征指标,然后选用适当的数学方法对各类指标进行无量纲化处理,得出反映油藏注采井间窜流状况的评价指标集,利用权重系数法得到评判油藏注采井间窜流严重程度的综合评价指数.通过油田的开发实践总结...